POROSIDAD ()
Se define como el volumen ocupando por los espacios vacíos (volumen de los poros) por unidad de volumen de roca (volumen de la formación)
Donde: Porosidad Volumen de los poros Volumen de la formación
CLASIFICACIÓN DE LA POROSIDAD
Clasificación
Morfología
Efectiva
Residual
Absoluta
Origen
Primaria o intergranular
Intercristalina
Integranular
Planos estratificados
Secundaria, inducida o
vugular
Fenestrales
Disolución
Fractura
Dolomitización
FACTORES QUE INFLUYEN LA POROSIDAD
FACTORES QUE INFLUYEN EN LA
POROSIDAD
Tipo de empaque(Empaquetamiento
)
Grado de cementación o consolidación
Geometría y distribución de
granos
Presión de las capas
suprayacentes
Presencia de partículas finas
CALIDAD DE LA ROCA EN FUNCIÓN DE LA POROSIDAD
Calidad Porosidad
Muy buena
>20
Buena 15 – 20
Regular 10 – 15
Pobre 5 – 10
Muy pobre <5
MEDICIÓN DE LA POROSIDAD CON REGISTROS DE POZOS
Porosidad
Registro de
densidad
Registro neutrón
Registro sónico
PERMEABILIDAD
Se define como la capacidad que tiene una roca de permitir el flujo de fluidos a través de sus poros interconectados. Si los poros de la roca no se encuentran interconectados no puede existir permeabilidad.
Donde:
q = Tasa de flujo. (cc/seg)K = Permeabilidad. (darcys)A = Área de la sección transversal total (cm2)μ = Viscosidad del fluido. (centipoises) ΔP/ΔL = Gradiente de presión. (atm/cm)
VALIDEZ DE LA ECUACIÓN DE DARCY
Flujo en
estado estable
Flujo laminar Un fluido
Fluido no reacciona
Roca homogéne
a e isotrópica
Ecuación de
Darcy
CLASIFICACIÓN DE LA PERMEABILIDADPermeabilidad Absoluta o Intrínseca• Capacidad que tiene una roca de permitir el flujo de un fluido a través de sus poros interconectados, cuando el medio poroso se encuentra completamente saturado por un fluido
Permeabilidad Efectiva• Capacidad que tiene una roca de permitir el flujo de un fluido a través de sus poros interconectados, cuando este se encuentra en presencia de otro
Permeabilidad Relativa• La permeabilidad relativa a un fluido es la relación de la permeabilidad efectiva a ese fluido a la permeabilidad absoluta.
PROCEDIMIENTOS PARA MEDIR LA PERMEABILIDAD
Méto
dos
Dir
ect
os
Perm
eám
etro
de
car
ga
cons
tant
ePe
rmeá
met
ro
de c
arga
va
riab
lePe
rmam
etro
ru
ska
Méto
dos
Indir
ect
os
Mét
odo
a pa
rtir
de la
cur
va
gran
ulom
étrica .
Para estimar la cantidad de Hidrocarburos presentes en un yacimiento, es necesario determinar la saturación del fluido
Definición: La saturación de un medio poroso con respecto a un fluido se define como la fracción del volumen poroso de una roca que esta ocupada por dicho fluido.
SATURACIÓN
Crudo
Agua
SATURACION
La Saturación corresponde a la fracción del espacio poroso ocupado por un fluido.
Matemáticamente, se expresa por la siguiente relación:
Aplicando este concepto a cada fluido del yacimiento saturado se tiene:
La sumatoria de las saturaciones de todos los fluidos que se encuentran presentes en el espacio poroso de una roca, debe ser igual a 1 siempre y cuando se considere un medio poroso saturado por petróleo, agua y gas, es decir:
MÉTODOS PARA DETERMINAR LA SATURACIÓN
Métodos directos. El método directo consiste en medir la saturaciones de los fluidos analizando las muestras representativas del yacimiento (núcleos) :
Método de retorta Extracción con un disolvente
Métodos indirectos: Registros eléctricos
METODO INDIRECTO La determinación de la saturación de agua a partir de
registros eléctricos, está basada en la ecuación de saturación de Archie’s, que con datos de resistividad obtenidos en los registros eléctricos obtendremos la saturación del fluido deseado.
Swn=RWFRt
Donde: Rw = Resistividad del agua de formación.Rt = Resistividad verdadera de la formación.F = Factor de resistividad de la formación. F es obtenido usualmente a partir de mediciones de porosidad mediante la siguiente ecuación:
F=a∅mDonde:m = Factor de cementacióna = Constante
MÉTODO DE RETORTA
Una muestra del núcleo se calienta para evaporar el agua y el petróleo, que se condensa y se recoge en un pequeño recipiente graduado . Los volúmenes de petróleo y agua dividido por el volumen de los poros de la muestra representa la saturación del petróleo y el agua. La saturación de gas se obtiene indirectamente por el requisito de que las saturaciones deben sumar uno.
DESVENTAJAS ESTE MÉTODO:
1- Debido a las elevadas temperaturas con que se trabaja (1000 a 1100 ºF), se remueve el agua de cristalización de la roca, causando un aumento en la saturación de agua
2- El petróleo calentado a altas temperaturas tiende a desintegrarse térmicamente (CRACKING), cambiando en consecuencia su estructura molecular.
M. EXTRACCIÓN CON UN DISOLVENTE
Esto se logra en un aparato de destilación Dean-Stark. El núcleo está situado en el aparato de tal manera que el vapor de un solvente (por ejemplo, tolueno), se eleva a través del núcleo y se condensa de nuevo sobre la muestra. Este proceso filtra al petróleo y al agua fuera de la muestra. El agua y el disolvente se condensan y son atrapados en un recipiente graduado.
FACTORES QUE AFECTAN LA SATURACION DE FLUIDOS EN LOS NUCLEOS Primero, la formación es sometida a presiones
considerables por la columna de lodo en el pozo, lo cual conduce a la invasión de fluidos de perforación, esto invade al núcleo, desplazando algo de petróleo y agua original, todo esto modifica el contenido original de los fluidos de la roca a las condiciones del yacimiento
Segundo, la reducción de presión cuando la muestra es llevada a la superficie, provoca la expansión del agua, petróleo y gas. El gas, de alto coeficiente de expansión expulsa al petróleo y agua del núcleo; en consecuencia las saturaciones de los fluidos no serán las que estaban originalmente en la formación.
HUMECTABILIDAD
DEFINICION
Es la tendencia de una superficie sólida
a dejarse mojar preferencialmente por un fluido en
presencia de otros fluidos, con los
cuales es inmiscible.
Clasificación según el ángulo de contacto:
Humectabilidad intermediaSignifica que el
sólido no presenta preferencia
humectante por agua o aceite.
En este caso el ángulo de contacto
θ = 90º.
Humectabilidad por agua
Este tipo de humectabilidad nos indica que el sólido tiene preferencia
por el agua.
Para esta humectabilidad el
ángulo de contacto θ < 90º.
Humectabilidad por aceite
Esto significa que el sólido es
preferencialmente humectado por
aceite. En este caso el
ángulo de contacto θ > 90º.
Humectabilidad por agua o por aceiteEl fluido humectante ocupará completamente los poros pequeños y entrará en contacto con la mayor parte de la superficie mineral expuesta
Humectabilidad neutra o intermediaTodas las porciones de la superficie de la roca presentan igual preferencia a ser humectadas por agua o por aceite.
Humectabilidad fraccional Para este caso ciertas porciones de la superficie mineral son humectadas por agua y otras son humedecidas por aceite.
Clasificación de la
humectabilidad en yacimientos
de petróleo
CAPILARIDAD
Definición:
• La capilaridad es una propiedad de los líquidos que depende de su tensión superficial (la cual a
su vez, depende de la cohesión o fuerza intermolecular del líquido), que le confiere la
capacidad de subir o bajar por un tubo capilar.Capilaridad: es el ascenso del agua por conductos muy finos.
Tubo capilar
Aparato comúnmente empleado para demostrar la capilaridad; cuando la parte inferior de un tubo de vidrio se coloca verticalmente,
en contacto con un líquido como el agua, se forma un menisco cóncavo; la tensión superficial succiona la columna líquida hacia
arriba hasta que el peso del líquido sea suficiente para que la fuerza de la gravedad se equilibre con las fuerzas intermoleculares.
Cuanto más pequeño es el diámetro del tubo capilar mayor será la presión capilar y la altura alcanzada.
RESISTIVIDAD
DEFINICIÓN
Se llama resistividad a la capacidad que una substancia tiene de resistir o impedir el flujo de una corriente eléctrica, es decir al grado de dificultad que encuentran los electrones en sus desplazamientos.
Un valor alto de resistividad indica que el material es mal conductor.
Litología
Porosidad
Salinidad de las soluciones acuosas
Porcentaje de Saturación
Temperatura
Presión
FACTORES QUE INFLUYEN EN LA RESISTIVIDAD
Factor de resistividad de la formación
• Es la relación que existe entre la resistividad de una formación saturada en 100% de agua (Ro) y la resistividad del agua
Índice de resistividad
• Es la relación que existe entre la resistividad real de la formación (Rt) y la resistividad de una formación saturada en 100% de agua (Ro)
MÉTODOS DE DETERMINACIÓN DE LA RESISTIVIDAD
Métodos de determinación de la resistividadRegistros eléctricos
•El registro consiste en una curva SP, y una combinación de curvas de resistividad que reciben el nombre de normal o lateral según la configuración de los electrodos.
Registro de inducción •El registro de inducción eléctrica como su nombre lo indica, es una combinación de curvas eléctricas y de inducción por lo tanto. Mide la conductividad de la formación y es muy efectivo en formaciones con porosidad intermedia a alta.
Registro de guarda •Se obtiene mediante Un Instrumento lo que enfoca una corriente. Su utilidad principal es en lodos conductivos, estratos delgados y formaciones alta resistividad.
MOJABILIDAD
La mojabilidad es la preferencia de un sólido por estar en contacto con un
fluido en lugar de otro. Una gota de un fluido preferentemente mojante va a desplazar a otro fluido dispersándose
por la superficie
Gota de petróleo -verde- en una superficie sólida mojada por agua -azul- (izquierda), mojada por petróleo (derecha)
o con mojabilidad intermedia (centro).
Tabla donde se exponen los diferentes ángulos de contacto y suscorrespondientes interacciones sólido/líquido y líquido/líquido.
Ángulo de contacto Grado demojabilidad
Fuerzasintermoleculares:
S/Linteracciones
L/Linteracciones
θ = 0 Perfecta fuerte débil
0 < θ < 90° Altafuerte fuerte
débil débil
90° ≤ θ < 180° Baja débil fuerte
θ = 180° Nula débil fuerte
Características de Yacimientos hidrófilos (Mojabilidad por agua)
Poseen un ángulo de contacto θ menor a 90º.
La mayoría de los yacimientos petrolíferos son hidrófilos.