FÍSICA DE YACIMIENTOS
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FÍSICA DE YACIMIENTOSFÍSICA DE YACIMIENTOSFÍSICA DE YACIMIENTOSFÍSICA DE YACIMIENTOS
PROPIEDADES FÍSICAS Y PROPIEDADES FÍSICAS Y
GEOMECÁNICA DE LAS ROCASGEOMECÁNICA DE LAS ROCAS
PROPIEDADES FÍSICAS Y PROPIEDADES FÍSICAS Y
GEOMECÁNICA DE LAS ROCASGEOMECÁNICA DE LAS ROCAS
Maracaibo, Enero de 2007Maracaibo, Enero de 2007
ING. AMÉRICO PEROZOING. AMÉRICO PEROZO
• INTRODUCCIÓN
CONTENIDO
• PROPIEDADES FÍSICAS DE LAS ROCAS
• GEOMECÁNICA DE LAS ROCAS
Todas las rocas que cubren la tierra de acuerdo con la forma como ellas han sido formadas, se agrupan en tres clases principales: ígneas, metamórficas y sedimentarias.
Rocas Ígneas: Se forman del enfriamiento y solidificación del material de roca que se encuentra debajo de la corteza terrestre en estado líquido. Pueden ser formadas debajo de la superficie por enfriamiento muy lento o formadas en la superficie cuando el material fundido es forzado hacia la superficie de la tierra. En esta categoría se encuentran granitos, dioritas, lavas, basaltos, etc.
Rocas Metamórficas: Originalmente pueden ser ígneas o sedimentarias, sus características originales han sido cambiadas grandemente por las acciones de presión, temperatura y otros factores que actuaron sobre ellas dentro de la corteza de la tierra. Ejemplo de estas rocas son: filitas, esquistos, etc.
INTRODUCCIÓN
Rocas Sedimentarias: Estas rocas provienen de la consolidación de sedimentos formados sobre la superficie de la tierra o ambientes marinos, originados por descomposición mecánica de fragmentos de rocas pre-existentes por efecto de meteorización, erosión y transporte (depositación mecánica), también por precipitaciones químicas de soluciones o por secreción de organismos vivientes (depositación química). Frecuentemente, fueron depositados en capas o estratos.
En su mayoría todo el petróleo producido en el mundo proviene de rocas sedimentarias. Para localizar los yacimientos que contienen petróleo, se requiere del conocimiento de la naturaleza de los sedimentos.
INTRODUCCIÓN
Las rocas sedimentarias están en su mayoría formadas por minerales que permanecen estables sometidos a condiciones normales de esfuerzos y temperatura derivados de procesos y pueden ser divididas en dos grandes grupos mecánicos y químicos.
Rocas Clásticas: Están formadas de restos provenientes de la alteración y descomposición de rocas pre-existentes que pueden ser transportadas, frecuentemente a distancias considerables, por el viento, agua o hielo desde el sitio de erosión hasta el sitio de depositación. Estos sedimentos, los cuales se asientan bajo la acción de la gravedad a distancias desde sus orígenes son denominados “Exógenos”“Exógenos”. Las partículas están usualmente unidas por un cemento de origen químico o bioquímico formando posteriormente la despositación. Ejemplo: Calizas y dolomitas.
Las rocas sedimentarias se clasifican según su composición en:
Rocas Carbonáticas: Son formadas por carbonatos de calcio y de magnesio precipitados en las aguas marinas por procesos químicos y bioquímicos. Ejemplo: Calizas y dolomitas.
INTRODUCCIÓN
AreniscasAreniscas ConglomeradosConglomerados
LutitaLutita
Calizas Calizas Lutitas DiatomeasLutitas Diatomeas
FosforitasFosforitasDolomitasDolomitas
EvaporitasEvaporitas(Algunas Calizas)(Algunas Calizas)
PrecipitacionesPrecipitaciones
Restos Biológicos yRestos Biológicos yPrecipitacionesPrecipitaciones
Carbón OrgánicoCarbón Orgánico
Restos OrgánicosRestos Orgánicos SolucionesSoluciones
DescomposiciónDescomposiciónMecánicaMecánica
Roca FuenteRoca Fuente
Minerales PreexistentesMinerales Preexistentes
Descomposición Descomposición QuímicaQuímica
Clasificación de las Rocas Sedimentarias
INTRODUCCIÓN
SIMPLESIMPLE
ARCILLOSASARCILLOSAS
COMPLEJACOMPLEJA
ARENASARENAS CALIZASCALIZAS DOLOMITASDOLOMITAS
LUTITALUTITA
ARENAARENA
MICAMICA
LUTITALUTITA
INTRODUCCIÓN
PETROFÍSICA
Petrofísica, es la especialidad que
caracteriza las
propiedades físicas de las rocas
mediante la
integración del entorno geológico, perfiles
de pozos,
análisis de muestras de roca (Núcleos) y
sus fluidos
(Propiedades) e historias de producción.
INTRODUCCIÓN
PROPIEDADES FÍSICAS DE LAS
ROCAS
Es el volumen poroso por unidad de volumen de formación. Es la fracción del volumen total de una muestra que está ocupada por poros o espacios vacios.
En términos físicos relacionado con yacimiento, la porosidad no es más que la capacidad de almacenamiento del mismo.
VtVt
VpVp
BASES TEÓRICAS
POROSIDAD
Ø = Volumen Poroso Volumen Total
BASES TEÓRICAS
POROSIDADClasificación y empaque de los granos que forman la roca
BASES TEÓRICASBASES TEÓRICAS
FACTORES QUE AFECTAN A LA POROSIDAD
1. Tipo de empaque.
2. Material cementante.
3. Presión de las capas suprayacentes y
confinantes.
4. Geometría de distribución de los grano.
5. Arcillosidad.
CLASIFICACIÓN DE LA POROSIDAD SEGÚN LA DISTRIBUCIÓN Y FORMA DE LOS POROS:
BASES TEÓRICAS
Porosidad Primaria: La matriz de la roca esta compuesta de granos individuales, los cuales son más o menos esféricos y se encuentran empacados de alguna forma donde existen poros entre ellos, que es conocida como porosidad intergranular o de la matriz.
Porosidad Secundaria: La porosidad secundaria es causada por la acción de las agua de formación (Formando cavidades de disolución o pequeñas cavernas) o de las fuerzas tectónicas (Causadas por redes de fracturas o fisuras) sobre la matriz de la roca después de la depositación.
Porosidad Primaria
Porosidad Total (Øt): Incluye poros conectados y no conectados
Porosidad Efectiva (Øe): Incluye poros conectados
BASES TEÓRICAS
Permeabilidad: Medida de la facilidad con que una roca permite el flujo de fluidos a través de sus poros interconectados.
qLAP
k=
q q
x=L
A
P
BASES TEÓRICAS
Ley de Darcy
K, es una constante de proporcionalidad, que relaciona la tasa de flujo y un diferencial de presión aplicada.Es intrínseca del medio poroso y no depende del fluido, su tasa o la presión diferencial (Flujo Darciano).La unidad de permeabilidad es el Darcy, la cual es muy grande, tanto que la parte de mil es generalmente utilizada: el milidarcy (md). El símbolo para la permeabilidad es k.
Absoluta: Medio poroso que está completamente saturado (100%) con el fluido que se mueve a través de los canales porosos.( HORIZONTAL; VERTICAL)
Efectiva: Facilidad con que una roca permite el flujo de un fluido, en presencia de otros u otros fluidos.
Kefec < Kabs.
Relativa: Cociente entre la permeabilidad efectiva a un fluido y una permeabilidad base.
Tipos de Permeabilidad
BASES TEÓRICAS
Medición de Permeabilidad
Puede ser medida en laboratorio sobre tapones o núcleos completos.
Generalmente se usa gas, el cual, no reacciona con la roca, pero ocasiona efectos no Darcianos (Mayor K).
La K debe corregirse a líquido con la función de Klinkenberg.
Celda de Hassler
BASES TEÓRICAS
Permeabilidad
POROSIDAD POROSIDAD 40%40%
Permeabilidad Permeabilidad Horizontal 1500 Horizontal 1500 mdmd
Permeabilidad Permeabilidad Vertical 1000 mdVertical 1000 md
BASES TEÓRICAS
Permeabilidad Relativa
b) Normalizadas: se usan como bases las permeabilidades máximas (extremas) al fluido en cuestión:
k
kk
k
kk
k
kk g
rgw
rwo
ro
a) No normalizada: se usa la permeabilidad absoluta como base:
maxmaxmax g
grg
w
wrw
o
oro k
kk
k
kk
k
kk
BASES TEÓRICAS
Agua - Petróleo: Somax =1 -Swc Swmax = 1-Sorw
Gas - Petróleo : Somax = 1 - Swc - Sgc Sgmax = 1-Sorg - Swc
Las permeabilidades máximas se calculan así:
Curva típicade Kr Agua-Petróleo
AG U A
SATU R AC IÓ N D E A G U A
PE
RM
EA
BIL
IDA
DR
EL
AT
IVA
Sorw
K rw m ax.
K ro m ax.
Sw c
1.0
0 1
SATU RACIÓ N DE LÍQ UIDO (So + Sw c)
SorwPE
RM
EA
BIL
IDA
DR
EL
AT
IVA
Sgc
K rg m ax.K ro m ax.
Sw c
PETRÓLEO
0
1.0
1
Curva típicade Kr Gas-Petróleo
BASES TEÓRICAS
Factores que afectan las Curvas de Kr
• Si durante el proceso de desplazamiento no hay cambios importantes en la tensión interfacial, Kr depende de:
– Saturación:• A medida que aumenta la saturación de un
fluido, incrementa la permeabilidad relativa hasta un valor máximo.
– Historia de saturación (Histéresis).– Distribución del tamaño de los poros.– Humectabilidad de la matriz de la roca.– Temperatura.
BASES TEÓRICAS
Efecto de la Historia de Saturación (Histéresis)
• Drenaje (Desaturación): Medio poroso inicialmente saturado con la fase mojante y Kr se obtiene, disminuyendo la saturación de la fase mojante por desplazamiento con la fase no mojante.
BASES TEÓRICAS
• Imbibición (Restauración): Kr se obtiene, aumentando la saturación de la fase mojante.
• Kr para la fase no mojante en imbibición son menores que en drenaje por entrampamiento de la fase no mojante por la mojante. La fase no mojante se queda en los poros en forma discontinua e inmóvil.
La historia de saturación debe tenerse en cuenta al estudiar:• Conificación de agua y gas.• Inyección de agua en presencia de gas libre.• Efecto del gas atrapado sobre Swor.• Inyección de tapones alternados Agua - Gas (WAG).
Histéresisde las curvas
de PermeabilidadRelativa
SATURACIÓN DE AG UA
PE
RM
EA
BIL
IDA
DR
ELA
TIV
A,%
PE
RM
.AB
SO
LUTA
(agu
a) 160
140
120
100
80
60
40
20
00 20 40 60 80 100
D IR E C C IÓ N D E LC A M B IO D ES ATU R A C IÓ NIM B IBIC IÓ N
AG U A
P E T R Ó L E O
D R E N A JE
BASES TEÓRICAS
Efecto de la Distribución del Tamaño de los Poros
• Arenas consolidadas tienen menor permeabilidad relativa a la fase mojante y mayor a la no mojante que arenas no consolidadas.
BASES TEÓRICAS
• Se debe ser muy cuidadoso en la selección de correlaciones.
• Índice de distribución del tamaño de los poros , es buena base para correlacionar curvas de permeabilidad relativa.
Curvas de permeabilidad relativapara arenas consolidadas y no consolidadas
BASES TEÓRICAS
SATURACIÓN DE LÍQUIDO
GAS
LÍQ
UID
O
PE
RM
EA
BIL
IDA
DR
ELA
TIV
A100
80
60
40
20
00 20 40 60 80 100
.
.
.
.
.
. . . . .
Efecto de la Humectabilidad
• En yacimientos hidrófilos el petróleo fluye por los canales de mayor área de flujo y el agua por las de menor áreas de flujos.
BASES TEÓRICAS
• En yacimientos oleófilos ocurre lo contrario.
• Bajo condiciones similares de desplazamiento, la recuperación de petróleo es mayor en hidrófilos.
• En yacimientos con humectabilidad intermedia, el volumen de petróleo residual es pequeño.
Curvas de permeabilidad relativapara yacimientos oleófilos e hidrófilos
BASES TEÓRICAS
SATURACIÓN DE AG UA
HIDRÓ FILO
OLEÓFILO
PETRÓLEOAGUA
PE
RM
EA
BIL
IDA
DR
ELA
TIV
A
100
75
50
25
0 25 50 75 100. . . .
.
.
.
.
Efecto de la Temperatura
• Al aumentar T:
BASES TEÓRICAS
– Kro aumenta y Krw disminuye– El agua humecta en mayor grado la roca del
yacimiento.– La histéresis entre drenaje e imbibición disminuye.– La saturación residual de petróleo disminuye.– La saturación irreducible del agua aumenta.
Swir = 0,001364 T + 0,0945
Efecto de la Temperatura sobre las permeabilidades relativas al agua y al
petróleo
BASES TEÓRICAS
Sw
Kro Krw
70°F
150°F
180°F
250°F
1.0
.9
.8
.7
.6
.5
.4
.3
.2
.1
0.0
1.0
.9
.8
.7
.6
.5
.4
.3
.2
.1
0.00 .1 .2 .3 .4 .5 .6 .7 .8 .9 1.0
T, °F
Swir
50
40
30
20
10
060 100 140 180
23456
2
4 .5
Efecto de la Temperatura sobre Swir
BASES TEÓRICAS
Permeabilidad relativa máxima
del petróleo (Desplazamiento agua-petróleo)
BASES TEÓRICAS
+
Puntos Promedios
Kro
w(S
wc
)
Swc
1.0
0.9
0.8
0.7
0.6
0.5
0.4
0.3
0.2
0.1
0.00 .1 0.2 0.3 0 .4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1.0
+ + +
++ +
+
+++
++
+
++++
++
++
+ +
++
+++
+
+
++ +
+
+
+
++
++
++
+
+ +++
+
+++ +++
+
++
+ ++
++ ++
+
++
++
+++ ++++++
++
+
+ +
+++
Correlaciones de Wyllie y Gardner
• Especificación en tres tipos de arenas:• Permeabilidad relativa agua - petróleo:
rowkrwk
)1()1(5,1*2*
ww SS
)1()1(2*2*
ww SS
wc
wco S
SS
1*
3* )1( wS3*
wS
5.3*wS
4*wS
BASES TEÓRICAS
Tipo de Arena
– No consolidada, bien escogida
– No consolidada, pobremente escogida
– Arena cementada, calizas, etc
Correlaciones de Wyllie y Gardner (Cont.)
• Especificación en tres tipos de arenas:• Permeabilidad relativa gas - petróleo:
rogkrwk
3** )1(3
oSSo
)1()1(5,15,3 *2**
ooo SSS
)1()1(24 *2**
ooo SSS
wc
wco S
SS
1*
BASES TEÓRICAS
– No consolidada, bien escogida
– No consolidada, pobremente escogida
– Arena cementada, calizas, etc
Tipo de Arena
Correlaciones Corpoven Total para Kr
• Permiten estimar para desplazamiento agua - petróleo y gas - petróleo.
a) Saturaciones residualesSorw = 0,32 (1-Swc) Sorg = 0,40 (1-Swc)
b) Permeabilidades relativas máximas i) Al petróleo en desplazamiento petróleo - agua en función de Swc. ii) Al agua en desplazamiento petróleo - agua, en función de (1-Sorw - Swc) iii) Al gas en desplazamiento petróleo - gas en
función de 1- Sorg - Swc.
c) Permeabilidades relativas Agua - Petróleo.d) Permeabilidades relativas Agua - Petróleo.
• Fueron desarrolladas para los yacimientos petrolíferos del Oriente de Venezuela, usando:
» 91 análisis de presión capilar.» 81 análisis de desplazamiento agua - petróleo.» 35 análisis de desplazamiento gas - petróleo.
BASES TEÓRICAS
Correlaciones Corpoven Total -Permeabilidades Relativas Agua - Petróleo
– Obtenidas, modificando las ecuaciones de Corey y Burdine.
))(1(
411)(
2
1
1:
)1(1)(
2,0
***
****
*
/)2(*2*
* )32(
oraoorw
orworwoof
wir
orworw
ofofromaxrow
wrwmax
rw
SSS
SSSS
S
SScon
SSKK
SK
K
BASES TEÓRICAS
2,2*2*
*
*
**
)1(1)(
2,0
668,1
68,0
882,111
2
68,0
2,4
oforromaxrow
wrwmax
rw
w
wof
SSKK
Sk
k
siy
S
SS
Ó también:
Correlaciones Corpoven Total - Permeabilidades Relativas agua-petróleo (Cont.)
BASES TEÓRICAS
Correlaciones Corpoven Total Permeabilidades Relativas Gas - Petróleo
• Obtenidas, modificando las ecuaciones de Corey y Burdine.
rog
rgrogrg
owc
wcorog
oorgwc
orgorog
k
kkk
SS
SSk
SSS
SSk
2,2
/)2(
*
2
*
2
)1(6,0
)1(4,0
1
BASES TEÓRICAS
Correlaciones de Corey y Cols.
• Aplicables a desplazamientos gas - petróleo y agua - petróleo en arenas consolidadas y no consolidadas.
1
1
)2(
)1(
*
*3*
4*
wcg
wc
gg
ggrg
grog
SSSo
S
SS
SSk
Sk
BASES TEÓRICAS
• Permeabilidad relativa gas - petróleo:a) Arenas consolidadas:
• No es aceptable su uso en formaciones estratificadas, en canales o que tengan grandes cantidades de material de cementante.
b) Arenas no consolidadas:
3*
3* )1(
grg
grog
Sk
Sk
4*
2/1*2/3* )21(2)21(
wrw
wwrow
Sk
SSk
3*
3* )1(
wrw
wrow
Sk
Sk
Correlaciones de Corey y Cols. (Cont.)
BASES TEÓRICAS
Permeabilidad relativa agua - petróleoa) Arena consolidadas
Estas correlaciones, también se llaman de “Naar y Handerson”
c) Arenas no consolidadas
Correlaciones de Honarpour
Preferencialmente mojada por agua:
Sw - Siw - 0.010874 Sw - Sorw + 0.56556*(Sw) * (Sw - Siw)1 - Swir - Sorw 1 - Siw - Sorw
Krw = 0.035388*
2.9 3.6
Sw - Siw - 0.58617* Sw - Sorw * (Sw - Siw) - 1.2484* O* (1 - Siw)*(Sw - Siw) 1 - Siw 1 - Siw - SorwKrw = 1.5814*
1.91
Preferencialmente mojada por petróleo:
Todas las condiciones de Mojabilidad para la Kro:
So1 - Siw
- Sorw
So - Sorw1 - Siw - Sorw
* + 2.631 * O * (1 - Sorw)* (So - Sorw)1 - Sorw
2.0
1.8
Kro = 0.76067*
BASES TEÓRICAS
Comparación de las
permeabibilidades relativas
Agua-Petróleousando varias correlaciones
BASES TEÓRICAS
PERMEABILIDADRELATIVA
SATURACIÓN DE AGUA
TOTAL
TOTAL
1.0
0.9
0.8
0.7
0.6
0.5
0.4
0.3
0.2
0.1
0.00.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1.0
x
x
x
x
Swc=0.2= 1.666 TOTAL= 2 Corey y Cols
Wyllie y Cardner
Corey y ColsNaar y Henderson
Corey y ColsNear y Henderson
Wyllie yGardner
Kro
PE
RM
EA
BIL
IDA
D R
EL
AT
IVA
Comparación de las
permeabilidadesrelativas Gas-
Petróleo usando varias
correlaciones
BASES TEÓRICAS
PE
RM
EA
BIL
IDA
DR
ELA
TIVA
SATURACIÓN DE AGUA
1.0
0.9
0.8
0.7
0.6
0.5
0.4
0.3
0.2
0.1
0.00.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1.0
Swc=0.2= 1.666TOTAL= 2CoreyyCols
Kro
Total
Kro
CoreyyColsWyllieyGardner
Permeabilidades Relativas Trifásicas: Gas - Petróleo - Agua
• Cuando existe flujo simultáneo trifásico.
)(´)( worggrg SSFkoSFk
Se determina de curvas o correlaciones bifásicas gas-líquido.
BASES TEÓRICAS
i) Yacimientos con empuje combinado de agua y gas.ii) Inyección alterna o simultánea de agua y gas.iii) Inyección de vapor.iv) Combustión en sitio.- Proceso muy difícil de medir experimentalmente.- Modelo probabilístico fundamentado en teoría de
flujo por canales.- Metodología propuesta por Stone:
i)
Permeabilidades Relativas Trifásicas: Gas - Petróleo - Agua (cont)
ii)
Se determina de curvas o correlaciones bifásicas agua-petróleo :
iii)
)( wrw SFk
)())(( rwrgrgrogrwrowro kkkkkkk
)0(1
)(/))((
0
gwcroromax
rwrgromaxrgrogrwrowro
SSSakk
kkkkkkkk
BASES TEÓRICAS
Esta ecuación puede dar valores negativos. Dietrich y Bonder lamodificaron así:
Seudo Curvas de Permeabilidad Relativa
• Curvas falsas de permeabilidad relativa para tomar en cuenta fenómenos macroscópicos:
BASES TEÓRICAS
• Conificación.• Adedamiento.• Estratigrafía.• Canalización por zonas de alta k.
• Se obtienen a partir de.• Curvas experimentales.• Correlaciones.
• El procedimiento de obtener puede ser:• Tanteo.• Métodos matemáticos.
Seudo curvas zonales
BASES TEÓRICAS
Kr
Sw
Kr
Buzamientoabajo
Sw
Buzamientoarriba
1.0
0.8
0.6
0.4
0.2
0
1.0
0.8
0.6
0.4
0.2
00.2 0.4 0.6 0.8 1.0
Krg Kro
S
Región1Región2
Tipos de Seudo Curvas
• Zonales:– Se divide el yacimiento en varias zonas de acuerdo con el modelo
geológico.
BASES TEÓRICAS
b) Segregada: los fluidos están separados por una interfase (Dietz).
c) Parcial: el fluido desplazante se canaliza a través del desplazado, quedando la celda parcialmente barrida.
d) Reflejan conificación: la curva kwr aparece levantada en comparación con las curvas normales.
e) Refleja estratificación: cuando se quiere reducir un modelo 3D, a uno equivalente 2D o reducir el número de estratos en el modelo.
– Reflejan el tipo de distribución de fluidos.
a) Difusa: cuando ambas fases (petróleo - agua o petróleo - gas) fluyen
Kr
M ixed Segregated Partial
Pc Pc Pc
Sw
Sw
Sw
Sw
Sw
Sw
Kr Kr
a) DIFUSA b) SEGREGADA c) PARCIAL
Seudo curvas que
reflejanla
distribución de los fluidos
BASES TEÓRICAS
Original Woc
Shifted KfKr
Sw
Seudo curvas que reflejan conificaciones
BASES TEÓRICAS
• Ángulo de Contacto:
Humectabilidad
BASES TEÓRICAS
• Formado por la interfase de dos fluidos inmiscibles con la superficie de la roca, medido a través del más denso. Varia entre 0 y 180°.
• Ángulo contacto < 90 - humectante.• Ángulo contacto = 90 - intermedio.• Ángulo contacto > 90 - no humectante.
• No hay yacimientos Gasófilos.
Humectabilidad
BASES TEÓRICAS
• Oleófilos:• Ángulo de contacto mayor de 90°.• Mojados preferencialmente por petróleo.• El petróleo se desplaza por los canales más
pequeños, el agua por los más grandes.• Pocos yacimientos son oleófilos. Ricos en
compuestos polares como ácidos y bases orgánicas existentes en los asfaltenos.
• Hidrófilos:• Ángulo de contacto < 90.• Mojados preferencialmente por agua.• El agua se desplaza por los canales de flujo pequeños.• El petróleo se desplaza por los canales más grandes.• Abarca la mayoría de los yacimientos petrolíferos.
Distribución de los Fluidos en
Yacimientos Hidrófilos y Oleófilos
BASES TEÓRICAS
A) YACIMIENTO HIDROFILO B) YACIMIENTO OLEOFILO
ROCA AGUA PETRÓLEO
Distribuciónde fluidos
durante unainvasióncon agua
FAS E IN IC IAL
FASE IN IC IA L
ABAND ON OFASE SUBO RDINA DA
FAS E SUB O RDINADA
a) YACIMIENTO HIDRÓFILO
b) YACIMIENTO OLEÓFILO
ABA NDO NO
GR ANODE ARE NA PE TRÓ LEO A G UA
BASES TEÓRICAS
FAS E IN IC IAL
FASE IN IC IA L
ABAND ON OFASE SUBO RDINA DA
FAS E SUB O RDINADA
a) YACIMIENTO HIDRÓFILO
b) YACIMIENTO OLEÓFILO
ABA NDO NO
GR ANODE ARE NA PE TRÓ LEO A G UA
Compresibilidad Efectiva de la Formación (cont)
)(
)(
11
21112
21112
PPC
óPPVCVV
pVCV
V
V
V
VC
f
PfPP
pfp
Tp
p
pT
pm
p
pf
BASES TEÓRICAS
Compresibilidad Efectiva de la Formación
• Compresibilidad: Cambio de volumen por unidad de volumen inicial causado por variación de presión (▲T constante).
BASES TEÓRICAS
• En una roca con fluido a presión P y presión de sobrecarga Ps, la matriz está a:
Pm = Ps - P
Al bajar p se produce:- Compactación (reducción del volumen de la roca).- Aumento del volumen de los granos.- Reducción del volumen poroso, porosidad y
permeabilidad.
• Compresibilidad de una substancia es el cambio unitario de volumen con presión a temperatura constante.
Donde:
Co = Compresibilidad del petróleo, Vo = Volumen.P = Presión
T
O
OO P
VV
C
1 1lpc
Compresibilidad del Petróleo, Co
BASES TEÓRICAS
Compresibilidad del Petróleo, Co
• Esta ecuación se convierte en:
Crudo Subsaturado
T
o
OO pp
BB
BC
21
021
1
1
)(2 bppp
obo BB 1
)(2 oboo BBB
)( ppB
BBC
boB
oboo
bbooBo ppppCBB )(1
BASES TEÓRICAS
Curva de porosidad /esfuerzo
de una roca mostrando las regiones: Elástica,
de Colapso de Poros y Compactada
BASES TEÓRICAS
ESFUERZO
REGIONELASTICA
CARGADESCARGA
REGION DECOLAPSO DE
POROS
REGIONCOMPACTADA
PO
RO
SID
AD
Deformaciones Elásticas e Inelásticas
• Al declinar P, Pm aumenta y cambia . En este cambio hay 3 regiones.
BASES TEÓRICAS
• Elástica: - Pequeña reducción al aumentar pm.- Al eliminar el aumento de pm , la
porosidad regresa a su valor inicial.• Colapso de poros:
- A tensiones elevadas poros y granos colapsan- Reducción drástica de porosidad.
- Roca se comporta inelásticamente- Eliminar el esfuerzo no hace regresar a su valor inicial (Histéresis).
• Compactada: - A tensiones muy elevadas - colapso total.
- Reacomodo de granos. - Porosidad baja que permanece
constante.
Saturación
La Saturación de una formación es la fracción del volumen de poros ocupados por el fluido considerado. La Saturación de Agua, es entonces, la fracción (o porcentaje) del volumen de poros que contiene agua de la formación. Pero si nada mas existe agua en los poros, una formación tiene una saturación de agua del 100 %. El símbolo para la saturación es S; varios subíndices son utilizados para denotar saturación de un fluido en particular (Sw para saturación de agua; So para saturación de petróleo; Sh para saturación de hidrocarburos, etc.).
BASES TEÓRICAS
La Saturación de petróleo, o gas es la fracción del volumen de poros que contiene petróleo o gas. Los poros deben estar saturados con algún líquido. Así, la sumatoria de todas las saturaciones en una roca de formación dada debe ser un total del 100 %.
BASES TEÓRICAS
Saturación
GRANOS DE GRANOS DE ARENAARENA
MATERIAL MATERIAL CEMENTANTECEMENTANTE
PETROLEOPETROLEO
AGUAAGUA
GASGAS
Distribución de Los Fluidos en el Poro
BASES TEÓRICAS
Agua irreducible
Cuarzo
Cuarzo
Cuarzo
Cuarzo
Petróleo
Sw>SwirEl agua sí se mueve
Sw=SwirEl agua no se mueve
Presión Capilar
BASES TEÓRICAS
Es una función dependiente de saturación que permite calcular:
•Saturación de agua sobre el nivel de agua libre.
•Tamaño de la garganta de poros y distribución.
•Permeabilidad relativa en ausencia de datos medidos.
Los valores de presión obtenidos deben convertirse a las condiciones de los fluidos del yacimiento, antes de calcular la altura sobre el nivel de agua libre.
Las fuerzas capilares se manifiestan a través de un diferencial de presión en la interfaz entre la fase mojante/ no-mojante llamado presión capilar (Pc)
BASES TEÓRICAS
Presión Capilar
Por convención P2 es la presión de la fase más densa, no necesariamente mojante, por lo que Pc puede ser negativa
Fase mojante
Fase no-mojante
P2
P1 Interfaz
2R
(P1 < P2)Pc = P2 - P1
Presión Capilar
BASES TEÓRICAS
BASES TEÓRICAS
Presión Capilar
Fuente: Advanced Interpretation of Wireline Logs, SchlumbergerFuente: Advanced Interpretation of Wireline Logs, Schlumberger
BASES TEÓRICAS
Presión Capilar
SERIE DE CURVAS DE PRESION CAPILAR EN FUNCION DE LA PERMEABILIDAD
Presión Capilar
BASES TEÓRICAS
Curvas de Presión Capilar
El tamaño y distribución de los poros en la roca-yacimiento varía
BASES TEÓRICAS
Mientras mayor sea la proporción de poros pequeños, mayores serán las fuerzas capilares presentes que retendrán la fase mojante Las curvas de Presión Capilar, indican las fuerzas capilares (Pc) asociadas a cada fracción del volumen poroso de la roca
APLICACIONES DE LAS CURVAS DE Pc
BASES TEÓRICAS
2. Saturación irreducible de agua (valores aproximados, sin embargo, valores más precisos en sitio se obtienen de perfiles eléctricos).
3. Variación de la saturación de agua encima del contacto agua - petróleo.
4. Deducir por correlaciones la permeabilidad absoluta de muestras irregulares o ripios.
5. Indicaciones de permeabilidad relativa de fase mojante y no mojante.
6. Posible mojabilidad y ángulo de contacto, si una roca es naturalmente mojada por petróleo ó mojada por agua.
7. A través de las mediciones de presión capilar se pueden determinar las petrofacies.
1. Porosidad efectiva (mediciones).
BASES TEÓRICAS
MÉTODOS PARA MEDIR PRESIÓN CAPILAR
MÉTODO VENTAJAS DESVENTAJAS
PLATO POROSO
• Muy exacto.• Se pueden usar fluidos del yacimiento.
• Muy lento (días, semanas, meses).• El rango de presión es limitado para la presión de plato poroso.• La fase mojante del plato poroso debería ser igual a la muestra del núcleo.• Los huecos en el disco poroso actúan como capilares, permitiendo solamente el flujo de la fase mojante hasta cuando se exceda la presión de desplazamiento.
CENTRÍFUGA
• Es rápido.• Permite hacer mediciones de drenaje e imbibición.• Permite alcanzar presiones capilares más elevadas que con el método de estados restaurados.• Permite definir la presión umbral de muestras poco permeables.
• El cálculo es indirecto. La saturación varía a lo largo de la muestra
BASES TEÓRICASBASES TEÓRICAS
MÉTODOS PARA MEDIR PRESIÓN CAPILAR (Cont.)
MÉTODO VENTAJAS DESVENTAJAS
INYECCIÓN DEMERCURIO
• Es rápido.• Permite trabajar sobre muestras de geometría variable.• Permite hacer mediciones de drenaje e imbibición.• Permite definir la presión umbral.• Permite alcanzar presiones capilares muy elevadas.• El cálculo es sencillo y directo.• Permite obtener la distribución de diámetros porales (garganta porales) del sistema.
• Compara favorablemente con el método de estados restaurados sólo hasta la saturación de agua irreducible ya que al pasar a fase humectante se hace discontinúa y es infinitamente compresible.• Inutiliza las muestras para ensayos posteriores.
GEOMECÁNICA DE LAS ROCAS
Geomecánica
BASES TEÓRICAS
Disciplina de la ingeniería que estudia el comportamiento
mecánico (propiedades mecánicas) de los materiales
geológicos bajo cambios externos, ya sean esfuerzos,
deformaciones, cambios de temperatura o cambios químicos;
producto de la operaciones petroleras de perforación,
completación y producción de pozos.
Capacidad de un material sólido de resistir carga por unidad de área.
Esfuerzo de Tensión y CorteEsfuerzo de Tensión y Corte
Esfuerzo RegionalEsfuerzo Regional
Esfuerzo
Esfuerzo de Tensión
PP
PP
Tracción
Compresión
Esfuerzo de Corte
BASES TEÓRICAS
Esfuerzo vertical o de sobrecarga
BASES TEÓRICAS
Esfuerzo Horizontal
Esfuerzo Horizontal Mínimo
Esfuerzo Horizontal Máximo
Presión de Poro
ESFUERZO DE
SOBRECARGA
ESFUERZOHORIZONTAL
PRESIÓN DE YACIMIENTO
Dependiendo de las magnitudes relativas de cada esfuerzo, se pueden definir tres regímenes de esfuerzos:
Esfuerzos Regionales
H > v > h
H > h > v
v >H > h NormalNormal
TranscurrenteTranscurrente
InversaInversa
BASES TEÓRICAS
BASES TEÓRICAS
Presión de Poro
Relación que existe entre la nueva magnitud o forma
de un elemento y su configuración original o no
alterada, cuando es sometido a fuerzas externas.
Deformación
BASES TEÓRICAS
Máximo esfuerzo que un material sólido puede aguantar antes de perder su capacidad de soportar cargas:
Resistencia
BASES TEÓRICAS
Resistencia a la Tensión.
Resistencia al Corte.
Resistencia a la compresión.
ES
FUE
RZO
RE
SIS
TEN
CIA
La teoría de elasticidad trata con situaciones donde existen relaciones lineales entre la aplicación de esfuerzos y las deformaciones resultantes.
zz E zz E
Teoría de Elasticidad
BASES TEÓRICAS
Diagrama Esfuerzo - Deformación
Diagrama de Tipo de Materiales
ESFUERZO - DEFORMACIÓN
BASES TEÓRICAS
Los mecanismos de fallas en las formaciones productoras pueden resumirse en cuatro tipos:
Esfuerzo de corte
Colapso de poros
Estable
Inestable
Co
Resistencia al corte
Tensión To
Colapso de poros
Estable
Inestable
CohesiónCo
Resistencia al corte
To Esfuerzo de normal efectivo
• Cohesión.
• Tensión.
• Colapso de poros.
• De corte o cizallamiento.
BASES TEÓRICAS
Mecanismos de Fallas
Perfiles Acústicos
Los registros acústicos miden el tiempo de tránsito de las ondas compresionales y de las ondas de corte entre un emisor y un receptor a una distancia determinada.
Dipolares
Emisor omnidireccional de ondas acústicas
Emisor direccional de ondas acústicas
Permite procesar el tren de onda completo (Ondas P y S)
Monopolares
Permite procesar el tren de onda compresional (Ondas P)
BASES TEÓRICAS
Dipolares
BASES TEÓRICAS
Módulos Elásticos Dinámicos
Módulo de Young (E): Mide el grado de deformación de un material como consecuencia de la aplicación de un esfuerzo, es decir, al aplicar un esfuerzo (), en un material ocurre una deformación (), en forma proporcional.
Relación Poisson (): Permite cuantificar el grado de deformación lateral (x) y longitudinal (y) al aplicar a un material un esfuerzo compresivo.
1tpts
1tpts
21
d2
2
)1(2 dGdEd
BASES TEÓRICAS
Módulo de Corte (G): Mide la resistencia al corte de la roca cuando ésta es sometida a un campo de esfuerzo. Representa la resistencia de un cuerpo a ser deformado.
Módulo Volumétrico (K): Mide la resistencia de la muestra a la compresión hidrostática. Este es definido como la relación del esfuerzo hidrostático (σp) relativo a la deformación volumétrica (εv). El inverso de K es conocido como módulo de compresibilidad volumétrica (C).
a*ts
bGd
2
)d21(3Ed
Kd
BASES TEÓRICAS
Módulos Elásticos Dinámicos
Módulos Elásticos Estáticos
Prueba de Compresión Triaxial
BASES TEÓRICAS
Se realiza para determinar la resistencia al corte, la rigidez y características de deformación de las muestras.
En este ensayo se comprime un cilindro de roca en una celda y a medida que aumenta la presión axial se aumenta la presión de confinamiento, de manera que la deformación solamente ocurre axialmente.
La expresión utilizada para calcular compresibilidades hidrostáticas es la siguiente:
Cb = ( VP / P ) / VP
A su vez la compresibilidad hidrostática puede ser llevada a compresibilidad uniaxial a tráves de la siguiente ecuación
Cm = (1+ )Cb / 3 (1- )
Ensayos de Compresibilidad
BASES TEÓRICAS
Ensayos Geomecánicos de Laboratorio
1.- Compresión no confinada (UCS)
BASES TEÓRICAS
Se comprime uniaxialmente un cilindro de roca sin confinamiento (esfuerzo radial o de confinamiento = 0) con una relación diámetro longitud 1 : 2 hasta alcanzar su resistencia máxima. La finalidad de este ensayo es determinar la resistencia a la compresión, el módulo de Young, la relación de Poisson, el módulo de corte y el módulo volumétrico como propiedades índices.
Direcciones de los esfuerzos en el ensayo UCS.
BASES TEÓRICAS
Correlación Knudsen
Hasta 30% de porosidad:(Arenas Consolidadas)
UCS = 258 e-9
UCS = 111.5 e-11.6 Mayor de 30% de Porosidad:(Arenas No Consolidadas)
Correlación de Anderson
).(*)(*))/()((***. VshVpKxUCS 780121111033 24220
Anderson estableció una correlación que permite el cálculo de UCS a partir de otras variables como volumen de arcilla, módulo volumétrico, relación de Poisson y velocidad de la onda compresional de un registro sónico.
Knudsen encontró una relación entre la porosidad de la formación y la resistencia a la compresión no confinada UCS.
2.- Ensayo de Cilindro Brasileño
DtP2
To
3.- Ensayo de Coeficiente de Biot
CbCs
1
BASES TEÓRICAS
Este ensayo se realiza en una celda triaxial aumentando la presión confinante y la presión de poros simultáneamente a una tasa constante, hasta que la presión de poros alcance el valor de la presión de yacimientos. Para la segunda parte, la presión de poros se mantiene constante mientras la presión confinante aumenta hasta alcanzar al esfuerzo horizontal.
Arenas Consolidadas: α = 0
Arenas NO Consolidadas: α = 1
BASES TEÓRICAS
La presión de poros ó presión de fluidos en el yacimiento puede determinarse por herramientas de perfilaje (probador de formación: RFT, MDT), ó por pruebas de restauración de presión (DST, Build up).
La Presión de Poro puede calcularse a través de:
Pp = Gp * prof Pp = Gp * prof
PRESIÓN DE PORO
Métodos para determinar Gradiente de Poro:Método de Eaton:
De Resistividad:
Sónico:
De Conductividad:
BASES TEÓRICAS
Velocidad:
Del Exponente “d” corregido “dc”:
Si la profundidad es mayor o igual a la velocidad máxima a esa profundidad, entonces
Método de Bower:Sónico:
Si la profundidad es menor a la velocidad máxima a esa profundidad, entonces
BASES TEÓRICAS
Donde:
PP : Gradiente de Presión de Poro, psi/ft
OBG : Gradiente de Sobrecarga, psi/ft
PPN : Gradiente de Presión de Poro Normal, psi/ft
Ro : Resistividad Observada en una arena acuífera, Ohm-m
Rn : Resistividad Observada de la arena, ohm-m
X : Exponente Eaton, Adimensional
DTN : Tiempo de Tránsito Normal, mseg/ft
DTO : Tiempo de Tránsito Observado, mseg/ft
CO : Conductividad Observada en una arena acuífera, 1/ohm-m
CN : Conductividad Observada en una arena, 1/ohm-m
VO : Velocidad del intervalo observado
VN : Velocidad del intervalo normal
DCN : Exponente Dc observado, adimensional
DCO : Exponente Dc normal, adimensional
DT : Registro Sónico
A : Valores Empíricos
B : Valores Empíricos
Campo de Esfuerzo
Campo de Esfuerzo Vertical o de Sobrecarga
Campo de Esfuerzo Horizontal
Dirección de Esfuerzo
Registros de Imagen
MínimoMáximo
BASES TEÓRICAS
D D
bb zCgdzv0 0
D D
bb zCgdzv0 0
Cuando no se cuenta con un registro de densidad del pozo tomado desde la superficie, se genera un registro de densidad sintético, para lo cual se utiliza una correlación empírica denominada Relación de Gardner que se basa en datos del Registro sónico (DT). Esta correlación es la siguiente: ρ = C V e ρ = C V e
Prueba de integridad extendida
Prueba minifrac
Prueba microfrac
Esfuerzo Horizontal Mínimo
Esfuerzo Horizontal Máximo
pP1
1v1
h
Según, Economides y Hill (1994)
Correlación MatemáticaPruebas de Campo
Es el esfuerzo principal mayor que actúa en tensión o en compresión, perpendicular al esfuerzo horizontal mínimo
BASES TEÓRICAS
Registros de Imágen
EMI (Electrical Micro Imaging Tool)
CAST-V (Circumferential Acoustic Scanning Tool)
BASES TEÓRICAS
- Basado en el diseño de 6 brazos independientes.
- Resolución de 0.2”.
- Paquete completo de navegación, incluye “Z-Accelerometer”.
- Datos registrados a 120 muestras por pie.
- Ofrece una imágen muy similar a un testigo (núcleo).
EMI (Electrical Micro Imaging Tool)
BASES TEÓRICASBASES TEÓRICAS
Principales Aplicaciones
Elipticidad del Hoyo EMI
BASES TEÓRICAS
CAST-V (Circumferential Acoustic Scanning Tool)
- Transductor focalizado Ultra-sónico. Registra Tiempo de tránsito y Amplitud.
- Cabeza rotante para 360 grados de cubrimiento.
- Transductor en contacto directo con el lodo, para mejorar la señal.
- Diferentes tamaños de cabeza para adaptarse a diferentes tamaños de hoyo (3-5/8”; 4-3/8”; 5-5/8”; 7”).
BASES TEÓRICAS
Principales AplicacionesElipticidad del Hoyo
•Presentación de la Imagen.•Cálculo de Buzamientos.•Identificación de fracturas Identificación de la Geometría del pozo
Identificación de los Esfuerzos Máximos y Mínimos
BASES TEÓRICAS
ESFUERZOS EN SITIO
• Minifrac• Microfrac• Pruebas de Integridad
Magnitud
Presión de Cierre = h
Ejemplo: Minifrac
Registros de Imagen
Orientación
Registros de Densidad / Tiempos
de Transito
Sobrecarga(v)
'
0)(
z
v dzz '
0)(
z
v dzz
Dtp / Dts
BASES TEÓRICAS
Presión Normal
Presión Anormal
Presión Subnormal
Presión que existe entre los fluidos contenidos en los espacios porosos de las rocas
GranoGrano
GranoGrano
GranoGrano
FluidoFluido
P
P
P
Presiones Anormales
BASES TEÓRICAS
BASES TEÓRICAS
Presión Anormal
Presión Normal
Causas de las Presiones Anormales
- Compactación Incompleta
- Diagénesis
- Levantamiento Tectónico
- Diferencial de densidad
- Migración de fluidos
- Fallas
- Ósmosis
BASES TEÓRICAS
Drawdown crítico (Pc)
Aumento en la taza de producción causa una disminución en la presión de fondo fluyente, Pwf
Si estos esfuerzos de corte inducidos por el drawdown son mayores que la resistencia al corte de la formación, puede ocurrir falla del material rocoso
Este cambio en el esfuerzo efectivo causa que aumenten los esfuerzos de corte
La disminución en la presión de fondo fluyente se traduce en aumento de drawdown P, que a su vez causa que cambien los esfuerzos efectivos
BASES TEÓRICAS
Metodología Shell
1.- Método basado en observaciones de campo
Desarrollada por Veeken
(Arenas No Consolidadas)
BASES TEÓRICAS
Drawdown crítico (Pc)
Coates y Denoo
121
21
1
C1
21P
21
2hH3
Pwcop )cot(
BP - Wilson
)()( 21PUCSHh31Pwc p
2.- Método basado en ensayos de laboratorio
BASES TEÓRICAS
Drawdown crítico (Pc)
BACK - UP
0
5
10
15
20
25
30
35
40
0 0 1 10 100RADIO DE GARGANTA (micrones)
VO
LU
ME
N D
E H
g IN
CR
EM
EN
TA
L (
%)
NANO MICRO MESO MACRO MEGA
APLICACIÓN DE LA
METODOLOGÍA
12500
12750
13000
13250
13500
13750
14000
14250
145000 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100
0.0
1.0
2.0
3.0
4.0
5.0
6.0
7.0
8.0
0.0 10.0 20.0 30.0 40.0 50.0 60.0 70.0 80.0 90.0100.0SHg
SH
g /
Pc
R50
Definición de Petrofacies
“Unidad de roca con propiedades petrofísicas similares y una relación consistente entre porosidad, permeabilidad, saturación de agua y radio de gargantas de poros. Representan unidades con capacidad de flujo similar”
APLICACIONES DE LAS CURVAS DE PRESIÓN CAPILAR
Se obtienen a partir de núcleos y correlaciones entre núcleos y perfiles, utilizando el Radio de Garganta de Poros como el principal parámetro de clasificación.
¿Cómo identificar Petrofacies?
• Porosidad / Permeabilidad / Garganta de Poros.
• Saturación de Agua Irreducible.
• Presión Capilar.
• Respuesta de los Perfiles.
Características petrofísicas:
APLICACIONES DE LAS CURVAS DE PRESIÓN CAPILAR
Clasificación de Petrofacies
Megaporoso > 10.0 Macroporoso 2.0-10.0Mesoporoso 0.5-2.0Microporoso 0.1-0.5Nanoporoso < 0.1
Tipo de Roca R ()
APLICACIONES DE LAS CURVAS DE PRESIÓN CAPILAR
“Container”
Es una subdivisión del yacimiento formado por una o más petrofacies, y que responde como una unidad al momento del influjo.
APLICACIONES DE LAS CURVAS DE PRESIÓN CAPILAR
Identificación de “Containers”
• Relacionado a la calidad de flujo de la roca.• Identificar petrofacies de gargantas de poros más grandes en contacto con petrofacies de gargantas de poros de menor tamaño.
Factores que controlan el flujo de fluidos
• Tipo de poros.
• Geometría del sistema poroso.
• Número de unidades de flujo.
• Ubicación de las unidades de flujo.
• Diferencial de presión entre las unidades de flujo y
el hoyo.
APLICACIONES DE LAS CURVAS DE PRESIÓN CAPILAR
Relación K / Phi
• Indicador de la calidad de flujo y almacenamiento de la roca
• Refleja la calidad de la roca expresada en términos de eficiencia de flujo
• Mayor número de poros más pequeños. • Mayor área de superficie.• Mayor saturación de agua irreducible. • Menor tamaño de gargantas de poros. • Menor capacidad de flujo.
• Mayor tamaño de gargantas de poros.• Menor área de superficie.• Menor saturación de agua irreducible. • Mayor capacidad de flujo.
Petrofacies 1 Petrofacies 2
Porosidad intercristalina (meso) Porosidad intergranular (macro) Phi = 30%, K = 10 md. Phi = 10%, K = 10 md.
APLICACIONES DE LAS CURVAS DE PRESIÓN CAPILAR
2C* *Cos
RPc =
(* Cos)Hg = 367
C = 0.145
FACTORES DE CONVERSIÓN (a Pc(Hg)) Plato Poroso = 5.09 Centrífuga = 8.73
Radio de Poro
DETERMINACIÓN DEL RADIO DE PORO
APLICACIONES DE LAS CURVAS DE PRESIÓN CAPILAR
A partir de las Curvas de Presión Capilar
APLICACIONES DE LAS CURVAS DE PRESIÓN CAPILAR
Ecuación de Pittman y Winland
H.D Winland (1972)H.D Winland (1972)
26 Muestras de Carbonatos
E.D Pittman (1992)E.D Pittman (1992)
202 Muestras de Areniscas
14 Formaciones
(Ordovisico - Terciario)
RiRiEs el tamaño de la garganta
de poro correspondiente a una saturación de mercurio
determinada.
Ecuación de Winland
Log R35 = 0.732 + 0.588 * Log Ka - 0.864 * Log
Ecuaciones de Pittman
Log R10 = 0.459 + 0.500 * Log Ka - 0.385 * Log Φ
Log R15 = 0.333 + 0.509 * Log Ka - 0.344 * Log Φ
Log R20 = 0.218 + 0.519 * Log Ka - 0.303 * Log Φ
Log R25 = 0.204 + 0.531 * Log Ka - 0.350 * Log Φ
Log R30 = 0.215 + 0.547 * Log Ka - 0.420 * Log Φ
Log R35 = 0.255 + 0.565 * Log Ka - 0.523 * Log Φ
Log R40 = 0.360 + 0.582 * Log Ka - 0.680 * Log Φ
Log R45 = 0.609 + 0.608 * Log Ka - 0.974 * Log Φ
Log R50 = 0.778 + 0.626 * Log Ka - 1.205 * Log Φ
Log R55 = 0.948 + 0.632 * Log Ka - 1.426 * Log Φ
Log R60 = 1.096 + 0.648 * Log Ka - 1.666 * Log Φ
Log R65 = 1.372 + 0.643 * Log Ka - 1.979 * Log Φ
Log R70 = 1.664 + 0.627 * Log Ka - 2.314 * Log Φ
Log R75 = 1.880 + 0.609 * Log Ka - 2.626 * Log Φ
Por medio de Ec. Empíricas.
Curvas de Presión Capilar
APLICACIONES DE LAS CURVAS DE PRESIÓN CAPILAR
1
10
100
1000
10000
Pre
sió
n C
apila
r, p
si
10
0.5
2
0.1
NANO
MEGA
MACRO
MESO
MICRO
0.020.040.060.080.0100.0
Saturación de Mercurio, % Espacio Poroso
Gráfico de Saturación Incremental de Hg
APLICACIONES DE LAS CURVAS DE PRESIÓN CAPILAR
0
5
10
15
20
25
30
35
40
0 0 1 10 100RADIO DE GARGANTA (micrones)
VO
LU
ME
N D
E H
g IN
CR
EM
EN
TA
L (
%)
NANO MICRO MESO MACRO MEGA
Gráficos de Ápices (“Apex Plots”)
APLICACIONES DE LAS CURVAS DE PRESIÓN CAPILAR
0.0
1.0
2.0
3.0
4.0
5.0
6.0
7.0
8.0
0.0 10.0 20.0 30.0 40.0 50.0 60.0 70.0 80.0 90.0 100.0
SHg
SH
g /
Pc
R50
R35-Pc vs. R35-Winland
0
10
20
30
40
50
0 10 20 30 40 50R35-Pc
R3
5-W
IN
R50-Pc vs. R50-Pitmann
0
10
20
30
40
50
0 10 20 30 40 50
R50-Pc
R50
-Pit
ma
nn
R35-Pc vs. R35-Pitmann
0
10
20
30
40
50
0 10 20 30 40 50R35-Pc
R3
5-P
itm
an
n
R40-Pc vs. R40-Pitmann
0
10
20
30
40
50
0 10 20 30 40 50
R40-Pc
R40
-Pitm
ann
R35-Pc vs. R35-Winland
0
10
20
30
40
50
0 10 20 30 40 50
R35-Pc
R35
-WIN
R-calculado vs. R-Pc (“One-to-One Plots”)
APLICACIONES DE LAS CURVAS DE PRESIÓN CAPILAR
Ventajas de Garganta de Poros (R) sobre K / Phi
• R es un número “medible” y cuantificable, K / Phi es un número adimensional.
• Si dos de las tres variables (K, Phi, R) son conocidas, la otra variable puede ser calculada utilizando la ecuación correspondiente o estimada a partir del crossplot de K / Phi con las curvas de R superpuestas.
• R puede ser determinado a partir de las curvas de Presión Capilar y relacionado a valores de K / Phi.
APLICACIONES DE LAS CURVAS DE PRESIÓN CAPILAR
• Presión de flotación ejercida por la Columna de Hidrocarburos.
Saturación de Agua
• Geometría de Sistema Poroso (Poros y Gargantas de Poros).
Función de:
APLICACIONES DE LAS CURVAS DE PRESIÓN CAPILAR
Sw vs. Profundidad
12500
12750
13000
13250
13500
13750
14000
14250
145000 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100
Pro
fun
did
ad
Sw (%)
APLICACIONES DE LAS CURVAS DE PRESIÓN CAPILAR
Aplicación de Metodología: Perfiles
6. En las muestras que no tienen Pc, utilizar los valores de K y Phi de los análisis convencionales : • Comparar los valores de K y Phi dentro de cada Petrofacies. ¿Son estos consistentes?. • Utilizando un valor de K y Phi representativo para cada Petrofacies, determinar el valor de R. • Copiar los valores de R, por Petrofacies, en el gráfico de Pc y determinar el tipo de roca. • Graficar los valores de R en el perfil, por Petrofacies.
5. Colocar el valor de R en la curva de Pc y determinar el tipo de roca.
4. Graficar K y Phi para cada muestra de Pc y determinar R. Colocar el valor de R junto a su respectiva Petrofacies.
3. Calcular la relación K / Phi para cada muestra de Pc, y anotarlas en el perfil junto a la respectiva Petrofacies.
2. Comparar la curva de Pc con la ubicación de las Petrofacies y observar si existe alguna relación entre la curva de Pc y la variación en Phi y Rt.
1. Seleccionar las Petrofacies o Unidades de Flujo (intervalos de porosidad y resistividad uniforme de acuerdo a los perfiles).
APLICACIONES DE LAS CURVAS DE PRESIÓN CAPILAR