PROPIEDADES PETROFISICAS Y PROCESO DE INVASIÓN

8/2/2019 PROPIEDADES PETROFISICAS Y PROCESO DE INVASIN

1/22

Ing. Yohaury [email protected]


2/22

De todos los tipos de rocas, son las sedimentarias, las que presentancomnmente la mayor cantidad de acumulaciones de agua ehidrocarburos, por lo tanto, es recomendable conocer lascaractersticas de depsito de las mismas ya que en funcin de ello, eldesarrollo de la porosidad y permeabilidad ser ms favorabledependiendo del ambiente en que se hayan formado. Por tal razn es

necesario durante la perforacin de los pozos en bsqueda de estosrecursos, disponer de la informacin suficiente para conocer lascaractersticas litolgicas y petrofsicas de las mismas.


3/22

En las rocas almacenadoras de fluidos se deben observar y conocer varias

caractersticas petrofsicas de las mismas para constituirse en rocasproductoras de los fluidos.

Estos parmetros no se obtienen de manera directa sino que sededucen a partir de las caractersticas de la formacin medidasdirectamente con las herramientas de registros de pozos.

Las principales propiedades petrofsicas para evaluar unyacimientos son: Resistividad de la formacin y del agua deformacin, porosidad, temperatura, permeabilidad,

saturacin (So, Sw, Sg), entre otras.


4/22

Es la capacidad de las rocas para contener fluidos y es el resultado

de la relacin entre el volumen de espacios vacos sobre elvolumen total de la roca.

= Volumen VacoVolumen Total

SEGN LA COMUNICACIN ENTRELOS POROS

ABSOLUTA EFECTIVANO

EFECTIVA

SEGN SU ORIGEN

PRIMARIA SECUNDARIA


5/22

a. Porosidad primaria b. porosidad secundaria. Tomada de Andrade J. 2008

Es aquella porosidad creada comoresultado de los procesos posteriores a sudepositacin original.

Como: las accin de las aguas deformacin, fuerzas tectnicas loscaparazones de pequeos crustceosatrapados y la dolomitizacin.

POROSIDADSECUNDARIA

Formada por los espacios vacos

existentes originalmente entre losgranos o cristales luego de que fuerondepositados como sedimentos.

Depende de: el empaquetamiento de losgranos, clasificacin, cementacin,forma de los mismos y la compactacin.

POROSIDADPRIMARIA


6/22

Cubico 47.64%Ortorrmbico 39.54%

Tetragonal esfenoidal 30%.

Rombohedral 25,94%

TIPO DE EMPAQUE

Silice, Carbonato de Calcio y Arcilla

PROCEDENCIA DEL

MATERIALCEMENTAMENTE

HOMOGENEO, HETEROGENEO.

GRANOS REDONDEADOS O ALARGADOS.

GEOMETRIA YDISTRIBUCIN DEL

TAMAO DE GRANO

PRESION DE SOBRECARGA-DEFORMACIN DE GRANOS

PRESIN DE LASCAPAS

SUPRAYACENTES


7/22

La porosidad de las formaciones varia dependiendo del tipo deroca, por ejemplo para las areniscas varia entre 10% y 15% cuandoestn bien compactas y cuando no estn su porosidad puede sermayor a 30%, finalmente las lutitas pueden llegar a tener mas de40%


8/22

Que mtodosse utilizan para

medir laporosidad?


9/22

Para determinar la productividad del yacimiento, es necesario saber

con que facilidad pueden fluir el lquido a travs del sistema deporoso. Esta propiedad depende de la manera en que los poros estnintercomunicados, es la permeabilidad.

HABILIDAD DE UN YACIMIENTO PARAPERMITIR EL FLUJO DE UN FLUIDO ATRAVS DE LOS ESPACIOS VACOSINTERCONECTADOS

Las lutitas y ciertas c1ases de arena tienen altas porosidades, sin

embargo, sus granos son tan pequeos que los caminos que permitenel paso de los lquidos son escasos y tortuosos. Por lo tanto, sus

permeabilidades pueden ser muy bajas.


10/22

Cul es mayorla Kh o la

Kv?,.. Y latortuosidad?


11/22

CONCENTRACIN

SALINAPOROSIDAD

SATURACIN DEGUA

TEMPERATURA

CEMENTACIN

R= 100Conductividad

DEPENDE DE:


12/22

Depende de:Porosidad efectivaSalinidad del agua de formacinPresencia de hidrocarburos

Aumenta con:El contenido de hidrocarburosDisminucin de la porosidad efectivaAumento de la resistividad del agua de formacin (por agua dulce)


13/22

Tf= Ts+Pf(Tm-Ts)Pm

Donde:Tf= Temperatura de formacin.Ts= Temperatura de superficie. EN VENEZUELA 80FTm=Temperatura mxima de fondo.Pm= Profundidad mxima

Pf =Profundidad de la formacin de inters.

La temperatura de las formaciones es funcin de la profundidad a la

cual se encuentra un determinado estrato y del gradientegeotrmico del rea considerada. Existen dos formas de estimarla: atravs de la cartas de temperatura profundidad o travs de lasiguiente ecuacin.

En un pozo de petrleo, la temperatura del fondo se obtienecolocando un termmetro de mxima lectura junto con eldispositivo de registro y se anota la temperatura una vezsacado el dispositivo del pozo.


14/22

F= RoRw

F= 1

F= a m

Archie, propuso una formula que relaciona el factor de tortuosidad (a) yel exponente de cementacin (m) con el factor de formacin.

El factor de resistividad es inversamente proporcional ala porosidad

Archie (1942) En una arenisca limpia con poros ocupados por agua salina, laresistividad de la roca es proporcional a la salinidad del agua saturante El factor deproporcionalidad es llamado factor de formacin. Es la relacin entre la resistividad

de una roca 100 % saturada de un solo fluido y la resistividad del agua.


15/22

Es la fraccin de volumen poroso que ocupa el liquido en consideracin

So: Es la fraccin del volumen poroso que contiene petroleoSg: Es la fraccin del volumen poroso que contiene gasSw: Es la fraccin del volumen poroso que contiene agua


16/22

Archie determino de manera experimental que la saturacin de agua

de una formacin limpia puede expresarse en funcin de suresistividad real como:

n

Donde:a= Factor de tortuosidadm= exponente de cementacin=porosidadRW= Resistividad del agua de formacinRT =Resistividad verdadera de la formacin


17/22

Temperatura de formacin (Tf) del intervalo

Mediciones de resistividad tales como Rm y Rmf

Se debe corregir la temperatura de formacin para propsitos de

determinar la resistividad del agua (Rw).

identificas la litologa de la formacin de inters.

La determinacin de la litologa ayudar al analista en ladeterminacin de los valores apropiados del factor de tortuosidad (a)y el exponente de cementacin (m) para clculos de Rw de Archie.

Una vez que se localiza la zona conteniendo agua, se requieren

varios clculos:


18/22

Es la tendencia de una superficie slida a dejarse mojarpreferiblemente por un fluido en presencia de otros con los cuales esinmiscible. El fluido que se adhiere sobre la superficie se denominafase humectante, en yacimientos de hidrocarburos usualmente agua oaceite son las fases humecatantes


19/22

Calcular la Saturacin de hidrocarburo dados los siguientes datos:

DATOS DEL ACUIFERO:T del acuifero= 250F del acuifero= 20%Litologia=Arenisca limpiaHumectabilidad= Mojado por aguaRt= 5m

DATOS DEL PROSPECTO: Prospecto= 25%T prospecto= 220FRt= 425mLitologia=Areniscas limpiasHumectabilidad=Mojado por agua


20/22


21/22

Proceso de invasin. Tomado de Cepeda M. 2011


22/22

TIEMPO

LA PRESINDIFERENCIAL ENTRE ELLODO Y LOS FLUIDOS

DE PERFORACIN

EL FILTRADO DELLODO

POROSIDAD DE LAFORMACIN

Documents

PROPIEDADES PETROFISICAS Y PROCESO DE INVASIÓN