arch ivo 1084
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PROPIEDADES PETROFISICAS
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AGENDA
1. INTRODUCCIÓN
2. POROSIDAD
3. SATURACIÓN
4. MOJABILIDAD
5. PERMEABILIDAD
6. PRESIÓN CAPILAR
7. COMPRESIBILIDAD
8. MOVILIDAD
9. PROPIEDADES ELÉCTRICAS DE LAS ROCAS
10. PROPIEDADES RADIOACTIVAS DE LAS ROCAS
11. PROPIEDADES ACUSTICAS DE LAS ROCAS
12. CONCLUSIONES
13. BIBLIOGRAFÍA
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INTRODUCCIÓN
Siendo el análisis del yacimiento nuestro objetivo general y teniendo en cuenta características fundamentales de éste (como el hecho de ser un medio subterráneo, poroso y permeable), caracterizar el yacimiento por medio de sus propiedades es realmente importante en una evaluación general del mismo.
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De lo cual, por su condición física, el yacimiento:
Posee propiedades que le son propias y específicas (porosidad, permeabilidad, resistividad, saturación de fluidos, etc.)
Posee energía que permite la movilización de los fluidos contenidos.
Contiene fluidos los cuales pueden ser hidrocarburos (gas y/o petróleo) y/o agua.
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GENERALIDADES
Presión y temperatura
Propiedades de la roca
Propiedades de los fluidos
Propiedades de interacción roca – fluido
ESTADO DEL YACIMIENTO
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GENERALIDADES
La apropiada cuantificación de todos estos aspectos es
prácticamente imposible.
La caracterización del yacimiento es un proceso dinámico,
por lo tanto, requiere actualización y mejoramiento
continuo.
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GENERALIDADES
CARACTERIZACIÓN
DE YACIMIENTOS
ESFUERZOS
MULTIDISCIPLINARIOS
GEOLOGÍA GEOFÍSICA PETROFÍSICA
ING.
YACIMIENTOS/PRODUCCIÓN
LABORATORIO
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GENERALIDADES
Alcance de un proyecto de caracterización de yacimientos
RESERVOR CHARACTERIZATION
FLUIDSType
Composition
Distribution
Contacts
HABITATDepth
Pressure
Temperature
FABRICLithology
Porosity
Permeability
Heterogeneity
Wettability
Mechanical Properties
INTERNAL FEATURESFaults
Fractures
Compartments
Stratification
Continuity
Connectivity
INTERNAL FEATURESFaults
Fractures
Compartments
Stratification
Continuity
Connectivity
EXTERNAL FEATURESShape & Volume
Boundaries
Aquifers
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HABITAT DEL YACIMIENTO
Un yacimiento es un cuerpo rocoso con atributos
especiales que permiten la acumulación de
hidrocarburos.
Estos atributos son:
Porosidad
Permeabilidad
Mecanismo de trampa
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Se debe conocer la geometría tridimensional del yacimiento
o sea; su tamaño, forma y orientación.
Para el análisis de estos parámetros se requieren
conocimientos del ambiente de sedimentación, la tectónica
y la estratigrafía.
Esta información se obtiene a partir de: núcleos, secciones
sísmicas regionales y datos paleontológicos.
HABITAT DEL YACIMIENTO
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Los yacimientos tienen diferentes formas y tamaños.
Los mas comunes son:
Domos
Anticlinales
Estructuras con fallas
Estratigráficos
Reefs
HABITAT DEL YACIMIENTO
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Todos los yacimientos están bajo la influencia de dos
clases de presión:
•Presión de poro
•Presión de overburden
PORE
PRESSURE
OVERBURDEN
PRESSURE
HABITAT DEL YACIMIENTO
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Según la presión, pueden encontrarse tres tipos de
sistemas:
1. Yacimientos normales: Py = 0.46*Profundidad
2. Yacimientos sobrepresionados (Geo presión):
Py > 0.46*Profundidad
3. Yacimientos subnormales: Py < 0.46*Profundidad
HABITAT DEL YACIMIENTO
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Gradiente de gas < 0.1 psi/ft
Gradiente de aceite = 0.3 a 0.4 psi/ft
Gradiente de agua > 0.434 psi/ft
PRESIÓN - PROFUNDIDAD
0
100
200
300
400
500
600
700
800
900
1,000
1,100
1,200
1,000 psi 1,250 psi 1,500 psi 1,750 psi 2,000 psi
PRESSURE
DE
PT
H
GEOSTA
TIC –
ROCK P
LUS FLU
ID (1.0)
15 PO
UN
D D
RIL
LIN
G M
UD
(.78)
SA
LIN
E W
AT
ER
(.492)
FR
ES
H W
AT
ER
(.422)
HE
AV
Y O
IL (.4
04)
LIG
HT
OIL
(.251)
NA
TU
RA
L G
AS
(0.5
0)
HABITAT DEL YACIMIENTO
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La presencia de mas de un fluido
en el yacimiento se evidencia por
el cambio del gradiente de
presión.
PROFUNDIDAD - PRESIÓN slope = .050 psi/ft.
slope = .377 psi/ft.
slope =
.493 psi/ft.
Gas
SG = .12
Oil
SG = .87
Brine
SG = 1.14
DE
PT
H
FLUID
CONTACT
SLOPE
BREAK
FLUID
CONTACT
SLOPE
BREAK
HABITAT DEL YACIMIENTO
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La temperatura del yacimiento es obtenida mediante:
1. Medición directa usando termómetro (wireline)
2. Cálculo a partir del gradiente térmico regional y conocida
la profundidad
TEMPERATURA DEL YACIMIENTO
HABITAT DEL YACIMIENTO
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El gradiente térmico - pendiente
de esta curva – en la mayoría de
las áreas de producción del
mundo está entre 1 – 2 F por 100
pies de profundidad.
TEMPERATURA DEL YACIMIENTO
Temperature
De
pth
, fe
et
18,000
HABITAT DEL YACIMIENTO
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Durante la inundación con agua, tres cambios son muy claros debido a la
inyección de agua más fría en el yacimiento caliente.
1. La roca alrededor del pozo inyector se enfría.
2. Alta presión de inyección incrementa la presión de poro en la
vecindad del pozo y por lo tanto disminuye el nivel de esfuerzo
in situ.
3. La temperatura disminuye en la vecindad de el pozo, resutando
una región de viscosidad incrementada
TEMPERATURA DEL YACIMIENTO
HABITAT DEL YACIMIENTO
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Durante un proceso WF, el esfuerzo efectivo, P overburden – P poro,
alrededor del inyector cambia debido al incremento y la disminución de la
temperatura del yacimiento.
1. Fracturas
2. Elongación de las fracturas existentes
3. Movimiento de fallas
4. Daños en el wellbore
EFECTOS DEL CAMBIO DE ESFUERZOS DURANTE UN WF
HABITAT DEL YACIMIENTO
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POROSIDAD
PERMEABILIDAD
EFECTIVA
TOTAL
ABSOLUTA
RELATIVA
EFECTIVA
SATURACION DE FLUIDOS
AGUA INTERSTICIAL O
CONNATA
PROPIEDADES
PETROFISICAS
MOJABILIDAD
PRESION
CAPILAR
PERMEABILIDAD
RELATIVA
IMBIBICION
Y DRENAJE
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t
p
V
V
POROSIDAD
La porosidad se define como la relación entre el volumen poroso y el volumen total de la roca .
Vp = volumen poroso Vt = volumen total
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La porosidad se define como la relación entre el
volumen poroso y el volumen total de la roca.
(%)100*Vb
VmVb
Vb
Vp
Vb = Vp + Vm
Vb = Volumen total de la roca yacimiento (ft3)
Vp = Volumen poroso (ft3)
Vm = Volumen de la matriz (ft3)
POROSIDAD
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•Conectada: Poros conectados por un
solo lado.
Existen varios tipos de porosidad según la
conexión de sus poros:
•Interconectada: Poros conectados
por varios lados.
•Aislada: poros aislados.
Los poros conectados e interconectados
constituyen la porosidad efectiva
TIPOS DE POROSIDAD
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Las rocas sedimentarias consisten de:
Granos de materia sólida de variadas formas que constituyen lo que se denomina MATRIZ o ESQUELETO y los cuales están más o menos cementados.
Espacios entre los granos, llamados POROS, en los cuales se pueden alojar fluidos como agua o petróleo o gas y además circular en este espacio.
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la porosidad esta representada por el espacio de color turquesa, que es la parte no sólida. la matriz o la parte sólida está representada en color marrón.
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CLASIFICACIÓN
1. Según la comunicación de los poros
Porosidad efectiva:
Es la relación del volumen poroso interconectado con el volumen bruto de la roca.
Esta propiedad es una indicación de la habilidad de la roca para conducir fluidos, sin embargo esta porosidad no mide la capacidad de flujo de una roca
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Porosidad no efectiva:
Es la diferencia que existe entre las porosidad absoluta y efectiva.
Porosidad absoluta:
Es aquella propiedad que considera el volumen poroso de la roca esté o no interconectado. Esta propiedad es la que normalmente miden los porosímetros comerciales.
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2. Según su origen y tiempo de deposición en capas:
Porosidad primaria
Porosidad secundaria o inducida
Porosidad en solución
Porosidad por fractura
Porosidad por dolomitización
Porosidad total
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La porosidad es considerada:
Muy baja cuando es = < 5%
Baja cuando es > 5 % pero <= 10%
Promedio cuando es >10% pero =<20%
Buena cuando es >20% pero =<30%
Excelente cuando >30%
La porosidad máxima que se puede encontrar es de 47.6%, la cual solo se daría en un arreglo cúbico perfecto.
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FACTORES QUE AFECTAN LA POROSIDAD
Los factores principales que afectan la porosidad son los siguientes:
1. Tipo de empaque
2. Distribución de los granos y su geometría
3. Material cementante
4. Presión de las capas suprayacentes y confinantes
5. Presencia de partículas finas de arcilla
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DETERMINACION DE LA POROSIDAD
A partir de Métodos indirectos como:
Factor de formación
Perfiles de macro resistividad
Registros de micro resistividad
Perfil neutrónico
Perfil sónico
Perfil de densidad
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SATURACIÓN DE FLUÍDO
“Es la fracción del volumen poroso del yacimiento ocupado por determinado fluido”
Nomenclatura: Si, donde i = o,w,g
Mediante métodos indirectos como el perfilaje eléctrico con registros especiales, podemos hallar la saturación.
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TIPOS DE SATURACIÓN
SATURACIÓN DE PETROLEO (So): Es la fracción del volumen poroso de un yacimiento ocupada por el petróleo.
f
oo
V
VS
PorosoVolumen
Petróleo deVolumen
p
o o
V
V
PorosoVolumen
Petróleo deVolumen S
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p
wi wi
V
V
PorosoVolumen
Agua deVolumen S
SATURACIÓN DE AGUA: Es la fracción del volumen poroso de un yacimiento ocupada por el agua connata.
p
g
gV
V
PorosoVolumen
Gas deVolumen S
SATURACIÓN DE GAS: Es la fracción del volumen poroso de un yacimiento ocupada por el gas.
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Además en el medio poroso se cumple:
Sg + So + Swi = 1.0 DETERMINACIÓN DE LA SATURACIÓN a. Métodos directos en el laboratorio tales como
el llamado “Método de la retorta” y el de “Extracción por Solventes”
b. Métodos indirectos en el pozo mediante el
perfilaje eléctrico con registros especiales.
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MOJABILIDAD
Tendencia de un fluido en presencia de otro inmiscible con él a extenderse o adherirse a una superficie sólida.
Los componentes polares orgánicos en el crudo reaccionan con la superficie de la roca convirtiéndola en mojable por petróleo.
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El ángulo de contacto es una medida indirecta de mojabilidad.
Si Θ < 90° Sistema mojado por agua
Si Θ > 90° Sistema mojado por aceite
Oil
Agua θ
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TIPOS DE MOJABILIDAD
Mojado por agua Neutralmente mojado
Mojado por aceite 38
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DRENAJE,IMBIBICIÓN E HISTÉRESIS
DRENAJE: Es la disminución de la fase mojante, es decir la
fase no mojante desplaza la fase mojante.
IMBIBICIÓN: Es el aumento de la fase mojante, es decir la fase
mojante desplaza la fase no mojante.
HISTÉRESIS: Es cuando la fase mojante avanza sobre la roca y
luego se retira.
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DRENAJE IMBIBICIÓN
HISTÉRESIS
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PERMEABILIDAD
Es la medida de la facilidad con que una roca permite que los fluidos se muevan dentro del volumen poroso interconectado.
Regula la tasa a la cual los fluidos pueden ser producidos o desplazados de este medio poroso.
La unidad básica de permeabilidad (K) se llama darcy.
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LEY DE DARCY
K = Permeabilidad µ = Viscosidad L = Distancia recorrida A = Sección transversal ΔP = Diferencia de
Presión
q = Tasa de Producción
PAK
Lq
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TIPOS DE PERMEABILIDAD
1. PERMEABILIDAD ABSOLUTA (K):
Es aquella que tiene un medio poroso saturado 100% por una única fase.
2. PERMEABILIDAD EFECTIVA (Kei, i=0,w,g): Es aquella que corresponde a una determinada fase cuando fluyan en el medio poroso dos o más fases.
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3. PERMEABILIDAD RELATIVA (Kri, i = o,w,g): Es la relación que hay entre la permeabilidad efectiva de un fluido y la absoluta. Depende de la saturación del fluido considerado y siempre es menor a la unidad.
4. PERMEABILIDAD PROMEDIO :
Permite transformar la heterogeneidad del medio poroso en homogeneidad, ya que el sistema poroso está formado por capas, bloques o anillos distintos pero cada uno con una permeabilidad fija.
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CURVA TÍPICA DE PERMEABILIDADES RELATIVAS PARA SISTEMA GAS-ACEITE
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CURVA TÍPICA DE PERMEABILIDADES RELATIVAS PARA SISTEMA AGUA-ACEITE
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CURVA TÍPICA DE PERMEABILIDADES RELATIVAS PARA CONDENSADO
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FACTORES QUE AFECTAN LA PERMEABILIDAD
Presión de sobrecarga
Grado de compactación de la roca
Tamaño y distribución de los granos
Deslizamiento de las paredes
Presencia de líquidos reactivos
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PRESIÓN CAPILAR
Es la diferencia de presión entre el fluido de la fase no mojante y la fase mojante y siempre se considera positiva.
La presión capilar tiene aplicaciones en simulación de yacimientos y en ingeniería de yacimientos para calcular principalmente, la altura de la zona de transición y la saturación de agua irreducible.
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DIAGRAMA DE FUERZAS
R y r : radio de curvatura y
radio del capilar
Po : Presión de la fase aceite
Pw : Presión de la fase agua
F : Fuerza entre las fases
Θ : Ángulo de contacto
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ANALISIS DE PRESIÓN CAPILAR
SISTEMA MOJADO POR AGUA SISTEMA MOJADO POR ACEITE
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ANALISIS DE PRESIÓN CAPILAR
HISTÉRESIS DE LA CURVA DE PRESIÓN CAPILAR
SISTEMA CON MOJABILIDAD INTERMEDIA
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EFECTO DE LA MOJABILIDAD EN LAS CURVAS DE PERMEABILIDADES RELATIVAS
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COMPRESIBILIDAD
La compresibilidad es el cambio en volumen por cambio unitario de presión.
C = Compresibilidad
V = Volumen
∂V/ ∂P = Cambio en unidad de Volumen por cambio unitario de Presión
11
psi
P
V
VC
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Usualmente, yacimientos de petróleo pueden ser considerados isotérmicos (una excepción: estimulación térmica).
Incrementar la presión causa que el volumen del material disminuya (Compresión).
Disminuir la presión causa que el volumen del incremente (Expansión).
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MECANICAS DE COMPACTACIÓN
Rotación y empaquetamiento
Deformación dúctil de
grano
Rotura de granos débiles
Presión en los
contactos del grano
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TIPOS DE COMPRESIBILIDAD
Compresibilidad de Matriz (Cm) : Es el cambio relativo en volumen del material sólido
de roca (volumen de grano) por unidad de cambio de presión (usualmente Cm ≈ 0).
Compresibilidad de Poro o Formación (Cf): Es el cambio relativo en el volumen de poro por
unidad de cambio de presión. Compresibilidad Volumétrica(Cb) : Es el cambio relativo volumétrico por unidad de
cambio de presión.
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COMPRESIBILIDAD DE FORMACIÓN
11
psi
p
Vp
VpC f
•Cf : Compresibilidad de Formación •Vp : Volumen de poro •p : Presión de fluido en los poros
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IMPORTANCIA
La Compresibilidad de formación puede tener un impacto significativo sobre el desempeño del yacimiento.
La Subsidencia puede tener un impacto
ambiental significativo.
Los principales efectos son: cambios en el empaquetamiento, presión interna, recristalización, deformación de fragmentos de roca.
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MOVILIDAD
Es la relación que existe entre la permeabilidad efectiva y la viscosidad de un fluido.
f
f
f
k
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En un proceso de flujo multifásico, existe relación entre las movilidades de los fluidos, a esto se le conoce como relación de movilidad M , normalmente se expresa como la relación entre el fluido desplazante sobre el desplazado.
o
wM
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PROPIEDADES ELÉCTRICAS DE LAS ROCAS
CONDUCTIVIDAD ELECTRICA:
La capacidad de conducir la corriente eléctrica depende de los factores intrínsecos de la estructura y composición química de la roca, como así también de factores externos como la temperatura, presión y el grado de saturación de soluciones salinas.
La mayor parte de los constituyentes de las rocas son dieléctricos, lo cual implica que la conducción eléctrica no se presenta en la parte aislante.
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Las rocas presentan cierto grado de porosidad, volumen que generalmente está ocupado total o parcialmente por electrolitos que condicionan una conducción iónica con resistividad muy variable, que dependen fundamentalmente de las características de las soluciones acuosas y el tipo de porosidad y grado de interconexión entre poros.
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PROPIEDADES RADIACTIVAS DE LAS ROCAS
Entre las propiedades radiactivas de las rocas, las que se miden más fácilmente y por ello son utilizadas en los diferentes estudios, son:
Actividad gamma.
Actividad de absorción neutrónica.
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PROPIEDADES ACÚSTICAS DE LAS ROCAS
En las rocas se producen oscilaciones elásticas, proceso en el cual hay una difusión de deformaciones elásticas.
Las frecuencias de estas oscilaciones pueden ser muy diversas en dependencia de las frecuencias del generador y de las oscilaciones propias de las rocas.
En un volumen de roca se difunden ondas de tipo
longitudinal y transversal, denominadas ondas volumétricas.
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La difusión de las ondas elásticas en las rocas, al igual que en cualquier campo, va acompañada de una disminución gradual de su intensidad medida que se aleja de la fuente de emisión, lo que se debe a:
1. Absorción de parte de energía de las oscilaciones elásticas por las rocas y su transformación en calor, por la fricción entre las partículas que realizan el movimiento oscilatorio.
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2. Dispersión de la energía acústica por los efectos estructurales de la roca (poros, grietas, etc.) en distintas direcciones.
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CONCLUSIONES
Realizar un estudio exhaustivo de las propiedades del yacimiento, nos generará una mejor caracterización de éste, y así desarrollar una certera y precisa evaluación de éste, la cual nos garantizará un óptimo aprovechamiento de dicho yacimiento.
Definiendo cada una de las propiedades
petrofísicas del yacimiento, se realizarán con mayor eficacia estudios detallados consecuentes a dichas propiedades para una posterior explotación.
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BIBLIOGRAFÍA
REGISTROS FÍSICOS PEMEX
MANNUCI V, Jesús E. . MSC. Caracterización Física de yacimientos.
ESCOBAR MACUALO, Freddy Humberto. Fundamentos de Ingeniería de Yacimientos. Editorial Universal Surcolombiana. 331 pág.
HALLIBURTON. Recopilación Técnica Ingeniería de Yacimientos. 175 pág.
Curso de Geomecánica aplicada a la minería
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GRACIAS