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PROPIEDADES PETROFÍSICAS DE LAS ROCAS ALMACÉN
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PROPIEDADES PETROFÍSICAS
DE LAS ROCAS ALMACÉN
CONTENIDO
1. Introducción
2. Tipos de roca
2.1 Clásticas (Arcilla)
2.2 Carbonatos
3. Porosidad
4. Permeabilidad
5. Saturación
6. Mojabilidad
7. Densidad
Permeabilidad
Definición
La permeabilidad (k) es la capacidad que tiene la roca para conducir el flujo de fluidos en el medio poroso.
Propiedad que tienen algunas rocas para permitir el flujo de fluidosdentro de ellas debido a la intercomunicación de los poros; lapermeabilidad se mide en Darcys o Milidarcys. Se dice que unaroca tiene permeabilidad adecuada para permitir el paso de loshidrocarburos, si tiene:
– Porosidad.
– Poros interconectados.
– Poros del tamaño supercapilar.
Permeabilidad
La unidad más utilizada para indicar la permeabilidad de una roca es el
Milidarcy.
MILIDARCY: Un medio tiene una permeabilidad de 1md cuando un
líquido de viscosidad igual a un centipoise se mueve un milímetro por
segundo a través de una sección de un cm2 de roca con un gradiente
de presión de 1 atmósfera por centímetro.
Permeabilidad
k – cte. de permeabilidad
h – cotas piezométricas
A – área de la sección
transversal
En 1856 el Ingeniero Henry Darcy descubrió la ley que regula el
movimiento de las aguas subterráneas.
Ensayó con columnas de arena y observó el flujo de agua a través de
las mismas.
La ecuación encontrada fue:
Permeabilidad
Coeficiente de permeabilidad
Viscosidad
Gradiente de presión
Velocidad de Darcy:
La velocidad de Darcy en realidad es un volumen de
flujo, no es la velocidad real del fluido.
Permeabilidad
Ley de Dupuit-Forcheimer:
La velocidad de Darcy (q) puede relacionarse a la
real, promediando la velocidad (v) en los poros.
Permeabilidad
Los factores que ocasionan que la permeabilidad y la distribución de la
porosidad sean heterogéneas son la forma, tamaño y clasificación de
granos
Modelos de Permeabilidad
Tortuosidad
T = L’ / L
Tortuosidad T es la
razón entre
longitud real
L´delsendero de
fluido y distancia
de medición L
Área específica de superficie
TIPOS DE PERMEABILIDAD
PERMEABILIDAD ABSOLUTA
Es la permeabilidad que se tiene cuando los poros presentan un solo un fluido.
PERMEABILIDAD EFECTIVA
Cuando los poros presentan más de un fluido
Gas
Agua
Agua
Permeabilidad
Permeabilidad
EVALUACIÓN DE POROSIDADES Y PERMEABILIDADES DE LOS
YACIMIENTOS MÁS COMUNES
(LEVORSEN, 1967)
Porosidad Evaluación Permeabilidad
(en %) (en milidarcys)
0 - 5 Despreciable -
5 - 10 Pobre -
10 - 15 Moderada 1.0 -10
15 - 20 Buena 10 - 100
20 - 25 Muy buena 100 - 1000
> 25 Excelente > 1000
POROSIDAD vs. PERMEABILIDAD
Log (Y) = 0.4136*X - 3.3119
Correlation Coef.= 0.9360.0001
0.001
0.01
0.1
1
10
100
0.0 4.0 8.0 12.0 16.0 20.0
Porosidad (%)
Pe
rme
ab
ilid
ad
Kli
nk
en
be
rg (
md
)
Mousatov, 2006
CONTENIDO
1. Introducción
2. Tipos de roca
2.1 Clásticas (Arcilla)
2.2 Carbonatos
3. Porosidad
4. Permeabilidad
5. Saturación
6. Mojabilidad
7. Densidad
Distribución del Agua en Poros
Agua en los capilares parcialmente
saturados por agua
Formación con Aceite y Agua
SATURACIÓN
Torres Verdín, 2004
SATURACIÓN
SATURACIÓN
Matrix &Dry Clay
Clay BoundWater
Capillary Bound Water
MovableWater Oil Gas
PHIEFECTIVECBW
BVM
PHITOTAL
BVI
Volumetric Model of the Virgin Zone
MudFiltrate
Matrix &Dry Clay
Clay BoundWater
Capillary Bound Water
MovableWater Oil Gas
Volumetric Model of the Invaded Zone
OBM
WBM
SATURACIÓN
Fluidos en una formación
•SATURACIÓN DE AGUAFracción del poro de una roca que contiene agua
•SATURACIÓN DE AGUA IRREDUCIBLEEl agua que no fue desplazada por loshidrocarburos y se encuentra retenidapor tensión superficial alrededor delos granos
•SATURACIÓN DE HIDROCARBUROS.La porosidad que contiene aceite y/o gas.
Granosde arena
Granosde arena
Granosde arena
Partículas de arcilla
Sw (Rw)
So
(Asquith, 1998)
Ø t
Ø e
SATURACIÓN
MOJABILIDAD
Mojabilidad es la
preferencia de un sólido
a estar en contacto con
un fluido en lugar de
otro.
MOJABILIDAD
MOJABILIDAD
MOJABILIDAD
Índice de Amott-Harvey – cambio relativo producido en la saturación.
Índice de USBM – Medida de energía necesaria para efectuar un
desplazamiento forzado.
MOJABILIDAD
PRESIÓN CAPILAR
Siempre que dos o más fluidos coexistan en un sistema de tubos capilares, la combinación de la tensión superficial y la curvatura debida a los tubos capilares hace que las dos fases experimenten diferentes presiones.
A medida que las saturaciones relativas de las fases cambian, se ha encontrado que estas diferencias de presión también cambian.
La diferencia entre las presiones de dos fases cualesquiera se define como presión capilar.
En cualquier medio poroso con presencia de
fluidos bifásicos, la fase mojante tendrá siempre
la presión más baja. Por lo tanto, las curvas de
presión capilar se pueden también utilizar para
determinar las características de mojabilidad del
yacimiento.
PRESIÓN CAPILAR
Pc = Pnm - Pm
Donde:
Pc: presión capilar
Pnm: presión de la fase no mojante
Pm: presión de la fase mojante
PRESIÓN CAPILAR
Drenaje es el proceso mediante el cual se fuerza a
una fase no-mojante a desplazar del medio poroso a la
fase mojante.
Imbibición, por el contrario, es un proceso
espontáneo, por el cual la fase mojante desplaza a la
fase no mojante del yacimiento.
DRENAJE E IMBIBICIÓN
PERMEABILIDAD RELATIVA
Hay evidencia de que la permeabilidad relativa puede ser una función de muchos más parámetros que la saturación de fluido. La temperatura, velocidad de flujo, historia de saturación, los cambios de mojabilidad y el comportamiento mecánico y químico del material de la matriz pueden todos jugar un papel en el cambio de la dependencia funcional de la permeabilidad relativa en saturación.
La mejor definida de estas dependencias es la variación de la permeabilidad relativa con la historia de saturación; las curvas de permeabilidad relativa muestran histéresis entre los procesos de drenaje (fase mojante disminuyéndose) y los procesos de imbibición (fase mojante incrementándose).
Hay dos métodos básicos de obtener datos de Permeabilidad Relativa: estado estable o régimen permanente y estado inestable o régimen variable. Para el método de estado estable y un sistema de dos fluidos, las dos fases se inyectan a cierta relación volumétrica hasta que la caída de presión a través del núcleo y la composición del efluente se estabilicen. Las saturaciones de los dos fluidos en el núcleo son luego determinadas, típicamente pesando el núcleo o realizando cálculos de balance de masa para cada fase. La Permeabilidad Relativa se calcula de las ecuaciones de flujo.
PERMEABILIDAD RELATIVA
El método de estado inestable está basado en interpretar
un proceso de desplazamiento inmiscible. Para un
sistema bifásico, un núcleo, en estado nativo
(preservado) o restaurado a las condiciones de
saturación que existan en el yacimiento, se inunda con
una de las fases. Típicamente la fase de la inundación
es agua o gas puesto que en el yacimiento una u otra de
estas fases desplaza el aceite.
PERMEABILIDAD RELATIVA
Permeabilidad
· Absoluta (K): es la permeabilidad que ocurre cuando el fluido que se moviliza a través de los poros satura 100% a la roca.· Efectiva (Kx): es la permeabilidad cuando hay más de un fluido que se moviliza a través de los poros, es decir, cada fluido tiene una saturación menor al 100%.La suma de las permeabilidades efectivas es menor a la permeabilidad absoluta.· Relativa (Kr): es la relación existente entre la permeabilidad efectiva y la absoluta.
PERMEABILIDAD RELATIVA
CONTENIDO
1. Introducción
2. Tipos de roca
2.1 Clásticas (Arcilla)
2.2 Carbonatos
3. Porosidad
4. Permeabilidad
5. Saturación
6. Mojabilidad
7. Densidad
DENSIDAD
Tendencias de densidad
Rangos típicos de valores
Influencia de la porosidad y la
saturación
