PROPIEDADES PETROFISICAS

1

AGENDA

1. INTRODUCCIÓN

2. POROSIDAD

3. SATURACIÓN

4. MOJABILIDAD

5. PERMEABILIDAD

6. PRESIÓN CAPILAR

7. COMPRESIBILIDAD

8. MOVILIDAD

9. PROPIEDADES ELÉCTRICAS DE LAS ROCAS

10. PROPIEDADES RADIOACTIVAS DE LAS ROCAS

11. PROPIEDADES ACUSTICAS DE LAS ROCAS

12. CONCLUSIONES

13. BIBLIOGRAFÍA

2

INTRODUCCIÓN

Siendo el análisis del yacimiento nuestro objetivo general y teniendo en cuenta características fundamentales de éste (como el hecho de ser un medio subterráneo, poroso y permeable), caracterizar el yacimiento por medio de sus propiedades es realmente importante en una evaluación general del mismo.

3

De lo cual, por su condición física, el yacimiento:

Posee propiedades que le son propias y específicas (porosidad, permeabilidad, resistividad, saturación de fluidos, etc.)

Posee energía que permite la movilización de los fluidos contenidos.

Contiene fluidos los cuales pueden ser hidrocarburos (gas y/o petróleo) y/o agua.

4

GENERALIDADES

Presión y temperatura

Propiedades de la roca

Propiedades de los fluidos

Propiedades de interacción roca – fluido

ESTADO DEL YACIMIENTO

GENERALIDADES

La apropiada cuantificación de todos estos aspectos es

prácticamente imposible.

La caracterización del yacimiento es un proceso dinámico,

por lo tanto, requiere actualización y mejoramiento

continuo.

GENERALIDADES

CARACTERIZACIÓN

DE YACIMIENTOS

ESFUERZOS

MULTIDISCIPLINARIOS

GEOLOGÍA GEOFÍSICA PETROFÍSICA

ING.

YACIMIENTOS/PRODUCCIÓN

LABORATORIO

GENERALIDADES

Alcance de un proyecto de caracterización de yacimientos

RESERVOR CHARACTERIZATION

FLUIDSType

Composition

Distribution

Contacts

HABITATDepth

Pressure

Temperature

FABRICLithology

Porosity

Permeability

Heterogeneity

Wettability

Mechanical Properties

INTERNAL FEATURESFaults

Fractures

Compartments

Stratification

Continuity

Connectivity

INTERNAL FEATURESFaults

Fractures

Compartments

Stratification

Continuity

Connectivity

EXTERNAL FEATURESShape & Volume

Boundaries

Aquifers

HABITAT DEL YACIMIENTO

Un yacimiento es un cuerpo rocoso con atributos

especiales que permiten la acumulación de

hidrocarburos.

Estos atributos son:

Porosidad

Permeabilidad

Mecanismo de trampa

Se debe conocer la geometría tridimensional del yacimiento

o sea; su tamaño, forma y orientación.

Para el análisis de estos parámetros se requieren

conocimientos del ambiente de sedimentación, la tectónica

y la estratigrafía.

Esta información se obtiene a partir de: núcleos, secciones

sísmicas regionales y datos paleontológicos.

HABITAT DEL YACIMIENTO

Los yacimientos tienen diferentes formas y tamaños.

Los mas comunes son:

Domos

Anticlinales

Estructuras con fallas

Estratigráficos

Reefs

HABITAT DEL YACIMIENTO

Todos los yacimientos están bajo la influencia de dos

clases de presión:

•Presión de poro

•Presión de overburden

PORE

PRESSURE

OVERBURDEN

PRESSURE

HABITAT DEL YACIMIENTO

Según la presión, pueden encontrarse tres tipos de

sistemas:

1. Yacimientos normales: Py = 0.46*Profundidad

2. Yacimientos sobrepresionados (Geo presión):

Py > 0.46*Profundidad

3. Yacimientos subnormales: Py < 0.46*Profundidad

HABITAT DEL YACIMIENTO

Gradiente de gas < 0.1 psi/ft

Gradiente de aceite = 0.3 a 0.4 psi/ft

Gradiente de agua > 0.434 psi/ft

PRESIÓN - PROFUNDIDAD

0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

1,000

1,100

1,200

1,000 psi 1,250 psi 1,500 psi 1,750 psi 2,000 psi

PRESSURE

DE

PT

H

GEOSTA

TIC –

ROCK P

LUS FLU

ID (1.0)

15 PO

UN

D D

RIL

LIN

G M

UD

(.78)

SA

LIN

E W

AT

ER

(.492)

FR

ES

H W

AT

ER

(.422)

HE

AV

Y O

IL (.4

04)

LIG

HT

OIL

(.251)

NA

TU

RA

L G

AS

(0.5

0)

HABITAT DEL YACIMIENTO

La presencia de mas de un fluido

en el yacimiento se evidencia por

el cambio del gradiente de

presión.

PROFUNDIDAD - PRESIÓN slope = .050 psi/ft.

slope = .377 psi/ft.

slope =

.493 psi/ft.

Gas

SG = .12

Oil

SG = .87

Brine

SG = 1.14

DE

PT

H

FLUID

CONTACT

SLOPE

BREAK

FLUID

CONTACT

SLOPE

BREAK

HABITAT DEL YACIMIENTO

La temperatura del yacimiento es obtenida mediante:

1. Medición directa usando termómetro (wireline)

2. Cálculo a partir del gradiente térmico regional y conocida

la profundidad

TEMPERATURA DEL YACIMIENTO

HABITAT DEL YACIMIENTO

El gradiente térmico - pendiente

de esta curva – en la mayoría de

las áreas de producción del

mundo está entre 1 – 2 F por 100

pies de profundidad.

TEMPERATURA DEL YACIMIENTO

Temperature

De

pth

, fe

et

18,000

HABITAT DEL YACIMIENTO

Durante la inundación con agua, tres cambios son muy claros debido a la

inyección de agua más fría en el yacimiento caliente.

1. La roca alrededor del pozo inyector se enfría.

2. Alta presión de inyección incrementa la presión de poro en la

vecindad del pozo y por lo tanto disminuye el nivel de esfuerzo

in situ.

3. La temperatura disminuye en la vecindad de el pozo, resutando

una región de viscosidad incrementada

TEMPERATURA DEL YACIMIENTO

HABITAT DEL YACIMIENTO

Durante un proceso WF, el esfuerzo efectivo, P overburden – P poro,

alrededor del inyector cambia debido al incremento y la disminución de la

temperatura del yacimiento.

1. Fracturas

2. Elongación de las fracturas existentes

3. Movimiento de fallas

4. Daños en el wellbore

EFECTOS DEL CAMBIO DE ESFUERZOS DURANTE UN WF

HABITAT DEL YACIMIENTO

POROSIDAD

PERMEABILIDAD

EFECTIVA

TOTAL

ABSOLUTA

RELATIVA

EFECTIVA

SATURACION DE FLUIDOS

AGUA INTERSTICIAL O

CONNATA

PROPIEDADES

PETROFISICAS

MOJABILIDAD

PRESION

CAPILAR

PERMEABILIDAD

RELATIVA

IMBIBICION

Y DRENAJE

t

p

V

V

POROSIDAD

La porosidad se define como la relación entre el volumen poroso y el volumen total de la roca .

Vp = volumen poroso Vt = volumen total

21

La porosidad se define como la relación entre el

volumen poroso y el volumen total de la roca.

(%)100*Vb

VmVb

Vb

Vp

Vb = Vp + Vm

Vb = Volumen total de la roca yacimiento (ft3)

Vp = Volumen poroso (ft3)

Vm = Volumen de la matriz (ft3)

POROSIDAD

•Conectada: Poros conectados por un

solo lado.

Existen varios tipos de porosidad según la

conexión de sus poros:

•Interconectada: Poros conectados

por varios lados.

•Aislada: poros aislados.

Los poros conectados e interconectados

constituyen la porosidad efectiva

TIPOS DE POROSIDAD

Las rocas sedimentarias consisten de:

Granos de materia sólida de variadas formas que constituyen lo que se denomina MATRIZ o ESQUELETO y los cuales están más o menos cementados.

Espacios entre los granos, llamados POROS, en los cuales se pueden alojar fluidos como agua o petróleo o gas y además circular en este espacio.

24

la porosidad esta representada por el espacio de color turquesa, que es la parte no sólida. la matriz o la parte sólida está representada en color marrón.

25

CLASIFICACIÓN

1. Según la comunicación de los poros

Porosidad efectiva:

Es la relación del volumen poroso interconectado con el volumen bruto de la roca.

Esta propiedad es una indicación de la habilidad de la roca para conducir fluidos, sin embargo esta porosidad no mide la capacidad de flujo de una roca

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Porosidad no efectiva:

Es la diferencia que existe entre las porosidad absoluta y efectiva.

Porosidad absoluta:

Es aquella propiedad que considera el volumen poroso de la roca esté o no interconectado. Esta propiedad es la que normalmente miden los porosímetros comerciales.

27

2. Según su origen y tiempo de deposición en capas:

Porosidad primaria

Porosidad secundaria o inducida

Porosidad en solución

Porosidad por fractura

Porosidad por dolomitización

Porosidad total

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La porosidad es considerada:

Muy baja cuando es = < 5%

Baja cuando es > 5 % pero <= 10%

Promedio cuando es >10% pero =<20%

Buena cuando es >20% pero =<30%

Excelente cuando >30%

La porosidad máxima que se puede encontrar es de 47.6%, la cual solo se daría en un arreglo cúbico perfecto.

29

FACTORES QUE AFECTAN LA POROSIDAD

Los factores principales que afectan la porosidad son los siguientes:

1. Tipo de empaque

2. Distribución de los granos y su geometría

3. Material cementante

4. Presión de las capas suprayacentes y confinantes

5. Presencia de partículas finas de arcilla

30

DETERMINACION DE LA POROSIDAD

A partir de Métodos indirectos como:

Factor de formación

Perfiles de macro resistividad

Registros de micro resistividad

Perfil neutrónico

Perfil sónico

Perfil de densidad

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SATURACIÓN DE FLUÍDO

“Es la fracción del volumen poroso del yacimiento ocupado por determinado fluido”

Nomenclatura: Si, donde i = o,w,g

Mediante métodos indirectos como el perfilaje eléctrico con registros especiales, podemos hallar la saturación.

32

TIPOS DE SATURACIÓN

SATURACIÓN DE PETROLEO (So): Es la fracción del volumen poroso de un yacimiento ocupada por el petróleo.

f

oo

V

VS

PorosoVolumen

Petróleo deVolumen

p

o o

V

V

PorosoVolumen

Petróleo deVolumen S

33

p

wi wi

V

V

PorosoVolumen

Agua deVolumen S

SATURACIÓN DE AGUA: Es la fracción del volumen poroso de un yacimiento ocupada por el agua connata.

p

g

gV

V

PorosoVolumen

Gas deVolumen S

SATURACIÓN DE GAS: Es la fracción del volumen poroso de un yacimiento ocupada por el gas.

34

Además en el medio poroso se cumple:

Sg + So + Swi = 1.0 DETERMINACIÓN DE LA SATURACIÓN a. Métodos directos en el laboratorio tales como

el llamado “Método de la retorta” y el de “Extracción por Solventes”

b. Métodos indirectos en el pozo mediante el

perfilaje eléctrico con registros especiales.

35

MOJABILIDAD

Tendencia de un fluido en presencia de otro inmiscible con él a extenderse o adherirse a una superficie sólida.

Los componentes polares orgánicos en el crudo reaccionan con la superficie de la roca convirtiéndola en mojable por petróleo.

36

El ángulo de contacto es una medida indirecta de mojabilidad.

Si Θ < 90° Sistema mojado por agua

Si Θ > 90° Sistema mojado por aceite

Oil

Agua θ

37

TIPOS DE MOJABILIDAD

Mojado por agua Neutralmente mojado

Mojado por aceite 38

DRENAJE,IMBIBICIÓN E HISTÉRESIS

DRENAJE: Es la disminución de la fase mojante, es decir la

fase no mojante desplaza la fase mojante.

IMBIBICIÓN: Es el aumento de la fase mojante, es decir la fase

mojante desplaza la fase no mojante.

HISTÉRESIS: Es cuando la fase mojante avanza sobre la roca y

luego se retira.

39

DRENAJE IMBIBICIÓN

HISTÉRESIS

40

PERMEABILIDAD

Es la medida de la facilidad con que una roca permite que los fluidos se muevan dentro del volumen poroso interconectado.

Regula la tasa a la cual los fluidos pueden ser producidos o desplazados de este medio poroso.

La unidad básica de permeabilidad (K) se llama darcy.

41

LEY DE DARCY

K = Permeabilidad µ = Viscosidad L = Distancia recorrida A = Sección transversal ΔP = Diferencia de

Presión

q = Tasa de Producción

PAK

Lq

42

TIPOS DE PERMEABILIDAD

1. PERMEABILIDAD ABSOLUTA (K):

Es aquella que tiene un medio poroso saturado 100% por una única fase.

2. PERMEABILIDAD EFECTIVA (Kei, i=0,w,g): Es aquella que corresponde a una determinada fase cuando fluyan en el medio poroso dos o más fases.

43

3. PERMEABILIDAD RELATIVA (Kri, i = o,w,g): Es la relación que hay entre la permeabilidad efectiva de un fluido y la absoluta. Depende de la saturación del fluido considerado y siempre es menor a la unidad.

4. PERMEABILIDAD PROMEDIO :

Permite transformar la heterogeneidad del medio poroso en homogeneidad, ya que el sistema poroso está formado por capas, bloques o anillos distintos pero cada uno con una permeabilidad fija.

44

CURVA TÍPICA DE PERMEABILIDADES RELATIVAS PARA SISTEMA GAS-ACEITE

45

CURVA TÍPICA DE PERMEABILIDADES RELATIVAS PARA SISTEMA AGUA-ACEITE

46

CURVA TÍPICA DE PERMEABILIDADES RELATIVAS PARA CONDENSADO

47

FACTORES QUE AFECTAN LA PERMEABILIDAD

Presión de sobrecarga

Grado de compactación de la roca

Tamaño y distribución de los granos

Deslizamiento de las paredes

Presencia de líquidos reactivos

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PRESIÓN CAPILAR

Es la diferencia de presión entre el fluido de la fase no mojante y la fase mojante y siempre se considera positiva.

La presión capilar tiene aplicaciones en simulación de yacimientos y en ingeniería de yacimientos para calcular principalmente, la altura de la zona de transición y la saturación de agua irreducible.

49

DIAGRAMA DE FUERZAS

R y r : radio de curvatura y

radio del capilar

Po : Presión de la fase aceite

Pw : Presión de la fase agua

F : Fuerza entre las fases

Θ : Ángulo de contacto

50

ANALISIS DE PRESIÓN CAPILAR

SISTEMA MOJADO POR AGUA SISTEMA MOJADO POR ACEITE

51

ANALISIS DE PRESIÓN CAPILAR

HISTÉRESIS DE LA CURVA DE PRESIÓN CAPILAR

SISTEMA CON MOJABILIDAD INTERMEDIA

52

EFECTO DE LA MOJABILIDAD EN LAS CURVAS DE PERMEABILIDADES RELATIVAS

53

COMPRESIBILIDAD

La compresibilidad es el cambio en volumen por cambio unitario de presión.

C = Compresibilidad

V = Volumen

∂V/ ∂P = Cambio en unidad de Volumen por cambio unitario de Presión

11

psi

P

V

VC

54

Usualmente, yacimientos de petróleo pueden ser considerados isotérmicos (una excepción: estimulación térmica).

Incrementar la presión causa que el volumen del material disminuya (Compresión).

Disminuir la presión causa que el volumen del incremente (Expansión).

55

MECANICAS DE COMPACTACIÓN

Rotación y empaquetamiento

Deformación dúctil de

grano

Rotura de granos débiles

Presión en los

contactos del grano

56

TIPOS DE COMPRESIBILIDAD

Compresibilidad de Matriz (Cm) : Es el cambio relativo en volumen del material sólido

de roca (volumen de grano) por unidad de cambio de presión (usualmente Cm ≈ 0).

Compresibilidad de Poro o Formación (Cf): Es el cambio relativo en el volumen de poro por

unidad de cambio de presión. Compresibilidad Volumétrica(Cb) : Es el cambio relativo volumétrico por unidad de

cambio de presión.

57

COMPRESIBILIDAD DE FORMACIÓN

11

psi

p

Vp

VpC f

•Cf : Compresibilidad de Formación •Vp : Volumen de poro •p : Presión de fluido en los poros

58

IMPORTANCIA

La Compresibilidad de formación puede tener un impacto significativo sobre el desempeño del yacimiento.

La Subsidencia puede tener un impacto

ambiental significativo.

Los principales efectos son: cambios en el empaquetamiento, presión interna, recristalización, deformación de fragmentos de roca.

59

MOVILIDAD

Es la relación que existe entre la permeabilidad efectiva y la viscosidad de un fluido.

f

f

f

k

60

En un proceso de flujo multifásico, existe relación entre las movilidades de los fluidos, a esto se le conoce como relación de movilidad M , normalmente se expresa como la relación entre el fluido desplazante sobre el desplazado.

o

wM

61

PROPIEDADES ELÉCTRICAS DE LAS ROCAS

CONDUCTIVIDAD ELECTRICA:

La capacidad de conducir la corriente eléctrica depende de los factores intrínsecos de la estructura y composición química de la roca, como así también de factores externos como la temperatura, presión y el grado de saturación de soluciones salinas.

La mayor parte de los constituyentes de las rocas son dieléctricos, lo cual implica que la conducción eléctrica no se presenta en la parte aislante.

62

Las rocas presentan cierto grado de porosidad, volumen que generalmente está ocupado total o parcialmente por electrolitos que condicionan una conducción iónica con resistividad muy variable, que dependen fundamentalmente de las características de las soluciones acuosas y el tipo de porosidad y grado de interconexión entre poros.

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PROPIEDADES RADIACTIVAS DE LAS ROCAS

Entre las propiedades radiactivas de las rocas, las que se miden más fácilmente y por ello son utilizadas en los diferentes estudios, son:

Actividad gamma.

Actividad de absorción neutrónica.

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PROPIEDADES ACÚSTICAS DE LAS ROCAS

En las rocas se producen oscilaciones elásticas, proceso en el cual hay una difusión de deformaciones elásticas.

Las frecuencias de estas oscilaciones pueden ser muy diversas en dependencia de las frecuencias del generador y de las oscilaciones propias de las rocas.

En un volumen de roca se difunden ondas de tipo

longitudinal y transversal, denominadas ondas volumétricas.

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La difusión de las ondas elásticas en las rocas, al igual que en cualquier campo, va acompañada de una disminución gradual de su intensidad medida que se aleja de la fuente de emisión, lo que se debe a:

1. Absorción de parte de energía de las oscilaciones elásticas por las rocas y su transformación en calor, por la fricción entre las partículas que realizan el movimiento oscilatorio.

66

2. Dispersión de la energía acústica por los efectos estructurales de la roca (poros, grietas, etc.) en distintas direcciones.

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CONCLUSIONES

Realizar un estudio exhaustivo de las propiedades del yacimiento, nos generará una mejor caracterización de éste, y así desarrollar una certera y precisa evaluación de éste, la cual nos garantizará un óptimo aprovechamiento de dicho yacimiento.

Definiendo cada una de las propiedades

petrofísicas del yacimiento, se realizarán con mayor eficacia estudios detallados consecuentes a dichas propiedades para una posterior explotación.

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BIBLIOGRAFÍA

REGISTROS FÍSICOS PEMEX

MANNUCI V, Jesús E. . MSC. Caracterización Física de yacimientos.

ESCOBAR MACUALO, Freddy Humberto. Fundamentos de Ingeniería de Yacimientos. Editorial Universal Surcolombiana. 331 pág.

HALLIBURTON. Recopilación Técnica Ingeniería de Yacimientos. 175 pág.

Curso de Geomecánica aplicada a la minería

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70

GRACIAS