SATURACION

Universidad De OrienteNúcleo De MonagasEscuela De Ing. De PetróleoPropiedades De Las Rocas y Los Fluidos


Saturación, Permeabilidad (Cont), Humectabilidad,

Tensión Superficial, tensión Interfacial, Presión Capilar

UNIDAD 5

Facilitador

Ing. José Chaparro



UNIDAD V: Saturación, Permeabilidad Efectiva y Relativa, Presión Capilar, Humectabilidad Tensión Superficial y Tensión interfacial

OBJETIVO TERMINAL: Al finalizar esta unidad el estudiante debe ser capaz de:Explicar que es la Saturación, Permeabilidad Efectiva y Relativa, Presión Capilar, Tensión

Superficial permeabilidad y los factores que la afectan de igual modo el uso de las curvas de permeabilidad relativa y curvas de presión capilar sin olvidar las técnicas empleadas para su

medición

Evaluación formativa con ejemplos del tema resueltos en clases y problemas propuestos de los libros. Evaluación sumativa:Examen práctico del tema.

Docente:Exponer el tema asignado.Establecer ejemplos prácticos, conclusiones, asignar tareas.Interacción: Docente/Alumno:Lluvia de IdeasLos alumnos ejercitarán individualmente mediante resoluciones de problemas del tema.Recursos Didácticos:1.Pizarrón2. Marcadores y borrador.video beam.3.Libros:

Tema 5:1. Permeabilidad efectiva y relativa.2. Curvas de Permeabilidad relativa.2.1. Sistemas Agua-Petróleo.2.2. Sistemas Gas-Petróleo.2.3. Factores que afectan dichas curvas3. Presión capilar4. Curvas de Presión capilar4.1Factores que Afectan las curvad de presión capilar.5. Humectabilidad, Tensión superficial y Interfacial

6. Aplicaciones de estas propiedades

1. Definir los conceptos de Permeabilidad relativa y efectivas.2. Explicar las curvas de permeabilidad relativa y su uso3. Definir los conceptos de presión capilar.4. Explicar las curvas de presión capilar relativa y su uso.5. Definir los conceptos de Humectabilidad, Tensión Superficial, Tensión Interfacial

Tema 5:Saturación, Permeabilidad Efectiva y Relativa, Presión Capilar,Humectabilidad Tensión Superficial y Tensión interfacial

EvaluaciónEstrategias MetodológicasContenidoObjetivos EspecíficosTema



Saturación

Es la fracción del volumen poroso, ocupado por los fluidos contenidos en el yacimiento, estos pueden ser. Agua, petróleo o gas.

VpVoSo =

VpVwSw =

VpVgSg =

1=++ SgSwSg

Los métodos para determinar saturación son:

Registros de Pozos:

• Registros eléctricos.• Registros de neutrón.• Etc.

Registros de Pozos:

• Registros eléctricos.• Registros de neutrón.• Etc.

Pruebas de laboratorio:

• Método de retorta• Extracción con solventes

Pruebas de laboratorio:

• Método de retorta• Extracción con solventes



Grano de Arena

100% Agua 100% Petróleo

100% Gas Agua-Petróleo-Gas

Saturación



Saturación



NÚCLEO

Saturación



Aritmético

Por espesor

Por Área

Por Volumen

Valores Promedios de Saturación

Calculo de Valores Saturación

∑=

=n

inSwiSwi

1/

∑ ∑= =

=n

i

n

ihiAihiAiSwiSwi

1 1*/**

∑ ∑= =

=n

i

n

ihihiSwiSwi

1 1/*

∑ ∑= =

=n

i

n

iAiAiSwiSwi

1 1/*

SATURACIÓN



Permeabilidad

La permeabilidad es una característica inherente a la roca, que da una idea de la habilidad de a dejar fluir un fluido a través de los canales que constituyen el volumen poroso interconectado.

Se dice que un medio tiene la permeabilidad de un Darcys, cuando un fluido de una sola fase con una viscosidad de 1 centipoise, y que llena completamente el espacio intergranular, fluye a través de el bajo las condiciones de flujo viscoso a una tasa de 1 cm3/seg, en un área transversal de un 1 cm2



Permeabilidad Relativa (cont)

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

Las permeabilidades máximas se calculan así:Agua - Petróleo: Somax =1 -Swc Swmax = 1-Sorw.Gas - Petróleo : Somax = 1 - Swc - Sgc Sgmax = 1-Sorg -Swc

gmax

grg

wmax

wrw

omax

oro k

kk

kkk

kkk ===

kk

kkkk

kkk g

rgw

rwo

ro ===

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



Curvas típicas de Kr Agua -Petróleo1.0

0 1

PE

TR

ÓL

EO

A G U A

S A T U R A C I Ó N D E A G U A

PE

RM

EA

BIL

IDA

DR

EL

AT

IVA

S o r w

K r w m a x .

K r o m a x .

S w c



1

r o m a x .

0

1.0

S A T U R A C I Ó N D E L Í Q U I D O ( S o + S w c )

S o r wP

ET

RÓ

L EO

PE

RM

EA

BIL

IDA

DR

EL

AT

IVA

S g c

K r g m a x .K

S w c

GA

S

Curvas típicas de Kr Gas -Petróleo



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.



• 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.

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

• 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).

Efecto de la Historia de Saturación (Histéresis) sobre Kr

• 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.



Histéresisde las curvas

de permeabilidadrelativa

S ATURACIÓN D E AG UA

PER

ME A

BILI

DAD

RE L

ATI V

A,%

PER

M. A

BSO

LUT A

(agu

a) 1 60

1 40

1 20

1 00

80

60

40

20

00 20 4 0 6 0 8 0 10 0

DIRECCIÓN DELCAMBIO DESATURACIÓNIMBIBICIÓN

AGUA

PETRÓLEO

DRENAJE



Efecto de la Distribución del Tamaño de los Poros sobre Las Curvas de Permeabilidad Relativa (Kr)

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

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

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



Curvas de permeabilidad

relativapara arenas

consolidadas yno consolidadas

.

.

.

.

.

. . . . SATURACIÓNDELÍQUIDO

GAS

LÍQ

UI D

OCO

NSO

LIDA

DA

NOCO

NSO

LIDA

DA

CO

NSOLIDADA

NOCO

NSOLIDADA

PER

MEA

BILI

DAD

RE

LATI

VA

100

80

60

40

20

00 20 40 60 80 100



Efecto de la Humectabilidad sobre Kr

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

• 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.



. . . .

.

.

.

.

SATURACIÓN DE AGUA

HIDRÓFILO

OLEÓFILO

PETRÓLEO AGUA

PERM

EAB I

LID

ADR

ELAT

I VA

100

75

50

25

0 25 50 75 100

Efecto de la Humectabilidad sobre las curvas de

permeabilidad relativa



Efecto de la Temperatura sobre Kr• Al aumentar T:

– 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



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

Efecto de la temperatura sobre las

permeabilidades relativas al agua

y al petróleo



Efecto de la temperatura sobre Swir

T, °F

Swir

50

40

30

20

10

060 100 140 180

23456

24.5



+

Puntos Promedios

Krow

(Swc

)

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

+ + +

++ +

+

+++++

+++

++++++

+ +++++++

+++ +

+++

++++

+++

+ +++

++++ +

+++

++

+ + ++

+ +++

++

++

+++ ++++++

++

+

+ +

+++

Permeabilidad relativa máxima

del petróleo (Desplazamient

o agua-petróleo)



Avance preferencialdel agua

en un yacimientoestratificado

PETR

Ó LEO

l

i

Na) Antes de ocurrir la ruptura en el estrato l

PETR

ÓLEO

PETR

ÓLEO

A GUA

l

i

Nb) Ruptura en el estrato l

l

K

i

Nc) Ruptura en el estrato K

l

Nd) Ruptura en el estrato N

AGU A



Tensión Superficial y Interfacial

Tensión Superficial: Es la tensión ejercida en la superficie de un líquido, el cual esta en contacto con su vapor o con el aire.

Tensión Interfacial: Es la tensión ejercida en la superficie de dos líquidos inmiscibles.

Estas Propiedades se ven afectadas por:

• Presión.• temperatura.• Composición de las fases

Estas Propiedades se ven afectadas por:

• Presión.• temperatura.• Composición de las fases

Estas Propiedades se miden a través de pruebas de laboratorio:

• Método del Tensiómetro de Du Nouy• Método del Éstalagmómero Traube• Método de Ascenso líquido en Tubo Capilar• Método del Manómetro de tensión

Superficial.

Estas Propiedades se miden a través de pruebas de laboratorio:

• Método del Tensiómetro de Du Nouy• Método del Éstalagmómero Traube• Método de Ascenso líquido en Tubo Capilar• Método del Manómetro de tensión

Superficial.



Humectabilidad• Tendencia de un fluido a adherirse o adsorberse sobre una superficie

sólida en presencia de otros fluidos inmiscibles.• Determina:

– Localización y Distribución de Fluidos.– Permeabilidad Relativas.– Eficiencias de Desplazamiento.

• Los Fluidos pueden ser:– Humectantes o Mojantes, mayor tendencia a adherirse a la

roca.– No se adhieren a la roca o lo hacen parcialmente.



Humectabilidad (cont)

• Ángulo de Contacto:

• 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.



Owo Owo

Owo OwoHIDRÓFILO( < 90°)

OLEOFILO( < 90°)

OwoAGUA

SUPERFICIE DE LA ROCA

P ETR

ÓLEO

Owo= ÁNGULO DE CONTACTO

Medición de Humectabilidad• Amot

• USBM

• Bartell-Slobod

• Amot-Harveyt




Humectabilidad

•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.

•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



Presión Capilar

• Considerando el medio poroso como empaque de tubos capilares:

• σ = tensión interfacial, dinas / cm.• Pc = presión capilar, dinas / cm2.• θ = ángulo de contacto.• r = radio promedio de los poros.

rCosP ow

C

θσ2=



h P1

P2

Presión Capilar

Estas Propiedad se miden a través de pruebas de laboratorio:

• Método de Inyección de Mercurio• Método de la Membrana Porosa.• Método Dinámico• Método de la Centrifuga

Estas Propiedad se miden a través de pruebas de laboratorio:

• Método de Inyección de Mercurio• Método de la Membrana Porosa.• Método Dinámico• Método de la Centrifuga



Presión Capilar

• Diferencia de presión entre dos fluidos inmiscibles a través de la interfase que se forma entre ellos, cuando se ponen en contacto en un medio poroso.

– Pc = PFNM - PFM– Pc= Presión capilar, lpc.– PFNM = Presión fase no mojante, lpc.– PFM= Presión fase mojante, lpc.

• Presiones capilares en yacimientos de hidrocarburos:– Agua Petróleo

Hidrófilos PCWO = po - pw

Oleófilos PCWO = pw – po

– Gas Petróleo Pcgo = pg - po– Agua - Gas PCgw = pg - pw

( ) hPowC

**δρρ −=

( ) hPwoC

′−= **δρρ



Curvas de Presión Capilar

• Las curvas de presión capilar permite la medición de los siguientes parámetros.

• Porosidad Efectiva (mediciones).• Saturación de irreducible de agua.• Variación de la saturación de agua encima del contacto agua –

petróleo.• Deducir por correlaciones la permeabilidad absoluta de muestras

irregulares.• Indicaciones de Permeabilidad relativa de fases mojante y no

mojante.• Posible “mojabilidad” y “ángulo de contacto”.



P c= P fnm -P fm

DRENAJE

Sw ir

So r

B

AC P d

0 SATURAC IÓN DE AGUA

PRES

IÓN

CAPI

L AR

10

+

D

IMB IB IC IÓNEXP ONTÁNEA(P fm < P fnm )

IMBIB IC IÓNFORZADA(P fm > P fnm )

Curvas típicas de Presión Capilar

Presión Capilar



Curvas de Presión Capilar - Drenaje

• Consideremos un medio poroso saturado 100% con fluido mojante (agua). Se requiere desplazarla con fluido no mojante (petróleo). El proceso se llama Drenaje.

• Presión de umbral o de desplazamiento: presión mínima requerida por el fluido no humectante para penetrar en los poros más grandes. Punto A de la Curva.

Continuando el proceso• Saturación fase mojante => Disminuye.• Saturación fase no mojante => Aumenta.• Presión capilar => Aumenta hasta B.• B => Aumentos de presión capilar no disminuyen

saturación fase mojante.• Saturación irreducible fase mojante = cantidad de

fluido mojante que queda en los poros (los más pequeños) => saturación de agua connata.



Desplazamiento de petróleo por agua en un sistema mojado por petróleo (drenaje)

Curvas de Presión Capilar - Drenaje



Curvas de Presión Capilar - Imbibición

• Consideremos que reversamos el experimento.

• Desplazamos el fluido no mojante (petróleo) con fluido mojante (agua), partiendo de Sw = Swir (Punto B).

• El proceso se llama imbibición

Durante el proceso– Saturación fase mojante => Aumenta.– Saturación fase no mojante => Disminuye.

• Notense dos partes en el proceso:– PFM < PFNM Curva B - C Imbibición espontánea.– PFM > PFNM Curva C - D Imbibición Forzada.



Desplazamiento de petróleo por agua en un sistema mojado por agua (imbibición)

Curvas de Presión Capilar - Imbibición



Curvas de Presión Capilar - Imbibicion

• En el punto D, mayores incrementos de Pfm no producen disminución adicional en la saturación de la fase no mojante: Saturación residual de la fase no mojante (Sor).

• La fase no mojante residual queda atrapada en los canales porosos más grandes.



Curvas de Presión Capilar - Histéresis• Diferencia en las propiedades multifásicas de las rocas causadas por

la dirección del cambio de saturación.

• En el caso de la presión capilar:• Curvas por drenaje ≠ curva por Imbibición.• Histéresis de capilaridad.

• Curva de imbibición: sirve para simular el desplazamiento de petróleo y / o gas por agua.

• Curva de drenaje: Distribución inicial de saturación de los fluidos en el yacimiento y desplazamiento de petróleo por gas.



Presión Capilar - Efecto del Tamaño y Distribución de los Poros

• Pc es inversamente proporcional al tamaño de los pozos.

• Si todos los poros fuesen del mismo tamaño, Pc vs. Sw daría una recta horizontal, recta A (radio r).

• Si todos los poros fuesen del mismo tamaño, pero r2 > r1, estaríamos en recta B, PcB < PcA.

rCos

Pcθσ2

=



Presión Capilar - Efecto del Tamaño y Distribución de los Poros (cont)

• Si los poros variaran uniformemente entre r1 y r2, tendríamos pcvs. Sw siguiendo la curva C

• Tamaño de los poros => Pc => K

• A medida que disminuye el tamaño de los poros, la permeabilidad disminuye. La permeabilidad disminuye y la presión capilar aumenta.



Tamaño de Poro

Swc

Saturación De Agua

Pres

ión

Capi

lar

Presión Capilar - Efecto del Tamaño y Distribución de los Poros (cont)

SATURACION

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