Consideraciones Petrofísicas

CONSIDERACIONES PETROFÍSICASREGISTRO DE POZOS I

ANDRÉS BENAVIDESESTEBAN CASTROJIMMY GREFA

POROSIDAD ()

Se define como el volumen ocupando por los espacios vacíos (volumen de los poros) por unidad de volumen de roca (volumen de la formación)

Donde: Porosidad Volumen de los poros Volumen de la formación

CLASIFICACIÓN DE LA POROSIDAD

Clasificación

Morfología

Efectiva

Residual

Absoluta

Origen

Primaria o intergranular

Intercristalina

Integranular

Planos estratificados

Secundaria, inducida o

vugular

Fenestrales

Disolución

Fractura

Dolomitización

Porosidad efectiva

Porosidad residual

Porosidad absoluta

MORFOLOGÍA

POR SU ORIGEN (PRIMARIA O INTERGRANULAR)

Porosidad intergranular

Porosidad Intercristalina

POR SU ORIGEN (SECUNDARIA, INDUCIDA O VUGULAR)

Fenestrales

Disolución

Fractura

Dolomitización

FACTORES QUE INFLUYEN LA POROSIDAD

FACTORES QUE INFLUYEN EN LA

POROSIDAD

Tipo de empaque(Empaquetamiento

)

Grado de cementación o consolidación

Geometría y distribución de

granos

Presión de las capas

suprayacentes

Presencia de partículas finas

TIPO DE EMPAQUE(EMPAQUETAMIENTO)

Cúbico Hexagonal Romboédrico

GRADO DE CEMENTACIÓN O CONSOLIDACIÓN

GEOMETRÍA Y DISTRIBUCIÓN DE GRANOS

Tamaño de los granos

Forma de los Granos

PRESIÓN DE LAS CAPAS SUPRAYACENTES

CALIDAD DE LA ROCA EN FUNCIÓN DE LA POROSIDAD

Calidad Porosidad

Muy buena

>20

Buena 15 – 20

Regular 10 – 15

Pobre 5 – 10

Muy pobre <5

PROCEDIMIENTOS PARA MEDIR LA POROSIDAD

• Métodos gravimétricos• Métodos volumétricos

volumen total

MEDICIÓN DE LA POROSIDAD CON REGISTROS DE POZOS

Porosidad

Registro de

densidad

Registro neutrón

Registro sónico

REGISTRO DE DENSIDAD

REGISTRO NEUTRÓN

REGISTRO SÓNICO

PERMEABILIDAD

Se define como la capacidad que tiene una roca de permitir el flujo de fluidos a través de sus poros interconectados. Si los poros de la roca no se encuentran interconectados no puede existir permeabilidad.

 Donde:

q = Tasa de flujo. (cc/seg)K = Permeabilidad. (darcys)A = Área de la sección transversal total (cm2)μ = Viscosidad del fluido. (centipoises) ΔP/ΔL = Gradiente de presión. (atm/cm)

VALIDEZ DE LA ECUACIÓN DE DARCY

Flujo en

estado estable

Flujo laminar Un fluido

Fluido no reacciona

Roca homogéne

a e isotrópica

Ecuación de

Darcy

CLASIFICACIÓN DE LA PERMEABILIDADPermeabilidad Absoluta o Intrínseca• Capacidad que tiene una roca de permitir el flujo de un fluido a través de sus poros interconectados, cuando el medio poroso se encuentra completamente saturado por un fluido

Permeabilidad Efectiva• Capacidad que tiene una roca de permitir el flujo de un fluido a través de sus poros interconectados, cuando este se encuentra en presencia de otro

Permeabilidad Relativa• La permeabilidad relativa a un fluido es la relación de la permeabilidad efectiva a ese fluido a la permeabilidad absoluta.

PROCEDIMIENTOS PARA MEDIR LA PERMEABILIDAD

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Para estimar la cantidad de Hidrocarburos presentes en un yacimiento, es necesario determinar la saturación del fluido

Definición: 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.

SATURACIÓN

Crudo

Agua

SATURACION

La Saturación corresponde a la fracción del espacio poroso ocupado por un fluido.

Matemáticamente, se expresa por la siguiente relación:

Aplicando este concepto a cada fluido del yacimiento saturado se tiene:

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 siempre y cuando se considere un medio poroso saturado por petróleo, agua y gas, es decir:

MÉTODOS PARA DETERMINAR LA SATURACIÓN

Métodos directos. El método directo consiste en medir la saturaciones de los fluidos analizando las muestras representativas del yacimiento (núcleos) :

Método de retorta Extracción con un disolvente

Métodos indirectos: Registros eléctricos

METODO INDIRECTO La determinación de la saturación de agua a partir de

registros eléctricos, está basada en la ecuación de saturación de Archie’s, que con datos de resistividad obtenidos en los registros eléctricos obtendremos la saturación del fluido deseado.

Swn=RWFRt

Donde: Rw = Resistividad del agua de formación.Rt = Resistividad verdadera de la formación.F = Factor de resistividad de la formación. F es obtenido usualmente a partir de mediciones de porosidad mediante la siguiente ecuación: 

F=a∅mDonde:m = Factor de cementacióna = Constante

MÉTODO DE RETORTA

Una muestra del núcleo se calienta para evaporar el agua y el petróleo, que se condensa y se recoge en un pequeño recipiente graduado . Los volúmenes de petróleo y agua dividido por el volumen de los poros de la muestra representa la saturación del petróleo y el agua. La saturación de gas se obtiene indirectamente por el requisito de que las saturaciones deben sumar uno.

DESVENTAJAS ESTE MÉTODO:

1- Debido a las elevadas temperaturas con que se trabaja (1000 a 1100 ºF), se remueve el agua de cristalización de la roca, causando un aumento en la saturación de agua

2- El petróleo calentado a altas temperaturas tiende a desintegrarse térmicamente (CRACKING), cambiando en consecuencia su estructura molecular.

M. EXTRACCIÓN CON UN DISOLVENTE

Esto se logra en un aparato de destilación Dean-Stark. El núcleo está situado en el aparato de tal manera que el vapor de un solvente (por ejemplo, tolueno), se eleva a través del núcleo y se condensa de nuevo sobre la muestra. Este proceso filtra al petróleo y al agua fuera de la muestra. El agua y el disolvente se condensan y son atrapados en un recipiente graduado.

FACTORES QUE AFECTAN LA SATURACION DE FLUIDOS EN LOS NUCLEOS Primero, la formación es sometida a presiones

considerables por la columna de lodo en el pozo, lo cual conduce a la invasión de fluidos de perforación, esto invade al núcleo, desplazando algo de petróleo y agua original, todo esto modifica el contenido original de los fluidos de la roca a las condiciones del yacimiento

Segundo, la reducción de presión cuando la muestra es llevada a la superficie, provoca la expansión del agua, petróleo y gas. El gas, de alto coeficiente de expansión expulsa al petróleo y agua del núcleo; en consecuencia las saturaciones de los fluidos no serán las que estaban originalmente en la formación.

HUMECTABILIDAD

DEFINICION

Es la tendencia de una superficie sólida

a dejarse mojar preferencialmente por un fluido en

presencia de otros fluidos, con los

cuales es inmiscible.

Clasificación según el ángulo de contacto:

Humectabilidad intermediaSignifica que el

sólido no presenta preferencia

humectante por agua o aceite.

En este caso el ángulo de contacto

θ = 90º.

Humectabilidad por agua

Este tipo de humectabilidad nos indica que el sólido tiene preferencia

por el agua.

Para esta humectabilidad el

ángulo de contacto θ < 90º.

Humectabilidad por aceite

Esto significa que el sólido es

preferencialmente humectado por

aceite. En este caso el

ángulo de contacto θ > 90º.

Humectabilidad por agua o por aceiteEl fluido humectante ocupará completamente los poros pequeños y entrará en contacto con la mayor parte de la superficie mineral expuesta

Humectabilidad neutra o intermediaTodas las porciones de la superficie de la roca presentan igual preferencia a ser humectadas por agua o por aceite.

Humectabilidad fraccional Para este caso ciertas porciones de la superficie mineral son humectadas por agua y otras son humedecidas por aceite.

Clasificación de la

humectabilidad en yacimientos

de petróleo

CAPILARIDAD

Definición:

• La capilaridad es una propiedad de los líquidos que depende de su tensión superficial (la cual a

su vez, depende de la cohesión o fuerza intermolecular del líquido), que le confiere la

capacidad de subir o bajar por un tubo capilar.Capilaridad: es el ascenso del agua por conductos muy finos.

Tubo capilar

Aparato comúnmente empleado para demostrar la capilaridad; cuando la parte inferior de un tubo de vidrio se coloca verticalmente,

en contacto con un líquido como el agua, se forma un menisco cóncavo; la tensión superficial succiona la columna líquida hacia

arriba hasta que el peso del líquido sea suficiente para que la fuerza de la gravedad se equilibre con las fuerzas intermoleculares.

Cuanto más pequeño es el diámetro del tubo capilar mayor será la presión capilar y la altura alcanzada.

RESISTIVIDAD

DEFINICIÓN

Se llama resistividad a la capacidad que una substancia tiene de resistir o impedir el flujo de una corriente eléctrica, es decir al grado de dificultad que encuentran los electrones en sus desplazamientos.

Un valor alto de resistividad indica que el material es mal conductor.

CARACTERÍSTICAS

Litología

Porosidad

Salinidad de las soluciones acuosas

Porcentaje de Saturación

Temperatura

Presión

FACTORES QUE INFLUYEN EN LA RESISTIVIDAD

Factor de resistividad de la formación

• Es la relación que existe entre la resistividad de una formación saturada en 100% de agua (Ro) y la resistividad del agua

Índice de resistividad

• Es la relación que existe entre la resistividad real de la formación (Rt) y la resistividad de una formación saturada en 100% de agua (Ro)

MÉTODOS DE DETERMINACIÓN DE LA RESISTIVIDAD

Métodos de determinación de la resistividadRegistros eléctricos

•El registro consiste en una curva SP, y una combinación de curvas de resistividad que reciben el nombre de normal o lateral según la configuración de los electrodos.

Registro de inducción •El registro de inducción eléctrica como su nombre lo indica, es una combinación de curvas eléctricas y de inducción por lo tanto. Mide la conductividad de la formación y es muy efectivo en formaciones con porosidad intermedia a alta.

Registro de guarda •Se obtiene mediante Un Instrumento lo que enfoca una corriente. Su utilidad principal es en lodos conductivos, estratos delgados y formaciones alta resistividad.

MOJABILIDAD

La mojabilidad es la preferencia de un sólido por estar en contacto con un

fluido en lugar de otro. Una gota de un fluido preferentemente mojante va a desplazar a otro fluido dispersándose

por la superficie

Gota de petróleo -verde- en una superficie sólida mojada por agua -azul- (izquierda), mojada por petróleo (derecha)

o con mojabilidad intermedia (centro).

Tabla donde se exponen los diferentes ángulos de contacto y suscorrespondientes interacciones sólido/líquido y líquido/líquido.

Ángulo de contacto Grado demojabilidad

Fuerzasintermoleculares:

S/Linteracciones

L/Linteracciones

θ = 0 Perfecta fuerte débil

0 < θ < 90° Altafuerte fuerte

débil débil

90° ≤ θ < 180° Baja débil fuerte

θ = 180° Nula débil fuerte

Clasificación en base a la Mojabilidad

Características de Yacimientos hidrófilos (Mojabilidad por agua)

Poseen un ángulo de contacto θ menor a 90º.

La mayoría de los yacimientos petrolíferos son hidrófilos.

Características de Yacimientos oleófilos (Mojabilidad por petróleo)P

ocos yacimientos son oleófilos.

El petróleo es la fase mojante.

Presentan un ángulo de contacto θ > 90º

En los canales de flujo

más

pequeños habrá

solo desplazamiento de petróleo; el agua se desplaza por

los canales más grandes.