PARMETROS DE RESERVORIO

PET-209

INTRODUCCION Un reservorio petrolfero es un lecho rocoso con capacidad para contener gas, petrleo o agua. Un reservorio productivo comercialmente debe tener espesor suficiente y suficiente espacio poral como para contener un gran volumen de hidrocarburos. Debe producir adems fluidos a un caudal suficiente cuando se penetra en l. Los tres parmetros primarios que se utilizan para determinar la produccin definitiva de una formacin son: porosidad, permeabilidad y saturacin de agua.

Se define a la porosidad como la capacidad que tiene una formacin, de contener fluidos, y se la simboliza por medio de la letra griega FI (). Por definicin, la porosidad es el volumen vaco de la roca lleno de fluido dividido por el volumen de la roca. La porosidad de una roca puede ser:

POROSIDAD

Los factores que afecten a la porosidad pueden ser los recortes, la empaquetadura, la cementacin, la angularidad o redondez de los granos. En arenas, la porosidad est controlada primordialmente por el tamao del grano. El trmino "bien distribuido" se refiere a granos de tamao y forma uniformes, mientras que, el trmino "mal distribuido" se aplica a un conjunto de tamaos y formas distintas de granos.

Primaria, tal como la porosidad intergranular de una arenisca. Secundaria debida a cambios fsicos o qumicos que tienen lugar luego de la formacin de la roca. La porosidad secundaria puede deberse a dolomitizacin, canales solubilizados o fracturas.

MAL DISTRIBUIDO

EMPAQUETAMIENTO El empaquetamiento se refiere a la configuracin geomtrica en que estn dispuestos los granos. Puede ser una disposicin cbica, rombica o hexagonal, dependiendo de la configuracin de los granos de la matriz.

Cuando los granos de arena son esfricos y tienen todos el mismo tamao, la porosidad es mxima, sin que importe el tamao real de los granos. La porosidad disminuye progresivamente a medida que los granos se vuelven ms angulares, puesto que estos granos se empaquetan juntos ms estrechamente. Si se tiene esferas idnticas apiladas en una estructura cbica, como se ve en la figura los clculos demuestran que esto representa geomtricamente un espacio vaco mximo, o porosidad del 47,68%, independiente del tamao del grano.

EMPAQUETAMIENTO

Cbico

EMPAQUETAMIENTO Si las esferas se disponen de la manera ms estrecha posible, con la esfera superior alojada sobre el valle entre las cuatro esferas inferiores, la porosidad se ver reducida al 25,9%. El tamao de las esferas es indiferente, siempre y cuando todas ellas tengan el mismo tamao.ROMBOIDAL

EMPAQUETAMIENTO Una arena limpia, mezclada artificialmente, tiene porosidad prxima al 43%, cuando est muy bien distribuidas, casi independiente del tamao del grano. La porosidad disminuye a cerca del 25%, para arenas muy pobremente distribuidas, de grano medio o grueso. Las arenas de grano fino mantienen una porosidad mayor que el 30%, independiente de la distribucin.

CEMENTACIN La cementacin, es el medio que adhiere a los granos individualmente entre si. Con frecuencia el medio cementante ser Cuarzo o Calcita. El grado de cementacin tendr influencia en la porosidad, una arena bien cementada tendr baja porosidad, y la misma arena, poco cementada, tendr una porosidad ms elevada. La angularidad o redondez de los granos de arena, en conjunto con la distribucin y el empaquetamiento, va a afectar a la porosidad, debido a la intercalacin y llenado subsiguiente de los espacios vacos.

CARACTERSTICAS QUE AFECTAN LA POROSIDAD La angularidad o redondez de los granos de arena, en conjunto con la distribucin y el empaquetamiento, va a afectar a la porosidad, debido a la intercalacin y llenado subsiguiente de los espacios vacos. La compactacin es el grado en que la presin de sobrecarga altera el tamao o la forma de la roca reservorio. Debido a las tensiones a travs del tiempo que se ejercen sobre la roca, la porosidad se va a ver disminuida. En general las porosidades tendern a ser mas bajas en rocas antiguas y profundas (hay muchas excepciones a esta tendenciabsica).

POROSIDAD SECUNDARIALa porosidad secundaria es un factor importante, resulta como consecuencia de agentes geolgicos como lixiviaciones, fracturas o fisuras, que tienen lugar luego de que se ha completado el proceso de formacin de la roca. La disolucin de calizas (CO3Ca) o dolomitas (CO3CaMg) por las aguas terrestres es un proceso de lixiviacin que crea cavernas. Debido a la naturaleza quebradiza y a la composicin qumica de los carbonatos, las formaciones que los contienen proporcionan excelentes ejemplos de porosidad secundaria. En los reservorios calcreos las aberturas porales pueden ser muy grandes individualmente, no obstante, al comparar en promedio con una seccin de arenisca, la porosidad suele resultar inferior que en estas ultimas. Los reservorios dolomticos, debido a la contraccin de volumen slido que se produce al transformarse el material de caliza a dolomita, exhiben con frecuencia porosidades ms altas. Ambos tipos de reservorios, clsticos y carbonticos, producen hidrocarburos a partir de la porosidad primaria. Los carbonatos que producen por porosidad secundaria tienden a tener valores de porosidad locales (localizados).

AGUA IRREDUCTIBLE Un ltimo factor que afecta a la porosidad es el agua innata,o la saturacin de agua irreductible, Swirr. El agua innata se adhiere, por tensin superficial, al grano de arena y no se desprende; de allI el trmino irreductible. Esta agua irreductible, produce el efecto de reducir la porosidad til de la roca.

PERMEABILIDAD Se define a la permeabilidad como la aptitud de un reservorlo para permitir el flujo o pasaje de los fluidos del reservoro. Para que un reservoro sea comercialmente productivo, no resulta suficiente que tenga petrleo o gas dentro de la formacin. Es el flujo de estos hidrocarburos desde el reservorio hacia el pozo, y por lo tanto hacia la superficie, lo que hace valiosa a la acumulacin. El movimiento de fluido es posible nicamente cuando los espacios porales o los poros estn interconectados. La unidad de permeabilidad es el Darcy, Henri D'Arcy, estableci un mtodo para cuantificar la permeabilidad, en 1865. Se define un Darcy cuando por una superficie de roca de un cm2 pasa un cm3 de fluido de viscosidad unitaria en un segundo bajo una presin diferencial de una atmsfera. El Darcy es una unidad muy grande. La mayorla de las rocas de reservorio tienen permeabilidades que se miden en Milidarcys, o en milsimas de Darcy.

PERMEABILIDAD

Si bien el concepto de permeabilidad aparenta ser muy simple, su determinacin es bastante compleja. El caudal de flujo va a aumentar a medida que se ejerza ms presin, o a medida que disminuya la viscosidad del fluido. El gas, por ejemplo, fluye ms fcilmente que el agua, el agua circula ms fcilmente que el petrleo. Deben conocerse unos cuntos factores, para poder determinar la permeabilidad relativa de una formacin a un fluido dado. Normalmente, a medida que los poros son ms grandes, aumentar la permeabilidad. En una arena con buena distribucin, el tamao del poro y el tamao del grano generalmente aumentan conjuntamente. Pero en menos casos aumenta el tamao del grano y la porosidad permanece ms o menos constante, esto significa que la porosidad no varia mientras que la permeabilidad aumenta. Este razonamiento no es vlido para carbonatos, puesto que el tamao del grano no es significativo, lo que importa, en carbonatos, es el tamao del poro. En muchos reservorios de carbonatos, el tamao del poro o la permeabilidad son grandes, mientras que la porosidad es pequea.

PERMEABILIDAD Las fracturas pueden incrementar considerablemente la permeabilidad de una formacin. Se ha estimado que la permeabilidad de las fracturas es una funcin del espesor de la fractura, como se ve en la ecuacin:

K = 50,000,000 X (Espesor)2(K es permeabilidad en Darcys y el espesor en pulgadas)

Esta aproximacin a la permeabilidad de las fracturas seala la razn por la cual el flujo de fluido en rocas fracturadas est controlado por las fracturas, si es que hay fracturas. Estas fracturas contribuyen nicamente con un 0,5 a 1,5% de porosidad, pero controlan el flujo completamente. Puede demostrarse que si una formacin tiene una fractura "de un espesor de 0,01 pulgadas, ms del 90% del fluido que circula hacia el pozo lo har por esa fractura.

PERMEABILIDAD Se llama permeabilidad absoluta cuando hay un solo fluido en el espacio poral. Se llama permeabilidad efectiva cuando hay ms de un fluido presente en los poros. La permeabilidad efectiva es menor que la permeabilidad absoluta, puesto que el fluido que humedece o moja la parte slida de la roca reduce la seccin hidrulica disponible para el pasaje del otro fluido. Se llama permeabilidad relativa a la relacin entre la permeabilidad efectiva a un fluido determinado y la permeabilidad absoluta.

Permeabilidad relativa de un sistema de agua con hidrocarburos presentes. Para saturaciones bajas de agua, fluir nicamente petrleo. A medida que aumenta la saturacin de agua, la permeabilidad relativa del petrleo disminuye hasta un punto en el que fluirn agua y petrleo. En la figura puede verse que hay un intervalo de saturacin de agua en el cual, va a fluir, nicamente agua, aunque la saturacin de agua sea menor que el 100%. Las curvas de permeabilidad relativa son distintas, para rocas y fluidos distintos, lo mismo que las saturaciones crIticas de agua. El concepto de permeabilidad relativa explica por que un pozo que en principio produce solamente petrleo, con el transcurso del tiempo comienza a producir agua con petrleo. A medida que se agota el reservorlo, su saturacin global de agua aumenta hasta que se alcanza una saturacin crItica de agua, en un tiempo determinado.

LA SATURACION DE AGUA EN LA CUAL EL AGUA COMIENZA A FLUIR, SE DENOMINA SATURACION DE AGUA CRITICA.

SATURACIN DE AGUA La saturacin de fluido de una roca es la relacin entre el volumen de fluido dentro de los poros y el volumen total de esos poros. Una saturacin (Sw) de agua del 30% significa que tres decimos del espacio poral estn llenos de agua. En los reservorios de hidrocarburo pueden hallarse simultneamente agua, petrleo y gas, sin embargo, y debido a la gravedad, los fluidos tienden a separarse dentro del reservoro. Algunos de estos fluidos no podrn ser producidos. Los volmenes de fluidos inmviles se expresan en trminos de saturacin residual o irreductible. En un posible intervalo productivo, la fraccin del espacio poral que contiene hidrocarburos puede expresarse matemticamente asi:Saturacin de hidrocarburos (Sh)= 1 -Sw, (Sw es la saturacin de agua).

AMBIENTE DE PERFILAJE Y DEFINICIN DE PARMETROS

Ri=FRz/Si2 Rt=FRw/Sw2 Rxo=F*Rmf/Sxo2 Ro=FRw/Rt

Rmc, resistividad del revoque de Iodo, tmc, espesor del revoque de Iodo, Di, el dimetro de invasin. H, espesor de la formacin. Dh, dimetro del pozo. Rxo, resistividad de la porcin lavada de la zona invadida. Rmf, Es la resistividad del filtrado de lodo Sxo, saturacin de agua en la zona invadida. Rt, resistividad verdadera de la formacin virgen. Rw, resistividad del agua de formacin. Sw, saturacin de agua de la formacin no invadida por el fluido de inyeccin del pozo.

Sxo=F*Rmf/Rxo Sw=Ro/Rt=F*Rw/Rt Si=F*Rz/Ri

RESUMEN

Las porosidades en arenas suelen ser menores que el 40%. Cuando la porosidad es menor que el 7% en una arena gasfera, el 8% en una arena petrolfera, la permeabilidad es tpicamente tan baja, que no se producir nada de esa formacin. Con frecuencia se utiliza un lmite inferior del 9% para una formacin comercialmente productiva. Hay arenas que producen por debajo de estos lmites, pero esas zonas probablemente han sido fracturadas. Normalmente, se utiliza un corte de 50 al 60% de saturacin de agua, como lmite de produccin para una arena. Por encima de este punto, se producir demasiada agua como para que la produccin resulte econmica. Las porosidades que se encuentran en carbonatos estn tambin por debajo del 40%, normalmente. Si en un carbonato se encuentra una porosidad del 4% o mayor, puede ser productivo. La relacin entre la saturacin de agua y la porosidad, para carbonatos productivos, es mucho ms variable que para areniscas. Se considera el punto de corte, normalmente, en una Sw de 50%. Algunos carbonatos pueden producir hidrocarburos con Sw del 70%, mientras que otros producirn agua con un Sw tan bajo como 30%.