Yacimientos de gas con baja permeabilidad
Tight gas es el término comúnmente usado para referirse a yacimientos de baja permeabilidad que producen mayormente gas natural seco. Para los años 70 debido a una decisión del gobierno de U.S., se nombraban yacimientos de tight gas, a todos aquellos cuya permeabilidad al gas fuese menor a 0.1 mD; actualmente la definición de yacimientos tight gas, es función de muchos factores físicos y económicos. Los físicos, están relacionados con la ley de Darcy para flujo radial, donde la tasa de flujo es función de la presión de fondo fluyente, la presión de yacimiento, el radio del pozo, propiedades del fluido, temperatura del yacimiento, permeabilidad, espesor, radio de drenaje y del daño. La mejor definición de yacimientos tight gas es la de un yacimiento que no es capaz de producir a tasas económicamente rentables y en el que solo se pueden recuperar cantidades favorables de gas, si el pozo es estimulado con técnicas de fracturamiento o es producido por pozos horizontales o multilaterales. Con esto se tiene que no hay yacimientos típicos de tight gas, estos pueden ser tanto profundos como someros, con alta o baja presión y temperatura, homogéneos o naturalmente fracturados.
Para evaluar y desarrollar un yacimiento de gas de baja permeabilidad, y determinar las zonas prospectivas en él, usualmente se necesita de mucha mas data para evaluar un pozo de este tipo que para uno convencional y por esto, se debe integrar toda la información tomada de: registros, perfiles, historiales de perforación y pruebas de presión. Usualmente, se utiliza la técnica de pruebas de inyección cortas y el subsiguiente análisis Fall Off para caracterizar este tipo de yacimientos; esto debido al poco flujo de gas hacia el pozo como producto de las bajas permeabilidades.
Para optimizar el desarrollo de este tipo de yacimientos, se puede optimizar el número de pozos a ser perforados así como también, los procedimientos de perforación y completación para cada uno de ellos. La óptima perforación, completación y simulación para cada uno de los pozos es función de la situación económica en la que se esté trabajando y de las características del yacimiento. Los costos de perforación, completación y estimulación, mas el precio del gas y el mercado del gas, todo esto, afecta al desarrollo de este tipo de yacimientos.
Por último, los métodos más comúnmente usados por los ingenieros de yacimiento para el cálculo de reservas son: el volumétrico, balance de materiales, curvas de declinación d presión y modelaje de yacimiento; normalmente, los métodos volumétricos no se ajustan a yacimientos gas tight; debido a que el área de drenaje es rara vez conocida; el balance de materiales tampoco se adapta a este tipo de arenas porque es casi imposible cerrar pozos por un tiempo tan largo para poder estimar la presión de yacimiento, cuando el yacimiento presenta tan poca permeabilidad. Con esto, el mejor método para determinar reservas en este tipo de yacimientos es el análisis de la data de producción usando tanto curvas de declinación como simulación de yacimientos.
Una típica curva de declinación para yacimientos tight de gas, muestra un carácter hiperbólico, pero aún usando la ecuación hiperbólica para analizar la producción de este tipo de pozos, se debe analizar la data con mucho cuidado; el modelo más exacto para estimar reservas de gas en yacimientos de gas con baja permeabilidad, es usando modelaje del yacimiento, ya sea un modelo semi-analítico o uno numérico, para definir el ajuste entre la data de producción de gas y la presión de fondo tomada del pozo. El modelo debe ser capaz de simular las zonas prospectivas del yacimiento, fracturas de conductividad finita, y los cambios en la presión de fondo del yacimiento; al ajustar el modelaje con lo obtenido en el historial de presión se puede tomar esta herramienta como la más eficiente para predecir la producción en este tipo de yacimientos.
