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Facultad de Ciencias Químicas. Ingeniería Petrolera 801.
Propiedades Petrofísic Petrofísicas as de un Yacimiento Yacimiento Petrolero. Celaya Hernández Christian Iván Elviraa Cadó Dav Elvir David id Daniel Daniel López Gómez Martín Jordany Marcial Hidalgo Karen Arizvey Ar izveydi di Vargas V argas Reyes Reyes Joel
Propiedades Petrofísicas de un Yacimiento Petrolero.
Introducción
Porosidad
Permeabilidad
Saturación
Capilaridad
Tensión superficial e interfacial
Humectabilidad o mojabilidad
Conclusión
Propiedades Petrofísicas de un Yacimiento Petrolero.
Introducción
Porosidad
Permeabilidad
Saturación
Capilaridad
Tensión superficial e interfacial
Humectabilidad o mojabilidad
Conclusión
Introducción.
propieda des de las rocas en La Petrofísica, consiste en estudiar las propiedades modelo estático; algunas de las propiedades físicas y texturales de las mismas pueden ser medidas en el laboratorio analizando sus núcleos.
Yacimiento Petrolero.
Para Schlumberger , es un cuerpo rocoso subterráneo que tiene porosidad y permeabilidad suficientes para almacenar y transmitir fluidos. Para PEMEX , Porción de trampa geológica que contiene hidrocarburos, que se comporta como un sistema hidráulicamente interconectado, y donde los hidrocarburos se encuentran a temperatura y presión elevadas ocupando los espacios porosos.
Petrofísica Especialidad que conjuga conocimientos de ingeniería del petróleo, geofísica y geología, la cual determina cuantitativamente las propiedades de la roca.
Forma de los granos:
Tamaño de granos
Anisotropía
Característica de la materia de variar alguna de sus propiedades según la dirección en que se midan Elasticidad Temperatura Conductividad Dilatación
Mineralogía Los minerales que forman las rocas sedimentarias pertenecen a dos
tipos diferentes de minerales:
Detríticos: Son minerales que han sufrido meteorización o intemperismo, transportados mecánicamente y depositados posteriormente. Químicos: Minerales que se precipitan de una solución, se forman en ambientes ricos en agua.
Porosidad (Ø). La porosidad o fracción de huecos es una medida de espacios vacíos en un material, y es una fracción del volumen de huecos sobre el volumen total. Φ=
h
Donde: Φ= Porosidad Vp= Volumen de poros de la roca
B A
TIPOS DE POROSIDADES
Absoluta: Considera el volumen poroso tanto de los poros aislados como los comunicados. Efectiva: Considera solamente los poros comunicados.
Por Origen: Primaria: Resultado de los procesos originales de formación del medio poroso tales como depositación y compactación. Secundaria: Procesos posteriores que experimentan el mismo medio poroso, como disolución o fracturamiento
Aplicación actual de la importancia de la porosidad La incertidumbre geológica, la heterogeneidad y la información incipiente asociada a campos nuevos o con desarrollo inicial en yacimientos carbonatados con porosidad primaria y/o naturalmente fracturados, hace necesario aplicar un método geoestadístico, que permita obtener las variables con valores adecuados para estimar volúmenes originales de aceite. Por lo tanto existe el Método de simulación de Monte Carlo es el resultado de los conocimientos, experiencia, criterios y esfuerzo de un grupo multidisciplinario de especialistas y personal de apoyo de las diferentes disciplinas de geociencias, con esto se soporta un análisis de congruencia de los datos.
Aplicación actual de la importancia de la porosidad VOA E
6.2898 ∗ ∗ ∗ ∅ ∗ (1 − ) =
Formula determinista
VOAE= Volumen Original de Aceite (mmbpd) V= Volumen de Yacimiento (m3) N/B= Relacion Neto a Bruto (adimensional) Φ=Porosidad Efectiva Total del
Yacimiento (%) Método de Simulación Monte Carlo
Sw= Saturación de Agua (%) Boi= Factor de Volumen Adimensional (
[email protected]/
[email protected])
Permeabilidad. La permeabilidad de una roca es la facultad que la roca posee para permitir que los fluidos se muevan a través de la red de poros interconectados. La velocidad en la que el fluido atraviesa la roca depende de 3 factores básicos: Porosidad Densidad Presión
del material
del fluido (afectado por su T ) °
a la que está sometido el fluido
Tipos de 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%, kg (K efectiva del gas), kw (K efectiva del agua), ko (K efectiva del petróleo).
Relativa
(Kr). Es la relación existente entre la permeabilidad efectiva y la absoluta. =
Donde:
= = =
Ley de Darcy
Henry Darcy dedujo la fórmula que lleva su nombre.
En 1856, como resultado de estudios experimentales de flujo de agua a través de filtros de arena no consolidada.
La ley de Darcy se ha extendido, con ciertas limitaciones, al movimiento de otros fluidos, incluyendo dos o más fluidos no miscibles, en rocas consolidadas y otros medios porosos.
Artículo: Caracterización de la permeabilidad con probadores de formación. SLB (2002)
Los modernos probadores de formación operados a cable. Aportan conocimientos especiales acerca de la dinámica de los yacimientos que ninguna otra herramienta puede captar. A través de múltiples pruebas de presión transitoria( Variación de presión), estos probadores permiten evaluar la permeabilidad tanto vertical como horizontal . La medición o el resultado que se obtiene se encuentra entre los núcleos y las pruebas de pozos, permite cuantificar el efecto de capas delgadas no detectas por otras técnicas. Estas Capas juegan un papel vital en el drenaje del yacimiento, controlando los procesos de inyección de gas y de agua, y causando entradas no deseadas de dichos fluidos. Los modernos probadores de formación operados a cable también pueden ser una alternativa efectiva en materia de costos, además de no dañar el medio ambiente, en comparación a las pruebas de formación a pozo abierto. Estos modernos probadores de formación están ayudando a entender mejor los yacimientos, además de influir en el desarrollo de los mismos.
¿Qué permeabilidad? Como la permeabilidad determina el comportamiento del yacimiento y del pozo. Al comienza de la vida de un yacimiento la principal preocupación es la permeabilidad efectiva horizontal promedio del petróleo o del gas, puesto que ésta controla la productividad y el diseño de terminación de los pozos. Mas tarde la permeabilidad vertical pasa a ser importante debido a su efecto en la conificacion de gas y de agua, así como en la productividad de los pozos horizontales y multilaterales.
Probadores de Formación Operados por Cable Los primeros probadores de formación operados a cable fueron diseñados principalmente para obtener muestras de fluidos. Se registraban las presiones de modo que el incremento de presión al final del muestreo se pudiera analizar para determinar la permeabilidad y la presión de la formación. La tercera generación de probadores operados por cable esta dada por el probador modular. Esta herramienta se puede configurar con diferentes módulos para satisfacer distintas aplicaciones o para manejar condiciones variables del pozo y de la formación. Algunos de estos módulos son particularmente relevantes para las mediciones de permeabilidad.
SATURACIÓN Es la razón del volumen que un fluido ocupa con respecto al volumen poroso.
V p
V o
V w V g
En base a esto y considerando el concepto de saturación se define como:
S
V fluido V p
a
El fluido, en este caso puede ser petróleo, agua o gas, así en el caso del petróleo la saturación de petróleo “So” para el gas “Sg” y el agua “Sw”
Sw So Sg 1 La saturación puede ser expresada como una fracción o porcentaje 1 o 100%. La saturación de fluidos de una roca puede variar desde el 100% hasta valores pequeños pero nunca hasta cero, siempre queda una cantidad capilar de fluidos que no puede ser desplazada, a esto se conoce como la saturación residual de fluidos.
La determinación de la saturación inicial de agua se puede efectuar por tres diferentes métodos: Núcleos tomados en pozos perforados, Cálculos a partir de la presión capilar, Cálculo a partir de registros eléctricos. La saturación de agua congénita se correlaciona con la permeabilidad, con el área superficial y con el tamaño de los poros. A mayor área superficial y menor tamaño de partículas, mayor es la saturación de agua connata.
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Método de la retorta a presión atmosférica Método de lavado con solvente (karl-fischer) Análisis carbón Oil shales Núcleos que contienen yeso Método de extracción por destilación (dean stark y soxhlet)
Métodos de exploración (barrido) •
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Absorción lineal de rayos X. Absorción lineal de rayos gamma. Tomografía asistida por computador(CT) Absorción de microondas. Resonancia magnética nuclear(NMR) Resonancia de ondas de radio. Radiografía de atenuación neutrónica.
¿Qué es la mojabilidad?
Tendencia de una roca a permitir que un fluido se adhiera o moje a su superficie en presencia de otro fluido inmiscible. El fluido mojante es aquel que moja la roca (agua o aceite). El gas NO moja a la roca.
Mojabilidad por agua: Agua pegada a las paredes y aceite en el centro. Mojabilidad por aceite: Aceite pegado a las paredes y agua al centro. Mojabilidad intermedia: Para la roca es indistinto, pueden mojar los 2. Mojabilidad mixta: Áreas grandes del yacimiento mojadas por agua y por aceite. Mojabilidad fraccional: A nivel de poro habrá zonas mojadas por agua y por aceite.
Medición de la mojabilidad
Método cualitativo
Métodos cuantitativos: a)Ángulo de contacto b)Método de Amott c)Método de Amott-Harvey d)Indice de mojabilidad USBM e)Combinación de los métodos Amott/USBM
a)Ángulo de contacto
b) Método de Amott El método se basa en el hecho de que el fluido mojante generalmente se imbibirá espontáneamente en el núcleo, desplazando la fase no mojante. En éste método se mide:
Vwsp: volumen de agua desplazado por la imbibición de aceite Vwt: volumen total de agua desplazada por imbibición y centrifugación Vosp: volumen de aceite desplazado por la imbibición de agua Vot: volumen total de aceite desplazado por imbibición y centrifugación
b) Método de Amott A partir de éstas mediciones se definen las relaciones de aceite desplazado ($o) y agua desplazada ($w), las cuales se utilizan para definir la mojabilidad según los criterios de la tabla. $o= Vwsp/Vwt $w= Vosp/Vot Relación de Mojado por agua desplazamiento Agua por aceite $o >0 Aceite por agua $w 0
Mojabilidad neutra 0 0
Mojado por aceite 0 >0
c) Método de Amott-Harvey Siguiendo la metodología de Amott, posteriormente se define el índice de desplazamiento relativo de Amott-Harvey (IAH). IAH=$w-$o = (Vosp/Vot)-(Vwsp/Vwt) Entre -1.0 y -0.3 Entre -0.3 y +0.3 Entre +0.3 y +1.0
Mojada por aceite Mojabilidad intermedia Mojada por agua
d) Índice de mojabilidad USBM
Compara el trabajo necesario para que un fluido desplace a otro. El trabajo requerido para que un fluido mojante desplace a uno no mojante es menor que el necesario para el desplazamiento inverso. El trabajo es proporcional al área bajo la curva correspondiente de presión capilar para un desplazamiento con agua (color rosa) y un desplazamiento con aceite (color gris).
d) Índice de mojabilidad USBM
Valor IUSBM + 0
Mojabilidad Agua Aceite Neutra
