FÍSICA DE YACIMIENTOS. PROPIEDADES FÍSICAS Y GEOMECÁNICA DE LAS ROCAS Maracaibo, Enero de 2007...

FÍSICA DE YACIMIENTOSFÍSICA DE YACIMIENTOSFÍSICA DE YACIMIENTOSFÍSICA DE YACIMIENTOS

PROPIEDADES FÍSICAS Y PROPIEDADES FÍSICAS Y

GEOMECÁNICA DE LAS ROCASGEOMECÁNICA DE LAS ROCAS

PROPIEDADES FÍSICAS Y PROPIEDADES FÍSICAS Y

GEOMECÁNICA DE LAS ROCASGEOMECÁNICA DE LAS ROCAS

Maracaibo, Enero de 2007Maracaibo, Enero de 2007

ING. AMÉRICO PEROZOING. AMÉRICO PEROZO

• INTRODUCCIÓN

CONTENIDO

• PROPIEDADES FÍSICAS DE LAS ROCAS

• GEOMECÁNICA DE LAS ROCAS

Todas las rocas que cubren la tierra de acuerdo con la forma como ellas han sido formadas, se agrupan en tres clases principales: ígneas, metamórficas y sedimentarias.

Rocas Ígneas: Se forman del enfriamiento y solidificación del material de roca que se encuentra debajo de la corteza terrestre en estado líquido. Pueden ser formadas debajo de la superficie por enfriamiento muy lento o formadas en la superficie cuando el material fundido es forzado hacia la superficie de la tierra. En esta categoría se encuentran granitos, dioritas, lavas, basaltos, etc.

Rocas Metamórficas: Originalmente pueden ser ígneas o sedimentarias, sus características originales han sido cambiadas grandemente por las acciones de presión, temperatura y otros factores que actuaron sobre ellas dentro de la corteza de la tierra. Ejemplo de estas rocas son: filitas, esquistos, etc.

INTRODUCCIÓN

Rocas Sedimentarias: Estas rocas provienen de la consolidación de sedimentos formados sobre la superficie de la tierra o ambientes marinos, originados por descomposición mecánica de fragmentos de rocas pre-existentes por efecto de meteorización, erosión y transporte (depositación mecánica), también por precipitaciones químicas de soluciones o por secreción de organismos vivientes (depositación química). Frecuentemente, fueron depositados en capas o estratos.

En su mayoría todo el petróleo producido en el mundo proviene de rocas sedimentarias. Para localizar los yacimientos que contienen petróleo, se requiere del conocimiento de la naturaleza de los sedimentos.

INTRODUCCIÓN

Las rocas sedimentarias están en su mayoría formadas por minerales que permanecen estables sometidos a condiciones normales de esfuerzos y temperatura derivados de procesos y pueden ser divididas en dos grandes grupos mecánicos y químicos.

Rocas Clásticas: Están formadas de restos provenientes de la alteración y descomposición de rocas pre-existentes que pueden ser transportadas, frecuentemente a distancias considerables, por el viento, agua o hielo desde el sitio de erosión hasta el sitio de depositación. Estos sedimentos, los cuales se asientan bajo la acción de la gravedad a distancias desde sus orígenes son denominados “Exógenos”“Exógenos”. Las partículas están usualmente unidas por un cemento de origen químico o bioquímico formando posteriormente la despositación. Ejemplo: Calizas y dolomitas.

Las rocas sedimentarias se clasifican según su composición en:

Rocas Carbonáticas: Son formadas por carbonatos de calcio y de magnesio precipitados en las aguas marinas por procesos químicos y bioquímicos. Ejemplo: Calizas y dolomitas.

INTRODUCCIÓN

AreniscasAreniscas ConglomeradosConglomerados

LutitaLutita

Calizas Calizas Lutitas DiatomeasLutitas Diatomeas

FosforitasFosforitasDolomitasDolomitas

EvaporitasEvaporitas(Algunas Calizas)(Algunas Calizas)

PrecipitacionesPrecipitaciones

Restos Biológicos yRestos Biológicos yPrecipitacionesPrecipitaciones

Carbón OrgánicoCarbón Orgánico

Restos OrgánicosRestos Orgánicos SolucionesSoluciones

DescomposiciónDescomposiciónMecánicaMecánica

Roca FuenteRoca Fuente

Minerales PreexistentesMinerales Preexistentes

Descomposición Descomposición QuímicaQuímica

Clasificación de las Rocas Sedimentarias

INTRODUCCIÓN

SIMPLESIMPLE

ARCILLOSASARCILLOSAS

COMPLEJACOMPLEJA

ARENASARENAS CALIZASCALIZAS DOLOMITASDOLOMITAS

LUTITALUTITA

ARENAARENA

MICAMICA

LUTITALUTITA

INTRODUCCIÓN

PETROFÍSICA

Petrofísica, es la especialidad que

caracteriza las

propiedades físicas de las rocas

mediante la

integración del entorno geológico, perfiles

de pozos,

análisis de muestras de roca (Núcleos) y

sus fluidos

(Propiedades) e historias de producción.

INTRODUCCIÓN

PROPIEDADES FÍSICAS DE LAS

ROCAS

Es el volumen poroso por unidad de volumen de formación. Es la fracción del volumen total de una muestra que está ocupada por poros o espacios vacios.

En términos físicos relacionado con yacimiento, la porosidad no es más que la capacidad de almacenamiento del mismo.

VtVt

VpVp

BASES TEÓRICAS

POROSIDAD

Ø = Volumen Poroso Volumen Total

BASES TEÓRICAS

POROSIDADClasificación y empaque de los granos que forman la roca

BASES TEÓRICASBASES TEÓRICAS

FACTORES QUE AFECTAN A LA POROSIDAD

1. Tipo de empaque.

2. Material cementante.

3. Presión de las capas suprayacentes y

confinantes.

4. Geometría de distribución de los grano.

5. Arcillosidad.

CLASIFICACIÓN DE LA POROSIDAD SEGÚN LA DISTRIBUCIÓN Y FORMA DE LOS POROS:

BASES TEÓRICAS

Porosidad Primaria: La matriz de la roca esta compuesta de granos individuales, los cuales son más o menos esféricos y se encuentran empacados de alguna forma donde existen poros entre ellos, que es conocida como porosidad intergranular o de la matriz.

Porosidad Secundaria: La porosidad secundaria es causada por la acción de las agua de formación (Formando cavidades de disolución o pequeñas cavernas) o de las fuerzas tectónicas (Causadas por redes de fracturas o fisuras) sobre la matriz de la roca después de la depositación.

Porosidad Primaria

Porosidad Total (Øt): Incluye poros conectados y no conectados

Porosidad Efectiva (Øe): Incluye poros conectados

BASES TEÓRICAS

Permeabilidad: Medida de la facilidad con que una roca permite el flujo de fluidos a través de sus poros interconectados.

qLAP

k=

q q

x=L

A

P

BASES TEÓRICAS

Ley de Darcy

K, es una constante de proporcionalidad, que relaciona la tasa de flujo y un diferencial de presión aplicada.Es intrínseca del medio poroso y no depende del fluido, su tasa o la presión diferencial (Flujo Darciano).La unidad de permeabilidad es el Darcy, la cual es muy grande, tanto que la parte de mil es generalmente utilizada: el milidarcy (md). El símbolo para la permeabilidad es k.

Absoluta: Medio poroso que está completamente saturado (100%) con el fluido que se mueve a través de los canales porosos.( HORIZONTAL; VERTICAL)

Efectiva: Facilidad con que una roca permite el flujo de un fluido, en presencia de otros u otros fluidos.

Kefec < Kabs.

Relativa: Cociente entre la permeabilidad efectiva a un fluido y una permeabilidad base.

Tipos de Permeabilidad

BASES TEÓRICAS

Medición de Permeabilidad

Puede ser medida en laboratorio sobre tapones o núcleos completos.

Generalmente se usa gas, el cual, no reacciona con la roca, pero ocasiona efectos no Darcianos (Mayor K).

La K debe corregirse a líquido con la función de Klinkenberg.

Celda de Hassler

BASES TEÓRICAS

Permeabilidad

POROSIDAD POROSIDAD 40%40%

Permeabilidad Permeabilidad Horizontal 1500 Horizontal 1500 mdmd

Permeabilidad Permeabilidad Vertical 1000 mdVertical 1000 md

BASES TEÓRICAS

Permeabilidad Relativa

b) Normalizadas: se usan como bases las permeabilidades máximas (extremas) al fluido en cuestión:

k

kk

k

kk

k

kk g

rgw

rwo

ro

a) No normalizada: se usa la permeabilidad absoluta como base:

maxmaxmax g

grg

w

wrw

o

oro k

kk

k

kk

k

kk

BASES TEÓRICAS

Agua - Petróleo: Somax =1 -Swc Swmax = 1-Sorw

Gas - Petróleo : Somax = 1 - Swc - Sgc Sgmax = 1-Sorg - Swc

Las permeabilidades máximas se calculan así:

Curva típicade Kr Agua-Petróleo

AG U A

SATU R AC IÓ N D E A G U A

PE

RM

EA

BIL

IDA

DR

EL

AT

IVA

Sorw

K rw m ax.

K ro m ax.

Sw c

1.0

0 1

SATU RACIÓ N DE LÍQ UIDO (So + Sw c)

SorwPE

RM

EA

BIL

IDA

DR

EL

AT

IVA

Sgc

K rg m ax.K ro m ax.

Sw c

PETRÓLEO

0

1.0

1

Curva típicade Kr Gas-Petróleo

BASES TEÓRICAS

Factores que afectan las Curvas de Kr

• Si durante el proceso de desplazamiento no hay cambios importantes en la tensión interfacial, Kr depende de:

– Saturación:• A medida que aumenta la saturación de un

fluido, incrementa la permeabilidad relativa hasta un valor máximo.

– Historia de saturación (Histéresis).– Distribución del tamaño de los poros.– Humectabilidad de la matriz de la roca.– Temperatura.

BASES TEÓRICAS

Efecto de la Historia de Saturación (Histéresis)

• Drenaje (Desaturación): Medio poroso inicialmente saturado con la fase mojante y Kr se obtiene, disminuyendo la saturación de la fase mojante por desplazamiento con la fase no mojante.

BASES TEÓRICAS

• Imbibición (Restauración): Kr se obtiene, aumentando la saturación de la fase mojante.

• Kr para la fase no mojante en imbibición son menores que en drenaje por entrampamiento de la fase no mojante por la mojante. La fase no mojante se queda en los poros en forma discontinua e inmóvil.

La historia de saturación debe tenerse en cuenta al estudiar:• Conificación de agua y gas.• Inyección de agua en presencia de gas libre.• Efecto del gas atrapado sobre Swor.• Inyección de tapones alternados Agua - Gas (WAG).

Histéresisde las curvas

de PermeabilidadRelativa

SATURACIÓN DE AG UA

PE

RM

EA

BIL

IDA

DR

ELA

TIV

A,%

PE

RM

.AB

SO

LUTA

(agu

a) 160

140

120

100

80

60

40

20

00 20 40 60 80 100

D IR E C C IÓ N D E LC A M B IO D ES ATU R A C IÓ NIM B IBIC IÓ N

AG U A

P E T R Ó L E O

D R E N A JE

BASES TEÓRICAS

Efecto de la Distribución del Tamaño de los Poros

• Arenas consolidadas tienen menor permeabilidad relativa a la fase mojante y mayor a la no mojante que arenas no consolidadas.

BASES TEÓRICAS

• Se debe ser muy cuidadoso en la selección de correlaciones.

• Índice de distribución del tamaño de los poros , es buena base para correlacionar curvas de permeabilidad relativa.

Curvas de permeabilidad relativapara arenas consolidadas y no consolidadas

BASES TEÓRICAS

SATURACIÓN DE LÍQUIDO

GAS

LÍQ

UID

O

PE

RM

EA

BIL

IDA

DR

ELA

TIV

A100

80

60

40

20

00 20 40 60 80 100

.

.

.

.

.

. . . . .

Efecto de la Humectabilidad

• En yacimientos hidrófilos el petróleo fluye por los canales de mayor área de flujo y el agua por las de menor áreas de flujos.

BASES TEÓRICAS

• En yacimientos oleófilos ocurre lo contrario.

• Bajo condiciones similares de desplazamiento, la recuperación de petróleo es mayor en hidrófilos.

• En yacimientos con humectabilidad intermedia, el volumen de petróleo residual es pequeño.

Curvas de permeabilidad relativapara yacimientos oleófilos e hidrófilos

BASES TEÓRICAS

SATURACIÓN DE AG UA

HIDRÓ FILO

OLEÓFILO

PETRÓLEOAGUA

PE

RM

EA

BIL

IDA

DR

ELA

TIV

A

100

75

50

25

0 25 50 75 100. . . .

.

.

.

.

Efecto de la Temperatura

• Al aumentar T:

BASES TEÓRICAS

– Kro aumenta y Krw disminuye– El agua humecta en mayor grado la roca del

yacimiento.– La histéresis entre drenaje e imbibición disminuye.– La saturación residual de petróleo disminuye.– La saturación irreducible del agua aumenta.

Swir = 0,001364 T + 0,0945

Efecto de la Temperatura sobre las permeabilidades relativas al agua y al

petróleo

BASES TEÓRICAS

Sw

Kro Krw

70°F

150°F

180°F

250°F

1.0

.9

.8

.7

.6

.5

.4

.3

.2

.1

0.0

1.0

.9

.8

.7

.6

.5

.4

.3

.2

.1

0.00 .1 .2 .3 .4 .5 .6 .7 .8 .9 1.0

T, °F

Swir

50

40

30

20

10

060 100 140 180

23456

2

4 .5

Efecto de la Temperatura sobre Swir

BASES TEÓRICAS

Permeabilidad relativa máxima

del petróleo (Desplazamiento agua-petróleo)

BASES TEÓRICAS

+

Puntos Promedios

Kro

w(S

wc

)

Swc

1.0

0.9

0.8

0.7

0.6

0.5

0.4

0.3

0.2

0.1

0.00 .1 0.2 0.3 0 .4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1.0

+ + +

++ +

+

+++

++

+

++++

++

++

+ +

++

+++

+

+

++ +

+

+

+

++

++

++

+

+ +++

+

+++ +++

+

++

+ ++

++ ++

+

++

++

+++ ++++++

++

+

+ +

+++

Correlaciones de Wyllie y Gardner

• Especificación en tres tipos de arenas:• Permeabilidad relativa agua - petróleo:

rowkrwk

)1()1(5,1*2*

ww SS

)1()1(2*2*

ww SS

wc

wco S

SS

1*

3* )1( wS3*

wS

5.3*wS

4*wS

BASES TEÓRICAS

Tipo de Arena

– No consolidada, bien escogida

– No consolidada, pobremente escogida

– Arena cementada, calizas, etc

Correlaciones de Wyllie y Gardner (Cont.)

• Especificación en tres tipos de arenas:• Permeabilidad relativa gas - petróleo:

rogkrwk

3** )1(3

oSSo

)1()1(5,15,3 *2**

ooo SSS

)1()1(24 *2**

ooo SSS

wc

wco S

SS

1*

BASES TEÓRICAS

– No consolidada, bien escogida

– No consolidada, pobremente escogida

– Arena cementada, calizas, etc

Tipo de Arena

Correlaciones Corpoven Total para Kr

• Permiten estimar para desplazamiento agua - petróleo y gas - petróleo.

a) Saturaciones residualesSorw = 0,32 (1-Swc) Sorg = 0,40 (1-Swc)

b) Permeabilidades relativas máximas i) Al petróleo en desplazamiento petróleo - agua en función de Swc. ii) Al agua en desplazamiento petróleo - agua, en función de (1-Sorw - Swc) iii) Al gas en desplazamiento petróleo - gas en

función de 1- Sorg - Swc.

c) Permeabilidades relativas Agua - Petróleo.d) Permeabilidades relativas Agua - Petróleo.

• Fueron desarrolladas para los yacimientos petrolíferos del Oriente de Venezuela, usando:

» 91 análisis de presión capilar.» 81 análisis de desplazamiento agua - petróleo.» 35 análisis de desplazamiento gas - petróleo.

BASES TEÓRICAS

Correlaciones Corpoven Total -Permeabilidades Relativas Agua - Petróleo

– Obtenidas, modificando las ecuaciones de Corey y Burdine.

))(1(

411)(

2

1

1:

)1(1)(

2,0

***

****

*

/)2(*2*

* )32(

oraoorw

orworwoof

wir

orworw

ofofromaxrow

wrwmax

rw

SSS

SSSS

S

SScon

SSKK

SK

K

BASES TEÓRICAS

2,2*2*

*

*

**

)1(1)(

2,0

668,1

68,0

882,111

2

68,0

2,4

oforromaxrow

wrwmax

rw

w

wof

SSKK

Sk

k

siy

S

SS

Ó también:

Correlaciones Corpoven Total - Permeabilidades Relativas agua-petróleo (Cont.)

BASES TEÓRICAS

Correlaciones Corpoven Total Permeabilidades Relativas Gas - Petróleo

• Obtenidas, modificando las ecuaciones de Corey y Burdine.

rog

rgrogrg

owc

wcorog

oorgwc

orgorog

k

kkk

SS

SSk

SSS

SSk

2,2

/)2(

*

2

*

2

)1(6,0

)1(4,0

1

BASES TEÓRICAS

Correlaciones de Corey y Cols.

• Aplicables a desplazamientos gas - petróleo y agua - petróleo en arenas consolidadas y no consolidadas.

1

1

)2(

)1(

*

*3*

4*

wcg

wc

gg

ggrg

grog

SSSo

S

SS

SSk

Sk

BASES TEÓRICAS

• Permeabilidad relativa gas - petróleo:a) Arenas consolidadas:

• No es aceptable su uso en formaciones estratificadas, en canales o que tengan grandes cantidades de material de cementante.

b) Arenas no consolidadas:

3*

3* )1(

grg

grog

Sk

Sk

4*

2/1*2/3* )21(2)21(

wrw

wwrow

Sk

SSk

3*

3* )1(

wrw

wrow

Sk

Sk

Correlaciones de Corey y Cols. (Cont.)

BASES TEÓRICAS

Permeabilidad relativa agua - petróleoa) Arena consolidadas

Estas correlaciones, también se llaman de “Naar y Handerson”

c) Arenas no consolidadas

Correlaciones de Honarpour

Preferencialmente mojada por agua:

Sw - Siw - 0.010874 Sw - Sorw + 0.56556*(Sw) * (Sw - Siw)1 - Swir - Sorw 1 - Siw - Sorw

Krw = 0.035388*

2.9 3.6

Sw - Siw - 0.58617* Sw - Sorw * (Sw - Siw) - 1.2484* O* (1 - Siw)*(Sw - Siw) 1 - Siw 1 - Siw - SorwKrw = 1.5814*

1.91

Preferencialmente mojada por petróleo:

Todas las condiciones de Mojabilidad para la Kro:

So1 - Siw

- Sorw

So - Sorw1 - Siw - Sorw

* + 2.631 * O * (1 - Sorw)* (So - Sorw)1 - Sorw

2.0

1.8

Kro = 0.76067*

BASES TEÓRICAS

Comparación de las

permeabibilidades relativas

Agua-Petróleousando varias correlaciones

BASES TEÓRICAS

PERMEABILIDADRELATIVA

SATURACIÓN DE AGUA

TOTAL

TOTAL

1.0

0.9

0.8

0.7

0.6

0.5

0.4

0.3

0.2

0.1

0.00.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1.0

x

x

x

x

Swc=0.2= 1.666 TOTAL= 2 Corey y Cols

Wyllie y Cardner

Corey y ColsNaar y Henderson

Corey y ColsNear y Henderson

Wyllie yGardner

Kro

PE

RM

EA

BIL

IDA

D R

EL

AT

IVA

Comparación de las

permeabilidadesrelativas Gas-

Petróleo usando varias

correlaciones

BASES TEÓRICAS

PE

RM

EA

BIL

IDA

DR

ELA

TIVA

SATURACIÓN DE AGUA

1.0

0.9

0.8

0.7

0.6

0.5

0.4

0.3

0.2

0.1

0.00.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1.0

Swc=0.2= 1.666TOTAL= 2CoreyyCols

Kro

Total

Kro

CoreyyColsWyllieyGardner

Permeabilidades Relativas Trifásicas: Gas - Petróleo - Agua

• Cuando existe flujo simultáneo trifásico.

)(´)( worggrg SSFkoSFk

Se determina de curvas o correlaciones bifásicas gas-líquido.

BASES TEÓRICAS

i) Yacimientos con empuje combinado de agua y gas.ii) Inyección alterna o simultánea de agua y gas.iii) Inyección de vapor.iv) Combustión en sitio.- Proceso muy difícil de medir experimentalmente.- Modelo probabilístico fundamentado en teoría de

flujo por canales.- Metodología propuesta por Stone:

i)

Permeabilidades Relativas Trifásicas: Gas - Petróleo - Agua (cont)

ii)

Se determina de curvas o correlaciones bifásicas agua-petróleo :

iii)

)( wrw SFk

)())(( rwrgrgrogrwrowro kkkkkkk

)0(1

)(/))((

0

gwcroromax

rwrgromaxrgrogrwrowro

SSSakk

kkkkkkkk

BASES TEÓRICAS

Esta ecuación puede dar valores negativos. Dietrich y Bonder lamodificaron así:

Seudo Curvas de Permeabilidad Relativa

• Curvas falsas de permeabilidad relativa para tomar en cuenta fenómenos macroscópicos:

BASES TEÓRICAS

• Conificación.• Adedamiento.• Estratigrafía.• Canalización por zonas de alta k.

• Se obtienen a partir de.• Curvas experimentales.• Correlaciones.

• El procedimiento de obtener puede ser:• Tanteo.• Métodos matemáticos.

Seudo curvas zonales

BASES TEÓRICAS

Kr

Sw

Kr

Buzamientoabajo

Sw

Buzamientoarriba

1.0

0.8

0.6

0.4

0.2

0

1.0

0.8

0.6

0.4

0.2

00.2 0.4 0.6 0.8 1.0

Krg Kro

S

Región1Región2

Tipos de Seudo Curvas

• Zonales:– Se divide el yacimiento en varias zonas de acuerdo con el modelo

geológico.

BASES TEÓRICAS

b) Segregada: los fluidos están separados por una interfase (Dietz).

c) Parcial: el fluido desplazante se canaliza a través del desplazado, quedando la celda parcialmente barrida.

d) Reflejan conificación: la curva kwr aparece levantada en comparación con las curvas normales.

e) Refleja estratificación: cuando se quiere reducir un modelo 3D, a uno equivalente 2D o reducir el número de estratos en el modelo.

– Reflejan el tipo de distribución de fluidos.

a) Difusa: cuando ambas fases (petróleo - agua o petróleo - gas) fluyen

Kr

M ixed Segregated Partial

Pc Pc Pc

Sw

Sw

Sw

Sw

Sw

Sw

Kr Kr

a) DIFUSA b) SEGREGADA c) PARCIAL

Seudo curvas que

reflejanla

distribución de los fluidos

BASES TEÓRICAS

Original Woc

Shifted KfKr

Sw

Seudo curvas que reflejan conificaciones

BASES TEÓRICAS

• Ángulo de Contacto:

Humectabilidad

BASES TEÓRICAS

• Formado por la interfase de dos fluidos inmiscibles con la superficie de la roca, medido a través del más denso. Varia entre 0 y 180°.

• Ángulo contacto < 90 - humectante.• Ángulo contacto = 90 - intermedio.• Ángulo contacto > 90 - no humectante.

• No hay yacimientos Gasófilos.

Humectabilidad

BASES TEÓRICAS

• Oleófilos:• Ángulo de contacto mayor de 90°.• Mojados preferencialmente por petróleo.• El petróleo se desplaza por los canales más

pequeños, el agua por los más grandes.• Pocos yacimientos son oleófilos. Ricos en

compuestos polares como ácidos y bases orgánicas existentes en los asfaltenos.

• Hidrófilos:• Ángulo de contacto < 90.• Mojados preferencialmente por agua.• El agua se desplaza por los canales de flujo pequeños.• El petróleo se desplaza por los canales más grandes.• Abarca la mayoría de los yacimientos petrolíferos.

Distribución de los Fluidos en

Yacimientos Hidrófilos y Oleófilos

BASES TEÓRICAS

A) YACIMIENTO HIDROFILO B) YACIMIENTO OLEOFILO

ROCA AGUA PETRÓLEO

Distribuciónde fluidos

durante unainvasióncon agua

FAS E IN IC IAL

FASE IN IC IA L

ABAND ON OFASE SUBO RDINA DA

FAS E SUB O RDINADA

a) YACIMIENTO HIDRÓFILO

b) YACIMIENTO OLEÓFILO

ABA NDO NO

GR ANODE ARE NA PE TRÓ LEO A G UA

BASES TEÓRICAS

FAS E IN IC IAL

FASE IN IC IA L

ABAND ON OFASE SUBO RDINA DA

FAS E SUB O RDINADA

a) YACIMIENTO HIDRÓFILO

b) YACIMIENTO OLEÓFILO

ABA NDO NO

GR ANODE ARE NA PE TRÓ LEO A G UA

Compresibilidad Efectiva de la Formación (cont)

)(

)(

11

21112

21112

PPC

óPPVCVV

pVCV

V

V

V

VC

f

PfPP

pfp

Tp

p

pT

pm

p

pf

BASES TEÓRICAS

Compresibilidad Efectiva de la Formación

• Compresibilidad: Cambio de volumen por unidad de volumen inicial causado por variación de presión (▲T constante).

BASES TEÓRICAS

• En una roca con fluido a presión P y presión de sobrecarga Ps, la matriz está a:

Pm = Ps - P

Al bajar p se produce:- Compactación (reducción del volumen de la roca).- Aumento del volumen de los granos.- Reducción del volumen poroso, porosidad y

permeabilidad.

• Compresibilidad de una substancia es el cambio unitario de volumen con presión a temperatura constante.

Donde:

Co = Compresibilidad del petróleo, Vo = Volumen.P = Presión

T

O

OO P

VV

C

1 1lpc

Compresibilidad del Petróleo, Co

BASES TEÓRICAS

Compresibilidad del Petróleo, Co

• Esta ecuación se convierte en:

Crudo Subsaturado

T

o

OO pp

BB

BC

21

021

1

1

)(2 bppp

obo BB 1

)(2 oboo BBB

)( ppB

BBC

boB

oboo

bbooBo ppppCBB )(1

BASES TEÓRICAS

Curva de porosidad /esfuerzo

de una roca mostrando las regiones: Elástica,

de Colapso de Poros y Compactada

BASES TEÓRICAS

ESFUERZO

REGIONELASTICA

CARGADESCARGA

REGION DECOLAPSO DE

POROS

REGIONCOMPACTADA

PO

RO

SID

AD

Deformaciones Elásticas e Inelásticas

• Al declinar P, Pm aumenta y cambia . En este cambio hay 3 regiones.

BASES TEÓRICAS

• Elástica: - Pequeña reducción al aumentar pm.- Al eliminar el aumento de pm , la

porosidad regresa a su valor inicial.• Colapso de poros:

- A tensiones elevadas poros y granos colapsan- Reducción drástica de porosidad.

- Roca se comporta inelásticamente- Eliminar el esfuerzo no hace regresar a su valor inicial (Histéresis).

• Compactada: - A tensiones muy elevadas - colapso total.

- Reacomodo de granos. - Porosidad baja que permanece

constante.

Saturación

La Saturación de una formación es la fracción del volumen de poros ocupados por el fluido considerado. La Saturación de Agua, es entonces, la fracción (o porcentaje) del volumen de poros que contiene agua de la formación. Pero si nada mas existe agua en los poros, una formación tiene una saturación de agua del 100 %. El símbolo para la saturación es S; varios subíndices son utilizados para denotar saturación de un fluido en particular (Sw para saturación de agua; So para saturación de petróleo; Sh para saturación de hidrocarburos, etc.).

BASES TEÓRICAS

La Saturación de petróleo, o gas es la fracción del volumen de poros que contiene petróleo o gas. Los poros deben estar saturados con algún líquido. Así, la sumatoria de todas las saturaciones en una roca de formación dada debe ser un total del 100 %.

BASES TEÓRICAS

Saturación

GRANOS DE GRANOS DE ARENAARENA

MATERIAL MATERIAL CEMENTANTECEMENTANTE

PETROLEOPETROLEO

AGUAAGUA

GASGAS

Distribución de Los Fluidos en el Poro

BASES TEÓRICAS

Agua irreducible

Cuarzo

Cuarzo

Cuarzo

Cuarzo

Petróleo

Sw>SwirEl agua sí se mueve

Sw=SwirEl agua no se mueve

Presión Capilar

BASES TEÓRICAS

Es una función dependiente de saturación que permite calcular:

•Saturación de agua sobre el nivel de agua libre.

•Tamaño de la garganta de poros y distribución.

•Permeabilidad relativa en ausencia de datos medidos.

Los valores de presión obtenidos deben convertirse a las condiciones de los fluidos del yacimiento, antes de calcular la altura sobre el nivel de agua libre.

Las fuerzas capilares se manifiestan a través de un diferencial de presión en la interfaz entre la fase mojante/ no-mojante llamado presión capilar (Pc)

BASES TEÓRICAS

Presión Capilar

Por convención P2 es la presión de la fase más densa, no necesariamente mojante, por lo que Pc puede ser negativa

Fase mojante

Fase no-mojante

P2

P1 Interfaz

2R

(P1 < P2)Pc = P2 - P1

Presión Capilar

BASES TEÓRICAS

BASES TEÓRICAS

Presión Capilar

Fuente: Advanced Interpretation of Wireline Logs, SchlumbergerFuente: Advanced Interpretation of Wireline Logs, Schlumberger

BASES TEÓRICAS

Presión Capilar

SERIE DE CURVAS DE PRESION CAPILAR EN FUNCION DE LA PERMEABILIDAD

Presión Capilar

BASES TEÓRICAS

Curvas de Presión Capilar

El tamaño y distribución de los poros en la roca-yacimiento varía

BASES TEÓRICAS

Mientras mayor sea la proporción de poros pequeños, mayores serán las fuerzas capilares presentes que retendrán la fase mojante Las curvas de Presión Capilar, indican las fuerzas capilares (Pc) asociadas a cada fracción del volumen poroso de la roca

APLICACIONES DE LAS CURVAS DE Pc

BASES TEÓRICAS

2. Saturación irreducible de agua (valores aproximados, sin embargo, valores más precisos en sitio se obtienen de perfiles eléctricos).

3. Variación de la saturación de agua encima del contacto agua - petróleo.

4. Deducir por correlaciones la permeabilidad absoluta de muestras irregulares o ripios.

5. Indicaciones de permeabilidad relativa de fase mojante y no mojante.

6. Posible mojabilidad y ángulo de contacto, si una roca es naturalmente mojada por petróleo ó mojada por agua.

7. A través de las mediciones de presión capilar se pueden determinar las petrofacies.

1. Porosidad efectiva (mediciones).

BASES TEÓRICAS

MÉTODOS PARA MEDIR PRESIÓN CAPILAR

MÉTODO VENTAJAS DESVENTAJAS

PLATO POROSO

• Muy exacto.• Se pueden usar fluidos del yacimiento.

• Muy lento (días, semanas, meses).• El rango de presión es limitado para la presión de plato poroso.• La fase mojante del plato poroso debería ser igual a la muestra del núcleo.• Los huecos en el disco poroso actúan como capilares, permitiendo solamente el flujo de la fase mojante hasta cuando se exceda la presión de desplazamiento.

CENTRÍFUGA

• Es rápido.• Permite hacer mediciones de drenaje e imbibición.• Permite alcanzar presiones capilares más elevadas que con el método de estados restaurados.• Permite definir la presión umbral de muestras poco permeables.

• El cálculo es indirecto. La saturación varía a lo largo de la muestra


MÉTODOS PARA MEDIR PRESIÓN CAPILAR (Cont.)

MÉTODO VENTAJAS DESVENTAJAS

INYECCIÓN DEMERCURIO

• Es rápido.• Permite trabajar sobre muestras de geometría variable.• Permite hacer mediciones de drenaje e imbibición.• Permite definir la presión umbral.• Permite alcanzar presiones capilares muy elevadas.• El cálculo es sencillo y directo.• Permite obtener la distribución de diámetros porales (garganta porales) del sistema.

• Compara favorablemente con el método de estados restaurados sólo hasta la saturación de agua irreducible ya que al pasar a fase humectante se hace discontinúa y es infinitamente compresible.• Inutiliza las muestras para ensayos posteriores.

GEOMECÁNICA DE LAS ROCAS

Geomecánica

BASES TEÓRICAS

Disciplina de la ingeniería que estudia el comportamiento

mecánico (propiedades mecánicas) de los materiales

geológicos bajo cambios externos, ya sean esfuerzos,

deformaciones, cambios de temperatura o cambios químicos;

producto de la operaciones petroleras de perforación,

completación y producción de pozos.

Capacidad de un material sólido de resistir carga por unidad de área.

Esfuerzo de Tensión y CorteEsfuerzo de Tensión y Corte

Esfuerzo RegionalEsfuerzo Regional

Esfuerzo

Esfuerzo de Tensión

PP

PP

Tracción

Compresión

Esfuerzo de Corte

BASES TEÓRICAS

Esfuerzo vertical o de sobrecarga

BASES TEÓRICAS

Esfuerzo Horizontal

Esfuerzo Horizontal Mínimo

Esfuerzo Horizontal Máximo

Presión de Poro

ESFUERZO DE

SOBRECARGA

ESFUERZOHORIZONTAL

PRESIÓN DE YACIMIENTO

Dependiendo de las magnitudes relativas de cada esfuerzo, se pueden definir tres regímenes de esfuerzos:

Esfuerzos Regionales

H > v > h

H > h > v

v >H > h NormalNormal

TranscurrenteTranscurrente

InversaInversa

BASES TEÓRICAS

BASES TEÓRICAS

Presión de Poro

Relación que existe entre la nueva magnitud o forma

de un elemento y su configuración original o no

alterada, cuando es sometido a fuerzas externas.

Deformación

BASES TEÓRICAS

Máximo esfuerzo que un material sólido puede aguantar antes de perder su capacidad de soportar cargas:

Resistencia

BASES TEÓRICAS

Resistencia a la Tensión.

Resistencia al Corte.

Resistencia a la compresión.

ES

FUE

RZO

RE

SIS

TEN

CIA

La teoría de elasticidad trata con situaciones donde existen relaciones lineales entre la aplicación de esfuerzos y las deformaciones resultantes.

zz E zz E

Teoría de Elasticidad

BASES TEÓRICAS

Diagrama Esfuerzo - Deformación

Diagrama de Tipo de Materiales

ESFUERZO - DEFORMACIÓN

BASES TEÓRICAS

Los mecanismos de fallas en las formaciones productoras pueden resumirse en cuatro tipos:

Esfuerzo de corte

Colapso de poros

Estable

Inestable

Co

Resistencia al corte

Tensión To

Colapso de poros

Estable

Inestable

CohesiónCo

Resistencia al corte

To Esfuerzo de normal efectivo

• Cohesión.

• Tensión.

• Colapso de poros.

• De corte o cizallamiento.

BASES TEÓRICAS

Mecanismos de Fallas

Perfiles Acústicos

Los registros acústicos miden el tiempo de tránsito de las ondas compresionales y de las ondas de corte entre un emisor y un receptor a una distancia determinada.

Dipolares

Emisor omnidireccional de ondas acústicas

Emisor direccional de ondas acústicas

Permite procesar el tren de onda completo (Ondas P y S)

Monopolares

Permite procesar el tren de onda compresional (Ondas P)

BASES TEÓRICAS

Dipolares

BASES TEÓRICAS

Módulos Elásticos Dinámicos

Módulo de Young (E): Mide el grado de deformación de un material como consecuencia de la aplicación de un esfuerzo, es decir, al aplicar un esfuerzo (), en un material ocurre una deformación (), en forma proporcional.

Relación Poisson (): Permite cuantificar el grado de deformación lateral (x) y longitudinal (y) al aplicar a un material un esfuerzo compresivo.

1tpts

1tpts

21

d2

2

)1(2 dGdEd

BASES TEÓRICAS

Módulo de Corte (G): Mide la resistencia al corte de la roca cuando ésta es sometida a un campo de esfuerzo. Representa la resistencia de un cuerpo a ser deformado.

Módulo Volumétrico (K): Mide la resistencia de la muestra a la compresión hidrostática. Este es definido como la relación del esfuerzo hidrostático (σp) relativo a la deformación volumétrica (εv). El inverso de K es conocido como módulo de compresibilidad volumétrica (C).

a*ts

bGd

2

)d21(3Ed

Kd

BASES TEÓRICAS

Módulos Elásticos Dinámicos

Módulos Elásticos Estáticos

Prueba de Compresión Triaxial

BASES TEÓRICAS

Se realiza para determinar la resistencia al corte, la rigidez y características de deformación de las muestras.

En este ensayo se comprime un cilindro de roca en una celda y a medida que aumenta la presión axial se aumenta la presión de confinamiento, de manera que la deformación solamente ocurre axialmente.

La expresión utilizada para calcular compresibilidades hidrostáticas es la siguiente:

Cb = ( VP / P ) / VP

A su vez la compresibilidad hidrostática puede ser llevada a compresibilidad uniaxial a tráves de la siguiente ecuación

Cm = (1+ )Cb / 3 (1- )

Ensayos de Compresibilidad

BASES TEÓRICAS

Ensayos Geomecánicos de Laboratorio

1.- Compresión no confinada (UCS)

BASES TEÓRICAS

Se comprime uniaxialmente un cilindro de roca sin confinamiento (esfuerzo radial o de confinamiento = 0) con una relación diámetro longitud 1 : 2 hasta alcanzar su resistencia máxima. La finalidad de este ensayo es determinar la resistencia a la compresión, el módulo de Young, la relación de Poisson, el módulo de corte y el módulo volumétrico como propiedades índices.

Direcciones de los esfuerzos en el ensayo UCS.

BASES TEÓRICAS

Correlación Knudsen

Hasta 30% de porosidad:(Arenas Consolidadas)

UCS = 258 e-9

UCS = 111.5 e-11.6 Mayor de 30% de Porosidad:(Arenas No Consolidadas)

Correlación de Anderson

).(*)(*))/()((***. VshVpKxUCS 780121111033 24220

Anderson estableció una correlación que permite el cálculo de UCS a partir de otras variables como volumen de arcilla, módulo volumétrico, relación de Poisson y velocidad de la onda compresional de un registro sónico.

Knudsen encontró una relación entre la porosidad de la formación y la resistencia a la compresión no confinada UCS.

2.- Ensayo de Cilindro Brasileño

DtP2

To

3.- Ensayo de Coeficiente de Biot

CbCs

1

BASES TEÓRICAS

Este ensayo se realiza en una celda triaxial aumentando la presión confinante y la presión de poros simultáneamente a una tasa constante, hasta que la presión de poros alcance el valor de la presión de yacimientos. Para la segunda parte, la presión de poros se mantiene constante mientras la presión confinante aumenta hasta alcanzar al esfuerzo horizontal.

Arenas Consolidadas: α = 0

Arenas NO Consolidadas: α = 1

BASES TEÓRICAS

La presión de poros ó presión de fluidos en el yacimiento puede determinarse por herramientas de perfilaje (probador de formación: RFT, MDT), ó por pruebas de restauración de presión (DST, Build up).

La Presión de Poro puede calcularse a través de:

Pp = Gp * prof Pp = Gp * prof

PRESIÓN DE PORO

Métodos para determinar Gradiente de Poro:Método de Eaton:

De Resistividad:

Sónico:

De Conductividad:

BASES TEÓRICAS

Velocidad:

Del Exponente “d” corregido “dc”:

Si la profundidad es mayor o igual a la velocidad máxima a esa profundidad, entonces

Método de Bower:Sónico:

Si la profundidad es menor a la velocidad máxima a esa profundidad, entonces

BASES TEÓRICAS

Donde:

PP : Gradiente de Presión de Poro, psi/ft

OBG : Gradiente de Sobrecarga, psi/ft

PPN : Gradiente de Presión de Poro Normal, psi/ft

Ro : Resistividad Observada en una arena acuífera, Ohm-m

Rn : Resistividad Observada de la arena, ohm-m

X : Exponente Eaton, Adimensional

DTN : Tiempo de Tránsito Normal, mseg/ft

DTO : Tiempo de Tránsito Observado, mseg/ft

CO : Conductividad Observada en una arena acuífera, 1/ohm-m

CN : Conductividad Observada en una arena, 1/ohm-m

VO : Velocidad del intervalo observado

VN : Velocidad del intervalo normal

DCN : Exponente Dc observado, adimensional

DCO : Exponente Dc normal, adimensional

DT : Registro Sónico

A : Valores Empíricos

B : Valores Empíricos

Campo de Esfuerzo

Campo de Esfuerzo Vertical o de Sobrecarga

Campo de Esfuerzo Horizontal

Dirección de Esfuerzo

Registros de Imagen

MínimoMáximo

BASES TEÓRICAS

D D

bb zCgdzv0 0

D D

bb zCgdzv0 0

Cuando no se cuenta con un registro de densidad del pozo tomado desde la superficie, se genera un registro de densidad sintético, para lo cual se utiliza una correlación empírica denominada Relación de Gardner que se basa en datos del Registro sónico (DT). Esta correlación es la siguiente: ρ = C V e ρ = C V e

Prueba de integridad extendida

Prueba minifrac

Prueba microfrac

Esfuerzo Horizontal Mínimo

Esfuerzo Horizontal Máximo

pP1

1v1

h

Según, Economides y Hill (1994)

Correlación MatemáticaPruebas de Campo

Es el esfuerzo principal mayor que actúa en tensión o en compresión, perpendicular al esfuerzo horizontal mínimo

BASES TEÓRICAS

Registros de Imágen

EMI (Electrical Micro Imaging Tool)

CAST-V (Circumferential Acoustic Scanning Tool)

BASES TEÓRICAS

- Basado en el diseño de 6 brazos independientes.

- Resolución de 0.2”.

- Paquete completo de navegación, incluye “Z-Accelerometer”.

- Datos registrados a 120 muestras por pie.

- Ofrece una imágen muy similar a un testigo (núcleo).

EMI (Electrical Micro Imaging Tool)


Principales Aplicaciones

Elipticidad del Hoyo EMI

BASES TEÓRICAS

CAST-V (Circumferential Acoustic Scanning Tool)

- Transductor focalizado Ultra-sónico. Registra Tiempo de tránsito y Amplitud.

- Cabeza rotante para 360 grados de cubrimiento.

- Transductor en contacto directo con el lodo, para mejorar la señal.

- Diferentes tamaños de cabeza para adaptarse a diferentes tamaños de hoyo (3-5/8”; 4-3/8”; 5-5/8”; 7”).

BASES TEÓRICAS

Principales AplicacionesElipticidad del Hoyo

•Presentación de la Imagen.•Cálculo de Buzamientos.•Identificación de fracturas Identificación de la Geometría del pozo

Identificación de los Esfuerzos Máximos y Mínimos

BASES TEÓRICAS

ESFUERZOS EN SITIO

• Minifrac• Microfrac• Pruebas de Integridad

Magnitud

Presión de Cierre = h

Ejemplo: Minifrac

Registros de Imagen

Orientación

Registros de Densidad / Tiempos

de Transito

Sobrecarga(v)

'

0)(

z

v dzz '

0)(

z

v dzz

Dtp / Dts

BASES TEÓRICAS

Presión Normal

Presión Anormal

Presión Subnormal

Presión que existe entre los fluidos contenidos en los espacios porosos de las rocas

GranoGrano

GranoGrano

GranoGrano

FluidoFluido

P

P

P

Presiones Anormales

BASES TEÓRICAS

BASES TEÓRICAS

Presión Anormal

Presión Normal

Causas de las Presiones Anormales

- Compactación Incompleta

- Diagénesis

- Levantamiento Tectónico

- Diferencial de densidad

- Migración de fluidos

- Fallas

- Ósmosis

BASES TEÓRICAS

Drawdown crítico (Pc)

Aumento en la taza de producción causa una disminución en la presión de fondo fluyente, Pwf

Si estos esfuerzos de corte inducidos por el drawdown son mayores que la resistencia al corte de la formación, puede ocurrir falla del material rocoso

Este cambio en el esfuerzo efectivo causa que aumenten los esfuerzos de corte

La disminución en la presión de fondo fluyente se traduce en aumento de drawdown P, que a su vez causa que cambien los esfuerzos efectivos

BASES TEÓRICAS

Metodología Shell

1.- Método basado en observaciones de campo

Desarrollada por Veeken

(Arenas No Consolidadas)

BASES TEÓRICAS


Coates y Denoo

121

21

1

C1

21P

21

2hH3

Pwcop )cot(

BP - Wilson

)()( 21PUCSHh31Pwc p

2.- Método basado en ensayos de laboratorio

BASES TEÓRICAS


BACK - UP

0

5

10

15

20

25

30

35

40

0 0 1 10 100RADIO DE GARGANTA (micrones)

VO

LU

ME

N D

E H

g IN

CR

EM

EN

TA

L (

%)

NANO MICRO MESO MACRO MEGA

APLICACIÓN DE LA

METODOLOGÍA

12500

12750

13000

13250

13500

13750

14000

14250

145000 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

0.0

1.0

2.0

3.0

4.0

5.0

6.0

7.0

8.0

0.0 10.0 20.0 30.0 40.0 50.0 60.0 70.0 80.0 90.0100.0SHg

SH

g /

Pc

R50

Definición de Petrofacies

“Unidad de roca con propiedades petrofísicas similares y una relación consistente entre porosidad, permeabilidad, saturación de agua y radio de gargantas de poros. Representan unidades con capacidad de flujo similar”

APLICACIONES DE LAS CURVAS DE PRESIÓN CAPILAR

Se obtienen a partir de núcleos y correlaciones entre núcleos y perfiles, utilizando el Radio de Garganta de Poros como el principal parámetro de clasificación.

¿Cómo identificar Petrofacies?

• Porosidad / Permeabilidad / Garganta de Poros.

• Saturación de Agua Irreducible.

• Presión Capilar.

• Respuesta de los Perfiles.

Características petrofísicas:


Clasificación de Petrofacies

Megaporoso > 10.0 Macroporoso 2.0-10.0Mesoporoso 0.5-2.0Microporoso 0.1-0.5Nanoporoso < 0.1

Tipo de Roca R ()


“Container”

Es una subdivisión del yacimiento formado por una o más petrofacies, y que responde como una unidad al momento del influjo.


Identificación de “Containers”

• Relacionado a la calidad de flujo de la roca.• Identificar petrofacies de gargantas de poros más grandes en contacto con petrofacies de gargantas de poros de menor tamaño.

Factores que controlan el flujo de fluidos

• Tipo de poros.

• Geometría del sistema poroso.

• Número de unidades de flujo.

• Ubicación de las unidades de flujo.

• Diferencial de presión entre las unidades de flujo y

el hoyo.


Relación K / Phi

• Indicador de la calidad de flujo y almacenamiento de la roca

• Refleja la calidad de la roca expresada en términos de eficiencia de flujo

• Mayor número de poros más pequeños. • Mayor área de superficie.• Mayor saturación de agua irreducible. • Menor tamaño de gargantas de poros. • Menor capacidad de flujo.

• Mayor tamaño de gargantas de poros.• Menor área de superficie.• Menor saturación de agua irreducible. • Mayor capacidad de flujo.

Petrofacies 1 Petrofacies 2

Porosidad intercristalina (meso) Porosidad intergranular (macro) Phi = 30%, K = 10 md. Phi = 10%, K = 10 md.


2C* *Cos

RPc =

(* Cos)Hg = 367

C = 0.145

FACTORES DE CONVERSIÓN (a Pc(Hg)) Plato Poroso = 5.09 Centrífuga = 8.73

Radio de Poro

DETERMINACIÓN DEL RADIO DE PORO


A partir de las Curvas de Presión Capilar


Ecuación de Pittman y Winland

H.D Winland (1972)H.D Winland (1972)

26 Muestras de Carbonatos

E.D Pittman (1992)E.D Pittman (1992)

202 Muestras de Areniscas

14 Formaciones

(Ordovisico - Terciario)

RiRiEs el tamaño de la garganta

de poro correspondiente a una saturación de mercurio

determinada.

Ecuación de Winland

Log R35 = 0.732 + 0.588 * Log Ka - 0.864 * Log

Ecuaciones de Pittman

Log R10 = 0.459 + 0.500 * Log Ka - 0.385 * Log Φ

Log R15 = 0.333 + 0.509 * Log Ka - 0.344 * Log Φ

Log R20 = 0.218 + 0.519 * Log Ka - 0.303 * Log Φ

Log R25 = 0.204 + 0.531 * Log Ka - 0.350 * Log Φ

Log R30 = 0.215 + 0.547 * Log Ka - 0.420 * Log Φ

Log R35 = 0.255 + 0.565 * Log Ka - 0.523 * Log Φ

Log R40 = 0.360 + 0.582 * Log Ka - 0.680 * Log Φ

Log R45 = 0.609 + 0.608 * Log Ka - 0.974 * Log Φ

Log R50 = 0.778 + 0.626 * Log Ka - 1.205 * Log Φ

Log R55 = 0.948 + 0.632 * Log Ka - 1.426 * Log Φ

Log R60 = 1.096 + 0.648 * Log Ka - 1.666 * Log Φ

Log R65 = 1.372 + 0.643 * Log Ka - 1.979 * Log Φ

Log R70 = 1.664 + 0.627 * Log Ka - 2.314 * Log Φ

Log R75 = 1.880 + 0.609 * Log Ka - 2.626 * Log Φ

Por medio de Ec. Empíricas.

Curvas de Presión Capilar


1

10

100

1000

10000

Pre

sió

n C

apila

r, p

si

10

0.5

2

0.1

NANO

MEGA

MACRO

MESO

MICRO

0.020.040.060.080.0100.0

Saturación de Mercurio, % Espacio Poroso

Gráfico de Saturación Incremental de Hg


0

5

10

15

20

25

30

35

40

0 0 1 10 100RADIO DE GARGANTA (micrones)

VO

LU

ME

N D

E H

g IN

CR

EM

EN

TA

L (

%)

NANO MICRO MESO MACRO MEGA

Gráficos de Ápices (“Apex Plots”)


0.0

1.0

2.0

3.0

4.0

5.0

6.0

7.0

8.0

0.0 10.0 20.0 30.0 40.0 50.0 60.0 70.0 80.0 90.0 100.0

SHg

SH

g /

Pc

R50

R35-Pc vs. R35-Winland

0

10

20

30

40

50

0 10 20 30 40 50R35-Pc

R3

5-W

IN

R50-Pc vs. R50-Pitmann

0

10

20

30

40

50

0 10 20 30 40 50

R50-Pc

R50

-Pit

ma

nn


0

10

20

30

40

50

0 10 20 30 40 50R35-Pc

R3

5-P

itm

an

n


0

10

20

30

40

50

0 10 20 30 40 50

R40-Pc

R40

-Pitm

ann

R35-Pc vs. R35-Winland

0

10

20

30

40

50

0 10 20 30 40 50

R35-Pc

R35

-WIN

R-calculado vs. R-Pc (“One-to-One Plots”)


Ventajas de Garganta de Poros (R) sobre K / Phi

• R es un número “medible” y cuantificable, K / Phi es un número adimensional.

• Si dos de las tres variables (K, Phi, R) son conocidas, la otra variable puede ser calculada utilizando la ecuación correspondiente o estimada a partir del crossplot de K / Phi con las curvas de R superpuestas.

• R puede ser determinado a partir de las curvas de Presión Capilar y relacionado a valores de K / Phi.


• Presión de flotación ejercida por la Columna de Hidrocarburos.

Saturación de Agua

• Geometría de Sistema Poroso (Poros y Gargantas de Poros).

Función de:


Sw vs. Profundidad

12500

12750

13000

13250

13500

13750

14000

14250

145000 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

Pro

fun

did

ad

Sw (%)


Aplicación de Metodología: Perfiles

6. En las muestras que no tienen Pc, utilizar los valores de K y Phi de los análisis convencionales : • Comparar los valores de K y Phi dentro de cada Petrofacies. ¿Son estos consistentes?. • Utilizando un valor de K y Phi representativo para cada Petrofacies, determinar el valor de R. • Copiar los valores de R, por Petrofacies, en el gráfico de Pc y determinar el tipo de roca. • Graficar los valores de R en el perfil, por Petrofacies.

5. Colocar el valor de R en la curva de Pc y determinar el tipo de roca.

4. Graficar K y Phi para cada muestra de Pc y determinar R. Colocar el valor de R junto a su respectiva Petrofacies.

3. Calcular la relación K / Phi para cada muestra de Pc, y anotarlas en el perfil junto a la respectiva Petrofacies.

2. Comparar la curva de Pc con la ubicación de las Petrofacies y observar si existe alguna relación entre la curva de Pc y la variación en Phi y Rt.

1. Seleccionar las Petrofacies o Unidades de Flujo (intervalos de porosidad y resistividad uniforme de acuerdo a los perfiles).


FÍSICA DE YACIMIENTOS. PROPIEDADES FÍSICAS Y GEOMECÁNICA DE LAS ROCAS Maracaibo, Enero de 2007...

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