Análisis Técnico del Yacimiento de Gas Dongsheng en la Cuenca de Ordos, China
El campo de gas Dongsheng, situado en el margen norte de la cuenca de Ordos en China, se ha identificado como un yacimiento gigante de gas compacto (tight-gas). La producción principal de este complejo se concentra en la Formación Shihezi del Pérmico Inferior (P2x1), la cual cuenta con reservorios de arenisca compacta que presentan una porosidad promedio del 8,6% y una permeabilidad de 0,82 mD.
Dinámicas de Acumulación y Carga de Hidrocarburos
Estudios integrados que incluyen modelado de cuencas, análisis de inclusiones fluidas y simulaciones digitales han permitido explorar la historia de carga de hidrocarburos y la densificación de los reservorios. Para este análisis, se estableció el concepto de fuerza neta (Pn = Pd – Pr), donde Pd representa la sobrepresión de las rocas fuente y Pr la fuerza capilar bajo una saturación de gas del 50%.
Los resultados de las simulaciones numéricas indican que los niveles de fuerza neta son determinantes para la viabilidad comercial:
- Capas de gas comerciales: Pn > 10,39 MPa (indicativo de carga rápida).
- Capas secas o con gas: Pn < 8,88 MPa (indicativo de etapa de ruptura).
La historia de carga de los reservorios P2x1 se divide en tres episodios: entre 230 y 180 Ma (una fase de aceite y gas), entre 180 y 120 Ma, y entre 120 y 80 Ma. Este último periodo, correspondiente al pico de hidrocarburos posterior a los 120 Ma, se identifica como la etapa clave de acumulación.
Estructura de Poros y Capacidad de Almacenamiento
Investigaciones sobre la heterogeneidad de los poros y gargantas en la Formación Shihezi han revelado la existencia de cuatro litofacies específicas:
- Arenisca gruesa con guijarros de base de canal trenzado (Lpc).
- Arenisca de grano medio a grueso de barra medial (Lmc).
- Arenisca media de borde de barra (Lm).
- Arenisca de grano medio a fino de dique natural (Lmf).
El análisis técnico determinó que los mesoporos constituyen los espacios primarios de almacenamiento de gas, alcanzando una saturación promedio del 70%. La distribución del gas dentro de los poros está significativamente influenciada por el radio medio de la garganta del poro (Rm), el coeficiente de homogeneidad (Hc) y el coeficiente de clasificación (Sc). Asimismo, el contenido de minerales frágiles y diversos parámetros petrofísicos afectan directamente el contenido de gas en los mesoporos.
