Facultad de Ciencias Químicas.Ingeniería Petrolera 801. Propiedades Petrofísicas de un Yacimiento Petrolero. Celaya Hernández Christian Iván Elvira Cadó David Daniel López Gómez Martín Jordany Marcial Hidalgo Karen Arizveydi Vargas Reyes Joel Coatzacoalcos, Ver. 2015 Propiedades Petrofísicas de un Yacimiento Petrolero. Introducción Porosidad Permeabilidad Saturación Capilaridad Tensión superficial e interfacial Humectabilidad o mojabilidad Conclusión Introducción. La Petrofísica, consiste en estudiar las propiedades de las rocas en modelo estático; algunas de las propiedades físicas y texturales de las mismas pueden ser medidas en el laboratorio analizando sus núcleos. . es un cuerpo rocoso subterráneo que tiene porosidad y permeabilidad suficientes para almacenar y transmitir fluidos. Porción de trampa geológica que contiene hidrocarburos. que se comporta como un sistema hidráulicamente interconectado. Para Schlumberger. Para PEMEX. y donde los hidrocarburos se encuentran a temperatura y presión elevadas ocupando los espacios porosos.Yacimiento Petrolero. la cual determina cuantitativamente las propiedades de la roca. geofísica y geología. .Petrofísica Especialidad que conjuga conocimientos de ingeniería del petróleo. . 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 . se forman en ambientes ricos en agua. .Mineralogía Los minerales que forman las rocas sedimentarias pertenecen a dos tipos diferentes de minerales: Detríticos: Son minerales que han sufrido meteorización o intemperismo. Químicos: Minerales que se precipitan de una solución. transportados mecánicamente y depositados posteriormente. 𝑉𝑝 Φ= 𝑉𝑟 h Donde: Φ= Porosidad Vp= Volumen de poros de la roca Vr= Volumen de la roca (A*B*h) B A . y es una fracción del volumen de huecos sobre el volumen total.Porosidad (Ø). La porosidad o fracción de huecos es una medida de espacios vacíos en un material. Efectiva: Considera solamente los poros comunicados.TIPOS DE POROSIDADES Absoluta: Considera el volumen poroso tanto de los poros aislados como los comunicados. Secundaria: Procesos posteriores que experimentan el mismo medio poroso. Por Origen: Primaria: Resultado de los procesos originales de formación del medio poroso tales como depositación y compactación. como disolución o fracturamiento . con esto se soporta un análisis de congruencia de los datos. 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. Por lo tanto existe el Método de simulación de Monte Carlo es el resultado de los conocimientos. .Aplicación actual de la importancia de la porosidad La incertidumbre geológica. criterios y esfuerzo de un grupo multidisciplinario de especialistas y personal de apoyo de las diferentes disciplinas de geociencias. que permita obtener las variables con valores adecuados para estimar volúmenes originales de aceite. experiencia. 2898 ∗ 𝑉 ∗ 𝐵 ∗ ∅ ∗ (1 − 𝑆𝑤) 𝐵𝑜𝑖 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 (%) Sw= Saturación de Agua (%) Método de Simulación Monte Carlo Boi= Factor de Volumen Adimensional ([email protected] Ingeniería Petroler .y/[email protected]) Recibido: junio 2012-aceptado septiembre de 2013 .Aplicación actual de la importancia de la porosidad 𝑉𝑂𝐴 = VOA E 𝑁 6. Permeabilidad. La velocidad en la que el fluido atraviesa la roca depende de 3 factores básicos: Porosidad del material Densidad del fluido (afectado por su T°) Presión a la que está sometido el fluido . 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. Es la permeabilidad que ocurre cuando el fluido que se moviliza a través de los poros.Tipos de Permeabilidad. Absoluta (K). satura 100% a la roca. 𝑲 𝑲𝒓𝒙 = Donde: 𝒙 𝑲 𝑭𝒐𝒓𝒎𝒖𝒍𝒂 𝒑𝒂𝒓𝒂 𝒍𝒂 𝒑𝒆𝒓𝒎𝒆𝒂𝒃𝒊𝒍𝒊𝒅𝒂𝒅 𝒓𝒆𝒍𝒕𝒂𝒕𝒊𝒗𝒂 𝑲𝒓𝒙 = 𝐏𝐞𝐫𝐦𝐞𝐚𝐛𝐢𝐥𝐢𝐝𝐚𝐝 𝐫𝐞𝐥𝐚𝐭𝐢𝐯𝐚 𝐚 𝐥𝐚 𝐟𝐚𝐬𝐞 𝐱 𝑲𝒙 = 𝐏𝐞𝐫𝐦𝐞𝐚𝐛𝐢𝐥𝐢𝐝𝐚𝐝 𝐞𝐟𝐞𝐜𝐭𝐢𝐯𝐚 𝐝𝐞 𝐥𝐚 𝐟𝐚𝐬𝐞 𝐱 𝐊 = 𝐏𝐞𝐫𝐦𝐞𝐚𝐛𝐢𝐥𝐢𝐝𝐚𝐝 𝐚𝐛𝐬𝐨𝐥𝐮𝐭𝐚 . Es la permeabilidad cuando hay más de un fluido que se moviliza a través de los poros. Es la relación existente entre la permeabilidad efectiva y la absoluta. cada fluido tiene una saturación menor al 100%. Relativa (Kr). es decir. kg (K efectiva del gas). kw (K efectiva del agua). Efectiva (Kx). ko (K efectiva del petróleo). En 1856.Ley de Darcy Henry Darcy dedujo la fórmula que lleva su nombre. en rocas consolidadas y otros medios porosos. con ciertas limitaciones. al movimiento de otros fluidos. como resultado de estudios experimentales de flujo de agua a través de filtros de arena no consolidada. La ley de Darcy se ha extendido. . incluyendo dos o más fluidos no miscibles. Artículo: Caracterización de la permeabilidad con probadores de formación. SLB (2002) . además de influir en el desarrollo de los mismos. y causando entradas no deseadas de dichos fluidos. permite cuantificar el efecto de capas delgadas no detectas por otras técnicas. además de no dañar el medio ambiente. A través de múltiples pruebas de presión transitoria( Variación de presión). La medición o el resultado que se obtiene se encuentra entre los núcleos y las pruebas de pozos. . Los modernos probadores de formación operados a cable también pueden ser una alternativa efectiva en materia de costos.Los modernos probadores de formación operados a cable. estos probadores permiten evaluar la permeabilidad tanto vertical como horizontal . Aportan conocimientos especiales acerca de la dinámica de los yacimientos que ninguna otra herramienta puede captar. Estos modernos probadores de formación están ayudando a entender mejor los yacimientos. en comparación a las pruebas de formación a pozo abierto. controlando los procesos de inyección de gas y de agua. Estas Capas juegan un papel vital en el drenaje del yacimiento. . puesto que ésta controla la productividad y el diseño de terminación de los pozos. Al comienza de la vida de un yacimiento la principal preocupación es la permeabilidad efectiva horizontal promedio del petróleo o del gas. 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.¿Qué permeabilidad? Como la permeabilidad determina el comportamiento del yacimiento y del pozo. 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.Probadores de Formación Operados por Cable Los primeros probadores de formación operados a cable fueron diseñados principalmente para obtener muestras de fluidos. 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. agua o gas. . V p Vo Vw Vg En base a esto y considerando el concepto de saturación se define como: S V fluido Vp a El fluido. en este caso puede ser petróleo.SATURACIÓN Es la razón del volumen que un fluido ocupa con respecto al volumen poroso. a esto se conoce como la saturación residual de fluidos. La saturación de fluidos de una roca puede variar desde el 100% hasta valores pequeños pero nunca hasta cero. 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%. siempre queda una cantidad capilar de fluidos que no puede ser desplazada. mayor es la saturación de agua connata. Cálculo a partir de registros eléctricos. Cálculos a partir de la presión capilar. A mayor área superficial y menor tamaño de partículas. con el área superficial y con el tamaño de los poros. La saturación de agua congénita se correlaciona con la permeabilidad. • 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) .La determinación de la saturación inicial de agua se puede efectuar por tres diferentes métodos: Núcleos tomados en pozos perforados. . • Resonancia magnética nuclear(NMR) • Resonancia de ondas de radio. • Absorción lineal de rayos gamma. • Radiografía de atenuación neutrónica. • Tomografía asistida por computador(CT) • Absorción de microondas.Métodos de exploración (barrido) • Absorción lineal de rayos X. El fluido mojante es aquel que moja la roca (agua o aceite). Mojabilidad mixta: Áreas grandes del yacimiento mojadas por agua y por aceite. Mojabilidad por agua: Agua pegada a las paredes y aceite en el centro. Mojabilidad intermedia: Para la roca es indistinto. El gas NO moja a la roca. pueden mojar los 2. Mojabilidad por aceite: Aceite pegado a las paredes y agua al centro.¿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. 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 . $o= Vwsp/Vwt $w= Vosp/Vot Relación de desplazamiento Mojado por agua Mojabilidad neutra Mojado por aceite Agua por aceite $o >0 0 0 Aceite por agua $w 0 0 >0 .b) Método de Amott A partir de éstas mediciones se definen las relaciones de aceite desplazado ($o) y agua desplazada ($w). las cuales se utilizan para definir la mojabilidad según los criterios de la tabla. 3 Mojada por aceite Entre -0.0 Mojada por agua .3 Mojabilidad intermedia Entre +0.0 y -0. IAH=$w-$o = (Vosp/Vot)-(Vwsp/Vwt) Entre -1.3 y +0. posteriormente se define el índice de desplazamiento relativo de Amott-Harvey (IAH).c) Método de Amott-Harvey Siguiendo la metodología de Amott.3 y +1. . 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 Compara el trabajo necesario para que un fluido desplace a otro. d) Índice de mojabilidad USBM Valor IUSBM Mojabilidad + Agua - Aceite 0 Neutra . y los bloques de creta fracturados examinados mediante la generación de imágenes 2D de trazadores nucleares.Nuevas técnicas Lo más novedoso en la medición de la mojabilidad son la técnica de microscopía de fuerza atómica. .
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