Pro Piedade Sf i Sicas
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© 2006 Weatherford. All rights reserved.
Propiedades físicas de las rocas de yacimiento
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Contenido
• Introducción
• Porosidad
• Permeabilidad
• Saturación
• Mojabilidad
• Presión capilar
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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.
∅
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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
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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
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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
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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
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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
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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
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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
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Permeabilidad
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Unidades de campo Reservoir Petrophysics. Von Gonten, et al
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Permeabilidad
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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.
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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
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Porosidad / Permeabilidad
• Correlaciones porosidad permeabilidad Correlaciones porosidad permeabilidad
Ecuación de Timur:
Mirris‐Biggs:
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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 ‐
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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.
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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
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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
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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
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¡Gracias!