1.-Perf.-Ev - de Form. - Cap. 1 - Prop - Fís. de La Roca

 

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ADVERTENCIA

Esta obra es propiedad Intelectual del Ing. Lucilo Torres, Ingeniero Petrolero, con magister en Ingeniería de Petróleo, con una amplia experiencia docente y administrativa en las áreas de Petrofísica, Yacimientos y Producción. Está  protegida por Derechos de Autor y/o Copyright . Está expresamente prohibida su reproducción parcial o total y restringido su uso sin la autorización previa, de su autor intelectual y de SERCONETT, C.A.  Cualquier violación de estas disposiciones es contraria a la ley e implica acciones civiles y penales a los infractores. Cualquier información sobre esta obra puede solicitarse a:

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Ing. Lucilo Torres

 

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CONTENIDO PROGRAMÁTICO CAPÍTULO 1. PROPIEDADES FÍSICAS DE LAS ROCAS ROCAS.    

Definiciones de tipos de rocas Modelo petrofísico de la roca-yacimiento.

 

Porosidad. --- Definición y Tipos. --- Factores que la afectan. --- Mediciones.

 

Permeabilidad. --- Definición. --- Transmisibilidad vertical --- Relación Porosidad-Permeabilidad --- Factores que la afectan.

 

Calidad y Tipos de rocas --- Cuerpo de poro. --- Garganta de poros. --- Calidad de la roca, en términos de Eficiencia de desplazamiento y de flujo. --- Tipo de roca --- Unidades de flujo

CAPÍTULO 2. PROPIEDADES ELÉCTRICAS FORMACIONES FORMACION ES y DISTRIBUCIÓN DISTRIBUCIÓN DE DE FLUIDOS.  

Resistividades de las formaciones.

 

Factor de la Resistividad de la formación (F). --- Definición.

     

DE

LAS

--- Determinación. Relación entre el factor de Resistividad (F) y Porosidad. Determinación de la Temperatura de formación. Distribución de los fluidos en las rocas porosas.------- Ejercicios-----

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CAPÍTULO 3. EL PROCESO DE INVASIÓN.  

Concepto.

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Formación de zonas invadidas por filtrado de lodo.

 

Resistividades de los fluidos. Resistividad de las zonas invadidas

     

Factores que dependen del tipo de lodo. Distribución de los fluidos y resistividades de una formación invadida por filtrado de lodo en formaciones acuíferas y en contentivas de hidrocarburos. ----------- Ejercicios-------

CAPÍTULO 4. INTERPRETACIÓN INTERPRETACIÓN DE PERFILES CORRIDOS EN POZOS NO REVESTIDOS. 4A. PERFILES SP. CALIPER, RAYOS GAMMA  Secciones de un registro petrofísico de pozos. --- Perfil : Cáliper (Diámetro del pozo ) --- Perfil : Potencial Espontáneo ( SP). Factores que lo afectan.---  --- Perfil : Rayos Gamma (RG). Característica y utilidad. Respuesta del perfil de RG. Factores que afectan las lecturas. --- Determinación del Vsh por medio del perfil de Rayos Gamma.

4B. PERFILES DE RESISTIVIDAD. --- Perfil: Eléctrico convencional (EL) --- Perfil: Inducción (IEL) --- Perfil: Doble Inducción –  Esférico  Esférico enfocado (IEL-SFL) ---Perfil: Doble Lateroperfil –  Microesférico  Microesférico enfocado (DLL –  MSFL)  MSFL)

4C. PERFILES DE POROSIDAD. --- Perfil: Densidad de formación (FDC) ----Perfil: Litodensidad --- Perfil: Neutrón Compensado (CNL) Efecto del Gas en los perfiles FDC y CNL Estimado de la Porosidad verdadera en presencia de gas. --- Perfil: Sónico Compensado (BHC) Ing. Lucilo Torres

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Efecto del gas en los perfiles Sónico. --- Perfil Sónico de Espaciamiento Largo --- Perfil Sónico Digital --------------------Ejercicios-------------

CAPÍTULO 5. PROCEDIMIENTOS PROCEDIMIENTOS USADOS EN LA EVALUACIÓN DE FORMACIONES. Perfiles de lodo ( Mud Log).  

Muestras de canal.

 

Perfilaje durante la perforación de pozos ( LWD)

 

Toma y análisis de núcleos. --- Análisis efectuados a los núcleos --- Consideraciones en la toma y análisis de núcleos.

CAPÍTULO 6. EVALUACIÓN EVALUACIÓN DE FORMACIONES. 6A.- EVALUACIÓN DE ARENAS LIMPIAS      

   

Cálculo de la Saturación de agua de formación. Índice de Resistividad ( I R) Relación de Archie. --- Determinación del coeficiente de tortuosidad (a), el coeficiente de cementación (m) y el exponente de Saturación (n).- Cuando se dispone de análisis de núcleos --- Determinación de la Resistividad del agua de formación (Rw) --- Análisis químico de muestras representativas de agua de formación. ---- Método de DUNLAP ---- Método de Diagrama de STIFF --- Aplicando técnicas de interpretación de perfiles --- SP ---Rt/Rxo de Rwa. --- Método --- Técnica gráfica de PICKETT. --- Técnica gráfica de HINGLE Definición y determinación de Sxo y Shr Saturación de petróleo movible ……………… Ejercicios……….. 

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6B.- EVALUACIÓN DE ARENAS ARCILLOSAS    

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Formaciones arcillosas Distribución de las lutitas o arcillas en los sedimentos. ---Tipos de distribución. ---Causa y efecto que producen en las formaciones. Perfil: Espectroscopia de RG naturales. --- Características y utilidad. ----Ejemplo---

 

Mineralogía de arcillas

 

Perfiles LDT y NGT ---- Identificación de minerales

 

Determinación del modelo de arcillosidad (Vsh) --- Determinación de los Índices de arcillosidad (Ish)

 

Modelo de arcillosidad.

 

Determinación de la porosidad efectiva (corregida por arcilla) en arenas no gasíferas --- Si se dispone de un solo perfil de porosidad. --- Si se dispone de dos perfiles de porosidad. ------- Ejercicios----

 

Modelos de Saturación de agua en arenas arcillosas --- Modelo de Simandoux --Ecuaciones y utilidad --- Modelo de Simandoux modificado --Ecuaciones y utilidad --- Modelo de Indonesia --Ecuaciones y utilidad

 

 

Intercambio catiónico --- Definición Componentes de una arena arcillosa con hidrocarburos. --- Modelo de Waxman y Smits (W-S) --Ecuaciones y utilidad

 

Determinación del coeficiente de cementación, corregido por arcilla, (m*)

 

Determinación del exponente de saturación, corregido por arcilla, (n*)

 

Relación entre Qv y porosidad. ---- Modelo de Juhasz --Ecuaciones y utilidad --- Modelo de Doble Agua (DW) --Ecuaciones y utilidad ------Ejercicios-----

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6C LITOLOGÍA COMPLEJA ----Definición / utilidad Gráficos Cruzado (Crossplots) ---- Ejercicio---

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-------------------------------- CAPÍTULO 1

PROPIEDADES FÍSICAS DE LAS ROCAS.

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PROPIEDADES FÍSICAS DE LAS ROCAS. Para poder evaluar cuantitativamente las formaciones es necesario conocer -mediante mediciones realizadas en ellas-- varios parámetros, tales como: •  •  • 

El tipo de roca y sus características. Propiedades físicas. El potencial de fluidos que tengan.

Entre las características y propiedades físicas tenemos: •  •  •  •  •  •  •  •  • 

TIPO DE ROCA (LITOLOGÍA) POROSIDAD PERMEABILIDAD CONTENIDO DE ARCILLA PRESIÓN DE LA FORMACIÓN FACTOR DE RESISTIVIDAD DE FORMACIÓN DISTRIBUCIÓN DISTRIBUCI ÓN DE FLUIDOS (SATURACIÓN) (SATURACIÓ N) TEMPERATURA DE FORMACIÓN RESISTIVIDADES DE LOS FLUIDOS Y DE LAS ROCAS

 SON E SC SCA A SOS L OS PA PARR Á M E TR OS PE TR OF OFÍÍ SI COS QUE PUE D E N  ME D I R SE D E MA MANE NE R A DI R E CT CTA A. E N ALGUN ALGUNO OS CAS CASO OS ES E SENCI AL O OBTE BTE NER MU MUEE ST STRAS RAS DE LAS ROCAS RO CAS PPARA ARA F ORMULAR E SAS DE TER MI NAC NACII ONE S.  

PERFILAJE DE POZOS 

Es una técnica rápida, económica y confiable para obtener respuesta de una formación cuando es analizada por una herramienta corrida continuamente a través de ella. es decir, perfil es el regi registro stro continuo continuo de la información información requerida .

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LA INTERPRETACIÓN DE PERFILES

Es el proceso mediante el cual, esos parámetros mensurables, pueden traducirse en parámetros petrofísicos deseados, tales como: porosidad, saturación de hidrocarburos, litología, etc.  

Definiciones: 

ROCA MADRE: Es la roca que contiene materia orgánica que es capaz de generar hidrocarburos. hidrocarburos. El tipo de hidrocarburo generador de: petróleo  pesado, mediano, liviano ó gas, depende del tipo de materia orgánica contenida en la roca madre y de la temperatura, presión y tiempo a la cual estuvo sometida. ROCA  –  YACIMIENTO:   YACIMIENTO: Es toda aquella formación geológica presente en una cuenca sedimentaria capaz de almacenar y producir hidrocarburos. ROCAS IGNEAS: Son rocas formadas por el rápido enfriamiento de la masa volcánica (Magma).La porosidad puede ser alta, pero por lo general no está conectada. Ocasionalmente contienen petróleo ó gas. Ejemplo: piedra pomes. METAMÓRFICAS: Son derivadas de otras rocas por procesos de metamorfismos metamorfis mos (presión y temperatura). Presentan poca sustancia vítrea   Ej.:filita, sericitica, cuarzita, mármol. ROCAS SEDIMENTARIAS: Son rocas secundarias que se forman a partir de desechos depositados. ROCA-YACIMIENTO, SEGÚN SU ORIGEN. ROCA-YACIMIENTO, DETRÍTICAS: Roca de tipo sedimentario conformada por partículas sólidas (detritos) que han sido transportadas por agentes de sedimentación (agua y viento) hacia una cuenca y allí han sufrido la compactación. Ejemplo: Conglomerado, arenisca, limolita, lutita Ing. Lucilo Torres

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AUTIGÉNICAS: Son rocas compuestas por minerales que se han originado  por precipitación precipitación química, ya ya sea durante o después después de la sedim sedimentación. entación. La mayoría de las rocas sedimentarias son mezclas de componentes detrítico detríticoss y autigénicos. Siendo muy pocas las rocas antiguas sedimentarias completamente autigénicas o completamente detríticas. La mayor parte de las rocas productivas son de origen sedimentario y están conformadas por dos grandes grupos: las clásticas, formadas por areniscas y lutitas y los carbonatos, carbonatos, formados por calizas y dolomitas. dolomitas.

Las areniscas  representan alrededor del 25% de las rocas sedimentarias. Están compuestas compuestas de partículas con con diámetros diámetros en el rango de 1/6 a 2 mm. En En general los granos están bien cementados y no se deterioran fácilmente. Los minerales que conforman su matriz son estables y durables (Ej: cuarzo).presentan alta porosidad ínter granular y buena permeabilidad. Las areniscas bien consolidadas pueden tener de 10% a 15% de porosidad, mientras que las no consolidadas pueden tener un 30% ó más de porosidad. Lutitas: su composición principal es de Arcilla y Limo. Representan alrededor del 50% de las rocas sedimentarias; sedimentarias; están constituidas por partículas con diámetros menores de 1/16 mm.(no se pueden ver a simple vista). Están compuestos de un gran porcentaje de minerales arcillosos, entre ellos: la montmorillonita, montmorill onita, ilita, clorita y caolinita, caolinita, además de granos granos muy ffinos inos de cuarzo y feldespato. Son rocas mucho menos resistentes a la erosión que las areniscas y calizas (se deterioran muy fácilmente). Pueden alcanzar altas  porosidades,, hasta un 40% llena de agua, pero con muy baja permeabilidad  porosidades permeabilidad debido a que sus poros son muy pequeños. Por lo tanto, La presencia de arcillas o lutitas en un yacimiento es un parámetro que debe tomarse en cuenta al momento de la evaluación del mism mismo, o, por medio de perfiles de pozos, debido a que afecta a la característica de la formación. Los carbonatos representan alrededor del 25% de las rocas sedimentarias. Pueden presentar porosidad primaria -- alta porosidad, baja permeabilidad-Ej: intercristalina inter cristalina (espacios vacíos entre entr e cristales) cris tales) óiento porosidad porosi dad secund secundaria aria - baja porosidad, alta permeabilidad permeabilidad -- Ej: fracturamiento fracturam natural. Ing. Lucilo Torres

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MODELO PETROFÍSICO DE LA ROCA – YACIMIENTO YACIMIENTO

Cuando se habla de modelo petrofís petrofísico ico de la roca-yacimiento, se refiere refiere a un modelo que permita estimar cuantitativamente, a través de mediciones físicas realizadas sobre ellas, ciertas propiedades de estas rocas que están asociadas con el potencial que tienen como contentivas (o productoras comerciales ) de hidrocarbuross . Entre estas propiedades hidrocarburo propiedades tenemos: porosidad, porosidad, perme permeabilidad abilidad y saturación de fluidos (gas, petróleo, agua). En la Figura 1-1  se puede observar que el concepto de matriz corresponde a toda la parte sólida de la roca que no es arcilla y cuya composición se basa, mayormente, en 3 minerales: cuarzo, calcita y dolomita, con constituyentes en menor cantidad muy variada (pirita, (pirita, halita, halita, yeso, yeso, silvita silvita y otros). Debido a que la arcilla arcilla tiene tiene muy poca contribución en las mediciones físicas sobre la roca  – yacimiento, ésta es tratada separadamente. Las partículas de arcilla son sumamente  pequeñas (10 a 100 veces más pequeñas que el tamaño promedio de los granos) y por lo tanto existe un amplio espacio en los poros de la arena para alojar estas partículas de arcilla, en donde ellas realmente se encuentran. Los  principales minerales de arcilla relacionados con las rocas sedimentarias son montmorillonita, montmorillon ita, ilita, clorita y caolinita. El agua contenida en la porosidad, se le llama agua connata generalmente es la misma que originalmente circundaba a los sedimentos cuando ellos fueron deposicionados, aunque, también deposicionados, también a podido ser debi debido do a procesos diagenéticos a medida que se produce su enterramiento, pudiendo ser la salinidad actual mayor o menor que la original.

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Figura. 1-1  

POROSIDAD ( Ø )

Porosidad ( Ø ), es la relación existente entre el volumen del del espacio vacío, llamado también volumen poroso (Vp), al volumen total de roca (Vt), esto es lo que se define como porosidad total ( se incluyen poros conectados y no conectados). Øt = Vp / Vt. Vt.  (Figura. 1-2)  La porosidad de las formaciones del subsuelo puede variar considerablemente. considerablemente. Los carbonatos densos (calizas y dolomitas) pueden tener cero porosidades,  para todos los efectos prácticos. Las areniscas bien consolidadas consolidadas pueden tener de 10% a 15% de porosidad, mientras que las no consolidadas un 30% o más de porosidad.- Finalmente, la lutitas o arcillas pueden tener una porosidad mayor de 40% llena de agua, pero estos poros considerados individualmente, son por lo general tan pequeños, que la roca es impermeable al flujo de los fluidos.

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Constituido por acumulación de granos en una distribución aleatoria

Material sólido (grano + cemento)

Espacio vacío, donde se encuentran los fluidos

Figura. 1-2 La POROSIDAD EFECTIVA  (Øe) es la la relación entre entre el volumen volumen del espacio poroso interconectado y el volumen total, siendo los fluidos contenidos en este tipo de porosidad los únicos que pueden ser producidos Øt = Øe + Øne 

(Figura. 1-3 )  Ing. Lucilo Torres

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Tipos de Porosidad

Existen muchos muchos tipos de porosidad porosidad presentes presentes en una roca- yacimiento, yacimiento, una de los cuales puede ser dominante pero que a menudo coexisten. Las mas comunes intergranular, intragranular, intercris talinapor y móldica las cualesson: son porosidad dependientes del origen de la roca  –  y  y intercristalina otras como: fracturas, por canales, vacuolas o cavernas las cuales -no son dependientes de su textura original. (Figura. 1-4 ) 

Porosidad Primaria. (Øp) (También llamada porosidad Intergranular Intergranular o  porosidad matriz) En una arena limpia, la matriz de la roca está compuesta de granos de arena individuales, los cuales son más o menos esféricos y se encuentran empacados de alguna forma donde existen poros entre ellos. Por lo general han perdurado en las formaciones desde la época en que fueron depositadas. mayoría deidad. los yacimientos con hidrocarburos en Venezuela  presentan esteLatipo este de porosidad. poros

Porosidad Secundaria (Øs)  Es aque aquella lla que se se forma forma a posteriori, posteriori, debido debido a subsecuentes procesos procesos geológico. Entre ellos se tiene: Porosidad intragranular intragranular : Se origina por disolución parcial de los granos de la roca. Porosidad intercristalina: Se forma en una roca cristalina, los cristales individuales tienen límites naturales para su crecimiento quedando espacio o porosidad entre ellos. Generalmente es muy pequeña lo cual dificulta la entrada de hidrocarburos en ellos, dando preferencia a los gaseosos o muy livianos. Porosidad móldica: Se origina cuando el material que rellena los moldes dejados por organismos que vivieron en el momento de la formación del sedimento, generalmente sus partes duras, son fácilmente solubles, dejando espacios vacíos que son ocupados por aguas formacionales o hidrocarburos.

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Ejemplos de porosidad intragranular, intercristalina y móldica, pueden verse en los carbonatos cretácicos del Lago de Maracaibo. Porosidad por fractura: El fracturamiento de las rocas debido al esfuerzo tectónico crea espacio libre (poroso) el cual contribuye muy poco a la  porosidad de lo la que roca.contribuye La apertura de una fractura menudo ± global 0.1 m.m., con promedio una porosidad global de ± 2es%a (despreciable) pero que aumenta en alto grado la permeabilidad. Las fracturas abiertas son las de interés por su influencia en las propiedades de la roca-yacimiento. roca-yacimiento. Ejemplo: Calizas del Cretácico( Lago de Mcbo.), Arenas Oligoceno( Norte de Monagas) , Basamento( Ensenada de la Vela de Coro) Porosidad por canales de disolución, vacuolas o cavernas.: Se obtiene por disolución, sobre todo en carbonatos; originando espacio poroso que puede tener geometrías y dim dimensiones. ensiones. Forman porosidad porosidad total pobre a media.diversas Ej.: Calizas cretácicas ( Lago de Mcbo.)

Figura. 1-4

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Factores que afectan a la porosidad

Empaque de los granos. La porosidad nnoo depende del tamaño tamaño absoluto de los granos pero sí de su arreglo (empaque geométrico). En la Figura 1-5  se observa que para un mismo tamaño de esfera (tanto para esferas grandes como  pequeñas), en un arreglo cúbico la porosidad es de 47.6% (± 48%) y para un arreglo rombohédrico rombohédrico (hexagonal) resulta una porosidad de 25.9% (± 26%) .

Figura 1-5

Escogimiento. En la Figura.1-6  se puede puede observar que la porosidad aumenta con el escogimiento, mientras mejor escogidos están los granos de una arena, mayor tendrá a ser la porosidad de ella. En una arena, pobremente escogida, los granos pequeños (matriz) encontrarán los espacios dejados pormás por los más grandes. grandes. Por loseque la matriz colocados invadirá los losenporos grandes rellenando los canales grandes.

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Figura 1-6  •  • 

Un buen escogimiento de granos resulta en una buena Porosidad. Porosidad. En arena de pobre escogimiento, los granos mas pequeños rellenan los canales grandes causando una baja porosidad.

La cementación: cementación: Es un proceso proceso que produce produce una reducción reducción de la  porosidad, debido a que las finas partículas que conforman este cemento, tienden a ocupar espacio poroso entre los elementos mas gruesos. (Figura 1-7).  Entre los minerales más comunes que conforman el cemento están: la calcita, dolomita, sílice y minerales de arcilla.

Figura 1-7 La compactación : Es la reducción del volumen debido a La la compresión, reduciendo en su primera etapa deel sedimentos volumen poroso. Ing. Lucilo Torres

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disminución de la porosidad debido a la compactación depende del escogimiento, siendo menos rápida para una arena pobremente escogida. La composición de los granos granos también también influye, influye, siendo la reducción reducción de la  porosidad menos rápida para arenas limpias (sin arcillas), que para arenas arcillosas.

 

MEDICIONES DE LA POROSIDAD. POROSIDAD.

Existen varios métodos de laboratorios para obtener la porosidad de una muestra de núcleo núcleo de campo, entre ellos ellos el método que emplea el porosímetro porosímetro de Boyle. Cualquiera de los métodos de laboratorio sirve solamente para medir la porosidad interconectada o efectiva. La porosidad total de la roca, que tiene poco interés comercial, no será medida por ello. Algunos dispositivos de perfilaje perfilaje pueden medir la porosida porosidadd total, por lo cual debe tenerse en cuenta esta distinción. Debe mencionarse que en las rocas carbonáticas la porosidad puede variar grandemente de un punto punto a otro. otro. Muchos factores pueden pueden ser las causas causas para que en distancias muy cortas puedan alterarse parámetros, tales como la  permeabilidad y la porosidad. Para solventar este problema se ha tratado de utilizar muestras muestras de mayor tamaño tamaño para ser analizados, analizados, pero aún con ese tamaño, algunas veces es insuficiente para que sea representativo de las condiciones promedias.  

PERMEABILIDAD (K)

. La permeabilidad es la medida de la facilidad con que una roca permite que los fluidos se muevan dentro del volumen poroso interconectado. La unidad de medida es el Darcy. Se dice que un medio poroso tiene una permeabilidad de un Darcy, cuando un fluido de una sola fase con una viscosidad de un centipoise saturando totalmente  el medio poroso fluye a través de él bajo condiciones de flujo viscoso a una tasa de un cc por seg., por un área transversal de un cm2, por cm de longitud y bajo una diferencia de  presión de una una atmósfera. Ing. Lucilo Torres

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La permeabilidad es una propiedad intrínseca de los materiales Las suposiciones para la ecuación de Darcy para el flujo laminar, de un sistema lineal, son: Roca homogénea, 100% saturada con fluido homogéneo de una fase, Fluido Newtoniano, Fluido incompresible, Temperatura constante. No hay reacción entre el fluido y la roca .K  

Q 

L  A  P

Q  K 

A  ΔP

Q

μL

A



K  ΔP μ



L

En la Figura siguiente puede observarse: ----- Para flujo laminar, los datos siguen una línea recta con la pendiente de K/μ iniciada en el origen.   ----- A tasas de flujo muy altas, el flujo turbulento es observado por la desviación de la línea recta.

Según Darcy: Q = 1,127 (*K*A*∆P) / µ*L K = permeabilidad (Darcy) Q= Tasa de flujo (Bbl./dia) ΔP = Diferencial de presión (lpc) L= Distancia recorrida por el fluido(pies) A= Área transversal (pies2) = viscos viscosida idad d ce centi nti oi oise se

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LUTITAS: Alta Ø, baja K

CALIZAS: Baja Ø , alta K en fracturas

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---- Generalmente la K horizontal (Kh) es mayor que la K vertical (Kv). --- Kv alta, se puede encontrar en arenas de grano grueso, no consolidadas, así como en fracturas verticales bien desarrolladas.

Transmisibilidad Transmisibi lidad vertical de yacimiento. La Transmisibilidad vertical de yacimiento puede obtenerse por medio de análisis de núcleos, núcleos, realizando realizando una correlación entre la Kv y la Kh; obteniéndose una re relación lación entre la Kv y la Kh; para ello ello se requiere pruebas de Kv y Kh al mismo nivel o profundidad del núcleo. Se obtiene una relación entre Kv y Kh de la forma: Kv= a Khb 

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RELACIÓN POROSIDAD-PERMEABILIDAD. POROSIDAD-PERMEABILIDAD.

Existe una dispersión considerable en la relación Porosidad –  Permeabilida Permeabilidad. d. RELACIÓN ( K-vs- Φ) en núcleos Areniscas

K núcleos (mD)

φnúcleo (% (%))

La predicción de la permeabilidad (K) en función de la porosidad (Ø) puede determinarse mediante la relación Ø-K, dentro de sistemas de tipo de rocas específicas. Generalmente, la permeabilidad permeabilidad aum aumenta enta con el aumento de la porosidad. porosidad. De hecho, para un mismo tipo de roca, la relación entre la K y la Ø se aproxima a una línea recta cuando los valores de K son graficados en escala logarítmica (Figura. 1- 8). Sin embargo, cada tipo de roca mostrará una relación particular la cual dependerá del tipo de poros que presente y de su forma y grado de interconexión. interconexión.

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Figura 1-8 Las figuras siguientes, muestran identificación de rocas, mediante una relación de Porosidad-Permeabilidad Porosidad-Permeabilid ad obtenidas de en tipos análisis de núcleos.

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Relación entre, porosidad porosidad y permeabilidad, permeabilidad, en función del tamaño de granos y tipo de arreglo.

La Figura 1-9  muestra la relación entre Porosidad Porosida d y Permeabilidad Permeabili dad para un conjunto de arenas de diferentes tamaños de granos, estimándose que  presentan un arreglo de granos constantes constantes en base a la selección de los granos. Puede observarse que para cualquier tamaño de grano existe una buena relación entre la Porosidad y la Permeabilidad.

Figura 1-9 Ing. Lucilo Torres

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Factores que afectan a la Permeabilidad.

Dada la relación que existe entre Porosidad y Permeabilidad, las causas que originan variación de Porosidad afectan a la Permeabilidad. Es necesario recordar que la Porosidad es independiente del tamaño de los granos, pero la Permeabilid Permeabilidad ad es altamente dependiente. Además, es conveniente considerar que las medidas de las permeabilidades son afectadas por la presión de sobrecarga  y el deslizamiento en las paredes de las rocas (Efecto Klinkenberg)

 

Efecto de la presión de sobrecarga en la permeabilidad.

Cuando una muestra se extrae de una formación, se le elimina toda la presión de sobrecarga. sobrecarga. La roca se expande expande libremente en todas las direcciones direcciones cambiando parcialmente la forma de los caminos de flujo dentro del núcleo. La compactación de la muestra debida a la presión de sobrecarga, puede producir un porcentaje considerable de reducción en la permeabilidad de la formación. La Figura PS-1, señala el efecto de la sobrecarga  en la Permeabilidad de una arena. En dicha figura, se muestra ---- para diferentes tipos de arenas, (bien consolidadas, friables y no consolidadas) ----- una relación  entre la  permeabilidad de una arena en el yacimiento (K YAC YAC.) y la permeabilidad obtenida en el laboratorio (K LAB LAB.), en muestra (núcleo) representativa del yacimiento, en función de la presión del yacimiento PYAC.  ( K YAC  vs- PYAC YAC /  K LAB LAB.) –  vs-

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Variación de la K 

Bien cementada 

K YAC KLAB

.

No consolidada

Presiones de Sobrecarga

EFECTO DE LA SOBRECARGA SOBRECARG A EN LA PERMEABILIDAD Figura PS-1  

Efecto Klinkenberg.

El efecto Klinkenberg es una corrección realizada en el laboratorio cuando se utilizan gases, en lugar de líquidos, para medir la permeabilidad (K). En caso de gases a muy bajas presiones (cercanas a la atmosférica), atmosférica), se produce un fenómeno de deslizamiento (resbalamiento) de las moléculas en contacto con las paredes porales. En estas circunstancias, circunstancias, se obtienen obtienen permeabilidades permeabilidades superiores a las obtenidas cuando se emplean líquidos. Klinkenberg demostró demostró que al graficar la permeabilidad permeabilidad al gas (Kgas) contra el el inverso de la presión presión media, ssee obtiene una línea línea recta. A elevadas presiones presiones los gases se comportan como como líquidos, por lo tanto, el intercepto intercepto de la línea línea recta hasta cuando el valor de la presión tiende a infinito (1/Pm =0), es la Ing. Lucilo Torres

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 permeabilidad aparente del líquido. Esta corrección se realiza para obtener valores de permeabilidad a condiciones de yacimiento. La siguiente figura muestra el procedimiento al graficar las K medidas con gas – vsvs- 1/Pm, donde Pm es la presión promedio. promedio. La K absoluta determinada  por extrapolación el punto donde 1/Pm = 0 seria aproximadamente la K obtenida utilizandohasta un líquido.

Los análisis de la permeabilidad en pozos con núcleos, generalmente comprende la determinación determinación de los valores de la permeabilidad permeabilidad al aire (Kaire) y de la permeabilidad corregida por efecto efecto Klinkenberg (Kklink.), (Kklink.), realizados realizados a un porcentaje de muestras. Al correlacionar la (Kaire) con la (Kklink.), a una determinada determinada presión de sobrecarga, sobrecarga, graficándolas en escala logarítmica, logarítmica, se obtiene una recta recta representada representada por una una ecuación ecuación que relaciona relaciona a dichas dichas  permeabilidades.. Esta corrección puede ser  permeabilidades ser realizada tanto a permeabilidades permeabilidades horizontales como verticales verticales y ser aplicada a las (Kaire) (Kaire) que no presenten presenten la corrección por el efecto Klinkenberg. Corrección Correcci ón de la K por efecto Klinkenberg Klinkenberg  Yacimiento  Yacim iento Y-5 y = 0,9834x + 52,817 2

  g   r 10000   e    b   )   n   D   e    k   m 1000   n   (    i    l    K 100    K

100

R  = 1

1000

10000

K al aire (mD)

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Observación: Investigadores, han realizado comentarios a cerca del efecto  Klinkenberg y luego de análisis análisis realizados realizados concluyen que:  La corrección Klinkenberg es una corrección de segundo orden, no necesario  para la toma de decisiones en el yacimiento; o dicho en otr otras as palabras:

La corrección por el efecto Klinkenberg, realizada o no, no suele afectar las i nte nterr pr preeta taci cione oness o to tom ma de de deci cisisione oness d deel I ng ngeeni nieer o de ya yaci cim mi ento.  

El Fracturamiento:

El fracturamiento a pesar de no contribuir significativamente significativamente a la porosidad global de la roca-yacimiento, en muchas ocasiones (formaciones Calcáreas), llega a ser la única vía posible para la producción de hidrocarburos, ya que aumenta considerablemente la permeabilidad. (Figura 1-10)

Figura 1-10 ------------------------------------------------------------------------------

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CALIDAD Y TIPO DE ROCAS  

Cuerpo del poro (poros): son los espacios que proporcionan el volumen de almacenaje de fluidos, controlando la POROSIDAD de la roca. Pueden ser medidos usando un análisis de la imagen proveniente del SEM (Análisis microscópico Electrónico de Barrido).

 

Gargantas del poro (diámetro de la garganta del poro): Se refiere a las interconexiones entre los cuerpos de poros, controlando la PERMEABILIDAD PERMEABIL IDAD de la roca. Cuerpo del poro Garganta del poro

Pueden ser determinadas por medidas directas usando el SEM, a partir de las curvas de Presión Capilar y por medio medio de Ecuaciones Ecuaciones Empíricas Empíricas entre las cuales se encuentra la de H.W.Winland.

 

Calidad de la roca en términos de Eficiencia de desplazamiento..

La eficiencia del desplazamiento de los fluidos en un sistema poroso está influenciado por: tamaño del cu cuerpo erpo del poro ( t cp ),  ), al tamaño de la a)  La relación del tamaño  garganta del poro (tgp)

Esta relación en un sistema poroso es de muy amplia variedad. Una alta relación t cp /t gp incidirá en una baja producción de hidrocarburos y una alta Saturación residual de hidrocarburos. Una baja relación t cp /t gp , incidirá en alta producción de hidrocarburos y  baja Saturación Saturación residual de hidrocarburos.

No importa el tamaño de los poros, sino la relación t cp /t gp Ing. Lucilo Torres

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b)  Número de gargantas gargantas de por poro o que interceptan interceptan el cuerpo del poro.Un alto número de gargantas de poro que interceptan el cuerpo del poro, influye en el transporte de fluidos entre los poros. Un bajo número de gargantas de poro que interceptan el cuerpo del poro causa estancamiento de los fluidos y baja eficiencia de desplazamiento. El número de gargantas de poro que interceptan el cuerpo del poro es independiente del tamaño del poro. No importa si el poro es grande o  pequeño, la eficiencia de desplazamiento desplazamiento depende más del número de gargantas de poro que interceptan el cuerpo del poro, que del tamaño del poro.

--- Tipo de roca: Es un intervalo de la roca que presenta una geometría de  poro característica, característica, tales como:  relación entre Φ-K, propiedades eléctricas,  permeabilidad relativa, presión presión capilar, etc. Se pueden identificar mediante las características del radio de la garganta del  poro (Ri) y la relación de cal calidad idad de roca (K/Φ)  La tabla anexa muestra dicha distribución en función del radio de la garganta del poro, en micrones.

Tipo de Roca Megaporoso Macroporoso Mesoporoso Microporoso Nanoporoso

R ( )  > 10.0 2.0-10.0 0.5-2.0 0.1-0.5 < 0.1 

micrón (μ )= 1* 10-6 mts = 1*10-3 mm

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Existiendo análisis de Porosidad y Permeabilidad de núcleos convencionales, (cortados durante la perforación), puede aplicarse la relación de Kozeny, referida a la calidad de la roca en términos de Eficiencia de Flujo (K/Φ). 

    r 2 K  

Mediante la ecuación:

8 K 

Se deduce que: valor

 



r 

8

2

Cualquier familia de roca con el mismo

 Ct Cte e.

de K/Φ , tendrá la misma Eficiencia de Flujo Donde: r en cm: Radio promedio de los capilares. 2

 en cm : Permeabilidad K  en Φ en fracción: Porosidad  

2

8

1 cm  = 1,0130 * 10  Darcys

Unidades de flujo.-

Los yacimientos yacimientos son, en general, heterogéneos y se componen componen de partes o secciones que son homogéneas a las cuales se les denomina unidades de flujo (también llamadas petrofacies).  Su caracterización se obtiene a partir de análisis de núcleos. Es conocido que existe una relación entre la K y la Φ y  problemas sedimentológicos, entre otros, influyen en dicha relación; así, en un yacimiento, para un valor de la Φ puede obtenerse var varios ios valore valoress de K.  Una unidad de flujo  puede definirse como una parte parte (unidad) de roca, dentro del yacimiento, donde las propiedades geológicas y petrofísicas que influyen en el flujo de fluidos presentan duración/estabilidad y que son diferentes a otras unidades de roca dentro del mismo yacimiento. Es decir, cada unidad de flujo representará representará un tipo de calidad de roca, el cual se define con la relación (K/Φ). Ing. Lucilo Torres

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Al graficar K-vs- Φ se obtiene una serie o familia de curvas, donde cada una de ellas representa una unidad de flujo. Puede presentarse el caso que en un yacimiento, unidades de flujo con  presencia de valores moderados/al moderados/altos tos de Φ se definan de calidad mediana o

 pobre, esto p equeños, lo que ocasiona unacausado baja K.-por la presencia de granos de tamaños pequeños,

Experimentos demuestran que, generalmente, los yacimientos son heterogéneos con presencia de diferentes tipos y cantidades de unidades de flujo.Gráficos como el que se anexa de log K (md)-vs(md)-vs-Ø(fracción),. incluye isolíneas de K/Ø; las diferentes agrupaciones  de los puntos que siguen la tendencia de una isolínea determinada, determinada, representan distintos tipos de rocas. rocas.

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Permeabilidad horizontal y Porosidad Al analizar los resultados de análisis de núcleos en determinadas áreas y relacionar los resultados resultados de las permeabilidades permeabilidades horizontal horizontal (Kh) con la Porosidad (Φ), por yacimiento, generalmente no se muestra un buen grado de

correlación. Esto puede ser ser notorio, notorio, (Figura anexa), al presentarse la relación mencionada en varios pozos pozos productores de un un mismo yacimiento. Esto puede ser causado por la presencia de un alto grado de heterogeneidad en el yacimiento, es decir la presencia de diferentes diferentes tipos y calidad de rocas.

Kh -vs-

Yacimiento Y-7

Pozo P-25 Pozo P-18 Pozo P-43  

Se han desarrollado numerosas fórmulas, relacionando la Permeabilidad con  parámetros, tales como, la porosidad, saturación de agua, exponente de cementación, etc.; dichas fórmulas son válidas esencialmente en las formaciones que se utilizaron para desarrollarlas, generalmente, homogéneas con porosidad íntergranular y no deben considerarse como aplicación universal 

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La experiencia indica una relación general entre la porosidad de un yacimiento y la saturación de agua irreducible, siempre que el tipo de roca y el tamaño del grano no varíen a través de la zona de interés. Algunos investigadores indican que el tipo de roca puede ser correlacionada con la permeabilidad absoluta de la roca. Entre los métodos empíricos comúnmente utilizados están: Ecuación de TIMUR

K 

Ecuaciones de K 

MORRIS BIGGS 

  4.4

 

 8,58102 

     62,5   Sw ir r 

  3    K   2,5  Sw    ir r    

     

3

 Sw ir r  2

2

Para yacimientos de Petróleo. 

2

Para yacimientos de Gas.

.

Schlumberger

 250    Øe3    K     Swii rr    Sw  

Timur

2

 

Funciona bien en arenas limpias. En arena tiende a sobrearcillosas estimar la K

Donde m=coeficiente de cementación

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