314141742 Petrofisica II

PETROFISICA I

Docente: Ing. Luis F. Villegas Reynolds

EVALUACION Exámenes 2

Parciales (40%)

Parciales (cada uno con 20%)

Examen

Final (40%)

Trabajos

Prácticos (20%)

EVALUACION Exámenes 2

Parciales (40%)

Parciales (cada uno con 20%)

Examen

Final (40%)

Trabajos

Prácticos (20%)

RESERVORIOS I

PROPIEDADES PETROFISICAS DE LA ROCA RESERVORIO

PETROFISICA • Un termino utilizado en la industria de Petróleo y

Gas que significa el estudio de las propiedades fisicas y químicas de las rocas relacionadas con la porosidad, permeabilidad, saturación de fluidos y distribución de fluidos.

POROSIDAD • La porosidad, es considerada una de las

principales características petrofísicas de la roca reservorio; con la porosidad determinamos los volúmenes de petróleo y gas que pueden estar presentes en el reservorio.

POROSIDAD • La Porosidad, se la define como la relación que

existe entre el volumen de huecos o poros de una roca frente al volumen total; se lo expresa en porcentaje (%).

  

Volumen Poral Volumen Total de Roca

• De acuerdo a esta definición, la porosidad puede tener

cualquier valor, pero la porosidad de la mayoría de las rocas sedimentarias es menor que el 50%

POROSIDAD • Porosidad es el espacio de la roca que contiene

fluidos, es decir material no mineral

 

Vp 



Vt

Vt - Vm  Vt

Vp = Volumen de poros • Vt = Volumen total (bulk volume) • Vm = Volumen de la matriz rocosa (granos sólidos) •

CLASIFICACION POR SU CONECTIVIDAD • De acuerdo a la interconexión del volumen

poroso, se pueden clasificar en porosidad absoluta, efectiva y no efectiva.

Porosidad Absoluta • Es aquella porosidad que considera el

volumen poroso de la roca esté o no interconectado. Una roca puede tener una porosidad absoluta considerable y no tener conductividad de fluidos debido a la carencia de interconexió interconexión n poral.   Abs  Absol oluta uta 

Vp comunicado s  no comunicado s  V total de Roca

Porosidad Efectiva • Es la relación del volumen poroso

interconectado con el volumen bruto de roca. Este tipo de porosidad es la principal fuente de producción de petróleo y gas en el reservorio.

  efectiva



Vp comunicado s  V. Total de Roca

Porosidad No Efectiva • Esta porosidad la forman los poros que

están aislados, no proporciona un fuente de producción de HC. • Es la diferencia que existe entre la porosidad absoluta y efectiva

Clasificación Geológica • Porosidad Primaria: Es la porosidad

formada simultáneamente con el depósito de los sedimentos, Rocas sedimentarias de este tipo son: las areniscas y calizas

Clasificación Geológica • Porosidad Secundaria: Ocurre por un

proceso geológico o artificial subsiguiente a la depositación de sedimentos. Puede ser debida a disolución de material rocoso por acción de soluciones calientes o tibias que circulan a través de la roca, debido a fracturas causadas por actividad tectónica (fallas) o por dolomitización, proceso por el cual una roca se convierte en otra (caliza a dolomita).

FACTORES QUE AFECTAN LA POROSIDAD Entre los factores que afectan a la porosidad en general tenemos:  Tipo

de Empaque  Cemento  Distribución de Granos  Compactación  Presencia de finos

TIPO DE EMPAQUE • Es la distribución geométrica de los

clastos, de acuerdo a su forma estos tienen diferentes porosidades: • Cúbico, porosidad = 47.6 % • Romboedral, porosidad = 25.9 % • Ortorrómbico, porosidad = 39.54 %

TIPO DE EMPAQUE (Cont.)

TIPO DE EMPAQUE (Cont.) Para el sistema cúbico se tiene:



V   cubo

 





Vol. Cubo 

64r  





64r 

Vol. Esferas

Vol. Cubo 3

 

4r 

3







3

8 4 / 3   r  3

64r 



47.6 %

3

CEMENTO • Cemento es la sustancia que une los granos y

se forma posterior a la depositación ya sea por dilución de los mismos granos o por transporte. • Son cementos: carbonato de calcio, carbonato de magnesio, carbonato de hierro, arcillas y combinación de estos. • Las areniscas altamente cementadas presentan bajas porosidades mientras que lo contrario ocurre con rocas poco consolidadas. De la calidad del material cementante dependerá la firmeza y compactación de la roca se tiene, entonces, formaciones consolidados, poco consolidados y no consolidados.

DISTRIBUCION DE LOS GRANOS • Se debe a la uniformidad o clasificación de

los granos. • Cuando los granos son más redondeados

proporcionan más homogeneidad al sistema y por ende la porosidad será mayor.

COMPACTACION • Las capas suprayacentes pueden compactar el yacimiento y reducir el espacio poroso. • La compactación tiende a cerrar los

espacios vacíos, forzar el fluido a salir y permitir un mayor acercamiento de las partículas minerales, especialmente en rocas sedimentarias de grano fino.

COMPACTACION • Generalmente la porosidad es baja en

rocas antiguas o que se encuentran a gran profundidad, pero la excepción a esta tendencia básica son las rocas carbonatadas que muestran poca evidencia de compactación física.

PRESENCIA DE FINOS • La arcillosidad afecta negativamente a la

porosidad, si las pequeñas partículas de arcilla son mezcladas con grano de arena grande, la porosidad efectiva será considerablemente reducida como se muestra en la figura.

RANGOS DE POROSIDAD •  Areniscas (Sandstone) • Baja



• Buena •  Alta

•

< 20 % 20 - 30 % >30 %

Rangos de porosidad de interés comercial (basada en Dawe,1969)

RANGOS DE POROSIDAD • Rocas Carbonáticas (Carbonates) • Baja



• Buena •  Alta

•

< 4% 4-8% >8 %

Rangos de porosidad de interés comercial (basada en Dawe,1969)

DETERMINACION DE LA   • La porosidad puede ser determinada de forma directa o de forma indirecta. • METODO DIRECTO (Laboratorio): La determinación de la porosidad de forma directa se la realiza mediante la recuperación de testigos de formación, los cuales llevados al laboratorio y mediante el uso de métodos apropiados, determinamos la porosidad.

Medición del Volumen de Poro por Saturación y Pesada •

•

Los métodos de saturación y pesadas permiten obtener la porosidad efectiva (poros interconectados). Se desea determinar la porosidad de una muestra rocosa y se obtienen los siguientes valores (densidad del agua 1 gr/cc).

Donde: Ps=Peso de la roca seca; P =Peso de la roca saturada; P’ =Peso

Medición del Volumen de poros por Saturación y Pesada • Calculamos el peso del agua en los poros=:  P w



 P roca saturada



P sec o



300 277.29 



22.1gr 

• Calculamos el volumen de poro:

V  p

 P roca saturada  P sec o

22.1gr 





  w



1gr/cm 3



22.1cm3

Medición del Volumen de poro por Saturación y Pesada • Calculamos el volumen total de la muestra:

V t 



 P roca saturada



 P roca suspendida



300 - 173.82gr  1gr/cm

  w

3



126.18cm

• Entonces tenemos la porosidad:

 



V  p V t 

22.1cm 

3

126.18 cm

3



0.1751



18%

3

Medición del Volumen de la Matriz aplicando la Ley de Boyle Una muestra rocosa de volumen total a 1.3 cm 3, se coloca en una celda de 5 cm 3 de volumen llena con helio a 760 mm Hg y a temperatura constante. La celda se conecta a otra celda de igual volumen e inicialmente vacía. La presión final en ambas celda es de 334.7 mm Hg. Determine volumen de la matriz y la porosidad

•

•

Considere 1).- El Helio penetra fácilmente en los poros de la muestra. 2). La Ley de Boyle dice

Medición del Volumen de la Matriz aplicando la Ley de Boyle Llamando Vm = volumen de sólido (granos de roca): • Volumen disponible inicial: V i



5 cm

3 

V m

• Volumen disponible final:

V  f  

3



10 cm



V m

•  Aplicando la Ley de Boyle – Mariotte:

 P iV i  P  f  V  f   

Medición del Volumen de la Matriz aplicando la Ley de Boyle Reemplazando los valores en la anterior ecuación: 3

760 5 cm 

3800





V m

3



760 V m 

334.7 10 cm





3347

425.3 V m 

•





453

El Volumen de matriz Vm:

V m



1.065cm

3



V m

334.7 V m 

Medición del Volumen de la Matriz aplicando la Ley de Boyle Calculamos la porosidad y tenemos:

 

 



V  p V t 

1.3 



V t  V m 



V t 

1.065

1.3



0.18



18%

DETERMINACION DE LA   METODO INDIRECTO • Para este método es necesario contar con registros eléctricos como los registros sónicos, registros de densidad, registros neutrónicos, con los cuales podemos determinar los diferentes espacios porosos y las intercalaciones de lutitas.

EJERCICIO # 1 Determinar la porosidad en el siguiente empaquetamiento cúbico de 12 varillas

SOLUCION # 1 Para el empaquetamiento cúbico de varillas se tiene:

 V varillas 

V   paralelepi pedo

 





48r   L

2

12   r   L

Vol. Paralelepi pedo Vol. varillas 



Vol. Paralelepi pedo 2

 



 4r 12r  L

2

2

48r   L 12   r   L 



2

48r   L



1

  

4

PRACTICO # 1 Determinar la porosidad en el siguiente empaquetamiento de 8 granos esféricos

SOLUCION # 2 Calculamos el volumen total como sigue: Vt 



a



b



c

 Donde : a



4 r  cos 30

b



4 r 

c



4 r 

o

SOLUCION # 2 (Cont.) El volumen total del ortorrombo es: Vt  Vt 

3



64 r  cos 30

o

3



55.426 r 

El volumen total de los ocho granos:

 4   Vgr   8   r    3   Vgr   33.51 r  3

3

SOLUCION # 2 (Cont.) Por definición de porosidad tenemos:

 Vt   Vgr        100   Vt     55.426r   33.51r      55.426r       39.54 3

3

3

   100  

PERMEABILIDAD Propiedad de la roca que mide la facilidad de transmisión de fluidos a través de la misma.

Esto indica que una roca no porosa no tiene permeabilidad.

PERMEABILIDAD La expresión que nos permite cuantificar la permeabilidad es conocida como la Ley de Darcy El ingeniero francés Henry Darcy desarrolló una ecuación de flujo de fluidos. Que se ha convertido en una herramienta matemática estándar del ingeniero petrolero. Esta ecuación es expresada en su forma diferencial como sigue:

v

q  A

 

k   



dp dx

•

Donde: v = velocidad (cm/s) q = Caudal de flujo (cm3/s)  A = Area de la sección transversa de la roca (cm 2) k = permeabilidad de la roca porosa (Darcy)

•

μ = Viscosidad del fluido (cp)

• • • •

PERMEABILIDAD, DIMENSIONES Y UNIDADES En la industria del petróleo, la unidad de permeabilidad es el Darcy. La roca tiene una permeabilidad de 1 Darcy, si un fluido de 1 cp de viscosidad se mueve a un caudal constante de 1 cm 3/seg a través de una sección transversal de 1 cm 2, cuando se aplica un gradiente de presión de presión de 1 Atm/cm. El Darcy es una unidad muy grande para tener uso práctico, por lo que se utiliza el milidarcy. 1000 md = Darcy

PERMEABILIDAD, DIMENSIONES Y UNIDADES • Para obtener una descripción física de esta unidad,

se puede hacer un análisis dimensional de la siguiente forma:

k 

   v



dp

/  dx

Donde: M=masa, L=longitud, T=tiempo F=fuerza A=área  

v

L 

T



;

dv/dl

dp

ML/T / L 2

F/A 

L / T  / L

A

ML/T 

M 

2

F 

2



2

L

L T

M 

LT

2

;

;

dx



L

PERMEABILIDAD, DIMENSIONES Y UNIDADES • Reemplazando en la fórmula de permeabilidad:

k 



 

dp



v

/  ds

Tenemos que: k  

ML/T  L/T  ML/T  1/L  

2





2

L

PRACTICO # 2 • Deducir la unidad de permeabilidad darcy, en su

equivalente en el sistema internacional.

k 



 

dp



v

/  ds

FACTORES QUE AFECTAN LA PERMEABILIDAD La geometría de los granos de la roca determina el valor de la permeabilidad, a

su vez dicha geometría depende del tamaño y de la forma de los granos de la roca y de la distribución del tamaño de los granos.

FACTORES QUE AFECTAN LA PERMEABILIDAD Si la roca está compuesta de granos grandes y alargados y uniformemente ordenado como se muestra en la figura, su permeabilidad horizontal (Kh) será muy alta, mientras que la vertical (Kv) será media – alta.

FACTORES QUE AFECTAN LA PERMEABILIDAD Si la roca está compuesta mayormente de granos grandes y redondeados, su permeabilidad será considerablemente alta y de la misma magnitud en ambas direcciones (Kh) y (Kv)

FACTORES QUE AFECTAN LA PERMEABILIDAD La permeabilidad de las rocas reservorios es generalmente baja, especialmente en la dirección vertical, Si los granos de arena son pequeños y de forma irregular (ver figura), tendrá una permeabilidad baja.

RANGOS DE PERMEABILIDAD •  Areniscas (Sandstone) • Baja



• Buena •  Alta

•

10 md 100 md 1000 md

Rangos de permeabilidad de interés comercial (basada en Dawe,1969)

RANGOS DE PERMEABILIDAD • Rocas Carbonáticas (Carbonates) • Baja



• Buena •  Alta

•

0.01md 0.10 md 1.0 md

Rangos de permeabilidad de interés comercial (basada en Dawe,1969)

TIPOS DE PERMEABILIDAD Permeabilidad Absoluta (K)

Se denomina permeabilidad absoluta si la roca se encuentra saturada al 100 % con un solo fluido (o fase), ya sea gas, petróleo ó agua. Permeabilidad Efectiva (kg, ko, Kw)

Se denomina permeabilidad efectiva de una roca, a la permeabilidad a un fluido en particular cuando la saturación de éste fluido en la roca es menor del 100 %. Es decir cuando existen otros fluidos presentes (agua, gas, petróleo)

TIPOS DE PERMEABILIDAD Permeabilidad Relativa (Kr)

En presencia de más de un fluido en la roca, la permeabilidad relativa es la relación de la permeabilidad efectiva de cualquier fase con la permeabilidad absoluta. Por ejemplo la permeabilidad relativa del petróleo gas y agua sería k o k ro k  

k rg  k rw





k g  k 

k w k 

MEDICIÓN EN LABORATORIO DE LA PERMEABILIDAD La permeabilidad se mide en el laboratorio haciendo pasar nitrógeno o aire a caudal constante a través de un testigo rocoso. Durante el ensayo se miden caudales y presiones a la entrada y salida.

DETERMINACION DE LA PERMEABILIDAD •

Mediante Pruebas de Presión: A partir de las pruebas de presión de pozo se puede determinar la permeabilidad de la formación y otros parámetros importantes. Dicha determinación resulta de aplicar la siguiente ecuación:

kh



162.6

Donde: • k = Permeabilidad (md) • h = Espesor de la arena (pies) • q = Caudal del fluido (Bbl/d) •

•

μ = Viscosidad del fluido (cp)

•

B = Factor Volumétrico del fluido

q  B m

SATURACION DE FLUIDOS Es la relación de en fluido que se encuentra en los poros con el volumen total de los poros. Se expresa en %. El fluido puede estar en contacto con los granos según su mojabilidad. Generalmente las rocas tienen mojabilidad preferencial al agua. En consecuencia el petróleo generalmente se encuentra encima de una capa de agua que moja los granos de la roca.

SATURACION DE FLUIDOS Por ejemplo, la saturación de petróleo So, es igual a

So 

Volumen de Petróleo , Vo Volumen Total de Poros, Vp

Similares ecuaciones pueden ser escritas para el gas y agua

Sg 

Sw

Volumen de Gas , Vg 

Volumen Total de Poros, Vp Volumen de Agua , Va



Volumen Total de Poros, Vp

SATURACION DE FLUIDOS Si un poro contiene petróleo, gas y agua se puede demostrar que:

S o



S  g   S w

1

 Agrupando términos:

S o S hc S hc



S  g 







S hc

S w

1

1

S w



DETERMINACION DE SATURACION DE FLUIDOS Métodos Directos A partir de muestras representativas de formación (núcleos) utilizando métodos de laboratorio. •

Utilizando solvente puro, por el método de la centrífuga.

•

Método de la retorta que es él más utilizado

Métodos Indirectos • Puede ser obtenida indirectamente midiendo algunas propiedades físicas de la roca. Los métodos más usuales son (1) registros eléctricos y (2) mediciones de presión capilar.

MOJABILIDAD • Se dice que un fluido es mojable a una

superficie sólida cuando el Angulo que forma con el solido es menor que 90 grados • Si es mayor que 90 grados el fluido no es mojable al solidó (caso del mercurio con una superficie de vidrio).

MOJABILIDAD

CAPILARIDAD • Las interconexiones de los poros de las rocas

actúan como vasos capilares. • Los fluidos mojables y no mojables tienen diferentes presiones en función del Angulo de mojabilidad y el radio del capilar  • La presión capilar es la diferencia entre la presión del fluido mojable con la del no mojable.