PROPIEDADES PETROFÍSICAS

DE LAS ROCAS ALMACÉN

CONTENIDO

1. Introducción

2. Tipos de roca

2.1 Clásticas (Arcilla)

2.2 Carbonatos

3. Porosidad

4. Permeabilidad

5. Saturación

6. Mojabilidad

7. Densidad

Permeabilidad

Definición

La permeabilidad (k) es la capacidad que tiene la roca para conducir el flujo de fluidos en el medio poroso.

Propiedad que tienen algunas rocas para permitir el flujo de fluidosdentro de ellas debido a la intercomunicación de los poros; lapermeabilidad se mide en Darcys o Milidarcys. Se dice que unaroca tiene permeabilidad adecuada para permitir el paso de loshidrocarburos, si tiene:

– Porosidad.

– Poros interconectados.

– Poros del tamaño supercapilar.

Permeabilidad

La unidad más utilizada para indicar la permeabilidad de una roca es el

Milidarcy.

MILIDARCY: Un medio tiene una permeabilidad de 1md cuando un

líquido de viscosidad igual a un centipoise se mueve un milímetro por

segundo a través de una sección de un cm2 de roca con un gradiente

de presión de 1 atmósfera por centímetro.

Permeabilidad

k – cte. de permeabilidad

h – cotas piezométricas

A – área de la sección

transversal

En 1856 el Ingeniero Henry Darcy descubrió la ley que regula el

movimiento de las aguas subterráneas.

Ensayó con columnas de arena y observó el flujo de agua a través de

las mismas.

La ecuación encontrada fue:

Permeabilidad

Coeficiente de permeabilidad

Viscosidad

Gradiente de presión

Velocidad de Darcy:

La velocidad de Darcy en realidad es un volumen de

flujo, no es la velocidad real del fluido.

Permeabilidad

Ley de Dupuit-Forcheimer:

La velocidad de Darcy (q) puede relacionarse a la

real, promediando la velocidad (v) en los poros.

Permeabilidad

Los factores que ocasionan que la permeabilidad y la distribución de la

porosidad sean heterogéneas son la forma, tamaño y clasificación de

granos

Modelos de Permeabilidad

Tortuosidad

T = L’ / L

Tortuosidad T es la

razón entre

longitud real

L´delsendero de

fluido y distancia

de medición L

Área específica de superficie

TIPOS DE PERMEABILIDAD

PERMEABILIDAD ABSOLUTA

Es la permeabilidad que se tiene cuando los poros presentan un solo un fluido.

PERMEABILIDAD EFECTIVA

Cuando los poros presentan más de un fluido

Gas

Agua

Agua

Permeabilidad

Permeabilidad

EVALUACIÓN DE POROSIDADES Y PERMEABILIDADES DE LOS

YACIMIENTOS MÁS COMUNES

(LEVORSEN, 1967)

Porosidad Evaluación Permeabilidad

(en %) (en milidarcys)

0 - 5 Despreciable -

5 - 10 Pobre -

10 - 15 Moderada 1.0 -10

15 - 20 Buena 10 - 100

20 - 25 Muy buena 100 - 1000

> 25 Excelente > 1000

POROSIDAD vs. PERMEABILIDAD

Log (Y) = 0.4136*X - 3.3119

Correlation Coef.= 0.9360.0001

0.001

0.01

0.1

1

10

100

0.0 4.0 8.0 12.0 16.0 20.0

Porosidad (%)

Pe

rme

ab

ilid

ad

Kli

nk

en

be

rg (

md

)

Mousatov, 2006

CONTENIDO

1. Introducción

2. Tipos de roca

2.1 Clásticas (Arcilla)

2.2 Carbonatos

3. Porosidad

4. Permeabilidad

5. Saturación

6. Mojabilidad

7. Densidad

Distribución del Agua en Poros

Agua en los capilares parcialmente

saturados por agua

Formación con Aceite y Agua

SATURACIÓN

Torres Verdín, 2004

SATURACIÓN

SATURACIÓN

Matrix &Dry Clay

Clay BoundWater

Capillary Bound Water

MovableWater Oil Gas

PHIEFECTIVECBW

BVM

PHITOTAL

BVI

Volumetric Model of the Virgin Zone

MudFiltrate

Matrix &Dry Clay

Clay BoundWater

Capillary Bound Water

MovableWater Oil Gas

Volumetric Model of the Invaded Zone

OBM

WBM

SATURACIÓN

Fluidos en una formación

•SATURACIÓN DE AGUAFracción del poro de una roca que contiene agua

•SATURACIÓN DE AGUA IRREDUCIBLEEl agua que no fue desplazada por loshidrocarburos y se encuentra retenidapor tensión superficial alrededor delos granos

•SATURACIÓN DE HIDROCARBUROS.La porosidad que contiene aceite y/o gas.

Granosde arena

Granosde arena

Granosde arena

Partículas de arcilla

Sw (Rw)

So

(Asquith, 1998)

Ø t

Ø e

SATURACIÓN

MOJABILIDAD

Mojabilidad es la

preferencia de un sólido

a estar en contacto con

un fluido en lugar de

otro.

MOJABILIDAD

MOJABILIDAD

MOJABILIDAD

Índice de Amott-Harvey – cambio relativo producido en la saturación.

Índice de USBM – Medida de energía necesaria para efectuar un

desplazamiento forzado.

MOJABILIDAD

PRESIÓN CAPILAR

Siempre que dos o más fluidos coexistan en un sistema de tubos capilares, la combinación de la tensión superficial y la curvatura debida a los tubos capilares hace que las dos fases experimenten diferentes presiones.

A medida que las saturaciones relativas de las fases cambian, se ha encontrado que estas diferencias de presión también cambian.

La diferencia entre las presiones de dos fases cualesquiera se define como presión capilar.

En cualquier medio poroso con presencia de

fluidos bifásicos, la fase mojante tendrá siempre

la presión más baja. Por lo tanto, las curvas de

presión capilar se pueden también utilizar para

determinar las características de mojabilidad del

yacimiento.

PRESIÓN CAPILAR

Pc = Pnm - Pm

Donde:

Pc: presión capilar

Pnm: presión de la fase no mojante

Pm: presión de la fase mojante

PRESIÓN CAPILAR

Drenaje es el proceso mediante el cual se fuerza a

una fase no-mojante a desplazar del medio poroso a la

fase mojante.

Imbibición, por el contrario, es un proceso

espontáneo, por el cual la fase mojante desplaza a la

fase no mojante del yacimiento.

DRENAJE E IMBIBICIÓN

PERMEABILIDAD RELATIVA

Hay evidencia de que la permeabilidad relativa puede ser una función de muchos más parámetros que la saturación de fluido. La temperatura, velocidad de flujo, historia de saturación, los cambios de mojabilidad y el comportamiento mecánico y químico del material de la matriz pueden todos jugar un papel en el cambio de la dependencia funcional de la permeabilidad relativa en saturación.

La mejor definida de estas dependencias es la variación de la permeabilidad relativa con la historia de saturación; las curvas de permeabilidad relativa muestran histéresis entre los procesos de drenaje (fase mojante disminuyéndose) y los procesos de imbibición (fase mojante incrementándose).

Hay dos métodos básicos de obtener datos de Permeabilidad Relativa: estado estable o régimen permanente y estado inestable o régimen variable. Para el método de estado estable y un sistema de dos fluidos, las dos fases se inyectan a cierta relación volumétrica hasta que la caída de presión a través del núcleo y la composición del efluente se estabilicen. Las saturaciones de los dos fluidos en el núcleo son luego determinadas, típicamente pesando el núcleo o realizando cálculos de balance de masa para cada fase. La Permeabilidad Relativa se calcula de las ecuaciones de flujo.

PERMEABILIDAD RELATIVA

El método de estado inestable está basado en interpretar

un proceso de desplazamiento inmiscible. Para un

sistema bifásico, un núcleo, en estado nativo

(preservado) o restaurado a las condiciones de

saturación que existan en el yacimiento, se inunda con

una de las fases. Típicamente la fase de la inundación

es agua o gas puesto que en el yacimiento una u otra de

estas fases desplaza el aceite.

PERMEABILIDAD RELATIVA

Permeabilidad

· Absoluta (K): es la permeabilidad que ocurre cuando el fluido que se moviliza a través de los poros satura 100% a la roca.· Efectiva (Kx): es la permeabilidad cuando hay más de un fluido que se moviliza a través de los poros, es decir, cada fluido tiene una saturación menor al 100%.La suma de las permeabilidades efectivas es menor a la permeabilidad absoluta.· Relativa (Kr): es la relación existente entre la permeabilidad efectiva y la absoluta.

PERMEABILIDAD RELATIVA

CONTENIDO

1. Introducción

2. Tipos de roca

2.1 Clásticas (Arcilla)

2.2 Carbonatos

3. Porosidad

4. Permeabilidad

5. Saturación

6. Mojabilidad

7. Densidad

DENSIDAD

Tendencias de densidad

Rangos típicos de valores

Influencia de la porosidad y la

saturación