Porosidad en Yacimiento

POROSIDAD DEL YACIMIENTO

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Definición

La porosidad es una propiedad de la roca y es definida como el porcentaje del volumen poroso de la roca referente al volumen total de la misma. Esta es expresada en porcentaje y de acuerdo a que tanto por ciento tengamos de porosidad podremos saber que tanto fluido puede almacenar dicha roca.

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Clasificación de la porosidad de acuerdo a la conectividad de los poros.

Total: Es la fracción del volumen correspondiente al volumen de poros interconectados o no, entre si. Efectiva: Es la fracción del volumen correspondiente al volumen de poros interconectados. Es la que se mide en la mayoria de los porosimetros y es en realidad la que interesa para la estimación del hidrocarburo en sitio. No efectiva: Es la fracción del volumen correspondiente al volumen de poros no interconectados.

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Clasificación de la porosidad de acuerdo a su origen.

PRIMARIA: es la que posee la roca de la fase depositacional – inicio del enterramiento, los granos no han sido alterados, fracturados, disueltos. SECUNDARIA: espacio poroso adicional originado por modificación por procesos postsedimentación y diagénesis. 

Factores que afectan a la porosidad.

Uniformidad del tamaño de los Granos: Esta determinado por el arreglo de los granos durante la sedimentación. A mejor escogimiento se tiene mayor porosidad y a mayor diámetro de grano mayor diámetro de poro. Forma de lo Granos: podemos tener granos redondeados y no redondeados. Se tiene mejor porosidad cuando los granos son redondeados. Los cambios en los granos se deben a procesos de compactación y diagénesis. Régimen de Depositación: esferas con diferentes empaques presentan diferente porosidad. Tenemos empaques cúbicos, ortorrómbicos, tetragonal esfenoidal y rombohedral.

Compactación Mecánica: Reducción del volumen total de los sedimentos como resultado de esfuerzos de compresión causados por la causa de sedimentos suprayacentes. Compactación Química: incluye la reducción del volumen debido a reacciones durante la diagénesis. Cementación: El tamaño, forma y continuidad de los canales también se afecta debido a la deposición de cuarzo, calcita y dolomita o combinaciones de éstas.

Por ultimo se le hara una desmotración de la porosidad que se presentan para cada uno de los posibles empaques (cúbico, ortorrómbico, tetragonal esfenoidal y rombohedral) Por ultimo se le hara una desmotración de la porosidad que se presentan para cada uno de los posibles empaques (cúbico, ortorrómbico, tetragonal esfenoidal y rombohedral)

Empaque Cúbico: Es el arreglo de mínima compactación y por lo tanto máxima porosidad. Los ejes entre las esferas forman entre si ángulos 90 grados.

Empaque ortorrómbico: las esferas se acomodan de manera que sus ejes formen ángulos entre si de 60° grados en plano y de 90° en otro plano.

De la figura 3.2 y aplicando definiciones geométricas tenemos que

Empaque Tetragonal Esfenoidal: En este tipo de empaque, los ejes de las esferas forman entre si en todas direcciones ángulos de 60°.

Empaque Rombohedral: En este tipo de empaque por su configuración es el arreglo de máxima compactación.

Con esto finalizamos esta propiedad tan importante...espero y le saquen provecho.

2. Permeabilidad (K) Se define como la capacidad que tiene una roca de permitir el paso de fluidos a través de sus poros interconectados. La idea de permeabilidad fue desarrollada a partir de los experimentos de Henry Darcy. De forma general la Ley de Darcy se expresa de la manera siguiente: q= KAdP/Udl.... Donde: q = tasa, cc/seg K = Permeabilidad, Darcy ó Milidarcy. A = área transversal, cm2 P = Presión, lpc o atm l = Longitud, cm μ = Viscosidad del fluido, cp. Clasificación de la permeabilidad   

Absoluta (K): Roca saturada con un solo fluido. Efectiva (Kw; Ko; Kg): Roca saturada con más de un fluido. Relativa (Krw; Kro, Krg): la permeabilidad relativa se define como: Kr= Kx/Kabs

Donde: Kr = Permeabilidad relativa. Kx = Permeabilidad efectiva. Kabs = Permeabilidad absoluta. 3. Presión Capilar Es la diferencia de presión a través de la interfase que separa dos fluidos inmiscibles, cuando se ponen en contacto en un medio poroso. Pc= Pnm - Pm Donde Pc = Presión capilar. Pnm = Presión fase no mojante. Pm = Presión fase mojante. 4. Saturación Es el porcentaje del espacio poroso de una roca, ocupada por un fluido. S= Vf/Vp Donde: S = Saturación, Usualmente expresada en porcentaje. Vf = Volumen del fluido, cc. Vp = Volumen poroso, cc. 5. Humectabilidad Se define c omo el angulo de contacto que los fluidos forman en la superficie solida o superficie de la matriz. En el caso de las rocas y por sus caracteristicas de composicion, existe la propension a la humectabilidad al agua o al petròleo, lo cual, segun la saturacion y la presion capilar, afecta la tension interfàsica petròleo/agua y, por ende, el desplazamiento de crudos de diferentes densidades. En los estudios de yacimientos es importante conocer el fluido que domina la humectabilidad de la roca, las saturaciones de los fluidos y el establecimiento de las relaciones entre la permeabilidad efectiva y la permeabilidad absoluta para establecer la permeabilidad relativa correspondiente a las sustancias gas, petroleo y agua. 6. Tortuosidad Se define como el indicador de la desviacion que exhibe el sistema fisico real de poros respecto a un sistema "equivalente" de tubos capilares.

La tortuosidad se define debido a que los poros si existen y las presencia de las interfase originan presiones capilares que afectan los procesos de desplazamiento de las sustancias ya que los poros interconectados que en la roca representan los canales de flujo de los fluidos en el yacimiento (gas, petroleo, gas) no son tubos capilares rectos ni tampoco tienen pared lisa. Se expresa mediante la relacion: (La/L) al cuadrado Donde: La= Longitud real del trayecto de flujo. L= Longitud de la muestra de la roca.

CÁLCULO VOLÚMETRICO DE HIDROCARBUROS El método volumetrico, consiste en una ecuación que nos permitirá por medio de algunos parámetros caracteristicos del yacimiento predecir un estimado del contenido de hidrocarburos en una roca yacimiento específica. El método volumetrico, es usado escencialmente para conocer la cantidad de hidrocarburo original en sitio, ya sea petróleo, gas, condensado, entre otros. El método depende de parámetros del yacimiento como: el volumen de roca contenedora, la porosidad de la roca yacimiento y la saturación de los fluidos. Es de gran importancia el volumen de roca, ya que es por éste parámetro que se caracteriza el método. Para determinar el volumen, es necesario partir de dos caracteristicas importantes como lo son: el área del yacimiento y el espesor de la arena contenedora, donde el volumen será, en su más sencilla expresión el área por el espesor, para un estrato de arenisca tipo paralelepipedo. Basado en los parámetros indispensables para el cálculo volumetrico, se puede deducir la ecuación general para determinar el volumen de hidrocarburo en un yacimiento:

Donde: N= Cantidad de hidrocarburo contenido en el yacimiento a condiciones de yacimiento. A= Extensión areal del yacimiento de hidrocarburos. h= Espesor de la roca yacimiento ( porosa ). Fi= Porosidad del yacimiento. Sh= Saturación de hidrocarburos. Generalmente la saturación de hidrocarburo, se representa en función de la saturación de agua para un sistema yacimiento agua- hidrocarburo. Donde los poros estarán saturados con una fración de agua y de hidrocarburo, es por ello que: Sh= 1- Sw. De igual manera para realizar el estudio de la cantidad de hidrocarburo en un sistema yacimiento, es necesario hacer un desarrollo más adecuado de la ecuación 1. Para un yacimiento de petróleo, se incorporan dos factores a la ecuación 1 con el fin de

expresar la unidades en el sistema correcto, que en éste caso, es la cantidad de petróleo en barriles y llevar dicha cantidad a condiciones de superficie, por medio del factor volumetrico de formación del petróleo. El área del yacimiento, es representada en acres y el espesor en pies, pero dicha unidad se debe llevar a barriles por ello por medio de los factores de conversión se llega a: Existen: 43560 ft2/ 1 acre y 5,615 ft3 / 1 bbl Dividiendo ambos factores se obtienen: 7758 bbl / 1 acre-pie , y éste será el factor a multiplicar la ecuación 1, para un yacimiento de petróleo, usando unidades de campo. El otro factor a introducir será el Bo ( factor volumetrico de formación del petróleo), éste valor nos permitirá relacionar la cantidad de petróleo a condiciones de yacimiento y a condiciones de superficie. Sus unidades son: BY/BN generalmente, y por ello al dividir la ecuación 1 entre el Bo, conoceremos la cantidad de crudo a condiciones de superficie, es decir, que cantidad de petróleo se obtendrá en superficie. Definidos los nuevos parámetros para un yacimiento de petróleo, la ecuación 1 se convertirá en:

Donde: N= POES (petróleo original en sitio), en BN (barriles normales o a superficie). A= Área del yacimiento, en acres. h= Espesor de la roca yacimiento, en pies. Fi= Porosidad de la roca yacimiento, es una fracción adimensional. 1- Sw = Saturación de petróleo inicial, es una fracción adimensional. Boi = Factor volumetrico de formación inicial del petróleo, en BY/BN. El valor calculado corresponde al POES, que es la cantidad original o inicial de petróleo existente en la roca yacimiento antes de empezar a producir. Para el estudio de un yacimiento de gas, la ecuación 1, sufrirá otra leve transformación pero similar a la introducida para un yacimiento de petróleo. Un factor referido a la conversión de las unidades y otro a la relación de la cantidad de gas a condiciones de yacimiento y condiciones de superficie, a través del factor volumetrico de formación del gas. El área del yacimiento es expresada en acres y el espesor en pies,por lo tanto el volumen será obtenido en acres-pie, pero en éste caso se llevará a pies cubicos por referirse al gas hidrocarburo. Para efectuar la conversión adecuada se procederá de la siguiente manera: Existen: 43560 ft2 / 1 acre. Sólo con éste factor se obtendrá el volumen de gas en pies cúbicos al aplicar la ecuación del método volumetrico. El nuevo factor, es el facor volumetrico de formación del gas, el cual me llevará la cantidad de gas de condiciones de yacimiento a condiciones de superficie, la unidad necesaria para el FVF del gas, será PCY/PCN, con el fin de obtener el resultado en PCN (pie cúbicos normales).

Definidos los nuevos parámetros para un yacimiento de gas, la ecuación 1 general, se transformará en :

Donde: G= GOES, gas original en sitio, en pies cúbicos (PCN). A= Área del yacimiento, en acres. h= espesor de la roca yacimiento, en pies. Fi= porosidad de la roca yacimiento, en fracción. Sgi= Saturación de gas inicial, en fracción. Sgi= 1-Sw Bgi= factor volumetrico inicial de formación del gas, en PCY/PCN. El valor calculado (G), corresponde al GOES, gas original en sitio o la cantidad de gas en pies cúbicos originalmente en el yacimiento.

MECANISMOS DE PRODUCCIÓN Una vez determinado el tipo de yacimiento que estamos perforando y haber calculado los volúmenes de hidrocarburos, y conocer si es rentable la producción de éste, procedemos a producir el yacimiento. Cuando el yacimiento produce de una forma natural sin necesidad de aplicarle algún tipo de mecanismo de recuperación, se dice que producimos el yacimiento por recuperación primaria, cuando el yacimiento produce por la inyección de otros fluidos con la intenciónde ejercer movilidad al petróleo en el yacimiento se dice que estamos produciendo con método de recuperación secundaria, y sí alteramos las propiedades físicas y químicas del hidrocarburo se diceque es una recuperación terciaria.De los primeros mecanismos de producción por los cuales podríamosexplotar nuestro yacimiento se encuentra Compresibilidad de la roca COMPRESIBILIDAD DE LA ROCA Y DE LOS FLUIDOS Cuando ocurre una disminución de presión en el yacimiento la rocaporosa donde se encuentra nuestro fluido puede ser modificada físicamente por medio de los esfuerzos de presión que se ejercen sobre esta, al disminuir la presión la roca va a tender a expandirse, pero, tiende a expandirse hacia donde esta encuentre menosdificultad y en donde ella encuentra menos dificultad es sus poros.Estos poros podrían o no estar saturaos de fluido, si lo están esteefecto de reducción de porosidad por la compresión de la rocagenera la expulsión del fluido que en encuentra en estos espaciosvacios hacia una zona donde tenga menor presión que será nuestropozo. De una forma similar ocurre con el fluido que se encuentra enlos poros de nuestra roca, al reducir la presión y comprimir elvolumen poroso,

este fluido tiende expandirse y desplazarse haciadonde exista un menor diferencial de presión

onde:dv= diferencial de VolumenV= Volumen a la presión inicialdp= diferencial de Presión

Comprensibilidad de la roca Comprensibilidad del fluido LIBERACIÓN DE GAS EN SOLUCIÓN Este tipo de mecanismo el empuje se genera gracias a la expansión yliberación de gas disuelto en el petróleo. A medida que se reduce lapresión en el yacimiento el volumen de petróleo se comienza aexpandir hasta alcanzar el punto de burbuja, una vez allí comienzala liberación de gas, en una primera etapa son burbujas de gasaisladas que todavía no forman una fase continua (igual se genera unpequeño empuje de petróleo hacia zonas de menor presión), alcontinuar la diminución el gas alcanza la saturación critica y pasa aformar una fase continua y por efectos de la permeabilidad el gasempuja el petróleo hacia el pozo. Si tuviéramos una permeabilidadvertical mayor a la permeabilidad horizontal se formaría una capa degas en el yacimiento lo que genera otro tipo de empuje. onde:dv= diferencial de VolumenV= Volumen a la presión inicialdp= diferencial de Presión

Comprensibilidad de la rocaComprensibilidad del fluido

LIBERACIÓN DE GAS EN SOLUCIÓN Este tipo de mecanismo el empuje se genera gracias a la expansión yliberación de gas disuelto en el petróleo. A medida que se reduce lap r e s i ó n e n e l y a c i m i e n t o e l v o l u m e n d e p e t r ó l e o s e c o m i e n z a a expandir hasta alcanzar el punto de burbuja, una vez allí comienzal a l i b e r a c i ó n d e g a s , e n u n a p r i m e r a e t a p a s o n b u r b u j a s d e g a s aisladas que todavía no forman una fase continua (igual se genera unp e q u e ñ o e m p u j e d e p e t r ó l e o h a c i a z o n a s d e m e n o r p r e s i ó n ) , a l continuar la diminución el gas alcanza la saturación critica y pasa af o r m a r u n a f a s e c o n t i n u a y p o r

e f e c t o s d e l a p e r m e a b i l i d a d e l g a s empuja el petróleo hacia el pozo. Si tuviéramos una permeabilidadvertical mayor a la permeabilidad horizontal se formaría una capa degas en el yacimiento lo que genera otro tipo de empuje.

SEGREGACIÓN GRAVITACIONAL Este tipo de mecanismo se genera por efectos de gravedad ydensidad de los fluidos que se encuentran en el yacimiento.Generalmente nuestros yacimientos podemos encontrar 3 tipos defluidos agua, petróleo y gas, el gas por ser menos denso y porcondiciones estructurales junto con características de la roca como lapermeabilidad, podremos encontrarlo en la parte superior delyacimiento es decir lo más cercano a la superficie, dependiendo delas características de nuestro petróleo, generalmente se encuentraubicado entre la capa de gas y el volumen de agua en el nuestroyacimiento. Si tenemos una buena permeabilidad vertical y esmayor que la permeabilidad horizontal al tener una estructuralgeológica favorable como un anticlinal y según la disposición denuestros fluidos descritos anteriormente, podríamos obtener unmecanismo de segregación gravitacional