Pro Piedade Sf i Sicas

30/07/2012

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Propiedades físicas de las rocas de yacimiento


Contenido

• Introducción

• Porosidad

• Permeabilidad

• Saturación

• Mojabilidad

• Presión capilar


Introducción

Calculo de reservas

Ubicación de fluidos en el yacimiento

Estrategias de perforación

Estrategias de Explotación del yacimiento

Propiedades petrofísicas:

, K, S, c, Pc

Por qué es importante conocer las propiedades petrofísicas?

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Porosidad

Concepto clásico de porosidad = Vp/ Vr, Vr = Vp+Vma= absoluta =Vtotal de poros / Vre = efectiva = Vp interconectados / Vr = primaria, secundariaEn arenas limpias : e = aEn carbonatos: e < a = [0.1‐0.476], = [tamaño de partícula, arreglo de las partículas,Distribución de tamaño de partículas, cementación, Presencia de vúgulos y fracturas]

Métodos de determinación‐Por diferencia de peso‐ Estática por balance volumétrico‐ Porosimetría con He, Hg.

Concepto dinámico = Vp/ Vr, = m, hc

La porosidad de una roca se define como la fracción del volumen total de una roca

no ocupada por el esqueleto mineral de la misma, generalmente se expresa como

porcentaje o fracción.

∅


Porosidad

Porosidad

Origen

Primaria

Secundaria

Comunicación de poros

Absoluta

Efectiva

Se produce por depositación

Poros interconectados

Porcentaje total de poros vacíos

Formada por diagénesis (postdepositación)

Todos los poros menores a 62 micrones

Micro porosidad


Porosidad

Porosidad interpartícula (intergranular en rocas clásticas). Porosidad intrapartícula (intragranular en rocas clásticas) Porosidad intercristalina: porosidad dentro de cristales individuales,poros desarrollados por ejemplo dentro de grandes cristales en equinodermos. Porosidad móldica: poro formado por la selectiva disolución de unconstituyente de la roca (por ej. Conchillas u ooides). Considerar el caso delos feldespatos o fragmentos intraf ormacionales. Porosidad fenestral: poros cuyo tamaño es más grande que el espacioInter granular que muestra la roca. Porosidad geopetal (o shelter): tipo especial de porosidad interpartícularesultante de la protección del relleno de cavidades por partículasrelativamente grandes Porosidad por crecimiento de fábrica: Tipo de porosidad primariaresultante del crecimiento de la fábrica carbonática. Por ej. coloniascoralinas.

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¿Qué afecta la porosidad?

• Tipo de empaque

RomboédricoOrtorrómbico

• Geometría y distribución del tamaño de los granos


Promedios de porosidad

Formula

Aritmético ∅∑ ∅

Ponderado por espesor

∅∑ ∅∑

Ponderado por área

∅∑ ∅∑

Ponderado por volumen

∅∑ ∅∑

Armónico∅

∅ ∅ ∅ …∅

Estadístico

La descripción de la distribución de porosidad en un

yacimiento

Calidad Ф (%)

Muy buena > 20

Buena 15 – 20

Regular 10 – 15

Pobre 5 – 10

Muy pobre < 5


Determinación en laboratorio

• Métodos de determinación

– Mediciones de laboratorio

• Convencionales: Vp, Vr, gravimétricos, Vm

• No convencionales: TRX

– Registros de densidad

– Registros sónicos

– Registros de neutrones

10.16d, cm

12L, cm

972.87836Volumen de roca, cc

150

Volumen de agua admitido @P referencia, cc

15.42Porosidad, %

Ejemplo:

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Métodos no convencionales

Tomografía de Rayos X


Compresibilidad

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• Cambio fraccional de volumen por unidad de cambio en presión

Fo = Fm + Ff

Po = Pm + Pf , Po = 1 psi/ft, Pf = 0.456 psi/ft

Conforme el fluido se produce en el yacimiento, Pf: Fm , Vr , Vp

Tipos de compresibilidad: cm0, cf = compresibilidad de volumen de poro

Suposiciones:‐ Vf extraído en función de la presión externa‐ Pexterna Po‐ Pf constante: dVp = ‐dVf extraído M = cf

Po, psi

Vextraidoacumulado


Permeabilidad

• Generalidades:• movilidad: coeficiente de transporte en un medio poroso para el flujo volumétrico de un fluido

(conductividad térmica, conductividad eléctrica)

• Darcy: = f (K, )• Inicialmente K se consideró como una propiedad constante del medio,

• K = K(f)– no es una propiedad isotrópica

– stress local,

– Cantidad y tipo de electrolitos del fluido,

– distribución de fluido en las fases)

– Modelos de Permeabilidad

• Empacamiento de partículas de esferas

• Distribución del tamaño de grano

Fuente: Iny de agua y gas en yacimientos petrolíferos. Magdalena Paris.

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Permeabilidad

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• Tipos de permeabilidad– Absoluta: Conductividad del medio cuando esta saturado con un solo fluido

– Efectiva: Conductividad del medio cuando esta saturado por dos o más fases, se refiere a una de las fases, Ko, Kw, Kg

– Relativa: Razón entre la permeabilidad efectiva y una permeabilidad base


Permeabilidad

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• Métodos de medición

– Laboratorio (vertical, horizontal)

• Saturación de fluidos a alta presión

• Equilibrar la presión a diferentes gastos definidos

q

dP

Reservoir Petrophysics. Von Gonten, et al


Permeabilidad

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Unidades de campo Reservoir Petrophysics. Von Gonten, et al

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Permeabilidad


Permeabilidad

• Factores que afectan:– Reactividad de los fluidos

• El agua de formación reacciona con arcillas: K bajas con agua

• Reducción de K por hinchamiento de arcillas

– Cambios en la presión de poro • Cambios en Vp

• Producción: Reducción de Vp alrededor de pozo: K

Reservoir Petrophysics. Von Gonten et al.


Permeabilidad

• Factores que afectan:– Las mediciones de laboratorio son para permeabilidad de matriz

– Deslizamiento de gas• Moléculas de gas se deslizan en la superficie de la roca

• Ocurre cuando el diámetro de las aperturas capilares son similares aquellos del camino libre del gas

• La ecuación de Darcy supone flujo laminar, la trayectoria de flujo de gas es con deslizamiento. Efecto Klinkenberg

• La trayectoria libre de flujo es función de tamaño de la molécula, de modo que la K medida con gas es función del tipo de gas usado

• La trayectoria libre de flujo es función de la presión, de modo que el efecto Klinkenberg es mayor a mediciones hechas a baja presión. A presiones altas es despreciable.

• La permeabilidad es función de la apertura capilar, de modo que el efecto Klinkenberg es mayor en rocas de permeabilidad baja

• El efecto Klinkenberg puede ser eliminado midiendo la k a diferentes presiones y extrapolar a presiones altas (1/p 0).

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Porosidad / Permeabilidad

• Valores promedio


Porosidad / Permeabilidad

• Correlaciones porosidad permeabilidad Correlaciones porosidad permeabilidad

Ecuación de Timur:

Mirris‐Biggs:


Presión capilar

• Definiciones– TIF– Angulo de contacto

inPTLF

,,

n-C12Aqueous phase

n-C12

waterv

= 26.10 0.05 mN/m

water/n-C12 = 53.43 0.38 mN/m

• TSFij, i = liquido, j = gas• TIFii

= 26.10 0.05 mN/m

Línea de tensión

TSF = Tendencia contráctil de la superficie de un líquido expuesto a un gasTIF = Tendencia contráctil de la superficie de un líquido expuesto a otro líquido, siendo ambos inmiscibles entre sí.

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ESS22

agua

agua

aguaaceite

agua

aguaagua

aceite

aceite

/3 < < /2

0

‐ /4 /4

/2

> /2 < /3

Mojable por aceite

Mojabilidadintermedia

Mojable por agua

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Angulo de contacto / mojabilidad

: AT +: AT ‐


Presión Capilar

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‐ El líquido sube por el tubo hasta que el componenteVertical de la tensión interfacial iguala a las fuerzas gravitacionales.

‐ Peso del agua por unidad de área: ‐ Peso del aceite por unidad de área: ‐ Peso total por unidad de área que actúa para bajar la interface:

+ .‐ Fuerza total que baja: g .‐ Cuando la columna de agua alcanza el equilibrio:

2Entonces en la altura de la columna de agua en el equilibrio:

Fuerzas capilares: fuerzas superficiales, tensiones interfaciales, geometría y tamaño de poro, condiciones de mojabilidad.Cualquier superficie curva entre dos fluidos inmiscibles tiene la tendencia a contraer su área por unidad de volumen. Esto genera una discontinuidad en la presión del fluido. A esta diferencia de presión se le denomina Presión Capilar.


Presión capilar

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‐‐‐‐‐‐

‐ Pero

‐ Finalmente:

Pc

Para que el fluido no mojante pueda entrarAl medio poroso, la Pnw>Pw.Pcwo =presión capilar agua‐aceitePcgo = Presión capilar gas‐aceitePcgw = presión capilar gas‐agua

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Presión capilar en yacimiento

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• Pc = Pc (, dpc: diametro promedio de capilares: curvatura: distribución de saturación de fluidos)

‐ Pd =Presión de desplazamiento‐ Pc : Sw‐ La pendiente de la curva de Pc es indicativo

de la homogeneidad en el tamaño de poro‐ Pc en Swi = Swc

Histéresis de la presión capilar


Presión capilar

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Presión capilar

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• Métodos de medición– Plato poroso – Centrífuga– Inyección de Hg– Método dinámico

Laboratory workbook: Experimental Res Eng.,

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Saturación de fluidos

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• Sf = Vf / Vp, f = w, o, g

• Sw = Vw / Vp• So = Vo / Vp • Sg = Vg / Vp • Sw + So = 1; para yacimientos de aceite sin gas libre

• Sw + Sg = 1; para yacimientos de gas sin hidrocarburo libre

• Sw + So + Sg =1, para yacimiento de aceite con gas libre.

• Sc,f, f = w, o, g Saturación crítica de fluido (mínima saturación del fluido para que sea móvil)

• Sor (1‐Rec)SoiBo/Boi Saturación de aceite residual

• SoR (1‐Rec)SoiBo/Boi saturación de aceite remanente

• SoR Sor

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Saturación

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• Som = 1‐Sc,w‐Sc,o

• Saturación promedio

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300 4 8 12 16 20 24 28 32 36 40 44

0.2

0.3

0.4

0.5

0.6

0.7

0.8

0.9

1.0

Sa

tura

ción

Nu

cleo

co

mp

ues

to (

fra

cció

n)

Distancia (cm)

Inicial Final

Distribución espacial de la SoR

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Mojabilidad

Afinidad de la roca por un fluido en presencia de otro, siendo ambos fluidos inmiscibles entre si.

0 50 100 150 200 2500

10

20

Area[µm 2] Volum en[µl]

Vol

um

en [µ

l]

t [s]

0 50 100 150 200 25010

20

30

40

50

60

70

80 CA ###

trt

m

62.76078° +/- 0.9938°

Ang

ulo

de C

onta

cto

[°]

t [s]


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Superficies ideales Homogénea, lisa,

plana, isotrópica etc.,

Superficies no idealesHeterogénea, rugosa,

politrópicas etc.

Condiciones Ambientales

P atm.T ambiente

Condiciones de yacimiento

P > 3500 psi, T > 120°C DDDC

Dual Drop Dual Crystal

ADSAAxisymmetric DropShape Analysis

ADSA‐Pperfil

ADSA‐Ddiámetro

‐ Ascenso en tubo capilar‐ Placa vertical‐Método tensiométrico

Wilhelmy, Du Nouy

‐Métodos de superficie líquidaHorizontal

‐Medición directa en imagen

Métodos de medición de Ángulo de contacto

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Métodos de evaluación globales

Amott-HarveyIAH

USBM IUSBM

w

oUSBM A

AI log

ot

oi

wt

wiAH S

SSS

IDrenaje primario

Imbibición

Drenaje secundario

Imbibición

Aceite agua

Agua aceite

Agua aceite

Aceite agua

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Factores que afectan la mojabilidad

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Mojabilidad

Factores fisicoquímicos Factores mecánicosy operacionales

Factores topográficos

Distribucióndel tamaño

de poro

Geometría de los poros

Perforación

Perdida de P y T

Preservación y empaquetamiento

Limpieza y preparación

Composición química del crudo

Composición químicaDe la salmuera

Agentes surfactantes

pH y fuerza iónica

i , , Pc

Mojabilidad

Factores fisicoquímicos Factores mecánicosy operacionales

Factores

Distribucióndel tamaño

de poro

Geometría de los poros

Perforación

Perdida de P y T

Preservación y empaquetamiento

Limpieza y preparación

Composición química del crudo

Composición químicaDe la salmuera

pH y fuerza iónica


¡Gracias!

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