CONCEPTOS PETROFÍSICOS Y DEL COMPORTAMIENTO DE FASES

PETROFISICA:

La Petrofísica se encargade caracterizar las propiedades físicas y texturales de las rocas, especialmente ladistribución de los poros, que sirven como depósitos para las acumulaciones de hidrocarburos, y que permiten considerar las como posibles prospectos para la explotación.

También caracteriza los fluidos contenidos en ellas, mediante la integración del entorno geológico, perfiles de pozos, análisis de muestras de roca y sus fluidos e historias de producción. Mediante la caracterización petrofísica de un yacimiento, se busca calcular con mayor precisión las reservas de hidrocarburos para evaluar la factibilidad económica de un proyecto.

PORO:Un vacío discreto existente en una roca, que puede contener aire, agua, hidrocarburos u otros fluidos. En un cuerpo de roca, el porcentaje de espacio poroso es la porosidad.

POROSIDAD: El porcentaje de volumen de poros o espacio poroso, o el

volumen de roca que puede contener fluidos. La porosidad puede ser un relicto de la depositación (porosidad primaria, tal como el espacio existente entre los granos que no fueron completamente compactados) o puede desarrollarse a través de la alteración de las rocas (porosidad secundaria, tal como sucede cuando los granos de feldespato o los fósiles se disuelven preferentemente a partir de las areniscas). La porosidad puede generarse a través del desarrollo de fracturas, en cuyo caso se denomina porosidad de fractura.

La porosidad efectiva El volumen de los poros interconectados o espacio intersticial presente en una roca, que contribuye al flujo de fluidos o a la permeabilidad de un yacimiento. La porosidad efectiva excluye los poros aislados y el volumen de los poros ocupado por el agua adsorbida en los minerales de arcilla u otros granos. La porosidad total es el espacio intersticial total de la roca, sin importar si contribuye o no al flujo de fluidos. La porosidad efectiva normalmente es menor que la porosidad total.

Porosidad diagenética:Un tipo de porosidad secundaria generada durante la diagénesis, normalmente a través de la disolución o la dolomitización o ambos fenómenos. La diagénesis usualmente destruye la porosidad, de modo que la porosidad diagenética no es habitual.

La porosidad total Es el espacio poroso total presente en la roca, sin importar si contribuye o no al flujo de fluidos. Por consiguiente, la porosidad efectiva normalmente es menor que la porosidad total. Los yacimientos de gas de lutita tienden a exhibir una porosidad relativamente alta, pero la alineación de los granos laminares, tales como las arcillas, hace que su permeabilidad sea muy baja.

Porosidad de fractura:Un tipo de porosidad secundaria producida por el fracturamiento tectónico de la roca. Las fracturas propiamente dichas no tienen demasiado volumen, pero a través de la incorporación en los poros preexistes, mejoran significativamente la permeabilidad. En casos extremadamente raros, la rocas no yacimiento, tales como el granito, pueden convertirse en rocas yacimiento si se produce un grado suficiente de fracturamiento.

Porosidad móldica Un tipo de porosidad secundaria generada a través de la disolución de un componente preexistente de una roca, tal como una conchilla, un fragmento o un grano de roca. El espacio poroso conserva la forma, o molde, del material disuelto.

Permeabilidad: La capacidad, o medición de la capacidad de una roca, para transmitir fluidos,

medida normalmente en darcies o milidarcies. El término fue definido básicamente por Henry Darcy, quien demostró que la matemática común de la transferencia del calor podía ser modificada para describir correctamente el flujo de fluidos en medios porosos. Las formaciones que transmiten los fluidos fácilmente, tales como las areniscas, se describen como permeables y tienden a tener muchos poros grandes y bien conectados. Las formaciones impermeables, tales como las lutitas y las limolitas, tienden a tener granos más finos o un tamaño de grano mixto, con poros más pequeños, más escasos o menos interconectados. La permeabilidad absoluta es la medición de la permeabilidad obtenida cuando sólo existe un fluido, o fase, presente en la roca. La permeabilidad efectiva es la capacidad de flujo preferencial o de transmisión de un fluido particular cuando existen otros fluidos inmiscibles presentes en el yacimiento (por ejemplo, la permeabilidad efectiva del gas en un yacimiento de gas-agua). Las saturaciones relativas de los fluidos, como así también la naturaleza del yacimiento, afectan la permeabilidad efectiva. La permeabilidad relativa es la relación entre la permeabilidad efectiva de un fluido determinado, con una saturación determinada, y la permeabilidad absoluta de ese fluido con un grado de saturación total. Si existe un solo fluido presente en la roca, su permeabilidad relativa es 1,0. El cálculo de la permeabilidad relativa permite la comparación de las capacidades de flujo de los fluidos en presencia de otros fluidos, ya que la presencia de más de un fluido generalmente inhibe el flujo.

permeabilidad absoluta.

La medición de la permeabilidad, o de la capacidad de flujo o transmisión de fluidos a través de una roca, obtenida cuando existe un solo fluido, o fase, presente en la roca. El símbolo más utilizado para la permeabilidad es k, y se mide en unidades de darcies o milidarcies.

permeabilidad efectivaLa capacidad de flujo preferencial o de transmisión de un fluido particular cuando existen otros fluidos inmiscibles presentes en el yacimiento (por ejemplo, la permeabilidad efectiva del gas en un yacimiento de gas-agua). Las saturaciones relativas de los fluidos, como así también la naturaleza del yacimiento, afectan la permeabilidad efectiva. Por el contrario, la permeabilidad absoluta es la medición de la permeabilidad obtenida cuando existe un solo fluido o fase presente en la roca.

permeabilidad relativa Un término adimensional implementado para adaptar la ecuación de Darcy a las condiciones de flujo multifásico. La permeabilidad relativa es la relación entre la permeabilidad efectiva de un fluido en particular, con una saturación dada, y la permeabilidad absoluta de ese fluido en condiciones de saturación total. Si en una roca existe un solo fluido presente, su permeabilidad relativa es de 1,0. El cálculo de la permeabilidad relativa permite la comparación de las diferentes capacidades de los fluidos para fluir en su respectiva presencia, ya que la presencia de más de un fluido por lo general inhibe el flujo.

Saturaciones residuales.La saturación de un medio poroso con respecto a un fluido se define como la fracción del volumen poroso de una roca que esta ocupada por dicho fluido.

La sumatoria de las saturaciones de todos los fluidos que se encuentran presentes en el espacio poroso de una roca, debe ser igual a 1. Si consideramos un medio poroso saturado por petróleo, agua y gas, tenemos:

Saturación residual de una fase:La saturación residual de una fase, generalmente expresada como Sxr, donde x corresponde a la fase (petróleo, agua o gas), corresponde a la saturación de dicha fase que queda en el yacimiento en la zona barrida, después de un proceso de desplazamiento.

Saturación crítica de una fase:La saturación crítica de una fase, generalmente expresada como Sxc, donde x corresponde a la fase (petróleo, agua o gas), corresponde a la mínima saturación requerida para que una fase pueda moverse en el yacimiento, es decir, corresponde a la máxima saturación a la cual la permeabilidad relativa de dicha fase es cero.

Comportamiento de fases.

En la Industria Petrolera, el estudio del comportamiento de fases de fluidos es importante a la hora de la descripción y determinación de la propiedades de los mismos. Pero antes de sumergirse completamente en temas como tipos de pruebas realizadas para estudiar dichos comportamientos es necesario conocer algunos fundamentos básicos.

Fase: Cualquier parte homogénea y diferente físicamente del sistema en estudio, por ejemplo en el caso de tener un cubo de hielo, agua líquida en cualquier proporción y vapor de agua estaríamos hablando de un sistema de tres fases o trifásico. A continuación se presenta un Diagrama de Fases para hidrocarburos con el fin de reflejar un poco mejor la información a mencionar.

Puntos de Burbujeo: Puntos en los cuales existe fase líquida con una parte infinitesimal de gas.

Puntos de Rocio: Puntos en los cuales existe fase gaseosa con una parte infinitesimal de líquido.

Presión Cricondenbárica: Máxima presión en la cual coexisten equilibradamente la fase líquida y la fase gaseosa.

Temperatura Cricondentérmica: Máxima temperatura en la cual coexisten equilibradamente la fase líquida y la gaseosa.

Condensación Retrógrada: Puede ser expresada desde dos ópticas, la condensación de líquido durante expansión de gas a temperatura constante o bien la condensación de líquido durante calentamiento de gas a presión constante.

Punto Crítico: Punto en el cual convergen las curvas de rocío y burbujeo.

Como se puede notar en el diagrama de fases presentado anteriormente existen diversos tipos de yacimientos reflejados en el gráfico, se explicarán a continuación cada uno de ellos con el fin de poder diferenciarlos con mayor facilidad.

Yacimientos de Gas:

Yacimientos de Gas Seco: Son aquellos reservorios en los cuales la mezcla de hidrocarburos se mantiene gaseosa tanto en yacimiento como en superficie, generalmente la composición del hidrocarburo presente en este tipo de yacimientos posee alrededor de 90% de gas metano (C1) y la temperatura en yacimiento excede la temperatura cricondentérmica. En este tipo de yacimientos no se observa condensación retrógrada.

Yacimientos de Gas Húmedo: Se definen como todos aquellos reservorios en los cuales la mezcla de hidrocarburos se mantiene gaseosa en el yacimiento pero en superficie entra en la zona bifásica. En este tipo de yacimientos la temperatura presente es superior a la temperatura cricondentérmica, la relación gas-petróleo de producción está entre 60 y 100 MPCN/BN (Millones de Pies Cúbicos Normales sobre Barriles Normales), el líquido producido es incoloro (observado en superficie) y presenta una gravedad API mayor a 60°.

Yacimientos de Gas Condensado: Son reservorios en donde la mezcla de hidrocarburos se mantiene gaseosa o en punto de rocío a condiciones iniciales de yacimientos pero luego al entrar en la región bifásica presenta condensación retrógrada durante la reducción de la presión a temperatura constante hasta cierto punto en el cual la saturación de líquido empieza a descender. En este tipo de yacimientos la temperatura presente se encuentra entre la temperatura crítica y la temperatura cricondentérmica, relación gas-petróleo de producción se encuentra entre 5000 y 10000 PCN/BN (Pies Cúbicos Normales sobre Barriles Normales), el líquido producido puede ser incoloro, amarillo o rara vez negro y presenta una gravedad API entre 40° y 60°.

Yacimientos de Petróleo: Yacimientos de Petróleo de Alta Volatilidad o "Cuasi-Crítico": son reservorios en

los cuales la mezcla de hidrocarburos se encuentra inicialmente cerca del punto crítico en estado líquido, la reducción de la presión a temperatura constante origina considerables cambios en la relación gas-petróleo de solución y cuando la presión de yacimiento cae por debajo de la presión de burbuja se produce un agotamiento acelerado del crudo. La temperatura en yacimiento es ligeramente menor a la temperatura crítica, la relación gas petróleo de producción esta entre 2000 y 5000 PCN/BN (Pies Cúbicos Normales sobre Barriles Normales), el factor volumétrico de formación de petróleo (Bo) es mayor a 1,5 BY/BN (Barriles de Yacimiento sobre Barriles Normales) y el crudo posee una gravedad API mayor a 40°.

Yacimientos de Petróleo de Baja Volatilidad o "Petróleo Negro": son reservorios en los cuales la temperatura de yacimiento es mucho menor a la temperatura crítica, existe una proporción considerable (alrededor de 40%) de heptano (C7), la reducción de la presión a temperatura constante no produce grandes cambios en cuando a la relación gas-petróleo de solución, la relación gas-petróleo de producción es inferior a 2000 PCN/BN (Pies Cúbicos Normales sobre Barriles Normales), el factor volumétrico de formación de petróleo es inferior a 1,5 BY/BN (Barriles de Yacimiento sobre Barriles Normales), el color del líquido producido es negro o verde oscuro y la gravedad API que presenta es menor a 40°.

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