Propiedades Petrofísicas

Caracterización Física de los Yacimientos

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Propiedades Petrofísicas

CAPÍTULO 6



Propiedades Petrofísicas Multifásicas

• Propiedades Petrofísicas dependen de:– Estructura de la Roca.– Naturaleza de los Fluídos. – Saturación de los Fluídos.

– Propiedades Petrofísicas Multifásicas

– Humectabilidad– Presión Capilar– Permeabilidades Relativas



Humectabilidad• Tendencia de un fluido a adherirse o adsorberse sobre

una superficie sólida en presencia de otros fluidos inmiscibles.

• Determina:– Localización y Distribución de Fluidos.– Permeabilidad Relativas.

– Eficiencias de Desplazamiento.• Los Fluidos pueden ser:

– Humectantes o Mojantes, mayor tendencia a adherirse a la roca.

– No se adhieren a la roca o lo hacen parcialmente.



Humectabilidad (cont)

• Ángulo de Contacto:• 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.



Ilustración del áangulo de contacto

Owo Owo

Owo OwoHIDRÓFILO( < 90°)

OLEOFILO( < 90°)

OwoAGUA

SUPERFICIE DE LA ROCA

PE

TRÓ

LEO

Owo = ÁNGULO DE CONTACTO



Humectabilidad (cont)• 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.

• 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.

• No hay yacimientos Gasófilos.



A) YACIMIENTO B) YACIMIENTO OLEOFILO

ROCA AGUA PETRÓLEO

Distribución de los fluidos en yacimietos hidrófilos y oleofilos



Grano de Arena

100% Agua 100% Petróleo

100% Gas Agua-Petróleo-Gas

Porosidad



Granos Grandes Granos Diminutos

Granos Grandes Granos Pequeños

Permeabilidad



Presión Capilar

• Diferencia de presión entre dos fluidos inmiscibles a través de la interfase que se forma entre ellos, cuando se ponen en contacto en un medio poroso.

– Pc = PFNM - PFM

– Pc= Presión capilar, lpc.– PFNM = Presión fase no mojante, lpc.– PFM= Presión fase mojante, lpc.

• Presiones capilares en yacimientos de hidrocarburos:– Agua Petróleo

Hidrófilos PCWO = po - pwOleófilos PCWO = pw - po

– Gas Petróleo Pcgo = pg - po– Agua - Gas PCgw = pg - pw



Presión Capilar (cont)

• Considerando el medio poroso como empaque de tubos capilares:

• = tensión interfacial, dinas / cm.• Pc = presión capilar, dinas / cm2. = ángulo de contacto.• r = radio promedio de los poros.

r

CosPC

2



Pc= Pfnm - Pfm

DRENAJE

Swir

Sor

B

AC

Pd

0 SATURACIÓN DE AGUA

PR

ES

IÓN

CA

PIL

AR

10

+

D

IMBIBICIÓNEXPONTÁNEA(Pfm < Pfnm)

IMBIBICIÓNFORZADA(Pfm < Pfnm)

Curvas típicas de presión capilar



Curvas de Presión Capilar - Drenaje• Consideremos un medio poroso saturado 100% con fluido mojante (agua).

Se requiere desplazarla con fluido no mojante (petróleo). El proceso se llama Drenaje.

• Presión de umbral o de desplazamiento: presión mínima requerida por el fluido no humectante para penetrar en los poros más grandes. Punto A de la Curva.

• Continuando el proceso:• Saturación fase mojante => Disminuye.• Saturación fase no mojante => Aumenta.• Presión capilar => Aumenta hasta B.• B => Aumentos de presión capilar no disminuyen

saturación fase mojante.• Saturación irreducible fase mojante = cantidad de fluido mojante que

queda en los poros (los más pequeños) => saturación de agua connata.



Curvas de Presión Capilar - Imbibicion

• Consideremos que reversamos el experimento.• Desplazamos el fluido no mojante (petróleo) con fluido mojante

(agua), partiendo de Sw = Swir (Punto B).• El proceso se llama imbibición• Durante el proceso:

– Saturación fase mojante => Aumenta.– Saturación fase no mojante => Disminuye.

• Notense dos partes en el proceso:– PFM < PFNM Curva B - C Imbibición

espontánea.– PFM > PFNM Curva C - D Imbibición Forzada.



Curvas de Presión Capilar - Imbibicion (cont)

• En el punto D, mayores incrementos de Pfm no producen disminución adicional en la saturación de la fase no mojante: Saturación residual de la fase no mojante (Sor).

La fase no mojante residual queda atrapada en los canales porosos más grandes.



Curvas de Presión Capilar - Histéresis

• Diferencia en las propiedades multifásicas de las rocas causadas por la dirección del cambio de saturación.

• En el caso de la presión capilar:• Curvas por drenaje curva por Imbibición.• Histéresis de capilaridad.

• Curva de imbibición: sirve para simular el desplazamiento de petróleo y / o gas por agua.

• Curva de drenaje: Distribución inicial de saturación de los fluidos en el yacimiento y desplazamiento de petróleo por gas.



Presión Capilar - Efecto del Tamaño y Distribución de los Poros

• Pc es inversamente proporcional al tamaño de los pozos.

• Si todos los poros fuesen del mismo tamaño, Pc vs. Sw daría una recta horizontal, recta A (radio r).

• Si todos los poros fuesen del mismo tamaño, pero r2 > r1, estariamos en recta B, PcB < PcA.

r

CosPc

2



Presión Capilar - Efecto del Tamaño y Distribución de los Poros (cont)

• Si los poros variaran uniformemente entre r1 y r2, tendríamos pc vs. Sw siguiendo la curva C

• Tamaño de los poros => Pc => K

• A medida que disminuye el tamaño de los poros, la permeabilidad disminuye. La permeabilidad disminuye y la presión capilar aumenta.



Función J de Leverett

• Función adimensional que permite correlacionar datos de diferentes arenas de un mismo yacimiento o campo (litología y textura no cambien notoriamente).

• Agua - Petróleo:

• Gas - Petróleo:

• Es una propiedad de la roca

/216,0

)( kp

SJwo

cwow

/216,0

)( kp

SJgo

cgow



Función J de Leverett (cont)

• Es aproximadamente constante para un tipo de roca dada.

• No cambia del laboratorio al yacimiento (laboratorio usa: aire - agua, agua - petróleo o aire mercurio petróleo, agua y gas del yacimiento).

2/1

)/(

)/()()(

lab

yac

lab

yaclabcyacc k

kxpp



Distribución Inicial de Sw• Debido a la presencia de las fuerzas capilares en el medio

poroso, pueden existir zonas de transición agua - petróleo y petróleo - gas en yacimientos con acuíferos y / o capas de gas.

• Es importante conocer la distribución inicial de saturaciones de fluidos en la zona de petróleo. Es una de las más importantes aplicaciones de la presión capilar.

• Suponiendo:– Un yacimiento de petróleo con un acuífero de fondo.– Las columnas de agua y petróleo son continuas y en contacto a

través del yacimiento.

– Los fluidos están en equilibrio estático.



Distribuciónde fluidos conprofundidaden un yacimiento



Distribución Inicial de Sw (cont)

DNA D

Petróleo

Zona de transiciónAgua - Petróleo

NAL

Sw = 100%

Agua

))((433,0)(

)(433,0

)(433,0

DDPPPP

DDPP

DDPP

NALowNALCwowocow

NALwwNALw

NALooNAL

O



Distribución Inicial de Sw (cont)

• En el NAL, Sw = 100% y o sea:

0NALcwoP

))((433,0 DDP NALowcwo

Esta ecuación permite determinar la distribución de Swpor encima del NAL.



Distribución Inicial de Sg

• Considérese un yacimiento de petróleo con capa de gas.– Existe una zona de transición gas - petróleo más

pequeña que la del agua - petróleo.– Al NPL, So + Swir = 1 y

– Las columnas de gas y petróleo son continuas y en contacto a través del yacimiento.

– Los fluidos se encuentran en equilibrio estático.

0NPLcgop



Distribución Inicial de Sg (cont)

DNPL D

Gas

Zona de transiciónGas - Petróleo

NPL

So + Swir =1

Petróleo

))((433,0 DDP NPLgocgo

Entonces:



Distribución de saturacióncon base en datosde presión capilar

150

100

50

0

0 50 100

Sw (%)

ALT

UR

AD

ES

DE

EL

NIV

EL

DE

AG

UA

LIB

RE

(pie

s)

150

100

50

0

0 50 100

Sw (%)

ALT

UR

AD

ES

DE

EL

NIV

EL

DE

AG

UA

LIB

RE

(pie

s)

POZO 1POZO 2POZO 3POZO 4

Distribución de saturacióncon base en datosde resgistros



SAT U R ACIÓ N D E AGU A (C alc.), %

PR

OF

UN

DID

AD

PO

RD

EB

AJO

DE

LN

I VE

LD

EL

MA

R(p

i es)

830

840

850

860

870

880

890

900

910

920

930

940

950

960

970

980

990

1000

1010

10200 10 20 3 0 40 50 60 70 8 0 90 100

DATO S O BT EN ID O S D EP R ESIÓ N C AP ILAR

DATO S O BT EN ID O S D ER E GIST R O S E LÉ CTR IC O S

SSw vs. Profundidadcon base a presióncapilar y a registroseléctricos



Correlaciones de Presión Capilar Total - Corpoven

• Basadas en 91 análisis de presión capilar de muestras de yacimientos del Area Mayor de Oficina.

• Se usó el modelo de Brooks y Corey:

= índice de distribución tamaño de los poros, adim.• Pd = presión de desplazamiento, lpC.• Pcwo = presión capilar a Sw, lpc

wirwirww

cwow

SSSS

PPd

S

1/*

*



Correlaciones de PresiónCapilar Total - Corpoven (Cont.)

alta = arena no consolidada. baja = arena consolidada.• promedio área mayor de oficina = 1,668.• Las correlaciones son:

)/log(

log *

cwo

w

PPd

S

wir

gwir

wir

oo

ogcgo

wwcwo

S

SS

S

SS

lpcSkSP

lpcSkSP

1

1

1

,)2648,1log2934,0()(

)2135,2log5135,0()(

*

6,0*

6,0*



Permeabilidad

• Medida de la facilidad con que una roca permite el flujo de fluidos a través de sus poros interconectados.

– Absoluta: medio poroso que está completamente saturado (100%) con el fluido que se mueve a través de los canales porosos.

– Efectiva: facilidad con que una roca permite el flujo de unifluido, en presencia de otros u otros fluidos.

Kefec < Kabs.

– Relativa: cociente entre la permeabilidad efectiva a un fluido y una permeabilidad base.



Permeabilidad Relativa (cont)

b) Normalizadas: se usan como bases las permeabilidades máximas (extremas) al fluido en cuestión:

Las permeabilidades máximas se calculan así:

Agua - Petróleo: Somax =1 -Swc Swmax = 1-Sorw.

Gas - Petróleo : Somax = 1 - Swc - Sgc Sgmax = 1-Sorg - Swc

gmax

grg

wmax

wrw

omax

oro k

kk

k

kk

k

kk

k

kk

k

kk

k

kk g

rgw

rwo

ro

a) No normalizada: se usa la permeabilidad absoluta como base:



Curvas típicasde Kr Gas-

Petróleo

PE

TR

ÓLE

O

AG U A

SATUR ACIÓ N DE A G UA

PE

RM

EA

BIL

IDA

DR

EL

AT

IVA

Sorw

K rw m ax.

K ro m ax.

Swc

1.0

0 1

SATU RACIÓ N DE LÍQ UIDO (So + Sw c)

S o rwPE

RM

EA

BIL

IDA

DR

EL

AT

IVA

Sgc

K rg m ax.K ro m ax.

Sw c

PETRÓLEO

0

1.0

1



Teoría de Flujo por Canales• Desarrollada por Moore y Slobod.• La más aceptada para explicar el flujo microscópico a través de medios porosos.• Basada en estudios experimentales.• Los diferentes fluidos que saturan una roca se distribuyen en el espacio poroso

interconectado, ocupando poros completos y diferentes.• Una serie de poros saturados regularmente se encuentran interconectados, formando

un canal de flujo.• Para que un fluido pueda fluir a través de un canal tiene que formar una fase

continua.

• Una formación petrolífera está constituida por un gran número de canales interconectados entre sí.

• La fase mojante (agua) ocupa los canales más pequeños.• La fase no mojante (petróleo y / o gas) las más grandes.



Distribuciónde fluidos

durante unainvasión

con aguaFAS 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

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