1. OBJETIVOS

Obtener la curva de presión capilar representativa del campo Toldado, pozo D-4, a partir de datos de laboratorio; utilizando diferentes métodos como la función J y el método de la permeabilidad

OBJETIVOS ESPECÍFICOS

Determinar las propiedades eléctricas promedio de la formación caballo superior del campo toldado D-4

Graficar la presión capilar a condiciones de yacimiento y además obtener la grafica de las alturas en función de la presión.

Graficar la función J vs la saturación del agua y obtener una curva representativa a condiciones de laboratorio y observar el comportamiento.

Calcular el índice de resistividad (IR) y el factor de formación (F) para caracterizar la formación caballos superior del campo Toldado D-4

Determinar la fase mojante, la no mojante, el contacto agua petróleo y la zona de agua libre del yacimiento.

1

2. ELEMENTOS TEÓRICOS

PRESIÓN CAPILAR

Es la diferencia de presión entre el fluido de la fase no mojante y la fase mojante. En un sistema poroso, se observa que las fuerzas inducidas por la mojabilidad preferencial del medio con uno de los fluidos se extiende sobre toda la interfase, causando diferencias de presión mesurables entre los dos fluidos a través de la interfase. Cuando los fluidos están en contacto, las moléculas cercanas la interfase se atraen desigualmente por sus vecinas. Si la interfase es curveada la presión sobre un lado (cóncavo con respecto al fluido más denso) excede la del otro lado (convexo con respecto al fluido más denso), luego, esa diferencia es la 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. Las presiones capilares se pueden determinar para sistemas bifásicos de diferentes clases; de interés para la industria del petróleo están los sistemas de gas-salmuera, gas-aceite y aceite-salmuera.

La presión capilar siempre se considera positiva. Existen formaciones menos mojables, intermediamente mojables y fuertemente mojable. La presión capilar tiene aplicaciones en simulación de yacimientos y en ingeniería de yacimientos para calcular, principalmente, la altura de la zona de transición y la saturación de agua irreducible. La longitud sobre la cual la fuerza σ es aplicada en el capilar de radio r es 2πr. Luego el total de la fuerza capilar será 2πrσ. Y la fuerza vertical es 2πrσ Cosθ .

2

Puesto que la presión se define como FA

, entonces:

Pc=2πrσ cos θ

π r2=2σ cos θ

r

FUNCIÓN J DE LEVERETT O CURVA PROMEDIA DE PRESIÓN CAPILAR

Basado en el hecho que la presión depende de la porosidad, la fuerza interfacial y la geometría del poro, Leverett definió su función adimensional de saturación la cual la llamó la función J. La Función J de Leverett es una herramienta poderosa para el desarrollo de técnicas nuevas y veloces de mejoramiento de procesos que intentan obtener un punto de vista más exacto de la distribución de los fluidos del yacimiento. Algunos de estas aplicaciones son: recobro de inyección de agua, inicialización de modelos de simulación, que mejoran la distribución inicial de la saturación de agua para una representación tridimensional, distribución de presiones y saturaciones en yacimientos dinámicos y otros.

J(Sw )=¿(Pcσ )√K∅ ¿

3

MOJABILIDAD

Tendencia de un fluido en presencia de otro inmiscible con él a extenderse o adherirse a una superficie sólida. Los compuestos polares orgánicos en el crudo reaccionan con la superficie de la roca convirtiéndola en mojable por petróleo. Geológicamente el agua es mojable. El grado de mojabilidad está relacionado de la siguiente forma: Gas < Oil < Agua. Cuando dos fluidos inmiscibles están en contacto, el ángulo formado por ellos (medido sobre el agua) se llama ángulo de contacto.

En los últimos años la Mojabilidad ha sido reconocida como uno de los más importantes parámetros en un yacimiento. La industria tiene el privilegio de tener una serie de excelentes artículos hechos por Anderson (1986-1987) que provee discusiones exhaustivas de como la mojabilidad afecta otros parámetros del yacimiento. El único método científico apropiado de medir mojabilidad es obtener el ángulo de contacto entre dos fluidos y la roca. Si el ángulo de contacto medido a través de un fluido es menor que 90°, se puede decir que existe una situación neutralmente mojada. Sin embargo las medidas directas son raramente practicadas con materiales reales de yacimiento. Los materiales reales del yacimiento son algunas veces aproximados por superficies lisas "puras": cristal (sílice) por areniscas o cristales de calcitas para los carbonatos. Cuando dos fluidos inmiscibles están en contacto, debido a la fuerza de tensión interfacial, la interfase será curvada con una presión mas alta en al lado cóncavo que en el convexo.

Medida de la mojabilidad: El ángulo de contacto es una medida indirecta de mojabilidad. Si θ < 90° se dice que el sistema es mojado por agua y si θ > 90° hace referencia a un sistema mojado por aceite. En virtud a la variación del contenido mineralógico del medio poroso y a la depositación de compuestos orgánicos procedentes del crudo, habrá zonas de diferente mojabilidad.

4

TENSION INTERFACIAL Y SUPERFICIAL

La interfase que separa a dos fases es una región con solubilidad limitada, que a lo sumo tiene el espesor de unas pocas moléculas. Se puede visualizar como una barrera que se forma debido a que las fuerzas atractivas entre las moléculas de la misma fase son mucho mayores que aquellas que existen en dos fases diferentes. La tensión superficial es una propiedad termodinámica fundamental de la interfase. Se define como la energía disponible para incrementar el área de la interfase en una unidad. Cuando dos fluidos están en contacto, las moléculas cercana la interfase se atraen desigualmente por sus vecinas porque unas son más grandes que las otras, esto origina una superficie de energía libre/unidad de área que se llama tensión interfacial. En otras palabras, es la unidad de fuerza/unidad de longitud. La tensión interfacial, σ, es la tensión que existe entre la interfase de dos fluidos inmiscibles. Es una medida indirecta de la solubilidad. A medida que la tensión interfacial se hace más baja, las dos fases se aproximan más a la miscibilidad.

PERMEABILIDAD Y LEY DE DARCY

La permeabilidad es la capacidad que tiene el medio poroso para permitir el flujo de fluidos. Para flujo lineal la ley de Darcy4 dice que la velocidad de un fluido homogéneo en un medio poroso es proporcional a la fuerza de empuje (gradiente de presión) e inversamente proporcional a la viscosidad. Darcy requiere que el fluido se adhiera a los poros de la roca, sature 100 % el medio y flujo homogéneo y laminar ocurra. la Ley de Darcy puede aplicarse a condiciones muy particulares. Condiciones de campo.

v=−0,00127 Kμ ( dpd s−0,433 γ cosθ)

v, es la velocidad aparente, bbl/(día-ft²)k, mdμ, cpP, psias, distancia a lo largo del flujoγ, Gravedad específicaθ, Angulo medido en sentido horario desde la vertical a la posición s de la dirección.ΔD, diferencia de alturaConstante de Archie, índice de resistividad (saturación), (factor de cementación)

5

PARÁMETROS ELÉCTRICOS:

Una de las maneras más significativas de obtener las saturaciones de fluidos del yacimiento es por medio de mediciones de resistividad eléctrica en el fondo del pozo. En esta técnica la resistividad eléctrica de la formación se mide directamente por medio de una herramienta de registro de fondo. Estas mediciones son luego relacionadas con las saturaciones de fondo por medio de las ecuaciones de Archie. Para aplicar las ecuaciones de Archie, se deben determinar los valores apropiados para las constantes a, m y n

A través de las determinaciones propuestas sobre cada muestra se obtienen los valores de resistividad y porosidad en las condiciones de saturación de agua de reservorio, con lo que es posible conformar un "set" de datos experimentales que permitan la optimización numérica de los parámetros eléctricos "a", "m" y "n" utilizando, por ejemplo, la ecuación de Archie :

Sw=¿ n√ a∅m Rw 1Rt ¿

Sw= Saturación de agua n= Exponente de saturación = Porosidad m= Exponente de cementación a= Factor de formación para f=100% Rw= Resistividad del agua Rt= Resistividad de la roca a Sw

INDICE DE RESISTIVIDAD, IR

6

Es una función de agua y de la geometría de poros:

RI=( RtRo )=Sw−n

.

FACTOR DE FORMACIÓN

7

3. PROCEDIMIENTO

8

INICIO

Prueba de presion capilar de dos fases.

1. Colocar las muestras saturadas, sobre el diafragma poroso de tal forma que quede en

contacto capilar.

2. Cerrar la celda y permitir la entrada de gas regulando la presion.

Se sugiere para sistema de gas salmuera , presiones de 1,2, 4,8 y 16 psig en ese orden.

3. Se requieren de 2 a 10 dias para establecer el equilibrio capilar, a una presion dada.

El equilibrio se supone cuando no hay mas desplazamiento de líquido a partir de la celda.

Remover la muestra de la celda y pesarla.

FIN

4. TABLA DE DATOS

En el yacimiento el Toldado se corazonó el pozo D-4, se tomaron 106 pies del intervalo productor de la formación Caballo Superior y se analizó en el laboratorio.

La tabla 1 resume los resultados de porosidad y permeabilidad de las muestras seleccionadas del intervalo productor.

Tabla No. 1.

Identificación Profundidad(Pies, b.n.m)

Permeabilidad (md)

Porosidad (Fracción)

A 4520 400 0.140B 4540 250 0.125C 4560 120 0.100D 4580 50 0.096E 4600 15 0.090

La tabla No. 2 da la información del comportamiento de Presión Capilar Vs. Saturación de agua Sw, de cuatro (4) muestras de la tabla No.1, obtenidas por el método de la centrifuga para el sistema petróleo-salmuera (9200 p.p.m. de NaCl equivalente), a condiciones de laboratorio. Las densidades del petróleo y de la salmuera a condiciones de yacimiento son 51.7 y 63.8 lbm/pie3 respectivamente. Las tensiones interfaciales aire-salmuera a condiciones de laboratorio y petróleo- salmuera a condiciones de yacimiento fue de 47.9 y 21.1 dinas/cm respectivamente, el Angulo de contacto para el laboratorio es de cero (0°) y para el yacimiento de treinta (30°).

Tabla No. 2

SaturaciónDatos de presión capilar, psi

Muestra A Muestra B Muestra C Muestra D100 0.51 0.77 0.97 1.7190 0.63 0.85 1.07 1.9380 0.66 0.95 1.19 2.0970 0.80 1.10 1.41 2.4960 0.95 1.32 1.70 3.0350 1.18 1.70 2.13 3.7240 1.59 2.19 2.79 5.0730 2.60 3.73 4.67 8.18

9

5. TALLER DE PRESIÓN CAPILAR Y MUESTRA DE CÁLCULOS

a) Con los resultados de la presión capilar obtenidos para las muestras seleccionadas por el método de la centrifuga, graficar la presión capilar Vs saturación de agua para las cuatro (4) muestras, a condiciones del laboratorio y explique el efecto del tamaño y distribución de los poros, de la historia del proceso de saturación, del tipo de fluidos y sólidos envueltos en la formación Caballo Superior del Yacimiento Toldado.

GRAFICA No. 1

20 30 40 50 60 70 80 90 100 1100

1

2

3

4

5

6

7

8

9

Presión capilar vs Saturación

Muesta AMuestra CMuestra DMuestra E

Saturación

Pres

ión

(psi)

El efecto que tiene el tamaño y distribución de los poros, está dado por que a medida que se aumenta el diámetro de los poros o de la sección poral que está distribuida en medio de los granos de la roca de yacimiento la altura h, alcanzada por el fluido de yacimiento a través del capilar, es así que un sistema de roca-yacimiento con poros de tamaño pequeño tendrá una zona de transición (espesor vertical sobre el cual la saturación de agua varía desde 100% hasta la saturación de agua irreducible Swc) más grande. El tamaño de los poros en las rocas-yacimiento, también está relacionado con la permeabilidad, y se puede decir que yacimientos con altas permeabilidades tendrán zonas de transición más pequeñas que yacimientos con baja permeabilidad.

10

b) Con los resultados de la tabla (2) y la tensión interfacial a condiciones de laboratorio, elaborar la tabla 3 de la función J Vs Sw, para las 4 muestras.

Se calcula la Función J promedio, en función de las diferentes saturaciones teniendo en cuenta la tensión interfacial petróleo-salmuera a condiciones de laboratorio fue de 47.9 dinas/cm y el Angulo de contacto asumido en el laboratorio fue 0°, con la siguiente ecuación:

J (Sw )=0,21645 Pcσ √ K∅

Se procede a calcular la Función J en función de Sw:

Muestra de cálculos para la muestra A:

J (Swa )=0,21645 PC47.9cos0 ° ( 4000,14 )

0,5

J (Swa )=0,241550599∗Pc

Muestra de cálculos para la muestra C:

J (Swc )=0,21645∗Pc47.9cos 0° ( 1200,100 )

0,5

J (Swc )=0.15654268∗Pc

Muestra de cálculos para la muestra D:

J (Swd )=0,21645∗Pc47.9cos0 ° ( 50

0,096 )0,5

J (Swd )=0.103131546∗Pc

11

Muestra de cálculos para la muestra E:

J (Swe )=0,21645∗Pc47.9cos0 ° ( 150.09 )

0,5

J (Swe )=0.05834001∗Pc

Muestra de cálculos para la Función J promedio, a la saturación de 100%:

Funció nJ (S100)=¿0.123190805+0.15654268+0.103131546+0.05834001¿ /4

Funció nJ@100=0.11030126

Para hallar los datos de cada una de las muestras a las otras saturaciones del laboratorio se utilizaron los datos de la tabla No. 2. Los datos de las 4 muestras a condiciones de laboratorio se presentan en la tabla No 1.

Tabla No. 3

Saturación

Función J

Muestra A Muestra B Muestra C Muestra DFunción J

promedio J(Sw)

1000.1231908

10.1565426

80.1031315

5 0.0583400 0.11030126

900.1521768

80.1330612

80.1103507

50.1125962

2 0.12704628

800.1594234

00.1487155

50.1227265

40.1219306

3 0.13819903

700.1932404

80.1721969

50.1454154

80.1452666

3 0.16402988

600.2294730

70.2066363

40.1753236

30.1767702

4 0.19705082

500.2850297

10.2661225

60.2196701

90.2170248

5 0.24696182

400.3840654

50.3428284

70.2877370

10.2957838

6 0.32760370

300.6280315

60.5839042

00.4816243

20.4772213

0 0.54269534

12

c) Representar gráficamente la función J Vs Sw, para las 4 muestras y trace entre los puntos de cada saturación el promedio y presente con estos puntos el comportamiento. Esta curva representa la función J promedio Vs saturación de agua a condiciones de laboratorio.

Grafica No. 2

13

d) Con la función J promedio, a condiciones de laboratorio, la porosidad y permeabilidad promedio, calcule la presión capilar promedio, para cada una de las saturaciones a condiciones de laboratorio.

Se calcula la permeabilidad y la porosidad promedio utilizando los datos de la Tabla No. 1:

K= ΣKihiΣhi

=378820022800

K=166.149mD

∅= Σ∅ ihiΣhi

=2509.9822800

∅=0,110

Ahora se calcula la presión capilar a condiciones de laboratorio, con la siguiente ecuación:

PC=J (SW )σ

[0,21645√ K∅ ]Pc=

J (SW )∗47.9

[0,21645√ 166.1490.110 ]PC=5.694104064 J (SW )

Ahora se procede a calcular la Pc promedio en cada porcentaje de saturación a condiciones de laboratorio, teniendo en cuenta la función J promedio, así (muestra de cálculo para 100%):

Pc=5.694104064∗0.11088192

Pc=0,6313731913 psi

En la siguiente tabla se presentan, las presiones capilares promedio para cada una de las saturaciones a condiciones de laboratorio:

14

Tabla No. 4

Saturación

Función J promedio

Pc lab

100 0.11088192 0.631656590 0.12704628 0.7237393580 0.13819903 0.7872727270 0.16402988 0.9344223160 0.19705082 1.1225313150 0.24696182 1.406857340 0.3276037 1.8662465530 0.54269534 3.09155029

e) Con la presión capilar promedio, Pc, las tensiones interfaciales a condiciones del yacimiento y del laboratorio, calcule la presión capilar promedio a condiciones del yacimiento, Pcy, y grafique la presión capilar promedio Vs Sw, a condiciones de yacimiento.

Teniendo calculadas todas las presiones capilares promedio de cada porcentaje de saturación, las convertimos a las presiones capilares promedio en el yacimiento, para lo cual igualamos las ecuaciones de presión capilar en el yacimiento y en el laboratorio para dejar la primera en función de la segunda así:

PCy=(σ y∗cosθ y)¿Pc l

(σ l∗cosθ l)

PCy=(47.9∗cos30 ° )Pc

(21.1∗cos0 °)

PCy=1.966000798Pc

Muestra de cálculo de la presión capilar promedio en el yacimiento saturada al 100%:

PCy=0,286261∗0.6316565

PCy=1.241837178 psi

El resumen de todos los datos obtenidos anteriormente se hace en la siguiente tabla:

15

Tabla No. 5

Saturación

Función J promedio

Pc (5.694104064)J(Sw)

Pcy (1.966000798*Pc)

100 0.11088192 0.631656498 1.24183717890 0.12704628 0.723739349 1.42287213880 0.13819903 0.787272725 1.54777880570 0.16402988 0.934422312 1.83707501160 0.19705082 1.122531309 2.2068974550 0.24696182 1.406857297 2.76588256840 0.3276037 1.866246551 3.66904220930 0.54269534 3.091550295 6.077990347

Grafica presión capilar promedio Vs saturación de agua, a condiciones de yacimiento:

Grafica No.3

20 30 40 50 60 70 80 90 1000

1

2

3

4

5

6

7

Pc Yacimiento Vs Sw

Saturación de agua % Sw

Pres

ion

Capi

lar y

acim

ient

o, P

si

16

f) Convierta los valores de presión capilar promedio a condiciones de yacimiento en altura (h) y represéntelos a la derecha en el grafico anterior.

Para este caso se utiliza la siguiente ecuación, la cual relaciona la función J (Sw), la tensión interfacial del sistema petróleo-salmuera, el ángulo de contacto, las densidades del petróleo-salmuera, la permeabilidad y porosidad promedio de la roca y una constante de conversión, así:

h=144 Pc∆ ρ

De esta forma en la anterior ecuación se reemplazan los valores de las funciones J promedio a cada saturación para hallar las respectivas alturas (h):

Muestra de cálculo para la presión capilar promedio de yacimiento 100 saturada:

h=144 (1.24187178)

(63,8−51.7)

h=14.77888873 ft

En la siguiente, tabla se muestra la relación de las presiones capilares promedio a condiciones de yacimiento en cada momento de saturación:

Tabla No. 6

Saturació

nPc yac (Psi) h (ft)

1000.631656498

1.241837178

900.723739349

1.422872138

800.787272725

1.547778805

700.934422312

1.837075011

601.122531309 2.20689745

501.406857297

2.765882568

401.866246551

3.669042209

303.091550295

6.077990347

17

En la siguiente grafica se muestra la presión capilar promedio a condiciones de yacimiento Vs saturación de agua y también se tienen en cuenta las alturas que representan las presiones capilares en cada saturación

Grafica No. 4

20 30 40 50 60 70 80 90 1000

1

2

3

4

5

6

7

0

10

20

30

40

50

60

70

80

Pc Yacimiento Vs Sw

Pcy, psi

h, ftSaturacion de agua, % Sw

Pres

ion

Capi

lar y

acim

ient

o, P

si

Altu

ra, ft

g) Con los resultados de las permeabilidades relativas de la tabla No 4. Graficar en coordenadas cartesianas las permeabilidades relativas al petróleo y al agua como una función de la saturación de agua, en la misma escala de saturación de grafico hecho en e.

Grafica No. 5

18

0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000

0.10.20.30.40.50.60.70.80.9

1

Permeabilidad relativa Vs Sw

KrwKro

Saturacion de agua, % Sw

Perm

eabi

lidad

es re

lativ

as

h) Con el comportamiento de las permeabilidades relativas del yacimiento Toldado y el grafico de presión capilar promedio a condiciones de yacimiento, defina la zona de condensado, la zona de agua y condensado por efecto de la capilaridad (zona de transición) y la zona de agua al 100%, la saturación irreducible de la fase mojante o connata Swc, la presión de desplazamiento, Pd, el nivel de agua libre NAL, el contacto petróleo-salmuera, la profundidad para alcanzar la saturación del 50%, si el contacto agua-petróleo, CAP, está a 4700 ft.

Grafica No. 6

19

20 30 40 50 60 70 80 90 1000

1

2

3

4

5

6

7

Pc Yacimiento Vs Sw

Saturacion de agua, % Sw

Pres

ion

Capi

lar y

acim

ient

o, P

si

Swc

Soc

0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000

0.10.20.30.40.50.60.70.80.9

1Kro y KrwVs Sw

KrwKro

Saturacion de agua, % Sw

Perm

eabi

lidad

es re

lativ

as

De la anterior grafica se puede inferir:

Swc =20% Soc=82 % Pd = 1.3 psi CAP=4700 Ft Nivel de agua libre:

NAL=CAP+144 Pd∆ ρ

=4700+144(1,3)

(63.8−51.7)=4715.4 ft

20

Contacto agua petróleo 4700 ft

NAL 4715 ft

Profundidad para alcanzar una Sw de 50 %:

h=144 Pd∆ ρ

=144 (2.55)

(63.8−51.7)=30.3471 ft

h50%=4715.4−30.3471=4685.0529 ft

i) Usando el método de la función J y el método de la permeabilidad y cualquier otra información disponible, pronostique la presión capilar para las muestras B y tabule un conjunto completo de información de Presión capilar Vs Saturación de agua para esta muestra por dos métodos.

Por el método de la función J:

Se tiene en cuenta la siguiente ecuación:

J (Sw)=0,21645 Pcσ √ K∅

Entonces como ya se tienen las funciones J promedio para cada saturación y los datos de porosidad y permeabilidad para la muestra B, reemplazamos estos datos en la ecuación y despejamos la presión capilar, así:

Se despeja Pc de la anterior ecuación, así:

Pc=21.1∗J (Sw )

0,21645√ 2500,125

Pc=2.179765966∗J (Sw )

Muestra de cálculo para la saturación al 100%:

Pc=0.24169664 Psi

La siguiente tabla muestra las presiones capilares de la muestra B a los otros porcentajes de saturación, Sw

Tabla No. 7

Saturación

Función J promedio Pc, psi

21

100 0.11088192 0.24169664

900.12704628

0.276931164

800.13819903

0.301241534

700.16402988

0.357546759

600.19705082

0.429524666

500.24696182

0.538318981

400.3276037

0.714099393

300.54269534

1.182948837

El comportamiento de la presión capilar de esta muestra se representa en la siguiente gráfica:

Grafica No. 7

20 30 40 50 60 70 80 90 1000

0.20.40.60.8

11.21.41.61.8

2

Pc de la muestra B Vs Sw

Saturacion de agua, % Sw

Pres

ion

capi

lar.

psi

Ahora se procede a calcular la presión capilar de la muestra B, con el método de la permeabilidad, así:

Se realiza la siguiente tabla en donde se ubican las presiones capilares de la muestra A y C y los datos de saturación ya que los datos de permeabilidad de la muestra B se encuentran en medio de las dos primeras, los siguientes datos son tomados de la gráfica No. 1:

22

Tabla No. 8

Muestra md

Muestra A (400 md) Muestra C (120 md)Presión Capilar,

psi1 57 79

1.2 51 621.4 44 561.6 40 531.8 38 492 36 44

2.2 34 402.4 32 38

Posteriormente se desarrolla un gráfico semi-log en el cual se grafican los anteriores datos correspondientes a las permeabilidades A(400 md) y C (120 md), en esta grafica trazamos una línea horizontal sobre la permeabilidad de 250 md (Muestra B) y allí encontrándonos con las respectivas líneas a cada presión hallaremos la saturación correspondiente, así:

Grafica No. 8

20 30 40 50 60 70 80 90 10010

100

1000

K Vs Sw

1 .2 psi1.4 psi1.6 psi1.8 psi2 psi2.2 psi2.4 psi1 psi

Saturacion de agua, % Sw

Perm

eabi

lidad

, k m

d

Tabulamos los datos de presión capilar obtenidos en la gráfica anterior teniendo en cuenta la saturación:

23

Tabla No. 9

Pc(Psi) Sw %0.8 731 61

1.2 531.4 461.6 421.8 392.0 372.2 352.4 33

Ahora teniendo en cuenta la anterior tabla se grafica presión capilar de la muestra B Vs saturación de agua:

Grafica No. 9

30 35 40 45 50 55 60 65 70 75 800

0.5

1

1.5

2

2.5

3

Pc de la muestra B Vs % Sw

Saturacion de agua, % Sw

Pres

ion

capi

lar,

B, P

si

24

6. PROPIEDADES ELÉCTRICAS DE LA FORMACIÓN CABALLOS SUPERIOR DEL CAMPO TOLDADO

En la tabla N° 5, da la información de las resistividades de la formación de las muestras saturadas 100% con salmuera de 9200 p.p.m. NaCl. Ro (Ω-m), a la temperatura del laboratorio de 146 °F, si la resistividad Rw es de 0.34 Ω-m, calcular el Factor de formación, F

( RoRw )= Ro(Ω−m)0.34Ω−m

Tabla de N°10

identificación (SF-17)

Porosidad (fraccion)

Ro (Ω-m)Factor de formación

(Ro/Rw)A 0.14 9.01 26.5B 0.125 12.58 37C 0.100 17.00 50D 0.096 18.02 53E 0.090 20.74 61

Tabla Nº 11

En esta tabla se resume las resistividades de la muestra, A, saturadas parcialmente, Rt (Ω-m),determinadas durante la prueba de presión capilar, calcular el índice de resistividad, IR

IR ( RtRo )=Rt (Ω−m)Ro (A )

=Rt (Ω−m)9.01

Sw Rt (Ω-m) IR(Rt/Ro)90 11.24 1.24750277580 14.06 1.56048834670 18.93 2.1009988960 25.68 2.85016648250 37.85 4.20088790240 60.37 6.700332963

25

a) Graficar en papel log-log el factor de formación, F, como una función de la porosidad y determine el factor de Cementación, m, y la constante Archie, a, y cuál es la relación del factor de formación, F, y la porosidad, Φ, (ecuación) a utilizar en la interpretación de registros eléctricos y según los resultados realizar una descripción de la litología de las rocas de la formación Caballo superior del Yacimiento Toldado.

0.001 0.01 0.1 110

100

f(x) = 0.893948544564234 x -1.75159245218374

Factor de formación Vs Porosidad

Porosidad (Fracción)

Fact

or d

e fo

rmac

ion

(F)

Ecuación del factor de formación:

F= a

∅m

Dónde:

F=Factor de formacióna=Constantede Archie (Tortuosidadde la roca)m=Factor de cementación∅=Porosidad

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Luego utilizando la línea recta que mejor une los puntos se encontró la siguiente relación:

F=0.8939∅ 1.752

LITOLOGÍA EXPRESIÓN MATEMÁTICA

Calizas y Dolomitas (rocas duras)

*

F= 1

φ2

Areniscas no consolidadas (rocas blandas)Formula de Humble Oil Cia. *

F=0 .62φ2.15

Areniscas consolidadas

*

F=0 .81φ2

Areniscas en general (Carothers 1958)

F=1.45φ1.54

Areniscas arcillosas (Carothers 1958)

F=1.65φ1.33

Carbonatos (Carothers 1958)F=0 .85φ2.15

Areniscas del Plioceno del sur de California. (Carothers 1958)

F=2.45φ1.08

Areniscas del Mioceno de Texas, Louisiana y Costa del Golfo (Carothers y Porter 1970)

F=1.97φ1.29

Rocas detríticas limpias (Sethi 1979) F= 1

φ(2 .05−φ )

La ecuación que más se asemeja a la obtenida es F=1.45φ1.54 la cual

pertenece al grupo de Areniscas en general (Carothers 1958), sin embargo, como la formación Caballo pertenece al cretácico periodo Aptiano, se puede inferir que la relación que existe es que en ambos

27

casos se encuentran Areniscas, ya que la roca reservorio de esta zona es la Arenisca.

b) Graficar en papel log – log el índice de resistividad, IR, como una función de la saturación y determine el exponente de saturación, n y presente la ecuación que relaciona la saturación de agua inanta, la resistividad, el exponente de saturación, factor de cementación, constante de Archie y analice mojabilidad

10 1000.1

1

10

f(x) = 14368.6727846605 x -2.08025152473014

Indice de resistividad Vs Saturación

Saturación (Sw)

Indi

ce d

e Re

sistiv

idad

(Rt/

Ro)

IR=14369Sw2.08

n=Indicedeagua innatao Exponente de saturación=2.08

Sw=( 14369IR )12.08

La saturación de agua es una propiedad que afecta de manera determinante la resistividad de la roca, ya que es esta por el contenido de iones es un fluido que conduce la corriente eléctrica, por tanto a mayor saturación de agua menor será la resistividad de la roca. Además que para nuestro caso el fluido mojante es el agua, este hecho está relacionado con la resistividad de manera que si el fluido mojante se adhiere a las paredes de la roca, en este caso el agua, también afecta la resistividad disminuyéndola.

Hasta el momento sólo hemos considerado formaciones con el 100 % de saturación en agua. Es obvio que las resistividades aumentan a medida

28

que disminuye la porosidad debido al decremento en el volumen de agua en la formación.

7. TABLA DE RESULTADOS

Swc 20%

CAP 4700 ft

NAL 4715.4 ft

Función del factor de formación

F=0.8939∅ 1.752

Índice de resistividad en función de la

Saturación

IR=14369Sw2.08

Fase mojante Agua

Fase no mojante Petróleo

Litología Areniscas

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CUESTIONARIO

¿Qué métodos se utilizan en la determinación de las curvas de presión capilar?

Método de Inyección de mercurio

En este método se emplea mercurio como fase no mojante mientras que el vacío, o vapor de mercurio actúa como fase mojante.

Ventajas:

Es un método rápido comparado con los demasPermite trabajar sobre muestras de geometría variable (Cuttings, recortes). Permite hacer mediciones de drenaje e imbibicion. Permite definir perfectamente la presión umbral.Permite alcanzar presiones capilares muy elevadas. El cálculo es sencillo y directo. Permite obtener la Distribución de Diámetros Porales (Gargantas Porales) del sistema.

Desventajas:

Compara favorablemente con el método de Estados Restaurados sólo hasta la saturación de agua irreductible. No permite obtener la saturación irreductible de agua (Swirr) pues la fase mojante (vacío) luego de hacerse discontinua, es infinitamente compresible. Inutiliza las muestras para ensayos posteriores.

Método de la Centrífuga

En este método se emplea una centrífuga de alta velocidad para aumentar la diferencia de presión entre las fases. Se parte de una muestra Saturada 100% para una velocidad estable, la fuerza centrifuga desatura gradualmente la muestra, hasta que se alcance el equilibrio capilar. Se toman las lecturas correspondientes. Así sucesivamente se aplican otras velocidades, hasta que se llegue a un punto tal que la fuerza centrifuga no haga que la muestra pierda la saturación.

Ventajas:

Es un método rápido. El instrumental es más elaborado pero no es necesario asegurar contactos capilares. El drenaje de la fase desplazada es directo. Permite hacer mediciones de Drenaje e Inhibición. Permite definir perfectamente la presión umbral de muestras poco permeables.

Desventajas:

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

30

Método de la Membrana Semi-Permeable

También es conocido como método de Estados Restaurados y constituye el método "patrón" o de referencia para las demás mediciones. Su funcionamiento se basa en el empleo de un medio poroso (membrana) con capilares muy finos que actúan como barrera semi-permeable cuando se encuentra saturada 100% con la fase mojante del sistema.Durante el ensayo la fase continua se encuentra en contacto con la presión atmosférica, por lo que fluye libremente, a través de la membrana, hasta que la presión se equilibra en dicho valor. La fase no mojante, es discontinua (se interrumpe en la membrana, en tanto no se supere la Presión Umbral) y por lo tanto se encuentra sometida a la presión interior del sistema (aparato de medición). Cuando se alcanza el equilibrio, la presión interna del aparato es igual a la diferencia de presión entre fases (presión capilar del sistema).

Ventajas.

Determinación de la saturación irreducible de la fase fluida mojante del yacimiento.Obtención de la curva que se usará en posteriores cálculosEs un método sencillo y directo. Se mide directamente la propiedad de interés. Observación: Es necesario asegurar un excelente contacto capilar entre la muestra y diafragma. Es una medición absoluta.

Desventajas

Sólo se emplea para curvas de drenaje. Lleva mucho tiempo. El equilibrio se obtiene al cabo de varios días. Una medición completa insume entre 15 días y un mes. En muestras poco permeables (usualmente menos de 20-50 mD) o muy heterogéneas no se alcanza la saturación irreductible de agua (Swirr). Requiere una buena saturaci6n del diafragma con el fluido de prueba

¿Qué aplicaciones tienen las curvas de presión capilar?

Se utilizan en el cálculo de la permeabilidad, distribución del tamaño de los poros de la roca y tamaño de poro promedio del yacimiento.

Los datos de presión capilar se utilizan directamente en programas numéricos de simulación y para calcular la distribución de los fluidos en el yacimiento. Las saturaciones residuales e irreducibles de los fluidos, obtenidas durante las mediciones de presión capilar, se pueden utilizar para ayudar a estimar la cantidad de aceite recuperable y las saturaciones esperadas de agua fósil. 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.

31

¿Cómo se transforman los datos de Presión Capilar a condiciones de Yacimiento?

Para convertir datos de presión capilar obtenidos en el laboratorio a condiciones de yacimiento, es necesario usar la siguiente ecuación:

Pcy=Pcl∗δWOcosθWOδWGcosθWG

Donde:

δWO=21.5dinas /cm δWG=47.8dinas /cm

Por tanto, al final tenemos que:

Pcy=21.547.8

Pcl

¿Qué formulas se han desarrollado para estimar las permeabilidades a partir de los datos de presión Capilar?

Construyendo Gráficos del inverso de la presión Capilar vs. La Saturación de agua. Se pueden obtener las permeabilidades relativas utilizando las ecuaciones de Burdine.

Para agua:

Krw=(Sw−Swi )2

1−Swi∗∫0

sw ds

Pc2

∫01 dsPc2

Para crudo:

Kro=(So−Sor )2

1−Swi∗∫0

sw ds

Pc2

∫01 dsPc2

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8. ANÁLISIS DE RESULTADOS

Análisis de la grafica nº 1 se observa que la presión capilar disminuye cuando aumenta la saturación de agua, además se alcanza la mínima presión capilar con una saturación de 100%. La muestra E tiene la mayor presión debido a que tiene la menor permeabilidad y la muestra A tiene en comparación con las demás muestras la menor presión capilar debido a que tiene la mayor permeabilidad.

Análisis de la grafica nº 2 se observa que la grafica de la función J promedio de los datos de laboratorio es de forma descendente y que al aumentar la saturación de agua disminuye la función j de modo tal que la ecuación que hace el mejor modelamiento es una función exponencial.

Análisis de la grafica nº 3 se observa que la grafica de la presión capialr de los datos de yacimiento es de forma descendente y que al aumentar la presión capilar en el yacimiento disminuye la saturación de agua; se llega a un punto en que se alcanza la presión capilar máxima y mínima; máxima en la saturación critica de agua y mínima en la saturación de 100 de agua.

Análisis de la grafica nº 4 Se observa que la grafica de presión capilar y de altura en función de la saturación de agua son muy semejantes y cambian ligeramente de valores numéricos.

Para obtener la presión capilar de la muestra B mediante la presión capilar promedio y el método de las permeabilidades existe una gran diferencia de precisión en los valores debido al ajuste realizado; los valores más confiables son los que se obtienen a partir de la presión capilar promedio.

La saturación de agua es una propiedad que afecta de manera determinante la resistividad de la roca, ya que es esta por el contenido de iones es un fluido que conduce la corriente eléctrica, por tanto a mayor saturación de agua menor será la resistividad de la roca. Además que para nuestro caso el fluido mojante es el agua, este hecho está relacionado con la resistividad de manera que si el fluido mojante se adhiere a las paredes de la roca, en este caso el agua, también afecta la resistividad disminuyéndola.

Hasta el momento sólo hemos considerado formaciones con el 100 % de saturación en agua. Además las resistividades aumentan a medida que disminuye la porosidad debido al decrecimeinto en el volumen de agua en la formación.

33

9. CONCLUSIONES

En las graficas de presión capilar en función de la saturación se determina que al disminuir la permeabilidad la presión capilar aumenta cuando la saturación de agua es constante; cuando la permeabilidad es constante la presión capilar disminuye cuando aumenta la saturación de agua.

Al aumentar la saturación de agua en la formación disminuye la resistividad de la roca debido a que este fluido contiene iones que conducen la electricidad y además es la fase mojante que se adhiere a las paredes de la roca.

Se concluye que la formación caballo superior del campo Toldado es de litología arenisca.

La función J representativa del Yacimiento se obtuvo a partir de información suministrada de laboratorio de diferentes muestras con diferentes permeabilidades.

En el grafico de la presión capilar y las permeabilidades relativas. Se determino Saturación de agua critica del 20% , las cotas del Nivel de agua libre (NAL) 4715 ft, Contacto agua petróleo (CAP) 4700 ft descrita como la mayor profundidad a la cual se encuentra Sw del 100%, zona de transición con una extensión de 15 ft definida como la zona en la cual la saturación de agua varía desde Swc hasta la saturación del 100%

Con las propiedades eléctricas de la formación se calculo los factores de formación en función de la porosidad y se observa que son inversamente proporcionales; es decir, que al aumentar el Factor de formación disminuye la porosidad y los índices de resistividad en función de la saturación y se observa que igualmente son inversamente proporcionales. Es decir disminuye el índice resistividad si aumenta la saturación de agua.

La fase mojante es agua y la fase no mojante es petróleo para el campo Toldado D-4

34

10.FUENTES DE ERROR

Posibles pérdidas de presión por escape de aire desde de la

cámara del equipo de prueba.

Una incorrecta medición de la saturación de la muestra puede

generar datos con desviación.

En el momento de preparación del núcleo, es fundamental que este

quede correctamente saturado (100%) con el fluido de prueba y se

debe remover el fluido que se encuentra en exceso.

35

11.RECOMENDACIONES

Debe haber un mayor acercamiento de los estudiantes a los equipos donde se realiza la prueba para determinar la presión capilar de los núcleos.

Utilizar un grado de aproximación bastante riguroso en cuanto a los datos que se obtienen en la prueba como también los calculados, ya que esta determinación puede ocasionar algunas variaciones en los resultados obtenidos.

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BIBLIOGRAFÍA

Información actualizada:

AGAT, laboratorios. Ingenieria de yacimientos. [En línea] 2009 ] Disponible en [http://www.agatlabs.com/spanish/content/capillary

pressure.htm]

Conceptos

PARIS DE FERRER Magdalena, “FUNDAMENTOS DE INGENIERIA DE YACIMIENTOS”, Capitulo 5, Propiedades de la roca, Presión capilar. Pag. 271-294.

ESCOBAR Freddy H. Fundamentos de Ingeniería de Yacimientos I. Universidad Surcolombiana. Facultad de Ingeniería. Neiva, 2005

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