El presente trabajo se enfoca en el análisis de un yacimiento de gas y condensado con una zona de aceite original, explorando fenómenos poco comunes. Algunos escasamente o no documentados en la literatura.
Para este tipo de yacimientos, la disminución de la presión del yacimiento durante la explotación conduce a la condensación en la capa de gas. Y la liberación de gas en la zona de aceite, resultando en un desplazamiento del contacto gas-aceite.
A través del análisis de °API y la Relación Gas Condensado (RGC), se reconstruye la historia de producción de gas para optimizar los resultados de los estudios de ingeniería de yacimientos.
Como resultado del análisis se logró mapear el avance del contacto de gas-condensado a condiciones originales de explotación. Por último se calculó del volumen original de hidrocarburos en el yacimiento. Se destaca la importancia de comprender la dinámica de estos yacimientos para maximizar el factor de recuperación a través de un programa de desarrollo. (Terminación de pozos, implementación de sistemas artificiales y recuperación secundaria) adecuado para aprovechar la energía del casquete de gas y la riqueza de los condensados.
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Existe un tipo de yacimientos denominado en la literatura como de Gas y Condensado con zona de aceite (pierna de aceite, “oil leg” o “gas-cap”). En este tipo de yacimientos se puede encontrar una zona de transición o un contacto gas-condensado definido (para propósitos de este trabajo se denominará CGC). En el cual, el gas se encuentra saturado en su punto de rocío retrógrado y el aceite se encuentra saturado en su punto de burbuja. Por lo que al disminuir la presión del yacimiento producto de la explotación de este, se produce una condensación retrograda en la capa de gas y liberación de gas en la zona de aceite.
El gas liberado de la zona de aceite se mezclará con el existente en la capa de gas. Mientras que el condensado generado en la zona de gas se mezclará con la zona de aceite.
La combinación de estos fenómenos produce un movimiento del CGC (o de la zona de transición) conforme ocurre la explotación del yacimiento. Considerando la segregación de fluidos debido a la gravedad, la presión del yacimiento aumenta con la profundidad. Debiendo tener un gradiente mayor en la zona de aceite debo a la mayor densidad.
Sin embargo, en el CGC la presión de burbuja será igual a la presión de rocío, por arriba de dicho contacto, la presión de rocío es menor al igual que la presión de burbuja debido a la mayor presencia de componentes pesados conforme incrementa la profundidad.
Puntos clave
Para el caso en que la diferencia de densidades es muy reducida, puede no observarse una zona de transición gas a liquido definida.
Un punto clave en los yacimientos de gas-condensado con zona de aceite, es que existe una columna de fluidos con variación composicional. Que va desde un gas rico en condensado en la parte alta del yacimiento, un fluido crítico en la zona intermedia y un aceite volátil a negro en la parte inferior. En ocasiones no existe como tal un contacto gas-aceite, sino una zona de transición.
La fuerza de gravedad y cambios en la temperatura debido al gradiente geotérmico son las principales causas de la variación composicional de los fluidos. En yacimientos con altos espesores o con cambios de profundidad significativos por un alto echado.
Los componentes de la mezcla migran de acuerdo con el efecto de barodifusión, que es la difusión de componentes debido a cambios de presión por efectos gravitacionales.
Conclusiones
La presencia de “oil leg” es un fenómeno que no se ha estudiado a profundidad. Aunque hay algunos casos documentados en la literatura, es primordial entender el comportamiento dinámico que ocurre en este tipo de yacimientos con la finalidad de crear estrategias de explotación para maximizar el factor de recuperación.
Entender el comportamiento de los °API y la variación en los datos medidos de RGC, fue la clave para estimar el avance del CGC. En este tipo de yacimientos se comprobó que a mayor profundidad se presentan menores °API y menor RGA debido a presencia de fluidos más pesados.
Hasta diciembre de 2023 son pocos los pozos que presentan un bajo corte de agua. Esta es atribuida a agua de condensación ya que presentan salinidades de menos de 3,000 ppm y corresponden a pozos localizados en la parte alta de la estructura.
De acuerdo con el análisis de balance de materia se infiere la presencia de un acuífero. Lo anterior es necesario para lograr que la zona de aceite avance hacia la parte alta de la estructura.
De no existir dicho acuífero el volumen de la zona de aceite debería ser mucho mayor. Sin embargo, esto no ajustaría con el volumen estimado mediante el modelo estático.
El gradiente composicional vertical en ocasiones se ignora. Sin embargo, puede tener un efecto considerable en la cuantificación de volúmenes originales y reservas de hidrocarburos.
Con la metodología aplicada se logró realizar una mejor estimación del volumen original y reservas de hidrocarburos en el campo, teniendo valores de factor de recuperación acordes a lo esperado.
Los Ingenieros César Israel Méndez Torres, Humberto Iván Santiago Reyes. Nancy Peregrino Chávez y Jorge Enrique Paredes Enciso presentaron el trabajo en la anterior edición del Congreso Mexicano del Petróleo (CMP).
