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COMPACTION AND PERMEABI LlTY OF CERRO PRIETO CORES: A LABORATORY EVALUATION A. S. Abou-Sayed, J. F. Schatz and K. M. Wolgemuth Terra Tek, Inc. 420 Wakara Way Salt Lake City, UTAH 84108 ABSTRACT As part of the Lawrence Berkeley Laboratory Geother mal Subsidence Research Program, an experimental program has been carried out to determine the mechani cal and physical response of cores from selected wells at the Cerro Prieto Geothermal Field. In particular, the effects of pore pressure reduction (due to reservoir drawdown) on rock compaction and vertical perme ability are investigated. Initially, a specimen is subjected to reservoir condi tions of temperature, confining pressure, and pore pres sure. Then pore pressure is reduced to simulate well production and axial and transverse strain as well as ejected fluid volume are measured as a function of time. In some tests permeabilities are also measured. Both short duration (. . . . 1 hour) and long duration (. . . . 8 hours) tests have been performed. The short duration tests indicate instantaneous response, while the long du ration. tests are intended to monitor creep compac tion. The results of the study are related. to reservoir engineering, well integrity and subsidence potential at the Cerro Prieto field. such an approach to understand surface subsidence due to production. However, such an approach is inad equate for planning development strategy and evaluat ing the potential economic and environmental impact of production in a virgin reservoir. On the other hand, reservoir engineering by use of well testing has long been established as a predictive tool for reservoir production behavior. Well tests are used on a routine basis to deter mine reservoir permeability, resource in place, and well bore conditions (Ramey, 1977). However, these field tools la~k the ability to predict changes in reservoir parameters that effect production and recharge. It is there fore advisable, as part of an overall exploitation pro gram, to utilize laboratory simulations to investigate the phenomena associated with reservoir behavior due to production and injection. To generate a good reser voir model, more than just data collection is required. It is also essential to understand the mechanisms of short-term and long-term (creep) compaction. These mechanisms· are probably a combination of simple me chanical deformation, crack growth and closure, and chemical reaction effects which can in themselves cause porosity (and permeability) reduction or enhance the physical mechanisms of such reduction. INTRODUCTION Production of water, oil and gas from underground formations can cause compaction of reservoir sands due to pore pressure reduction. This compaction, if ex cessive, may in turn result in permeability loss, reser voir storage loss, well damage, and surface subsidence. Compaction may be inelastic and irreversible, so attempts at reservoir restoration by methods such as injection may stop the occurence of additional adverse effects but not return losses. Therefore, it is important to deter mine the reservoir pressure drawdown at which adverse inelastic phenomena begin to predominate and what magnitude their effects have. A complicating factor is that some irreversible changes may be associated with time-dependent creep mechanisms. Long-term reservoir behavior can best be deter mined by long-term field observations. Lofgren (1978) and Helm (1979) have shown examples of the use of As part of the DOE/LBL Geothermal Subsidence Research Management Program, laboratory and analyt ical studies have been undertaken at Terra Tek. The experiments described in this paper are conducted with Cerro Prieto reservoir core and reservoir fluid. Measure ments of compaction, permeability, and chemical effects have been recorded in an attempt to elucidate the mechan ics of reservoir perfomance. EXPERIMENTAL EQUIPMENT AND PROGRAM Cores were obtained from nine (9) wells located mostly in the eastern part of the geothermal field as shown in Fig ure 1. Sampling locations on an approximate SW·NE cross-section of the field are shown in Figure 2. The prinCipally eastward trend of increasing core depth is consistent with the increasing reservoir depth in that direction. 264 sand, and in fact, completely lost mechanical integrity after the creep compaction test.) c ...... NL-' • T-366 • 0-473 • o 500 • IOOOm '---'---' SCALE CERRO PRIETO GEOTHERMAL WELL LOCATIONS Figure 1. Locations and designation of wells from which core was obtained. Fluid sample was obtained from Well M-25. sw- NE SECTION Generally, the samples have porosities which are typical of sandstones at these depths. Calcite content of the cores was determined by a method adapted from Prestley (1975). Samples of 1.0 g were reacted with phosphoric acid and the CO 2 evolved was measured with a manometer. The extraction system was carefully cali brated with weighed portions of oven-dried CaC03 and the results are considered good to ±0.3 percent. The cores prepared for testing fall into three categories. Five samples have essentially zero calcite «0.3 percent, the detection limits of the extraction system), two have approximately 1% calcite, and two have approximately 7% calcite. Elders et a!. (1979) have shown that the calcite content of Cerro Prieto rock correlates quite well with temperature boundaries in the hydrothermal reser voir. In the higher temperature part of the reservoir, almost no calcite occurs since it has been previously de composed and replaced by hydrothermal alteration minerals such as silica and epidote. At lower tempera tures, calcite appears. Its occurence can be either as ori ginal material, or in a form that has been redeposited in the hydrothermal system from fluid that cools as it passes through the formation. The tested cores with high calcite content are probably rocks located near the upper boundary of the reservoir. In terms of tem perature, the cores with zero calcite content are probably from a zone of temperature well in excess of 250°C. (APPROXIMATE) To obtain fluid suitable for use with samples, a !:i5-gallon drum of fluid was collected from Well M-25 in July, 1979. It was acidified to a pH of 2-3 with HN0 3 , a procedure confirmed by Manon (Comision Federal de Electricidad) to prevent polymerization and precipita tion of silica. (The voluminous gel-like silica deposits in the evaporation pond are ample evidence that this occurs as produced fluid cools to ambient temperature). 'i " w " TABLE 1. PROPERTIES OF CERRO PRIETO SAMPLES \ SANDSTONE-SHALE Figure 2. Schematic cross-section showing approximate Jocations of core. Samples selected for testing have been analyzed for porosity and calcite content. Results are given in Table 1. The average porosity is 19± 3 percent with the exception of the extremely high value of 39 per cent for M-93. (This sample was extremely friable com pared to the others, almost resembled an unconsolidated WELL M-I07 M-110 M-127 NL-l T-366 M-7 0-473 M-93 M-129 DEPTH POROSITY (M) en 2115 1664 1871 2735 2522 1410 1384 1566 1802 25 15 17 18 20 19 23 39 17 CALCITE (%) 0 0 0 0 0 0.9 1.3 6.1 8.6 265 TABLE 2. CHEMISTRY OF COLLECTED CERRO PRIETO FLUID* ADJUSTED TO RESERVOIR CONDITION FOR CREEP TESTING pH Ca Na C1 5.9 270 ppm 5,400 ppm 13.100 ppm 1,400 ppm 620 ppm o ppm (since brine was aCidified) K Si02 HC03 .. All values are as collected from Well M-25, with adjustment for flashing in the separator. In the laboratory, the water was analyzed for major constituents. Results are given in Table 2. Figure 3 shows schematically the sequence of handling the fluid from collection through testing. Prior to use for saturation of rock samples, it was dilluted by 1/3 with deionized water to replace the fraction lost by flashing at the wellhead. The pH was adjusted to about 5.5 by addition of NaOH and the fluid was injected to the heated specimens as quickly as possible to prevent silica precipitation. Once the tests were terminated, the fluid was flushed out LABORATORY TESTING ---------------,,------------ ADJUST TO RESERVOIR CONCENTRATION PERMEABI LITY AND CREEP TESTS pH = 5,9 DILUTE f- SI02 Of 600 REACTIONS ALTERATION f--- EQU I LlBI'lI UM I STEAN COLLECT & ACIDIFY pH SI02 r- ~ 2 (flN0 3 ) i CA NA CI K SI02 HC0 3 S,E.M. J \ RESERVOIR pH THIN SECTION I 1.000 PPM! ANALYZE FLUID & ROCK FIELD TESTING pH ., 5,9 (cALC) SI02 ~ 600 PPN of the samples and analyzed for Si02 by the molybdate method; HC03 by alkalinity titration; CI by specific ion electrode; and Na, K, Ca and Mg by atomic absorption spectrophotometry. Most of the reported experiments have been perform ed in the Terra Tek creep system which is capable of sim ulating in-situ conditions of stress and pore pressure up to 1,000 bars and temperatures in excess of 300°C. Confining pressure, load and pore pressure are maintained by gas backed temperature-stabilized accumulators. Confining fluid is mineral oil. The base plug allows for fluid flow in and out of the vessel. Since the heating is internal, no seals or feed-through (electrical and high-pressure lines) are sub jected to high temperature. Strains are measured using LVDT (l..:inear-Variable-Displacement Transformer) at tached rigidly to the sample end caps. Data acquisition is carried out via a PDP-11 Series Computer. The ability measurements (Ennis et aI., 1979) has capabilities to 500°C and 2,000 bars. Samples are wrapped in elastomer-jackets which have been proved reliable to 3000C. Nine samples, 5 cm in diameter by 10 cm long, were tested to determine permeability ,md compaction as functions of pore pressure and time. At the start of these compaction tests, axial load, confining pressure. pore pressure and temperature were applied to simulate in-situ conditions appropriate to the core depth. Axial load, confining pressure and pore pressure have been assumed at approximately 3.0 psi/meter depth, at 2.0 psi/meter depth and 1.5 psi/meter depth respectively. Since in-situ temperatures 'are not known accurately, the tests were run at 230°C-280°C as determined by estimates from depth and calcite content. Permeability . at simulated reservoir conditions was measured for each sample. The pore pressure was held constant for periods of two to ten hours. At the end of the creep interval, permeability was measured again. Finally, pore pressure was increased to its initial value while deformation and permeability rebound were monitored. Nine more samples were tested for permeability only. These measured 2.5 cm in diameter by 5 cm long. They were subjected to reservoir conditions of confining pressure and pore pressure before the sample permeabil ity was measured at room temperature. The tempera ture was then increased to reservoir temperature and per meability was measured again. While sample tempera ture was held constant, the pore pressure was reduced by 1,000 psi, and permeability was measured. Then pore pressure increased to its original value with a final perme ability measurement. No compaction measurements were made in th is sequence of tests. EXPERIMENTAL RESULTS AND DISCUSSION Figure 3. Schematic of changes in fluid chemistry from the reservoir through creep testing of cores. A summary of the conditions and results of the perme 266 TABLE 3. COMPACTION TEST RESULTS (1000 psi pore pressure cycle) WELL M-l07 M-ll0 M-127+ NL-I T-366+ M-7 0-473 M-93++ M-129 AXIAL STRESS 6200 4900 5500 8100 7400 4200 4100 4600 5300 CONFINING PRESSURE 4150 3250 3650 5400 4950 2800 2750 3050 3550 INITIAL PORE PRESSURE 3100 2450 2750 4050 3700 2100 2050 2300 2650 TEMP. 260 280 280 260 250 250 250 230 250 SHORT-TERM COMPACTION MODULUS· 10 6 psi LONG-TERM COMPACTION MODULUS· 106 psi 2.2 3.0 1.3 2.0 2.0 2.8 3.7 0.85 6.3 (0.014 ) 3.7 0.83 2.6 (0.013 ) 4.8 DURATION OF CREEP min 125 530 480 120 350 160 560 240 180 REBOUND MODULUS· 10 6 psi RATIO OF LONG- TERM COMPACTION TO REBOUND 4.8 0.12 0.42 16.7 . 16.7 3.0 3.5 0.17 0.17 0.28 0.74 11.1 * Modulus is defined as ratio of pore pressure drop (1000 psi) to volume strain + F'uid in these specimens was inadvertently flashed during testing, thus contributing to spurious results ++ Rock yielded during test ability and compaction tests is given in Table 3. The per meability tests were done on vertical cores subjected to hydrostatic conditions at a hydrostatic pressure equal to that in the axial stress column in Table 3. Comparison of the long-term compaction moduli to rebound (elastic) moduli indicates that most of the compaction observed in these tests is irreversible, i. e., that pore pressure reduction, once it causes compaction, cannot be compensated by subsequent pore pressure increase. We also observe that the accumulated volume compaction increases with time for a fixed set of loading conditions. Therefore, a very long-term effective modulus for compaction as measured in the laboratory may well approach long-term moduli as estimated from field data (Schatz et aI., 1978; Helm, 1979). During the early phases of permeability testing it became evident that the rocks containing calcite pro duced inconsistent results. Steady state permeabilities could not be measured since permeability went up or down erratically as a function of time. Such variation probably resulted from the low CO 2 content of the fluid used for these tests (as compared to reservoir values). In these tests, calcite was dissolved causing either an increase of permeability due to porosity increase or core plugging due to fines released after the breakdown of calcite cementation. The rocks containing no calcite, howeve-r, showed more regular behavior. Therefore, results from those five tests are presented. (Subsequent tests, to be reported in the future, include more careful control of carbonate chemistry.) Table 4 gives the vertical permeability results for low calcite material. A baseline value was established at in-situ pressure and room temperature. Then four additional measurements were successively madll after the sample has been subjugated to the following: a) an increase of temperature to reservoir temperature while the pressures were held fixed; b) a reduction of pore pressure by 1,000 psi with temperature, axial and con· fining pressure held constant; c) creep compaction for several hours with the reduced pore pressure and other parameters kept unchanged, and c) an increase of pore pressure back to reservoir conditions. The average base· line val ue at high pressure and room temperature is 1.6 md. High temperature significantly reduces the average permeability to 0.7 md. A reduction of pore pressure does not significantly change average permeability. TABLE 4. PERMEABILITY TEST RESUL TS* WELL ROOM TE~IPERATURE md HIGH TEMPERATURE md REDUCED PORE PRESSURE md AFTER CREEP md RETURN PRESSURE md .11 .46 .20 M-J07 .45 .45 .22 .50 .21 M-110 .99 .73 .80 .65 1.2 M-127 2.1 1.7 1.3 NL-1 3.0 .21 1.2 .34 1.2 .90 :74 .70 .91 .76 .37 .40 .74 .75 .46 .59 T-366 AVERAGE 1.64 .24 .92 .63 * For each well, the first row is the results of permeability tests, only on 2.5 em x 5 em samples and the second row is combin ed compaction-permeability tests on 5 cm x 10 cm cores. 267 Short·term compaction moduli estimated from pore pressure reduction tests average about 3 million psi. These results imply that the reservoir rock is quite stiff with respect to pore pressure reduction in its elas tic response. However, other compaction tests, not reported in the present paper, where the samples were subjected to confining pressure increase rather than pore pressure decrease resulted in a range of compac tion moduli of 1 to 2 million psi. Therefore, the classi cal Terzaghi effective stress law does not hold in this case. While the number of data points is small, it is be lieved that the results are significant. Furthermore, this observation is in agreement with previous work by Nur and Byerlee (1971) who established that the sim ple Terzaghi effective stress concepts do not exactly apply to porous rock. Creep compaction significantly reduces average perme ability further to 0.5 md. Recovery of pore pressure back to reservoir pressure increases the average perme ability to 0.6 md but the final permeability is still less than initial baseline value. The average values are re ported since they represent qualitatively identical behav ior to each sample. Chemical data of fluid obtained from the creep measurements are shown in Table 5. The results of Si0 2 analyses are especially interesting. Four of them have Si0 2 of 2,300 - 3,300 ppm. These concentrations are higher than the solubility of the temperature conditions during testing, even for amorphous silica (Fournier, 1973). We believe this to be due to one of two possible mechanisms. The first is the increase with pressure of quartz solubility combined with stress concentrations at grain asperities to cause pressure solution. With more time, Si0 2 concentration decreases in the pore fluid as equilibrium is approached from the supersaturated con ditions. The second possible mechanism is rapid disso lution of amorphous silica which was present in the cores by precipitation for the pore fluid, where the kinet ics of silica dissolution cause an overshoot to supersat urated conditions for a period of time. Further inves tigation is needed to determine which of these mechanisms was operative. The reported work is the result of laboratory investiga tion of the effect of pore pressure reduction on the behavior of cores from the Cerro Prieto Geothermal Field. Th,e purpose is to investigate pore compaction and its effects on permeability and reservoir subsidence. Results indicate: The reported laboratory-measured compaction mod uli may be used to assess reservoir behavior upon de pletion. The long-term compaction moduli for low calcite rocks range approximately from 1 to 3 million psi with an average of 2 million psi. These values may be used to develop some bounds on surface subsidence. For exam pie, using a compaction modulus of 2 x 106 psi, one estimates that a 500 psi pore pressure decrease in a 100 meter thick layer results in a total vertical elastic compaction of about 2.5 centimeters. 1. Reservoir depletion (pore pressure reduction) will cause substantial compaction and reduction in per meability. 2. Some part of the compaction and permeability reduction is not returned upon restoration of pore pressure. Longer term creep test may determine whether the perma nent reduction stabilizes or continues with time. 3. The laboratory-measured permeabilities of less than 1 md, while reliable, are significantly less than the reservoir permeabil itv 20 md or more estimated from actual CONCLUDING REMARKS TABLE 5. CHEMICAL ANALYSIS OF INPUT AND OUTPUT FLUID OF SPECIMENS USED FOR CREEP COMPACTION TESTS Test Date 10-4 10-4 10-4 10-6 Test r. D. CP6,A CP6,B CP7,B CP8,B \10-8 CP9,A •I 10-8 CP9,B In Na Ca pH Out In Out In C2 Out 5.9 7.5 270 660 5400 10,000 5.9 7.5 270 350 5400 8200 5.9 6.7 270 480 5400 7300 5.9 7.0 270 230 5400 6700 5.9 7.2 270 490 5400 7000 5.9 6.7 270 640 5400 6600 A. Detention time approximately 3 hours B. Detention time approximateiy 8 hours In 13,100 13,100 13,100 13,100 13,100 13,100 Out 14,300 13 ,700 12,100 12,100 10,200 In Out In 1100 1100 1100 1100 1100 1100 2200 1500 1900 1400 300 500 620 620 620 620 620 620 - HC0 3 Si0 2 K Out In --- 1-- 170 3100 3300 2500 590 2300 Out _._---, 0 550 0 800 0 420 0 620 0 520 0 1550 %CaC0 3 ---0 0 8 0 6 6 1 -~j M107 M107 M129 NLl 1,193 M43 268 ACKNOWLEDGEMENTS NO COHESION LOSS \ 0.15 > f- iii 0 . a:. 0.10 0 COHESION LOSS 0.05 0 0 10 15 20 25 30 The authors would like to express their gratitude to Ing. Alfredo Manon. General Supervisor of Research, Cerro Prieto Geothermal Project and his competent staff for their cooperation in provid ing cores, brine and reservoir data used in this study. Mark Smith. Scott Carlisle. Dic Van Buskirk and Fred Prater have contributed substantially to the experimental efforts reported here. John Noble. Technical Program Manager at LBL, has been a constant source of help and encouragement. This program was supported by the Lawrence Berkeley Laboratory Geothermal Subsidence research program under Contract No. 4500310. TIME (YRS.J Figure 4. Extrapolated porosity versus time from the laboratory data. reservoir data (Rivera et al., 1978; Schroeder et al., 1978). Therefore, it seems likely that in the field there are either a) permeable zones in the rock that have not been sampled in the coring procedure or b) an extensive interconnected system of fractures. This means that, although the fluid storage in the reservoir is probably within the pore struc ture of the rocks, theftuid flow occurs in more permeable channels than we can infer from these test. 4. Future testing for creep compaction and perme ability should use fluid with the carbonate chemistry adjusted to in-situ conditions. In summary, the long-term effects of reservoir drawdown can be summarized as a loss of storage due to compaction and loss of permeability. An example of such effects is shown in Figure 4. The figure indi cates the long-term porosity-reduction that results from reservoir depletion. These curves have been generated using time-dependent spherical pore theory (Schatz et aI., 1980). The solid curves are derived from an assump tion that the cohesion in the rock is eventually lost with time which is an extreme case. At the other ex treme is the assumption that there is no long-term cohe sion loss in the rock. Instead, pore pressure reduction causes the rock to respond by an instantaneous elastic response followed by creep until the reduced porosity is in equilibrium at the original cohesion. Curves are shown for time constants of 3, 15 and 30 years. Presum ably there would also be equally targe or larger reduc tions in long-term permeability. Probably, the ultimate result of this work wilt be an extrapolation that lies somewhere between the extremes shown in Figure 4. In any case (even with the assumption of no long-term cohesion loss) the long-term porosity reduction is consid erably greater than one would derive from short-term measurements. REFERENCES Elders, W. A., Hoagland, J. R., McDowell, D. and Cobo, J. M., "Hydrothermal Mineral Zones in the Geothermal Reser voir of Cerro Prieto, B. C., Mexico"; Proceedings of the 1st Symposium on the Cerro Prieto Geothermal Field, Baja California Mexico (1979). Ennis, D.O., Butters, S. W., and Jones A. H., "Overview of the Terra Tek Geothermal Rock Mechanics Program", Trans actions Geothermal Resources Council, 3, pp. 185-188 (1979). Fournier, R. 0., "Silica in Thermal Waters; Laboratory and Field Investigations", Proceedings of Symposium on Hydrogeochemistry and Biogeochemistry, Japan, 1970) Vol. 1, J. W. Clarke, Washington, D. C., pp. 122-139, (1973). Helm. D. C., "Conceptual Aspects of Subsidence Due to Fluid Withdrawal", presented to LBL Symposium on Recent Trends in Hydro-Geology. February 8-9,1979. 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En particular, se investigan los efectos de la reduc cion de la presion de poro (debido al abatimiento de la presion del vacimiento) sobre la compactacion de la roca V la permeabilidad vertical. Inicialmente, los especfmenes se someten a las con diciones de temperatura, presion de confinamiento V pre sion de poro del vacimiento. Luego, Se reduce la presion de poro para simular la produccion del pozo. La deforma cion axil V transversal, as! como el volumen de fluido ex trafdo, se miden en funcion del tiempo. En algunas prue bas tambien se miden permeabilidades. Se lIevaron a cabo pruebas de corta duracion n hora) V de larga duracion (-8 horas). Las de corta duracion indican respuesta ins tantanea, mientras que las de larga duracion intentan mo nitorear la compactacion permanente (creep compaction). Los resultados de este estudio se relacionan con la ingenieria de vacimientos, la integridad del pozo V el po tencial de hundimiento del campo de Cerro Prieto. INTRODUCCION La extraccion de agua, petroleo V gas de formaciones sub terraneas, puede ocasionar compactacion .de las arenas del vacimiento debido a la reduccion de la presion de por~. Dicha compactacion, si fuera excesiva, puede a su vez cau sar disminucion de la permeabilidad V de la capacidad de almacenamiento del Vacimiento, danos en los pozos V hundimiento de la superficie. La compactacion puede ser inelastica e irreversible, de modo que los intentos de res taurar el vacimiento p~r metod os como la inveccion puede detener la ocurrencia de efectos adversos adiciona les pero no recuperar las perdidas. Por 10 tanto, es impor tante determinar el abatimiento de presion del vacimiento, en que comienzan a predominar los fenomenos inelasticos adversos, V la magnitud de sus efectos. Una complicaci6n a tener en cuenta es que algunos cambios irreversibles pue den estar asociados con mecanismos de deformaci6n permanente (creep) dependientes del tiempo. Las observaciones de campo a largo plazo constitu yen el mejor metodo para determinar el comportamien to de un vacimiento a largo plazo. Lofgren (1978) V Helm (1979) han mostrado ejemplos del uso de dicho enfoque para comprender el hundimiento de la superficie debido a la produccion. Sin embargo, dicho enfoque es inadecua do para planear la estrategia de desarrollo V evaluar el po tencial econ6mico V el impacto ambiental de la produccion en un vacimiento virgen. Por otra parte, hace va tiempo que las pruebas de pozo son consideradas como una he rramienta predictiva del comportamiento de vacimientos en produccion. Las pruebas de pozo se usan rutinariamen tepara determinar la permeabilidad del vacimiento, mag nitud del recurso V condiciones de los pozos (Ramev, 1977). Sin embargo, estas herramientas de campo son in capaces de predecir cambios en los parametros del vaci miento que afectan la produccion V recarga. Por 10 tanto, es aconsejable, como parte de un program a de explota cion completo, utilizar simulaciones de laboratorio para investigar los fen6menos asociados con el comportamien to del vacimiento debido a la produccion e inveccion. Pa ra producir un buen modelo de vacimiento, se necesita mas que una simple coJeccion de datos. Es esenciaJ tam bien entender los mecanismos de compactacion a corto V largo plazo (creep). Tales mecanismos son probablemen te una combinaci6n de deformacion mecanica simple, cre cimiento V cerrado de fracturas V efectos de reacciones qufmicas que pueden, por sf mismas, causar reduccion de la porosidad (V permeabilidad) 0 realzar los mecanismos ffsicos de dicha reducci6n. Como parte del DOE/LBL Geothermal Subsidence Research Management Program se han realizado estudios de laboratorio y anal fticos en Terra Tek. Los experimentos descritos en este trabajo fueron lIevados a cabo con nu· cleos V fluidos del vacimiento de Cerro Prieto. En un in tento por elucidar la meciinica del funcionamiento del yacimiento, se registraron medici ones de compactacion, permeabilidad V efectos qufmicos. EQUIPO Y PROGRAMA EXPERIMENTAL Como se observa en la figura 1, los nucleos se obtuvieron de nueve pozoslocalizados en su mayorfa en la zona orien tal del campo geotermico. En la figura 2 se yen localiza ciones de muestras en un corte transversal del campo de direccion aproximada SO-NE. La tendencia de la profun didad de los nucleos a aumentar principal mente en direc cion al E es compatible con la mayor profundidad del va cimiento en dicha direccion. 270 Las muestras seleccionadas para las pruebas se ana lizaron para determinar su porosidad V contenido de cal cita. Los resultados aparecen en la tabla 1. La porosidad promedio es 19± 3 % , con la excepcion de M-93 con un valor extremadamente alto de 39%. (Comparada con las otras, esta muestra resulto friable en extremo, casi pare cia arena no consolidada V, en efecto, perdio completa mente la integridad mecanica despues de la prueba de com pactacion permanente.) En general, las muestras tienen porosidades que son tipicas de areniscas a esas profundidades. EI contenido de calcita de los nucleos se determine por un metodo adop tado de Prestlev (1975). Se hicieron reaccionar muestras, de 1.0 9 con acido fosforico, V el C02 desprendido se mi dio con un manometro. EI sistema de extraccion se calibro cuidadosamente con porciones pesadas de CaC0 3 secado a horn~, V los resultados se consideran correctos dentro del ±0.3 % . Los nucleos preparados para las pruebas se distribuveron en 3 categorfas. Cinco muestras tienen esen cialmente cero calcita (0.3%, los Ifmites de deteccion del sistema de extraccion), dos tienen alrededor de 1% de calcita V los otros dos tienen mas 0 menos 7% de calcita. Elders et at. (1979) mostraron que el contenido de calcita de las rocas de Cerro Prieto correlaciona muv bien con contornos de temperatura en el vacimiento hidrotermico. En las partes de mayor temperatura del vacimiento no se observa casi calcita puesto que se ha descompuesto pre viamente V ha side remplazada por minerales de altera cion hidrotermica como la sflice V el epidoto. La calcita aparece a temperaturas mas bajas. Su ocurrencia puede tener lugar va sea como material original 0 en una forma que ha side redepositada en el sistema hidrotermico por fluidos que se en.friaron al pasar a traves de la formacion. Los nucleos con alto contenido de calcita examinados, pro bablemente provienen de rocas local izadas cerca del borde superior del vacimiento. En relacion con la temperatura, los nucleos con cero contenido de calcita probablemente provienen de una zona cuva temperatura excede consi derablemente los 250°C. Con el fin de obtener fluido adecuado para usar con las muestras, se extrajo en julio de 1979, un tambor de 55 galones de fluido del pozo M25. Se 10 acidifico a un pH de 2-3 con HN0 3 , procedimiento confirmado por Manon (Comision Federal de Electricidad) para prevenir polimerizacion V precipitacion de sflice (los volumino sos depositos con apariencia de gel de sflice en la laguna de evaporacion proveen amplia evidencia de que esto ocurre cuando el fluido producido se enfrfa a tempera tura ambiente). En ellaboratorio se analiza la salmuera para determi nar los componentes principales. Los resultados se dan en la tabla 2. La figura 3 muestra esquematicamente la se cuencia de manipuleo del fluido entre la extraccion V las pruebas. Antes de su utilizacion para saturar las muestras de roca, se diluvo el fluido por 1/3 con agua deionizada para remplazar la fraccion perdida por ebullicion en el ca bezal del pozo. EI pH se ajusto alrededor de 5.5 agregando NaOH. Tan rapido como fue posible, el fluido se in vecto a los especimenes calentados, para evitar la preci pitacion de sflice. Una vez que las pruebas concluveron, el fluido fue extraido de las muestras V analizado para determinar el contenido de Si0 2 por el metoda del mo Ivbdato, de HC0 3 por titracion de alcalinidad, de CI por electrodo de ion especifico V de Na, K, Ca V Mg por es pectrofotometrfa de observacion atomica. La mayor parte de los experimentos descritos fue ron lIevados a cabo en el sistema creep de Terra Tek, que es capaz de simular condiciones in situ de tension V pre sion de poro de hasta 1000 bars V temperaturas superio res a 300°C. La presion de confinamiento, la carga V !a presion de poro se sostienen mediante acumuladores de temperatura estabil izada mantenidos a gas; el fluido de confinamiento es aceite mineral. EI tapon de la base permite flujo de fluido en ambas direcciones. Debido a que el calentamiento es interno, ni los sellos ni las conexiones de entrada-salida (I ineas electricas V de alta presion) es tan sujetos a temperaturas elevadas. Las tensiones se mi den usando LCDT (transformador de desplazamiento va riable), asegurados rfgidamente a las tapas de la muestra. La adquisicion de datos se lIeva a cabo mediante un com putador P DP-11. EI sistema de pruebas geoterm icas usado para mediciones adicionales de permeabilidad (Ennis et at., 1979) tiene capacidades de 500°C V 2000 bars. Las mues tras se envuelven en camisas elastomericas que son confia bles hasta 300°C. Se probaron nueve muestras, de 5 cm de diametro por 10 cm de largo, para determinar la permeabilidad V la compactacion en funcion de la presion de poro V del tiempo. AI comenzar estas pruebas de compactacion se aplico carga axil, presion de confinamiento, presion de poro V temperatura para simular las condiciones in situ apropiadas a la profundidad del nucleo. La carga axil, la presion de confinamiento V la presion de poro se cal cularon suponiendo gradientes de aproximadamente 3.0 psi/metro de profundidad, 2.0 psi/metro V 1.5 psi/metro, respectivamente. Dado que las temperaturas in situ no se conocen con precision, las pruebas se efectuaron a 230°C 280°C, segun 10 indicado por estimaciones de profundidad V contenido de calcita. En cada muestra se midio la per meabilidad en las condiciones simuladas del vacimiento. La presion de poro se mantuvo constante por periodos de 2 a 10 horas. AI final del intervale de reptacion, se midio nuevamente la permeabilidad. Luego, se elevo la presion de poro a su valor inicial, mientras se monitoreaban los rebotes de la deformacion V de la permeabilidad. En otras nueve muestras se midio solo la permeabi 271 lidad. Estas muestras medfan 2.5 cm de diametro y 5 cm de largo. Antes de medir su permeabilidad a temperatura ambiente, las muestras fueron sometidas a presiones de confinamiento y de poro similares a las del yacimiento. Luego se incremento la temperatura hasta alcanzar la tem peratura del yacimiento y se midio la permeabilidad nue vamente. Manteniendo la temperatura de la muestra cons tante, se redujo la presion de poro en 1000 psi y se midio la permeabilidad. Luego se elevo la presion de poro hasta alcanzar su valor original y se realizo una ultima medicion de permeabil idad. En esta secuencia de pruebas no se rea lizaron mediciones de compactacion. RESULTADOS EXPERIMENTALES Y ANALISIS En la tabla 3 se ofrece un resumen de las condiciones y resultados de las pruebas de permeabilidad y compacta cion. Las pruebas de permeabilidad se realizaron sobre nuc\eos verticales sujetos a condiciones hidrostaticas y a igual presion hidrostatica que la de la columna de tension axil en la tabla 3. La comparacion entre los modulos de compacta cion a largo plazo y los modulos de rebote (elasticos) in dica que la mayor parte de la compactacion observada en estas pruebas es irreversible, es decir, que la reduceion de la presion de poro, una vez que ocasiona la compactacion, no puede ser compensada por el subsiguiente aumento de la presion de por~. Tambien se observo que el volumen de compactacion acumulado aumenta con el tiempo para un conjunto fijo de condiciones de carga. Por 10 tanto, un modulo de compactacion efectivo a muy largo plazo, como el medido en el laboratorio, puede aproximar el modulo de largo plazo estimado de los datos de campo (Schatz et al., 1978; Helm, 1979). Durante las primeras fases de las pruebas de permea bilidad se hizo eVidente que las rocas que contienen calci ta producfan resultados no uniformes. Las permeabilida· des de estado estacionario no se pudieron medir puesto que la permeabilidad aumentaba 0 disminufa erraticamen te en funcion del tiempo. Es probable que estas variacio nes ocurrieran por el bajo contenido de CO2 del fluido utilizado en estas pruebas (en comparacion con los valo res del yacimiento). En dichas pruebas, la calcita se disol vio causando, ya sea un aumento de la permeabilidad debi do al aumento de la porosidad, 0 taponamiento del nucleo debido a partfculas minerales liberadas al ceder la cemen tacion de la calcita. Sin embargo, las rocas que no conte nfan calcita mostraron un comportamiento mas regular. Los resultados de estas pruebas se presentan aqu f (pruebas posteriores, que se presentaran en el futuro, incluyen un control mas cuidadoso de la qufmica de los carbonatos). La tabla 4 muestra los resultados de la permeabili dad vertical para materiales de bajo contenido de calcita. Se establecio un valor de Hnea de base a presion in situ y temperatura ambiente. Luego se realizaron sucesivamente cuatro medidones adicionales despues que la muestra fue sometida a: a) un aumento de la temperatura hasta alcan zar la correspondiente al yacimiento mientras las presio nes se mantentan fijas; b) una reduccion de la presion de poro de 1000 psi, manteniendo constantes la temperatu ra y las presiones axil y de confinamiento; c) compacta cion irreversible por varias horas con presion de poro reducida y los otros parametros constantes, y d) un au mento de la presion de poro hasta alcanzar las condiciones del yacimiento. EI valor promedio de Ifnea4ie base a alta presion y temperatura ambiente es 1.6 md. La alta tempe ratura reduce significativamente la permeabilidad prome dio a 0.7 md. Una reduccion de la presion de poro no cambia significativamente la permeabilidad promedio. La compactacion irreversible reduce la permeabilidad pro me dio aun mas, hasta 0.5 md. La recuperacion de la presion de poro hasta la presion de yacimiento aumenta la permea bilidad promedio a 0.6 md, pero la permeabilidad final es, sin embargo, menor que el valor inicial de la tinea de base. Se informan los valores promedios dado que los mismos representan, cual itativamente, un comportamiento identi co para cada muestra. En la tabla 5 se muestran los datos qufmicos del flui do obtenido de las mediciones de reptaciOn. En especial son interesantes los resultados del analisis de Si02 • Cuatro de ellos tienen Si0 2 de entre 2300-3300 ppm. Estas con centraciones son mas elevadas que la solubilidad corres pondiente a las condiciones de temperatura de la prueba, aun para sflice amorfa (Fourmer, 1973). Se cree que esto se debe a uno de dos mecanismos posibles. EI primero es el aumento de la solubilidad del cuarzo con la presion, combinado con las concentraciones de tension en los granos de asperita que provocan solucion por presion. Con mas tiempo, la concentracion de Si02 decrece en el fluido de poro a medida que se alcanza el equilibrio desde las condiciones de supersaturacion. EI segundo mecanismo posible es la rapida disolucion de la sflice amorfa presente en los nucleos debido a precipitacion del fluido de por~, donde la cinetica de la disolucion de la sllice causa un re basamiento hasta condiciones de supersaturacion duran te un derto tiempo. Se necesita mayor informacion para determinar cual de los mecanismos es mas adecuado. EI modulo de compactacion medido en el laborato rio puede usarse para estimar el comportamiento del ya cimiento una vez agotado, EI modulo de compactacion de largo plazo para rocas con bajo contenido de calcita varia aproximadamente de 1 a 3 millones de psi, con un promedio de 2 millones de psi. Pueden usarse estos valo res para derivar algunos I[mites de hundimiento de super fide. Por ejemplo, usando un modulo de compactacion de 2 x 10 6 psi se estima que una reduccion de unas 500 psi en la presion de poro en una capa de 100 metros de 272 espesor, resulta en una compactacion elastica total verti cal de alrededor de 2.5 centimetros. permeabilidad deber/an utilizar fluidos con la quimica de carbonatos ajustada a las condiciones in situ. Los modulos de compactacion de corto plazo esti mados a partir de la presion de poro promedian aproxi madamente 3 millones de psi. Estos resultados implican que la roca del yacimiento es bastante rrgida respecto a la reduccion de la presion de poro en su respuesta elas tica. Sin embargo, otras pruebas de compactacion, que no se informan en el presente trabajo, y donde las muestras fueron sometidas a aumentos de las presiones de confina miento en vez de a disminuciones de la presion de poro, resultaron en una gama de 1 a 2 millones psi para el m6 dulo de compactaci6n. Por 10 tanto, la clasica ley del es fuerzo efectivo de Terzaghi no se cumple en este caso. A pesar de que es pequelia la cantidad de datos, se piensa que los resultados son significativos. Ademas, esta observa cion concuerda con un trabajo previo de Nur y Byerlee (1971), que establece que los simples conceptos de es fuerzo efectivo de Terzaghi no pueden aplicarse exacta mente a rocas porosas. En resumen, los efectos a largo plazo del abatimien to de la presion del yacimiento pueden sintetizarse como una perdida de almacenamiento debida a la compactacion y a una perdida de permeabilidad. En la figura 4 se mues tra un ejemplo de dichos efectos. La figura indica la reduc ci6n de la porosidad a largo plazo como resultado del agotamiento del yacimiento. Estas curvas se generaron usando la teor(a de poros esfericos dependiente del tiempo (Schatz et al., 1980). Las curvas Ifenas fueron derivadas suponiendo que la cohesion en la roca eventual mente se pierde con el tiempo, 10 que es un caso extremo. En el otro extrema esta la suposicion de que no hay perdida de cohesion en la roca a largo plazo. En cambio, la re duccion de la presion de poro ocasiona una respuesta elastica instantfinea de la roca seguida de reptacion hasta que la porosidad reducida vuelve a su equilibrio en la cohesion original. Se muestran curvas para constantes de tiempo de 3, 15 y 30 alios. Es posible que haya reduccio nes iguales 0 mas grandes en permeabilidad a largo plazo. Probabtemente el resultado final de este trabajo sera una extrapolacion que yace en algun lugar entre los ex tremos observados en la figura 4. En cualquier caso (aun con la suposicionde que no haya perdidade cohesion a largo plazo), la reduccion de la porosidad a largo plazo es con siderablemente mayor de 10 que uno podria calcular por las mediciones a corto plazo. CONCLUSIONES EI trabajo presentado es el resultado de investigaciones de laboratorio sobre los efectos de la reduccion de pre sion de poro. en el comportamiento de nucleos del campo geotermico de Cerro Prieto. EI objetivo es investigar la compactacion de poros y sus efectos sobre la per mea bilidad y la subsidencia del yacimiento. Los resultados indican: 1. EI agotamiento del yacimiento (reduccion de presion de poros) ocasionara compactacion sustancial y reduccion de la·permeabilidad. 2. Parte de la compactacion y la reduccion de la permeabilidad no se recobra despues de la restauracion de la presion de poro. Pruebas de reptacion a largo plazo pueden determinar si la reducci6n permanente se estabi liza 0 continua con el tiempo. 3. Las permeabilidades medidas en laboratorio, de menos de 1 md, a pesar de ser confiables son significati vamente menores que la permeabilidad del yacimiento de 20 md 0 mas, estimada de los datos de yacimiento comu nes (Rivera et al., 1978; Schroeder et al., 1978). Por 10 tanto, parece probable que en el campo hay: a) zonas per meabtes en la roca que no han sido muestreadas en los procedimientos de extraccion de testigos 0 b) un extenso sistema de fracturas interconectado. Esto significa que, aunque el almacenamiento de fluido en el yacimiento se haifa probablemente dentro de la estructura de poros de las rocas, el flujo de fluido tiene lugar por canales mas permeables que los que nosotros podemos inferir de es tas pruebas. AGRADECI MI ENTOS Los autores desean expresar su agradecimiento al ingeniero Alfre do Manon, Supervisor General de Investigacion, Proyecto Geoter mico de Cerro Prieto V su competente personal por su coopera cion en la provision de·nucleos, salmueras y datos del vacimiento utilizados en este trabajo. Mark Smith, Scott Carlisle, Die Van Buskirk V Fred Prater han contribuido ineansablemente a los es fuerzos experimentales proporcionados aqui. John Noble, Tech nical Program Manager en el LB L, ha sido una fuente con stante de ayuda y aliento. Este trabajo tuvo el apoyo del Lawrence Berkeley Labora tory Geothermal Subsidence Research Program, bajo contrato N° 4500310. TlTULOS DE FIGURAS Y TAB LAS Figura 1. Figura 2. Figura 3. Figura 4. 4. Las pruebas subsiguientes de compactacion y Ubicacion V designaci6n de los pozos de los cuales se obtuvieron los nucleos. La muestra de fluido se extra jo del pozo M-25. Corte transversal esquematicoque muestra las ubicacio nes aproximadas de los nucleos. Esquema de cambios en la qufmica de los fluid05 des de el yacimiento hasta las pruebas de los nucle05. Porosidad extrapolada versus tiempo, obtenida de da tos de laboratorio. 273 Tabla 1. Tabla 2. Tabla 3. Propiedades de las muestras de Cerro Prieto. Oufmiea del fluido obtenido en Cerro Prieto. * Ajusta da a las condiciones del yaeimiento para pruebas de nucleos. * Todos los valores corresponden al pozo M·25, pero estan ajustados por ebullicion en el separador. Resultados de las pruebas de compactacion. Tabla 4. Resultados de las pruebas de permeabilidad. * * Para cada pozo la primera fila indica los resultados Tabla 5.· de las pruebas de permeabilidad en las muestras de 2.5 cm x 5 em, y la segunda fila indica las pruebas combinadas de compactacion V permeabilidad sobre los nucleos de 5 em x 10 cm. Analisis qufmicos del fluido de entrada y salida de espee(menes usados para las pruebas de eompactaci6n.