PROPIEDADES DE RESERVORIOS DE PETROLEO

PROPIEDADES PETROFÍSICAS DE LAS ROCAS RESERVORIO

Las acumulaciones de hidrocarburos en el subsuelo se denominan en forma general

yacimientos. Para que exista un yacimiento deben conjugarse diversos factores de

forma simultánea. Algunos de estos factores son: la continuidad, tamaño,

características geológicas y capacidad de almacenamiento de la roca, así como

también su capacidad para permitir el flujo de fluidos. El objetivo del presente capitulo

es definir todas las características que debe poseer una roca para constituir un

reservorio, tales como: Porosidad, permeabilidad y saturación de fluidos. Estas

propiedades constituyen los parámetros básicos con las cuales se puede determinar el

valor comercial de un yacimiento.

POROSIDAD

Para la Ingeniería de yacimientos, la porosidad es la medida del espacio disponible en

la roca reservorio como almacenaje de hidrocarburos. Se le expresa como la relación

del espacio vacío dentro de la roca al volumen total de ella, multiplicada por 100, para

expresarla en tanto por ciento.

∅=(V b−V n)

V b =

V p

V b

TIPOS DE POROSIDAD:

La porosidad puede ser clasificada de dos formas:

Según su Origen Geológico y tiempo de deposición

Según la Comunicación de los poros

1. Según su origen geológico se clasifica en: Porosidad original o primaria y

Porosidad inducida o secundaria

a. La porosidad original.- es la que se desarrolló por la deposición del

material sedimentario, por lo cual se le llama también “intergranular”.

b. La porosidad inducida o Vugular.- es la causada por los procesos

geológicos subsiguientes a la deposición del material sedimentario.

Ing° Gregorio Mechato Quintana Escuela Profesional de Ingeniería de Petróleo Facultad de Minas - Universidad Nacional de Piura

En donde : v b = volumen total v n = volumen neto de los gramos v p = volumen poroso

PROPIEDADES DE RESERVORIOS DE PETROLEO

La porosidad inducida se divide en :

Porosidad por disolución.- En la cual los espacios vacíos se han

formado por la acción del agua, sea esta proveniente de la superficie,

del subsuelo o de la acción de ciertos ácidos orgánicos, sobre las

porciones solubles de las rocas que se encuentran en contacto con

ella.

Porosidad de fracturas y fisuras.- que se ha originado por alguna

forma de diastrofismo, como plegamientos y fallas. Este tipo de

porosidad es muy difícil de evaluar, debido a su irregularidad.

Porosidad por dolomitización.- que es la que se ha desarrollado por

la transformación de las calizas (CO 3 C a ) en dolomita, Ca .Mg.( CO3 )2

mediante la siguiente reacción .

2 Ca CO3 + Mg CL2 → Ca Mg (CO3 )2 + Cl2 Ca

No obstante que las calcitas y calizas son más solubles que las dolomitas,

éstas últimas son más porosas debido al ordenamiento de sus cristales.

2. Según la comunicación de los poros

a. Absoluta o Total ( ∅|¿|¿ ): Fracción del volumen total de la roca que no está

ocupado por material denso o matriz.

∅|¿|=Volumende espacios paraalmacenar fluidos

Volumentotal¿

Ing° Gregorio Mechato Quintana Escuela Profesional de Ingeniería de Petróleo Facultad de Minas - Universidad Nacional de Piura

Porosity = φ =V p

V b

=V b − V ma

V b

PROPIEDADES DE RESERVORIOS DE PETROLEO

Volumen vacío = Vp = volumen poral = Pore volume

Volumen bruto = Vb = volumen total = bulk volume

Volumen Matriz = Vma = volumen granular = matrix volumen

b. Porosidad Efectiva (φe ): Fracción del volumen total de la roca que está

compuesto por espacios porosos que se hallan comunicados entre sí.

c. Porosidad no interconectada o no efectiva: es aquella que representa la

fracción del volumen total de la roca que está conformada por los espacios

que pueden contener fluidos pero no están comunicados

La porosidad total siempre va a ser mayor o igual a la efectiva. Para el ingeniero de

yacimientos la porosidad más importante es la efectiva, pues constituye los canales

porosos interconectados, lo que supone que puede haber importante saturaciones de

hidrocarburos en dichos espacios.

La porosidad es considerada:

Muy Baja cuando es =< 5%

Baja cuando es >5% pero =<10%

Moderada cuando es >10% pero =<15%

Buena cuando es > 15% pero =< 20%

Ing° Gregorio Mechato Quintana Escuela Profesional de Ingeniería de Petróleo Facultad de Minas - Universidad Nacional de Piura

∅ total=∅ efectiva+∅ no efectiva

Porosidad efectiva = Volumen vacio inter conectadoVolumen total de la roca

PROPIEDADES DE RESERVORIOS DE PETROLEO

Muy Buena cuando es >20% pero =<25%

Excelente cuando >25%

La porosidad máxima que se puede encontrar es de 47.6% , la cual solo se daría en

un arreglo u ordenamiento cúbico perfecto, tal como se describe a continuación:

ORDENAMIENTOS TEÓRICO DE LOS GRANOS DE ARENA

También se les llama arreglos o empaquetamiento. Existen diversos tipos de

ordenamientos de los granos, siendo principales los siguientes:

1.- Ordenamiento cúbico.- En el cual la hilera tope está directamente encima de la

hilera base. Es el arreglo menos compactado, 1/8 de esfera en cada vértice se

empaqueta en un cubo unitario.

2.- Ordenamiento hexagonal.- En el cual la hilera superior está movida a la derecha

en una longitud de un radio. Presenta menor porosidad debido a una reducción del

espacio poroso.

Ing° Gregorio Mechato Quintana Escuela Profesional de Ingeniería de Petróleo Facultad de Minas - Universidad Nacional de Piura

PROPIEDADES DE RESERVORIOS DE PETROLEO

3.- Ordenamiento romboedral.- En donde la hilera superior está movida a la

izquierda y hacia adelante en una longitud de un radio.

FACTORES GEOLOGICOS QUE AFECTAN LA POROSIDAD

Los valores típicos de la porosidad de una arenisca consolidada y limpia es alrededor

de 20%,y para calizas y dolomitas es de 6 a 8 %. Estos valores se encuentran

afectados en el subsuelo por los siguientes factores:

a) Tipo de empaque: es la forma en que los granos de arena se agrupan. Si

todos los granos son esféricos el sistema es ideal. La porosidad se reduce

cuando la forma y el tamaño de los empaque no es uniforme. El tipo de

empaque ideal puede ser cúbico, ortorrómbico, tetragonal esfenoidal,

rombohedral, etc.

b) Presencia de material cementante: los granos que conforman la matriz de

la roca se encuentran unidos entre si por material cementante, el cual se

encuentra compuesto principalmente por sílice, carbonato de calcio y

arcilla. La presencia de material cementante afecta la firmeza y

compactación de la roca, por lo tanto afecta la porosidad de la misma. A

medida que aumenta la cantidad de material cementante, la porosidad del

sistema disminuye, debido a que este material se aloja en los espacios

disponibles para la acumulación de los fluidos. Por esta razón, la

porosidad de arenas no consolidadas ( las cuales presentan poca cantidad

de material cementante) es mucho mayor que la porosidad de arenas

altamente consolidadas o compactadas.

c) Geometría y distribución del tamaño de los granos: dependiendo del

ambiente depositacional en el cual se originó la roca, los granos que

conforman la roca presentarán una determinada distribución en su tamaño.

Esta variación en el tamaño de los granos se conoce como encogimiento.

Ing° Gregorio Mechato Quintana Escuela Profesional de Ingeniería de Petróleo Facultad de Minas - Universidad Nacional de Piura

PROPIEDADES DE RESERVORIOS DE PETROLEO

Cuando la distribución del tamaño de los granos de una roca es

homogénea se tiene buen encogimiento y la porosidad es alta. A medida

que aumenta la heterogeneidad en el tamaño de los granos, la porosidad

de la roca disminuye.

La forma de los granos es un factor importante que afecta la porosidad de

las rocas. Un sistema compuesto por granos perfectamente redondeados

presentará una porosidad mayor que un sistema formado por granos

alargados o no redondeados. Los cambios en los granos se deben a

procesos de compactación y diagénesis.

d) Presión de las capas supra yacentes: otro factor que afecta la porosidad es

la compactación mecánica originada por la presión de sobrecarga, la cual

es ejercida por el peso de las capas suprayacentes de la roca. A medida

que aumenta la profundidad, la presión de sobrecarga ejercida por la

columna de sedimentos aumenta, esto genera una fuerza que tiende a

deformar los granos y reducir el volumen de espacios vacios, por lo tanto

se origina una reducción en la porosidad.

VALORES PROMEDIO DE POROSIDAD

Ing° Gregorio Mechato Quintana Escuela Profesional de Ingeniería de Petróleo Facultad de Minas - Universidad Nacional de Piura

PROPIEDADES DE RESERVORIOS DE PETROLEO

Debido a las diferencias existentes en los valores de porosidad obtenidos de muestras tomadas en diferentes partes del yacimiento, para algunos cálculos de ingeniería es necesario asignar valores promedio de esta propiedad a todo el yacimiento o secciones del mismo. Los promedios comúnmente utilizados para calcular la porosidad son los siguientes:

PROMEDIO ARITMÉTICO

Consiste en determinar la media aritmética de los valores obtenidos.

(Ec. 3)

PROMEDIO PONDERADO POR ESPESOR

Se utiliza cuando se dispone de valores de porosidad y espesor de la formación para

diversos pozos del mismo reservorio, o cuando para un mismo pozo se tienen valores

de porosidad para diferentes secciones de espesores determinados.

(Ec.

4)

PROMEDIO PONDERADO POR ÁREA

Si se tienen valores de porosidad para cada pozo, estos pueden considerarse

representativos del área de drenaje de cada pozo, y puede definirse una porosidad

promedio utilizando la ecuación 5.

(Ec. 5)

PROMEDIO PONDERADO POR VOLUMEN

Si se conoce el área de drenaje de cada pozo, se puede determinar una porosidad

promedio ponderada por volumen si se considera el espesor de la formación en cada

uno de los pozos mediante la siguiente ecuación:

Ing° Gregorio Mechato Quintana Escuela Profesional de Ingeniería de Petróleo Facultad de Minas - Universidad Nacional de Piura

PROPIEDADES DE RESERVORIOS DE PETROLEO

(Ec. 6)

PROMEDIO ESTADÍSTICO

Este tipo de promedio es el más representativo debido a que toma en cuenta la

distribución estadística de los valores de porosidad en el reservorio.

La descripción de la distribución de porosidad en un reservorio es un aspecto muy

importante en ingeniería de reservorios, y tiene un impacto directo en las decisiones

económicas que se realizan sobre los proyectos de exploración y producción. Una

técnica desarrollada para aplicar métodos estadísticos a los problemas de las ciencias

de la tierra es la geoestadística, la cual se encarga de estudiar la continuidad espacial

de los atributos de un reservorio, con la finalidad de proporcionar caracterizaciones

heterogéneas de los reservorios a través de diversos métodos de estimación.

A continuación muestra un mapa de distribución de porosidad en un reservorio, el

cual fue generado a partir de técnicas geoestadísticas, utilizando la información de

porosidad de los pozos presentes en el campo.

Ing° Gregorio Mechato Quintana Escuela Profesional de Ingeniería de Petróleo Facultad de Minas - Universidad Nacional de Piura