módulo ii propiedades de las rocas
Post on 18-Jun-2015
3.178 Views
Preview:
DESCRIPTION
TRANSCRIPT
Evaluación de Formaciones 2009 -II Prof. L. Javier Miranda
MÓDULO II
PROPIEDADES DE LAS ROCAS
Evaluación de Formaciones 2009 -II Prof. L. Javier Miranda
Módulo 1
Módulo 2
Módulo 3
Parte 1Parte 1 : Introducci: Introduccióónn
Parte 2Parte 2 : Revisi: Revisióón de Registros de Pozosn de Registros de Pozos
Parte 3Parte 3 : Porosidad: Porosidad
Parte 4Parte 4 : Permeabilidad: Permeabilidad
Parte 5Parte 5 : Saturaci: Saturacióón de Fluidosn de Fluidos
Parte 6Parte 6 : Otras Propiedades Petrof: Otras Propiedades Petrofíísicas sicas
Parte 7Parte 7 : Evaluaci: Evaluacióón de Formaciones Integrada con Registros de Pozos, Datos de n de Formaciones Integrada con Registros de Pozos, Datos de
NNúúcleo, Pruebas de Presicleo, Pruebas de Presióón y Datos de Produccin y Datos de Produccióón n
Parte 8Parte 8 : Nuevas Tecnolog: Nuevas Tecnologíías y Metodologas y Metodologííasas
Contenido
25%25%
Evaluación de Formaciones 2009 -II Prof. L. Javier Miranda
Evaluación de Formaciones
• Concepto?• Es el análisis e interpretación integrada de
información de registros de pozos, datos de núcleos, pruebas de formación y comportamiento de producción de pozos para la descripción de la roca yacimiento y los fluidos que la saturan así como la interacción entre estos.
Evaluación de Formaciones 2009 -II Prof. L. Javier Miranda
Contenido
• Introducción a Análisis de Núcleos• Parte 3 : Porosidad• Parte 4 : Permeabilidad• Parte 5 : Saturación de Fluidos• Parte 6 : Otras Propiedades
Petrofísicas• Análisis Especiales de Núcleos
Evaluación de Formaciones 2009 -II Prof. L. Javier Miranda
CONTENIDOIntroducción
Análisis Convencionales de núcleos
Mediciones de Porosidad y Densidad de Granos
Permeabilidad al gas en estado estable
Saturaciones de fluidos
Análisis Especiales de núcleos
Porosidad y permeabilidad a presión de sobrecarga
Propiedades eléctricas
Presión capilar
Permeabilidad relativa
Evaluación de Formaciones 2009 -II Prof. L. Javier Miranda
Análisis de Núcleos¿Por qué cortar un núcleo?
Para adquirir datos experimentales medidos directamente sobre la roca que permitan determinar los parámetros utilizados para desarrollar y gerenciar un yacimiento de hidrocarburos desde su descubrimiento inicial hasta su última etapa de madurez.
Para calibrar los registros de pozos en la determinación de reservas de hidrocarburos.
Para proveer los parámetros de entrada de la simulación numérica de yacimientos.
Evaluación de Formaciones 2009 -II Prof. L. Javier Miranda
Introducción a los análisis de núcleos
Involucran técnicas usadas para obtener propiedades de la formación a partir del material rocoso tomado del hoyo.
Las mediciones son hechas sobre muestras del núcleo extraído.
La muestra debe ser mantenida o ser llevada a un estado que sea representativo del estado del material en la formación.
Las mediciones van desde las determinaciones más sencillas de porosidad hasta las mediciones más complicadas tales como mediciones de permeabilidad relativa de tres fases a condiciones de yacimiento.
Evaluación de Formaciones 2009 -II Prof. L. Javier Miranda
Descripción detallada del ambiente y el marco geológico incluyendo la variación de la litología, la composición de la roca y el tipo de roca a lo largo del núcleo.
Se puede obtener información petrográfica importante de la evaluación microscópica del material del núcleo, utilizando técnicas como secciones finas, microscopía electrónica de barrido (SEM), Difracción de rayos X (XRD)
Valores de rutina de las propiedades petrofísicas de la formación como una función de la profundidad: porosidad, permeabilidad, densidad de granos, saturaciones de agua y de petróleo.
Beneficios de los análisis de núcleos
Evaluación de Formaciones 2009 -II Prof. L. Javier Miranda
Beneficios de los análisis de núcleos (2)Valores de los parámetros de interpretación de registros: exponente de cementación de Archie, m, exponente de saturación de Archie, n, parámetros de Waxman-Smits, conductividad de las arcillas, m* y n*, densidades de granos y de fluidos.
Distribución de fluidos dentro de la columna de hidrocarburos a partir de las mediciones de presión capilar.
Datos de distribución del tamaño de grano para aplicaciones de la ingeniería de petróleo en los programas de completación de pozos y para aplicaciones geológicas en la determinación de la heterogeneidad y el ambiente depositacional.
Evaluación de Formaciones 2009 -II Prof. L. Javier Miranda
Beneficios de los análisis de núcleos (3)Valores de propiedades especiales de formación para la ingeniería de yacimientos tales como: humectabilidad, permeabilidad relativa, permeabilidad efectiva al petróleo, permeabilidad efectiva al agua, saturación de agua inicial, saturación residual de petróleo.
Valores de propiedades de formaciones de exploración: velocidad acústica compresional y de cizalla, impedancia acústica.
Valores de los parámetros mecánicos de la roca utilizados en la ingeniería de producción y en el diseño de las plataformas: esfuerzo de las rocas, compresibilidad, compactación, sensitividad al influjo de agua.
Evaluación de Formaciones 2009 -II Prof. L. Javier Miranda
Beneficios de los análisis de núcleos (4)
Pruebas de rocas no-yacimiento, análisis del sello y análisis de roca a madre.
Las mediciones de fluido también son importantes para proveer una idea más completa del ambiente en el hoyo. Las propiedades de la salmuera tales como composición y conductividad, propiedades del petróleo tales como viscosidad y la identificación de gas/petróleo utilizando Cromatografía de Líquidos a Alta Presión.
Las mediciones de la tensión interfacial entre el petróleo y el agua utilizados en el escalamiento de las curvas de presión capilar mercurio/aire a sistemas petróleo/agua
Evaluación de Formaciones 2009 -II Prof. L. Javier Miranda
Análisis Convencionales de Núcleos
• Mediciones de Porosidad y Densidad de Granos
• Permeabilidad al gas en estado estable
• Saturaciones de fluidos
Evaluación de Formaciones 2009 -II Prof. L. Javier Miranda
Se define como la razón del espacio vacío (poroso) en una roca, a su volumen total. Esta relación es comúnmente expresada como una fracción o porcentaje y es una medida cuantitativa del espacio disponible que tiene la roca para almacenar fluidos
φ=(Volumen Poroso/ Volumen Total) x 100
El volumen poroso (Vp) es la diferencia entre el volumen total (Vt) y el volumen ocupado por los granos de roca (Vg)
Vp= Vt-Vg
Granos
Espacio Poroso
Secciónfina de una
arenisca
Definición de Porosidad (Ø)
Evaluación de Formaciones 2009 -II Prof. L. Javier Miranda
Definición de Porosidad
Evaluación de Formaciones 2009 -II Prof. L. Javier Miranda
Tipos de Porosidad
-De acuerdo a su origen:
a) Primaria: Desarrollada durante la depositación del material que dió origen a la roca. Se refiere a la porosidad intergranular que existe básicamente en areniscas y la porosidad intercristalina presente en algunas calizas.
b) Secundaria o Inducida: Es la que se ha formado por procesos (químicos o mecánicos) posteriores a la litificación de los sedimentos, tales como disolución o fracturamiento.
-De acuerdo a la conectividad de los poros:
a) Absoluta: Representa el volumen poroso total de la roca, tanto de poros conectados como no conectados.
b) Efectiva: Es la fracción del volumen poroso total ocupado solo por poros interconectados. Es el parámetro adecuado para cuantificar reservas de hidrocarburos, pues representa el volumen interconectado a través del cual se pueden mover los fluidos.
Evaluación de Formaciones 2009 -II Prof. L. Javier Miranda
Factores que afectan la porosidad
- Selección: Se refiere al grado de distribución de tamaño de granos. Mientras más uniformidad en el tamaño de granos, mayor la porosidad.
- Esfericidad: La porosidad disminuirá mientras más irregular sea la forma de los granos, ya que tienden a ocupar más espacio poroso; granos con mayor esfericidad, independientemente de su tamaño, arrojarán porosidades más altas.
Reducción de porosidad
Baja Esfericidad, baja φ Alta Esfericidad, alta φ
Evaluación de Formaciones 2009 -II Prof. L. Javier Miranda
Factores que afectan la porosidad (Cont.)
- Tipo de empaque de los granos: Dependiendo del tipo de arreglo geométrico de los granos (cúbico, romboédrico), la porosidad variará. Ej.: para el caso de un empaque cúbico, se tiene
φ ≅ 47.6% Este valor es independiente del radio de las esferas, solo depende del tipo de empaque
Esta porosidad representa el máximo valor que se puede alcanzar
Volumen del cubo, Vc = (2r)3= 8r3
Volumen de granos, Vg = (1/8) * (4π r3/3)*8
Vg = 4πr3/3
Por definición, la porosidad es:
476.05236.0183
4
11 3
3
=−=−=−=−
=r
r
VcVg
VcVgVc
π
φ
Evaluación de Formaciones 2009 -II Prof. L. Javier Miranda
Efecto de Distribución y Tamaño de Grano en la Porosidad
Evaluación de Formaciones 2009 -II Prof. L. Javier Miranda
Volumen Poroso en Rocas
Evaluación de Formaciones 2009 -II Prof. L. Javier Miranda
Ejercicio: Cálculo de Porosidad Efectiva (Práctica en casa)
L= 6 cm, d= 3 cm
φefe = (Vw/Vt) x 100 = (12.1/42.4)x100 = 28.5 %
El volumen de agua que entra en el tapón representa el volumen poroso efectivo o disponible para almacenar fluidos
Vt=Volumen Cilindro = π Ld 2/4= π (6 cm)(3 cm)2/4 = 42.4 cm3
La porosidad efectiva es:
L
d
Peso de la muestra seca = 168 gr
La muestra es saturada 100% con agua destilada (ρw=1 g/cm3)
Peso de la muestra saturada con agua = 180.1 gr
Volumen de Agua = (Peso muestra saturada-Peso muestra seca)/ ρw
= (180.1 gr-168 gr)/1 g/cm3= 12.1 cm3
Evaluación de Formaciones 2009 -II Prof. L. Javier Miranda
Datos:
Pm= 50 Gramos
Muestra de arenisca:
ρm= 2.65 Gr/cm3
Vm = Pm / ρm =50 g / 2,65 g/cm3 = 18,86 cm3
H2 x Área = V2
V2 - V1 = VtH1= 6 cm. V1= 6x20 ; V1= 120 cm3
H2= 7.2 cm. V2= 7.2x20 ; V2= 144 cm3
Vt= 144 – 120= 24 cm3
( )VtotalVmuestra
=%φ
Se tiene una muestras de arenisca de forma irregular y con un peso de 50 gramos. Determinar la porosidad de la muestra y cual tipo de porosidad se está midiendo?
H1 x Área = V1
Área = 20 cm2
H2
( ) %4.2124
86,1824% 3
33
=−
=cm
cmcmφ
En casa . . .
Evaluación de Formaciones 2009 -II Prof. L. Javier Miranda
Porosidad y Densidad de granos• Volumen de roca por flotación en mercurio
Se sumerge una muestra limpia, seca y consolidada en mercurio. Se mide el peso de la muestra y se usa el principio de Arquímedes para determinar el volumen de roca.
Observaciones
Simplicidad y rapidez.
Se puede cometer un error significativo si existen poros muy grandes, por ejemplo en una muestra con presencia de vugas.
Los errores se minimizan al usar muestras perfectamente cilíndricas y al envolverlas con una película ajustada antes de la medición.
Para los carbonatos que están particularmente fracturados y con vugas, se pueden obtener mediciones más representativas del volumen de roca al realizar análisis de núcleos a diámetro completo.
Precisión
0,01 ml.
Evaluación de Formaciones 2009 -II Prof. L. Javier Miranda
Porosidad y Densidad de granos• Volumen de roca por desplazamiento de mercurio
Se sumerge una muestra limpia, seca y consolidada en mercurio y se determina el volumen de mercurio desplazado por el desplazamiento de un pistón.
Observaciones
Esta es una técnica aceptable
Asegúrese de que no hay una altura significativa de mercurio sobre lasuperficie de la muestra durante la medición. Por esta razón, se prefiere el volumen de roca por flotación en mercurio.
Se puede cometer un error significativo si existen poros muy grandes, por ejemplo en una muestra con presencia de vugas.
Para los carbonatos que están particularmente fracturados y con vugas, se pueden obtener mediciones más representativas del volumen de roca al realizar análisis de núcleos a diámetro completo.
Precisión
0,01 ml.
Evaluación de Formaciones 2009 -II Prof. L. Javier Miranda
• Volumen de roca por Calibrador
Se utiliza un calibrador para medir las dimensiones de la muestra y calcular el volumen de roca.
Observaciones
Esta es una técnica aceptable para muestras de formas regulares.
Este método es ligeramente más rápido que el desplazamiento de mercurio pero es menos exacto.
Se puede usar en casos donde existen poros de gran tamaño y vugas.
Precisión
0,15 ml (el cual es equivalente a una precisión de porosidad de 1% para una muestra de 20% de porosidad.
Porosidad y Densidad de granos
Evaluación de Formaciones 2009 -II Prof. L. Javier Miranda
• Volumen poroso por Saturación de líquido
Se mide el peso de una muestra limpia, seca y consolidada antes de que la muestra está 100% saturada con un fluido, bien sea salmuera o un solvente orgánico. Se mide el peso saturado y se determina el volumen poroso a partir de los pesos seco y saturado y de la densidad del fluido saturante.
Observaciones
Esta es una técnica aceptable aunque se deba tener cuidado para evitar errores de manipulación que puedan acarrearse al medir el peso saturado si las gotas de un extraño fluido se adhieren a la superficie de la muestra o si la muestra no está completamente saturada.
Se mide directamente el volumen poroso.
Sólo para muestras consolidadas.
Precisión
0,01 ml (el cual es equivalente a una precisión de porosidad de 0,2% para una muestra de 20% de porosidad)
Porosidad y Densidad de granos
Evaluación de Formaciones 2009 -II Prof. L. Javier Miranda
• Densidad de granos por picnómetro
Se colocan de 5 a 10 gramos de muestra (inconsolidada o triturada) limpia y seca en un picnómetro (el cual es un pequeño frasco de vidrio de peso conocido correctamente calibrado por volumen). Después de pesarlo, el picnómetro se llena con tolueno o kerosén, y el solvente es librado de gas. El peso del picnómetro, la muestra y el solvente se determina luego a una temperatura conocida. La densidad de granos se calcula de los pesos, el volumen del picnómetro y la densidad del solvente.
ObservacionesTécnica recomendada para la determinación de la densidad de granos para material consolidado y no consolidado. La técnica es recomendada por su exactitud.
La técnica es destructiva.
Se utilizan desniveles de muestras o las piezas terminales de los tapones.
El control de temperatura es crítico.
Con frecuencia se usan picnómetros automáticos donde el control de la temperatura es menos crítico.
Precisión0,002 g/ml (usada para calibrar otros métodos de densidad de granos)
Porosidad y Densidad de granos
Evaluación de Formaciones 2009 -II Prof. L. Javier Miranda
Porosidad y Densidad de granos• Volumen de granos por flotación
Se pesa una muestra 100% saturada con un solvente como cloroetano o tolueno. La muestra saturada se sumerge en un baño del mismo solvente y es re-pesada mientras está suspendida por debajo de la superficie del solvente. El volumen de granos se calcula a partir de los pesos seco y saturado y la densidad del solvente de acuerdo al principio de Arquímedes.
Observaciones
Esta es la técnica más recomendada
Sólo para muestras consolidadas
El control de la temperatura es crítico.
Precisión
0,005 ml (el cual es equivalente a una precisión de porosidad de 0,1% para una muestra de 20% de porosidad).
Puede cometerse un error si la muestra no está completamente saturada.
Evaluación de Formaciones 2009 -II Prof. L. Javier Miranda
Porosidad y Densidad de granos• Volumen de granos por la porosimetría de la ley de Boyle
Un porosímetro de la ley de Boyle determina volúmenes por el principio de la expansión de gas. Este consiste en dos cámaras, una cámara de referencia y la cámara de la muestra de volumen conocido, la cual puede estar aislada. El gas Helio, a una presión inicial preestablecida, se expande desde la celda de referencia hacia lacelda evacuada de la muestra, la cual contiene a la muestra limpia, seca y de volumen de granos desconocido. Se mide la presión final de equilibrio y se puede determinar el volumen de granos utilizado la ley de Boyle.
Observaciones
Se requiere de suficiente tiempo para alcanzar la presión de equilibrio, de otra manera la porosidad y la densidad de granos pueden ser subestimadas particularmente para las muestras de baja permeabilidad.
La técnica no es destructiva para muestras consolidadas.
Pueden medirse tanto las muestras consolidadas como las no consolidadas. Las muestras inconsolidadas se ubican en una copa de volumen conocido
Evaluación de Formaciones 2009 -II Prof. L. Javier Miranda
• Volumen de granos con porosímetro aplicando la Ley de Boyle (1662)Precisión
0,025 ml (el cual es equivalente a una precisión de porosidad de 0,5% para una muestra de 20% de porosidad).
Porosidad y Densidad de granos
Evaluación de Formaciones 2009 -II Prof. L. Javier Miranda
Es una medida de la capacidad que ofrece el medio poroso de una roca de permitir el paso de fluidos a través de ella, es decir, una medida de la conductividad del medio poroso. Es directamente proporcional a la porosidad efectiva, más no necesariamente a la porosidad total.
La permeabilidad absoluta se define como la capacidad de la roca para permitir el flujo de un fluido, cuando ese fluido está saturando 100% el volumen poroso interconectado.
La permeabilidad se expresa en Darcys (D) o milidarcies (mD)
Permeabilidad (k)
Evaluación de Formaciones 2009 -II Prof. L. Javier Miranda
La permeabilidad está afectada por:
- Tamaño de los granos: A mayor tamaño y uniformidad de granos, mayor permeabilidad.
- Cementación: En aquellas rocas con pobre cementación o poco consolidadas, habrámayor permeabilidad.
- Profundidad: A mayor presión de sobrecarga, mayor compresión del volumen poroso, y por ende, menor permeabilidad.
Permeabilidad (k) (Cont.)
Evaluación de Formaciones 2009 -II Prof. L. Javier Miranda
Permeabilidad (k) (Cont.)
Evaluación de Formaciones 2009 -II Prof. L. Javier Miranda
Permeabilidad (k) (Cont.)
Evaluación de Formaciones 2009 -II Prof. L. Javier Miranda
Relación entre Porosidad y Permeabilidad?
Evaluación de Formaciones 2009 -II Prof. L. Javier Miranda
Relación entre Porosidad y Permeabilidad?
Distribución de Tamaño de Poro:Relación Superficie-Volumen,Conectividad de Poros y Permeabilidad.
Evaluación de Formaciones 2009 -II Prof. L. Javier Miranda
Relación entre Porosidad y Permeabilidad?
Relación entre Tamaño de Grano, Forma del Grano, Empaque del Grano, Tamaño de Poro, Tamaño de Garganta de Poro, y Tortuosidad: Influencia de la Permeabilidad y la Presión Capilar
Evaluación de Formaciones 2009 -II Prof. L. Javier Miranda
Relación entre Porosidad y Permeabilidad?
Relación entre Distribución de Tamaño de Grano, Distribución de Tamaño de Poro, Distribución de Tamaño de Garganta de Poro, y Tortuosidad: Influencia sobre la Permeabilidad y la Presión Capilar
Evaluación de Formaciones 2009 -II Prof. L. Javier Miranda
Relación entre Porosidad y Permeabilidad?
Relación entre Humectabilidad, Distribución de Tamaño de Garganta de Poro, Distribución de Fluidos, y Tortuosidad sobre la Permeabilidad, Permeabilidad Relativa y Presión Capilar.
Evaluación de Formaciones 2009 -II Prof. L. Javier Miranda
Relación entre Porosidad y Permeabilidad?
Relación entre Humectabilidad, Distribución de Tamaño de Garganta de Poro, Distribución de Fluidos, y Tortuosidad sobre la Permeabilidad, Permeabilidad Relativa y Presión Capilar.
Evaluación de Formaciones 2009 -II Prof. L. Javier Miranda
Relación entre Porosidad y Permeabilidad?
Distribución de Tamaño de Poro y Conectividad en Carbonatos.
Evaluación de Formaciones 2009 -II Prof. L. Javier Miranda
Relación entre Porosidad y Permeabilidad?
Distribución de Tamaño de Poro y Conectividad en Carbonatos.
Evaluación de Formaciones 2009 -II Prof. L. Javier Miranda
Efecto del Tamaño y Forma de Grano sobre la Permeabilidad
Evaluación de Formaciones 2009 -II Prof. L. Javier Miranda
Relación entre Porosidad y Permeabilidad?
Impacto del Tamaño de Grano, Escogimiento, Arcilla y Cemento Intersticial sobre las tendencias de Porosidad y Permeabilidad en rocas clásticas (Nelson, 1994).
Evaluación de Formaciones 2009 -II Prof. L. Javier Miranda
Relación entre Porosidad y Permeabilidad?
Muestras de Núcleo de tres (3) yacimientos clásticos (Timur, 1968).
Evaluación de Formaciones 2009 -II Prof. L. Javier Miranda
Relación entre Porosidad y Permeabilidad?
Correlaciones de Permeabilidad: Timur, 1968 (Empírica)Coates & Dumanoir,1974 (Obtenida de modelos)
Ecuaciones obtenidas mediante modelos muestran similitud con ecuaciones empíricas
Evaluación de Formaciones 2009 -II Prof. L. Javier Miranda
Se refiere al grado de heterogeneidad en la distribución espacial (vertical y horizontal) de la permeabilidad que existe en el medio poroso.
Variaciones en tamaño de grano y tipo de roca ocasionan cambios espaciales en la permeabilidad. Usualmente la permeabilidad en la dirección paralela a los estratos (kh) es mayor que la permeabilidad vertical (kv).
Esta dependencia en la dirección es lo que se conoce como anisotropía y es cuantificada por la relación kv / kh . Este parámetro es usualmente menor que 1 y mientras más pequeño sea, mayor será el grado de anisotropía.
Anisotropía
Evaluación de Formaciones 2009 -II Prof. L. Javier Miranda
Efecto de heterogeneidad en procesos de desplazamiento(Tomado de www.slb.com/media)
kh
kv
Capas delgadasreducen
permeabilidad verticalkh > kv
(Tomado de www.slb.com/media )
Anisotropía (Cont.)
Evaluación de Formaciones 2009 -II Prof. L. Javier Miranda
Anisotropía (Cont.)
Evaluación de Formaciones 2009 -II Prof. L. Javier Miranda
Anisotropía (Cont.)Kv y Kh: Dependencia en la escala
Evaluación de Formaciones 2009 -II Prof. L. Javier Miranda
Tensor vs. Escalar
Evaluación de Formaciones 2009 -II Prof. L. Javier Miranda
-Mide variación de permeabilidad, y por ende, la heterogeneidad del yacimiento
-Utiliza datos de muestras de núcleo y se grafican en papel log probabilístico la permeabilidad de cada muestra vs. el porcentaje acumulado
(Tomado de Ferrer, M. Inyección de Agua y Gas en YacimientosPetrolíferos, 2001)
-Valores de permeabilidad en orden decreciente
- Se traza la mejor recta tomando en cuenta puntos entre 20% y 80%
50
84.150
kkkV −
=
Coeficiente de Variación de Permeabilidad (V)
Si V = 0 (Yacimiento Homogéneo)
Si V ≅ 1 (Yacimiento Heterogéneo)
Coeficiente de Dykstra-Parsons (Yac. I)
Evaluación de Formaciones 2009 -II Prof. L. Javier Miranda
•Formulada en 1856 por H. Darcy
(Tomado de Amix J, Petroleum Reservoir Engineering, 1988 )
•Flujo de agua a través de filtros de arena
•Agua saturando 100% el sistema
K es una constante de proporcionalidad característica del paquete de arena
Investigaciones posteriores demostraron que K ≅ k / µ (Movilidad)
Ley de Darcy (Yac. I)
Henry Darcy, Les Fontaines Publiques de la Villede Dijon ("The Public Fountains of the Town ofDijon"), Dalmont, Paris (1856)
Evaluación de Formaciones 2009 -II Prof. L. Javier Miranda
Forma Generalizada de la Ley de Darcy
donde:
s = distancia en dirección del flujo, cm
vs= Q/A, Velocidad de Flujo a lo largo de “s”, cm/s
z = Coordenada vertical, cm
ρ= Densidad del fluido, gr/cm3
g= Aceleración de la gravedad, 980.665 cm/s2
dP/ds = Gradiente de presión a lo largo de la dirección “s”, atm/cm
µ= Viscosidad del fluido, cp
k= Permeabilidad del medio, Darcys
−−= −6
s x10dsdz
1.0133ρg
dsdP
µkv
s
-z
+z+x
+y
A
vs
(Ec. 1)
Ley de Darcy (Cont.)
Evaluación de Formaciones 2009 -II Prof. L. Javier Miranda
Dimensión de la permeabilidad
1 Darcy se define como:
Un medio poroso tiene una permeabilidad de 1 Darcy cuando un fluido monofásico de 1 cp de viscosidad, que satura 100% el espacio poroso, fluye con una tasa de 1 cm3/s a través de un área transversal de 1 cm2, bajo un gradiente de presión de 1 atm/cm
Sea L: LongitudM: MasaT: Tiempo
De la Ec. 1
TLvs =
LTMµ = 3L
Mρ =
2LTMP = 22TL
MdsdP
=
2TLg =
aladimensiondsdz
=
Sustituyendo en Ec. 1
−= 2322/T
LTL
LM
TLM
LTMk
22TLkLT
TL
= ⇒ 22
23
LTLTLk ==
−−= −6
s x10dsdz
1.0133ρg
dsdP
µkv
Ley de Darcy (Cont.)
Evaluación de Formaciones 2009 -II Prof. L. Javier Miranda
-Fluido Incompresible
-Para flujo horizontal:
dz/ds = 0
dP/ds = dP/dx
La Ec. General de Darcy queda entonces de la siguiente forma:
dxdP
µk
AQvs −==
dPµkdx
AQ
−=
Separando variables e integrando:
P1
P2
∫∫ −=2
1
P
P
L
0
dPµkdx
AQ
)(µk)0(
AQ
12 PPL −−=−⇒
)(µLkAQ 21 PP −=
(Tomado de Amix J, Petroleum Reservoir Engineering, 1988 )
Ley de Darcy para Flujo Horizontal (Yac. I)
Evaluación de Formaciones 2009 -II Prof. L. Javier Miranda
-Fluido Incompresible
-Para flujo radial:
ds = dr dz/ds = 0
dP/ds = dP/dr
La Ec. General de Darcy queda entonces de la siguiente forma:
drdP
µk
AQvs −==
rh2A π=
⇒
Pero
drdP
µk
rh2Q
=π
dPµhk2
rdrQ π
=
Sustituyendo
(Sección Lateral del Cilindro)
(Tomado de Amix J, Petroleum Reservoir Engineering, 1988 )
Ley de Darcy para Flujo Radial (Yac. I)
Evaluación de Formaciones 2009 -II Prof. L. Javier Miranda
Separando variables e integrando:
∫∫ =Pe
Pw
r
r
dPµhk2
rdrQ
e
w
π
[ ] Pw)(Peµ
2)ln(r-)ln(rQ we −=hkπ
)/rln(rµ Pw)(Pe2Q
we
−=
hkπ
donde:Q = Tasa de Flujo, cm3/s
h = Espesor de arena, cm
Pe= Presión en el límite exterior, atm
Pw = Presión en el límite interior, atm
re = Radio externo, cm
rw = Radio interno, cm
(Tomado de Amix J, Petroleum Reservoir Engineering, 1988 )
Ley de Darcy para Flujo Radial (Cont.)
Evaluación de Formaciones 2009 -II Prof. L. Javier Miranda
Unidades de Campo
)/rln(rµ Pw)7.082hk(PeQ
we
−=
donde:
Q en barriles por día (Bls/dia)
A en pies cuadrados (pies2)
P1 , P2 Presión de entrada y salida (lpca) L en pies
K en darcy
- Para Flujo Horizontal
)(µLkA1271.1Q 21 PP −=
- Para Flujo RadialQ en barriles por día (Bls/dia)
h en pies
Pe , Pw Presión en los límites (lpca)
re , rw Radios externo e interno,
en unidades consistentes
Ley de Darcy (Cont.)
Evaluación de Formaciones 2009 -II Prof. L. Javier Miranda
Qt= Q1+Q2+Q3+……+Qn
Estratos en paralelo, flujo horizontal
ht= h1+h2+h3+……+hn
)P(PµLwhkQ 21
tt −=
)P(PµLwhkQ 21
iii −=
=− )P(PµLwhk
21t )P(P
µLwhk
2111 − )P(P
µLwhk
2122 −+ )P(P
µLwhk
2133 −+
Sustituyendo
Agrupando
=−
µL)Pw(Phk 21
t ( )33221121 hkhkhk
µL)Pw(P
++−
⇒∑
∑
=
== n
ii
n
iii
h
hk
1
1k( ))hh(hhkhkhkk
321
332211
++++
= ⇒
En forma general
k Permeabilidad Promedio
Permeabilidad de Estratos Combinados (Yac. I)
Evaluación de Formaciones 2009 -II Prof. L. Javier Miranda
∆Pt= (P1-P4)= ∆P1 + ∆P2 + ∆P3+…….+ ∆Pt
Estratos en serie, flujo horizontal
Lt= L1+L2+L3+……+Ln
whLQ t
kPt
µ=∆
Sustituyendo
Agrupando
⇒ ⇒
En forma general
whkLQ
i
iiµ=∆ iP
pero Q = Q1=Q2=Q3= Qn=wh
LQ t
kµ
whkLQ
1
11µwhkLQ
2
22µ+
whkLQ
3
33µ+
=
k
tLwhQµ
++
3
3
2
2
1
1 LLLwhQ
kkkµ
++
=
3
3
2
2
1
1
tL
kL
kL
kL
k
∑
∑
=
=
=
n
1i i
i
n
1ii
kL
Lk
k Permeabilidad Promedio
Permeabilidad de Estratos Combinados (Cont.)
Evaluación de Formaciones 2009 -II Prof. L. Javier Miranda
Ejercicio (Revisar en casa! Se tiene una formación con los siguientes
estratos en paralelo (de arriba hacia abajo):
Arenisca: h1= 20 ft, k1=0.8 darcy
Capa de lutita: 2 ft, k2= 0.001 darcy
Arenisca: 10 ft, k3= 1.5 darcy
∑
∑
=
== n
ii
n
iii
h
hk
1
1k
Usando la Ec. Para Flujo Horizontal en Unidades de Campo
Cual es la permeabilidad promedio de la formación?Si un crudo de viscosidad µ= 5.6 cp fluye horizontalmente por estos estratos, cual sería la tasa total de flujo?
0.969darcy10ft)2ft(20ft
1.5d)*10ft0.001d*2ft0.8d*(20ftk =++
++=
P2=1500 lpcP1=2000 lpc
w=50 ftL=300 ft
)(µL
kwh1271.1Q 21t PP −= )15002000(300 x 5.6
32 x 50 x 0.9691271.1Qt −=⇒
520Bls/díaQt =
Evaluación de Formaciones 2009 -II Prof. L. Javier Miranda
Qt= Q1+Q2+Q3+……+Qn
Estratos en paralelo, flujo radial
ht= h1+h2+h3+……+hn
Sustituyendo
Agrupando
⇒∑
∑
=
== n
ii
n
iii
h
hk
1
1k( ))hh(hhkhkhkk
321
332211
++++
= ⇒
En forma general
)/rln(rµ Pw)(Pekh2Q
we
tt
−=
π
)/rln(rµ Pw)(Pekh2Q
we
iii
−=
π Para cada estrato
=−
)/rln(rµ Pw)(Pekh2
we
tπ)/rln(rµ Pw)(Pekh2
we
11 −π)/rln(rµ Pw)(Pekh2
we
22 −+
π)/rln(rµ Pw)(Pekh2
we
33 −+
π
=
− kh)/rln(rµ
Pw)(Pe2t
we
π )khkhk(h)/rln(rµ
Pw)(Pe2332211
we
++
−π
Permeabilidad de Estratos Combinados (Cont.)
Evaluación de Formaciones 2009 -II Prof. L. Javier Miranda
∆Pt= (Pe-Pw)= (Pe-Pr)+(Pr-Pw)Estratos en serie, flujo radial
Agrupando
⇒
Para fluido incompresible, Qt = Qr para cualquier “r”
Pe
Pr
Pw
kh2)/rln(rµ QPP
t
wetwe π
=−
=kh2
)/rln(rµ Q
t
wet
π
A partir de la Ec Darcy Flujo Radial
Entonces, sustituyendo
+et
1et
kh2)/rln(rµ Q
π rt
w1t
kh2)/rln(rµ Q
π
kekr
=
k
)/rln(rh2µ Q we
t
t
π
+
r
w1
e
1e
t
t
k)/rln(r
k)/rln(r
h2µ Q
π
=k
)/rln(r we
+
r
w1
e
1e
k)/rln(r
k)/rln(r
+
=
r
w1
e
1e
we
k)/rln(r
k)/rln(r
)/rln(rk
Qt
Permeabilidad de Estratos Combinados (Cont.)
Evaluación de Formaciones 2009 -II Prof. L. Javier Miranda
Pe
re=600 ft
Pw
K=?
Qt= 2500 Bls/dia
Se tiene un modelo de flujo radial para un pozo vertical, el cual penetra un estrato de espesor constante h= 30 ft y con un radio de drenaje de 600 ft.
Si existe un caida de presión de 500 lpc entre el borde externo y el pozo, lo que genera un tasa de 2500 Bls/dia, cual será la permeabilidad promedio del estrato?
rw = 8.5 pulg.
µ= 4.5 cp
Ejercicio para la casa!
rw =8.5 pulg.
h=30 ft
k=714 md
Evaluación de Formaciones 2009 -II Prof. L. Javier Miranda
-Permeabilidades absolutas usando gas son más altas que usando liquido
-Esta diferencia es debida al efecto de deslizamiento de las moléculas de gas fluyendo a través de las paredes de capilares.
-Efecto descubierto por Klinkenberg* en 1941
-Es función directa del tamaño de molecula de gas (diámetro de apertura media del capilar)
⇒
Gas
kg > kL
Para la misma Presión Media (Pm)
Líquido
vL (pared) = 0vg (pared) > 0
Efecto de Deslizamiento
P1P1 P2 P2
)(21
21 PPPm +=
Efecto de Deslizamiento por Gas (Yac. I)
* Klinkenberg, L. J.: 1941, The permeability of porous media to liquids and gases, Drilling and ProductionPractice, American Petroleum Inst., pp. 200–213
Evaluación de Formaciones 2009 -II Prof. L. Javier Miranda⇒
Si Pm se hace muy grande (Pm ≅ ∞) ⇒ 1/ Pm = 0
Bajo esta condición las moléculas de gas estarían tan comprimidas que su estructura se asemejaría a la de un líquido (incompresible). Por lo tanto kg ≅ kL
Gráfico de kg vs. 1/Pm
kg
1/Pm
Las rectas convergen en un mismo punto, el cual representa la permeabilidad equivalente líquida (kL)
Efecto de Deslizamiento por Gas (Yac. I)
Evaluación de Formaciones 2009 -II Prof. L. Javier Miranda
Métodos Usados Para Determinar Permeabilidad
• Pruebas de Pozos
• Probadores de Formación con Guaya
• Análisis Convencional de Núcleos
• Análisis Convencional de Núcleo Núcleo completo
Tapones de núcleo
Permeabilidad por sondeo
• Muestras de Pared
• Registros de PozosRMN
Ondas Stoneley
• Correlaciones
Evaluación de Formaciones 2009 -II Prof. L. Javier Miranda
• Permeabilidad al aire Se carga una muestra de núcleo (tapón) de longitud y diámetro conocido en un porta núcleo tipo “Hassler”. La muestra se somete a una presión de confinamiento baja (de aproximadamente 15 a 20 bar) para prevenir el flujo de gas alrededor de la muestra.
Se deja fluir el gas (aire o nitrógeno) a través de la muestra al aplicar presión diferencial sobre la misma. Se miden la tasa de flujo y la presión diferencial y se usan para determinar la permeabilidad de la muestra utilizando la ley de Darcy, la presión diferencial, las dimensiones de la muestra y la viscosidad delgas.
Presión de confinamiento
Permeabilidad al gas en estado estable
Evaluación de Formaciones 2009 -II Prof. L. Javier Miranda
Permeabilidad al gas en estado estable
• Permeabilidad al aireObservaciones
Esta es la técnica más recomendada. Se prefieren las permeabilidades al líquido pero son mucho más costosas.
Se pueden medir las muestras inconsolidadas pero pueden ocurrir problemas con comunicación lateral si la muestra no está revestida o si la presión de confinamiento aplicada es insuficiente. Las permeabilidades de las muestras inconsolidadas se miden mejor a condiciones de yacimiento.
Se debe especificar la orientación de la muestra de núcleo; la permeabilidad horizontal y vertical pueden ser muy diferentes. Si se requiere la anisotropía de permeabilidad, se deben medir las permeabilidades vertical y horizontal en muestras lo más cercanas posible la una de la otra, dentro del mismo tipo de roca.
PrecisiónLa precisión depende de la permeabilidad:0,01 - 1 mD Incertidumbre: +/- 20 %1 - 50 mD Incertidumbre : +/- 10 %50 – 2.000 mD Incertidumbre : +/- 5 %2 -10.000 mD Disminuye la incertidumbre con el incremento de permeabilidad.
Evaluación de Formaciones 2009 -II Prof. L. Javier Miranda
Permeabilidad al gas en estado estable• Permeabilidad por sondeo (Probe permeability)
En la permeabilidad por sondeo, el gas fluye desde la punta de un tubo de diámetro reducido (o sonda) que está sellado contra la superficie de un núcleo seccionado o completo. Se inyecta gas a una presión conocida desde la sonda hasta la muestra. La presión en la sonda se mide junto con la tasa de flujo de gas volumétrico correspondiente. La permeabilidad al gas se determina a partir de calibraciones basadas en la presión y en la tasa de flujo.
ObservacionesEsta es una técnica aceptada mientras se haga suficiente calibración.
La permeabilidad se localiza en la región cercana al sello.
El método no es destructivo.
Mientras la sonda sólo investiga un volumen de roca pequeño, la medición aplica bien para la investigación de la variación espacial de la permeabilidad en los núcleos. También se puede medir la variación de la permeabilidad direccional alrededor de la circunferencia de un núcleo completo.
Se puede medir un rango de permeabilidad de 1 a 10.000 mD.
La confiabilidad de los datos dependen enormemente de la condición del núcleo.
Los datos de permeabilidad pueden reflejar la permeabilidad efectiva a saturaciones parciales de líquidos.
Evaluación de Formaciones 2009 -II Prof. L. Javier Miranda
• Permeabilidad por sondeo (Probe permeability)
Precisión20% de la permeabilidad medida con calibración apropiada.
Permeabilidad al gas en estado estable
Evaluación de Formaciones 2009 -II Prof. L. Javier Miranda
Tendencias de Permeabilidad
Evaluación de Formaciones 2009 -II Prof. L. Javier Miranda
Saturación de Fluidos
Distribución de Fluidos en el Espacio Poroso
Evaluación de Formaciones 2009 -II Prof. L. Javier Miranda
• Saturación de fluidos por extracción Dean StarkLa extracción Dean Stark se basa en la destilación de la fracción de agua y la extracción del solvente de la fracción de petróleo de una muestra usando el aparato.
Observaciones
Dean Stark es la técnica recomendada para determinar la saturación de fluidos.
Dean Stark debe aplicarse tan pronto como sea posible después de la extracción del núcleo.
Usualmente las muestras consolidadas no sufren daño y pueden usarse para pruebas posteriores.
Pueden usarse muestras no consolidadas pero es difícil mantener su integridad.
Los solventes típicos son tolueno, xileno, clorofodmetanol.
Las saturaciones reportadas son a condiciones atmosféricas.
Una destilación extra de metanol se puede usar para remover las sales precipitadas que ocurren en muestras que contienen salmueras de alta salinidad.
Los tapones deben extraerse con aire y no con kerosén.
Precisión La reproducibilidad de la saturación de agua es 3%
Saturación de fluidos
Evaluación de Formaciones 2009 -II Prof. L. Javier Miranda
Saturación de fluidos• Método de la retorta o suma de fluidos
Las saturaciones de petróleo y agua se obtienen por un proceso de destilación retorta (pirogenación) a alta temperatura en el cual el petróleo y el agua contenida en una muestra fresca de material de núcleo triturado se evaporan, se condensan y se recolectan en un envase de vidrio calibrado.
ObservacionesEl método no es recomendado debido a las altas temperaturas de degradación del petróleo que causan que la saturación de petróleo sea muy alta.
El método es menos preciso que el Dean Stark
Los valores de porosidad y saturación se determinan al mismo tiempo.
Este método no debe usarse para muestras que contengan yeso o montmorillonita debido a que el agua asociada al mineral puede ser removida por las altas temperaturas induciendo a una saturación de agua inexacta.
Precisión Saturación de petróleo +/- 5% (del volumen poroso)Saturación de agua +/- 5% (del volumen poroso)Porosidad +/- 5 - 10 % del valor real
Evaluación de Formaciones 2009 -II Prof. L. Javier Miranda
Análisis Especiales de Núcleos
• Porosidad y Permeabilidad a presión de sobrecarga
• Propiedades eléctricas
• Presión capilar
• Permeabilidad relativa
Evaluación de Formaciones 2009 -II Prof. L. Javier Miranda
Porosidad y Permeabilidad a presión de sobrecarga
• Los valores de porosidad confinada son importantes para reproducir la porosidad de la formación, especialmente para muestras inconsolidadas o pobremente consolidadas.
• La dependencia del confinamiento sobre la porosidad esta determinada por la compresibilidad y puede ser un mecanismo de producción significativo.
• Las mediciones de permeabilidad son críticas para determinar el potencial de flujo del yacimiento
• La dependencia del confinamiento sobre la permeabilidad es importante para determinar las tasas de flujo en la vida de un yacimiento productor de petróleo.
Evaluación de Formaciones 2009 -II Prof. L. Javier Miranda
Porosidad confinada• Volumen poroso por saturación de líquidos
Se monta una muestra limpia, seca (consolidada) en una celda de confinamiento y saturada al vacío a una presión inicial. Las muestras inconsolidadas se montan congeladas, se dejan descongelar y se limpian a una presión inicial. Esta presión de confinamiento se aumenta por etapas y en cada etapa cambia la salmuera producida y se determina la longitud de la muestra. El volumen de la salmuera expelida se toma como el cambio en el volumen poroso.
ObservacionesTécnica recomendada.Medición directa del volumen poroso.Se asume que el volumen de granos es afectado por el incremento en la presión de confinamiento.La presión aplicada es usualmente hidrostática.Los tapones de baja permeabilidad requieren extender la evacuación para una saturación apropiada.Los valores de porosidad confinada se pueden usar para calcular la compresibilidad isostática.
Precisión0,01 ml en volumen poroso (lo cual equivale a una precisión de porosidad de 0,2 % de porosidad para una muestra 20% porosa).
Evaluación de Formaciones 2009 -II Prof. L. Javier Miranda
• Volumen poroso confinado por el porosímetro de la Ley de BoyleEs el mismo método que el del porosímetro de la Ley de Boyle para condiciones atmosféricas. Una muestra seca (consolidada) se monta en una celda confinada y se usa el porosímetro de la Ley de Boyle para determinar el volumen poroso. Las muestras inconsolidadas se montan congeladas, se descongelan y se limpian a una presión inicial antes de la medición.
ObservacionesEl porosímetro de la ley de Boyle es una técnica aceptable.Esta es una medida directa del volumen poroso.El porosímetro de la Ley de Boyle no se usa normalmente para determinar la dependencia de la porosidad al confinamiento.El equipo usado para la medición de las presiones capilares mercurio/aire bajo confinamiento permite que la porosidad sea medida simultáneamente tanto a condiciones atmosféricas como a confinamiento usando una celda hidrostática del porosímetro de helio.
Precisión0,02 ml en volumen poroso 0,5% del valor de la porosidad
Porosidad confinada
Evaluación de Formaciones 2009 -II Prof. L. Javier Miranda
Permeabilidad confinada• Permeabilidad confinada en estado estable
Se coloca una muestra limpia, seca, con dimensiones, porosidad y permeabilidad al aire conocidas en un porta núcleos hidrostático tipo Hassler (si se requiere la permeabilidad a la salmuera, la muestra se satura 100% con salmuera artificial de la formación). Las mediciones de los diferenciales de presión a través de la muestra, la presión promedio de los fluidos de poros y la tasa de flujo se determinan a cada etapa de incremento de la presión neta de confinamiento isostático. Se calcula la permeabilidad y se puede determinar una relación entre la presión de confinamiento y la permeabilidad.
Esquema del aparato para la permeabilidad confinada a la salmuera
Evaluación de Formaciones 2009 -II Prof. L. Javier Miranda
• Permeabilidad confinada en estado estable
ObservacionesMétodo recomendado para determinar la permeabilidad confinada.La composición iónica de la salmuera debe aproximarse a la del fluido original de la formación para evitar cualquier reacción con la roca.Los experimentos deben asegurar una tasa de flujo estable y caídas de presión a cada confinamiento.Se pueden usar muestras cilíndricas consolidadas e inconsolidadas.Se pueden usar muestras de 2.54 – 3.75 cm de diámetro y de 3 – 5 cm de longitud.La presión efectiva máxima es de 400 bar (5.800 lpc). La presión efectiva es la diferencia entre la presión de confinamiento y la presión de poros promedio de la muestra. Rango de permeabilidad: 0,001 mD – 10.000 mD.Cuando se utiliza gas, la permeabilidad al gas se puede medir simultáneamente tanto a condiciones atmosféricas como a confinamiento.Después de que se han medido un número considerable de muestras, se puede desarrollar una relación entre la permeabilidad al gas a presión efectiva en sitio y permeabilidad al gas estandarizada.Antes de la medición, se debe llevar a cabo una prueba piloto para determinar la tasa de flujo, la presión de poros promedio, la presión diferencial promedio para la cual el resbalamiento del gas y los efectos de turbulencias son despreciables.
PrecisiónAproximadamente entre 10 y 20% del valor real
Permeabilidad confinada
Evaluación de Formaciones 2009 -II Prof. L. Javier Miranda
Permeabilidad confinada•Permeabilidad de decaimiento de impulsoSe coloca una muestra limpia y seca en un porta núcleos tipo Hassler y es sometida a la presión efectiva de la formación. La presión de gas se aumenta hasta 100 bar. Se introduce un impulso de presión al incrementar la presión en el recipiente superior y luego se monitorea el regreso al equilibrio de la presión, la cual depende de la permeabilidad de la muestra. El método es apropiado para medir la permeabilidad al gas y la permeabilidad efectiva al gas en presencia de una fase líquida inmovible especialmente en rocas de baja permeabilidad.
Esquema del permeámetro de decaimiento de impulso
Evaluación de Formaciones 2009 -II Prof. L. Javier Miranda
• Permeabilidad de decaimiento de impulso
ObservacionesLa permeabilidad de decaimiento de impulso es recomendada para muestras de roca con permeabilidades inferiores a 1 mD.Este método se puede usar para determinar permeabilidades en el rango de 5x10-5
mD a 100 mD.Esta técnica es muy apropiada para muestras con baja permeabilidad y se ha usado efectivamente para caracterizar yacimientos apretados de gas.Los efectos de resbalamiento de gas son despreciables debido a las altas presiones de poros usadas y por lo tanto no se requiere la corrección de Klinkenberg.La permeabilidad de decaimiento de impulso no se usa normalmente para determinar la dependencia de la permeabilidad al confinamiento.La saturación de agua requerida se puede obtener por desaturación centrífugaLos laboratorios de núcleos CMS 300 usan la técnica de decaimiento de impulso.
PrecisiónAproximadamente entre 10 y 20% del valor real para muestras entre 0,01 mD y 100 mDPara permeabilidades inferiores a 0,01 mD se reduce la precisión.
Permeabilidad confinada
Evaluación de Formaciones 2009 -II Prof. L. Javier Miranda
• La medición de propiedades eléctricas es crítica para la evaluación apropiada de registros resistivos
• Mediciones y métodos:– Mediciones de muestras completamente saturadas de salmueras– Mediciones de sistemas con saturaciones parciales de salmuera– Métodos para la determinación de la capacidad de intercambio catiónico la
cual es un parámetro importante en la interpretación de registros resistivos de muestras arcillosas.
• Siempre se recomienda usar salmuera de la formación o una salmuera sintética representativa de la formación en las mediciones eléctricas
Propiedades eléctricas
Evaluación de Formaciones 2009 -II Prof. L. Javier Miranda
Nomenclatura
Sw = Saturación de aguam = Exponente de cementación m* = Exponente de cementación arcilloson = Exponente de saturaciónn* = Exponente de saturación arcillosoa = Coeficiente de tortuosidadφ = PorosidadRw = Resistividad de la salmuera del ensayo (ohm m)Cw = Conductividad de la salmuera del ensayo (mho cm-1)Ro = Resistividad de la muestra a Sw=1 (ohm m)Co = Conductividad de la roca 100 % saturada de agua (mho cm-1)Rt = Resistividad de la muestra a una Sw dada (ohm m)FRF = Factor de formaciónI = Índice de resistividadCEC = Capacidad de Intercambio Catiónico (meq/g)B = Conductancia equivalente de los cationes de intercambio de las arcillas (liter equiv-1 ohm-1 m-1)Qv = Concentración efectiva de los cationes de intercambio de las arcillas (meq ml-1)at at Sw=1
Propiedades eléctricas
Evaluación de Formaciones 2009 -II Prof. L. Javier Miranda
• Factor de Formación, FF, y Exponente de Cementación, mEl FF es la relación de la resistividad de la muestra 100% saturada de agua y la resistividad de la salmuera. Se vacía y se satura una muestra en una celda de presión hidrostática y se hace fluir una salmuera a través de la muestra hasta que se obtiene un valor de resistividad estable.
El FF, la porosidad confinada y el exponente de cementación se determinan en confinamiento al medir el cambio de la resistencia, longitud de la muestra y el volumen poroso.
ObservacionesEste es el único método directo para medir FF y m en confinamiento.Se pueden usar muestras tanto consolidadas como inconsolidadas.Generalmente se usan condiciones de confinamiento isostático.En muestras arcillosas, las arcillas contribuyen a la conductividad de la muestra.Los valores obtenidos de muestras arcillosas requieren una corrección por CEC.El modelo de Waxman-Smits corrige los valores medidos de resistividad por la presencia de arcilla.
Precisión2,5% del valor real (por ejemplo, aproximadamente 0,05 para un “m” de 2)
Propiedades eléctricas
w
o
RRFF =
Evaluación de Formaciones 2009 -II Prof. L. Javier Miranda
• Factor de Formación, FF, y Exponente de Cementación, m
Schematic of Formation Resistivity Factor Cell
Propiedades eléctricas
Evaluación de Formaciones 2009 -II Prof. L. Javier Miranda
Propiedades eléctricas• Índice de resistividad, I, y Exponente de Saturación, n
El índice de resistividad es la relación de la resistividad de una muestra, Rt, a una saturación de agua Sw, y la resistividad de una muestra completamente saturada con la misma salmuera, Ro.
Mientras la saturación de agua disminuye, la resistividad de la muestra aumenta al hidrocarburo reemplazar la salmuera dentro del espacio poroso de la muestra de roca. El propósito de las mediciones del índice de resistividades proveer la relación entre I y la saturación Sw, la cual puede ser crítica para la interpretación de registros de resistividad. Esta relación puede aproximarse por la ecuación de Archie, la cual es una expresión potencial y por lo tanto es lineal en un gráfico log-log.
o
T
RRI =
t
w
t
wm
nw R
RFRFRRaS ==
φ( )
( ) ( )φφ log
log
loglog
−=−= w
tR
RFRFm
( )wo
t
SR
R
nlog
log
−=
Evaluación de Formaciones 2009 -II Prof. L. Javier Miranda
• Índice de resistividad, I, y Exponente de Saturación, nPara sistemas más complejos, la relación I/Sw puede representarse por una curva. La determinación más correcta de la curva I/Sw y “n” es muy importante para cuantificar hidrocarburos utilizando registros resistivos.
Propiedades eléctricas
Relaciones típicas I/Sw Histéresis en la relación I/Sw
Evaluación de Formaciones 2009 -II Prof. L. Javier Miranda
• Índice de resistividad por equilibrio de presionesSe coloca un tapón de núcleo limpio y seco en una celda presurizada tipo Hassler y se satura al vacío bajo presión de confinamiento con salmuera de resistividad y composición iónica similar a la del agua de formación. Se determina el volumen poroso. Se determina el cambio en el volumen poroso a partir del volumen de fluido medido. El lavado con salmuera continúa hasta que se alcanza el equilibrio eléctrico y la resistividad al 100% de saturación de salmuera, Ro, y se determina el exponente de cementación, “m”. Se inyecta aceite (kerosene o tolueno) a la muestra. Para una presión de inyección dada, la resistividad de la muestra y el volumen de la salmuera expelida se monitorean cuando se alcanza el equilibrio (no más producción de salmuera). La medición se repite para etapas de incremento de presión del aceite.
ObservacionesEsta es una técnica recomendada para la determinación del índice de resistividad.Esta técnica también puede dar como resultado una curva de presión capilar aceite/salmuera.El modo imbibición se puede estudiar al permitir que la salmuera desplace al aceite.La presión de confinamiento es necesaria para las muestras inconsolidadas.Se puede producir una relación I/Sw curveada debido a la membrana de filtración.
PrecisiónLa incertidumbre en la saturación de agua es 0,5% y la incertidumbre en “n” es aproximadamente 0,05.
Propiedades eléctricas
Evaluación de Formaciones 2009 -II Prof. L. Javier Miranda
Propiedades eléctricas• Índice de resistividad por inyección continua
El marco experimental es muy similar al usado en el método del equilibrio, pero la fase aceitosa (kerosene o tolueno) se inyecta a la muestra a una tasa de inyección lenta y constante. Se mide la resistividad de la muestra completamente saturada de la salmuera con resistividad y propiedades iónicas similares a las del fluido de formación. El ciclo de drenaje comienza con una tasa de inyección predeterminada de manera que un volumen poroso de kerosene sea inyectado en aproximadamente 14 días. El desplazamiento de la bomba, la resistencia a través de la muestra, la presión de inyección y la temperatura son todas monitoreadas continuamente durante la inyección. La saturación de agua se determina continuamente a partir de los volúmenes de salmuera inyectada y producida y del volumen poroso.
ObservacionesEsta es una técnica recomendada.La inyección continua da una indicación cualitativa de la presión capilar. Sin embargo, no se alcanza el equilibrio de presión.
Los experimentos de tomografía de rayos X han indicado que estas distribuciones de fluidos no equilibradas no tienen efectos significativos sobre la curva medida de I/Sw, debido a que el experimento no se completa en menos de dos semanas.
Los estudios han determinado que la inyección continua y los métodos de equilibrio conllevan a unos resultados casi idénticos de Índice de resistividad y exponente de saturación.
Sin embargo, el método de inyección continua se considera superior ya que es mucho más rápido y provee una curva I/Sw densamente muestreada correspondiente al “plateau”, o cerca de la r egión de gradiente constante de una curva de presión capilar.
Sólo en modo de drenajeCapacidad para la inyección continuaSe puede producir una medición curveada de I/Sw por la membrana de filtración.
Evaluación de Formaciones 2009 -II Prof. L. Javier Miranda
• Índice de resistividad por inyección continuaPrecisión
La incertidumbre en la saturación de agua es de 0,5% y la incertidumbre en “n” es cerca de 0,05.
Esquema del Índice de resistividad por inyección continua
Propiedades eléctricas
Evaluación de Formaciones 2009 -II Prof. L. Javier Miranda
Propiedades eléctricas• Índice de resistividad por recipiente de plato poroso
Se pesa una muestra limpia y seca y se satura con salmuera. La resistencia eléctrica de la muestra se mide a condiciones ambientales. Se coloca la muestra en una celda presurizada sobre un plato permeable a la salmuera, donde se ubican tantas como 20 muestras a la vez. Las muestras se desaturan al incrementar la presión del aire en etapas discretas, donde cada nivel de presión se mantiene por 2 o 4 días de manera que se alcance el equilibrio. Los tapones se remueven y se obtienen datos de resistividad y saturación a partir de las mediciones de resistividad y peso de la muestra. Se continúa con el proceso hasta que se alcance una presión de 15 bar. La saturación se determina a partir de la pérdida del peso.
ObservacionesEsta técnica no es recomendada debido a alteración de la muestra como lo es la pérdida de granos causada por la manipulación frecuente y por la incierta recuperación de la continuidad de la capilaridad.Otros problemas también existen tales como la precipitación de sales durante el experimento.La técnica no es aplicable para muestras inconsolidadas.Se puede producir una medición curveada de I/Sw por la membrana de filtración.
Evaluación de Formaciones 2009 -II Prof. L. Javier Miranda
Propiedades eléctricas
• Índice de resistividad por desaturación rápida
Se mide la resistividad y el peso de una muestra saturada por salmuera. Después de que se obtenga la desaturación por desplazamiento de la salmuera por aire, se miden la resistividad y el peso de la muestra, dando como resultado un único dato puntual en la relación índice de resistividad – saturación. Se debe conocer la densidad de la salmuera.
Observaciones
Esta técnica no es recomendada debido a que un único punto es inadecuado para caracterizar la curva entera de índice de resistividad vs. saturaciónNo hay garantía de que la muestra esté a saturación de agua inicial.
Evaluación de Formaciones 2009 -II Prof. L. Javier Miranda
Presión Capilar
Evaluación de Formaciones 2009 -II Prof. L. Javier Miranda
Fundamentos de Presión Capilar
Presión Capilar (Cont.)
Evaluación de Formaciones 2009 -II Prof. L. Javier Miranda
Presión Capilar (Cont.)Capilaridad y Diámetro de Poro
Evaluación de Formaciones 2009 -II Prof. L. Javier Miranda
Presión Capilar (Cont.)Capilaridad y Diámetro de Poro (Cont.)
Evaluación de Formaciones 2009 -II Prof. L. Javier Miranda
Presión Capilar (Cont.)
• La curva de presión capilar es la medición más común de los análisis especiales practicados sobre una muestra de núcleo.
• La capilaridad es la responsable de la distribución de agua y petróleo en un yacimiento.
• La correcta medición de la capilaridad es crítica para la determinación precisa de reservas de hidrocarburos.
• Los pares de fluidos más comunes en la medición de presión capilar son:– Mercurio / Aire– Petróleo / Agua– Gas / Líquido
Parámetros de la curva de presión capilar
Evaluación de Formaciones 2009 -II Prof. L. Javier Miranda
Presión Capilar (Cont.)Curvas de Presión Capilar
Evaluación de Formaciones 2009 -II Prof. L. Javier Miranda
Presión Capilar (Cont.)Curvas de Presión Capilar vs. Permeabilidad
Evaluación de Formaciones 2009 -II Prof. L. Javier Miranda
Presión Capilar (Cont.)Dirección del Cambio de Saturación
Evaluación de Formaciones 2009 -II Prof. L. Javier Miranda
Presión Capilar (Cont.)Curvas de Presión Capilar: Roca mojada por agua vs.
Roca mojada por petróleo
Evaluación de Formaciones 2009 -II Prof. L. Javier Miranda
Presión Capilar (Cont.)Curvas de Presión Capilar
Evaluación de Formaciones 2009 -II Prof. L. Javier Miranda
Presión Capilar (Cont.)• Drenaje primario: comienza con un núcleo saturado completamente de la fase
mojante. La fase no mojante se introduce y la muestra se lleva a la saturación inicial de la fase mojante, Swi. Esta medición refleja la distribución de fluidos típicamente encontrada en el momento de la depositación.
• Imbibición: comienza con la saturación inicial de la fase mojante, Swi, la imbibición describe el proceso por el cual la saturación de la fase mojante aumenta hasta que se alcanza la saturación residual de la fase no-mojante. Un ejemplo de este proceso es la avance del acuífero.
• Drenaje secundario: comienza a saturación residual de la fase no-mojante y describe el proceso por el cual se incrementa la saturación de la fase no-mojante hasta que se alcanza una saturación inicial de la fase mojante. Esta saturación no puede ser la misma que la Swi obtenida en el drenaje primario y la diferencia depende de la humectabilidad.
• Imbibición secundaria: sigue al drenaje secundario y es similar a la imbibición en la cual el proceso describe un aumento de la saturación de la fase mojante. Un ejemplo es cuando el contacto agua – petróleo sube nuevamente después de haber bajado inicialmente.
Evaluación de Formaciones 2009 -II Prof. L. Javier Miranda
Presión Capilar (Cont.)• Presión capilar mercurio/aire
En las mediciones mercurio/aire, el mercurio es la fluido no mojante y el aire, o el vacío, es el fluido mojante.
Los experimentos mercurio/aire se usan porque ellos se pueden realizar rápidamente con medición de muchos datos puntuales.
Esto hace que las mediciones mercurio/aire sean las más precisas en pro de la caracterización detallada de la capilaridad de las rocas.
Por ejemplo, un Autoporo 9220 mide hasta 250 puntos para definir la curva de presión capilar.
Los experimentos mercurio/aire tienen la desventaja de que no se incluyen los efectos del agua asociada a las arcillas.
Las comparaciones entre las curvas de presión capilar mercurio/aire y petróleo/agua muestran que las curvas de mercurio/aire alcanzan un saturación de la fase mojante más baja a la misma presión capilar equivalente que las curvas petróleo/agua.
Las presiones capilares del ciclo de imbibición no pueden ser medidas certeramente en el sistema mercurio/aire.
Evaluación de Formaciones 2009 -II Prof. L. Javier Miranda
Presión Capilar (Cont.)• Presión capilar mercurio/aire por inyección a alta presión – Autopore
9200, 9220El Autoporo Micromerítico 9200 (recientemente
reemplazado por el modelo 9220) puede medir las curvas de presión capilar mercurio/aire hasta una presión de 4.000 bar (60.000 lpc)
Los experimentos se llevan a cabo en dos cámaras separadas. Una cámara de baja presión adquiere los datos para presiones hasta 1,7 bar(25 lpc) y una cámara de alta presión adquiere datos hasta 4.000 bar.
Se carga una muestra limpia y seca en un penetrómetro.
Se aplica presión de mercurio la cual causa que el mercurio se desplace desde el penetrómetrohasta la muestra.
La cantidad de mercurio que entra a la muestra se determina por la capacitancia del penetrómetro a una presión de mercurio dada. Autoporo micromerítico 9220
Evaluación de Formaciones 2009 -II Prof. L. Javier Miranda
Presión Capilar (Cont.)• Presión capilar mercurio/aire por inyección a alta presión
Observaciones
Esta es la técnica recomendada para los experimentos mercurio/aire en muestras consolidadas.
Las muestras necesitan ser friables al menos. Algunas veces las rocas con sólo un mínimo grado de consolidación pueden dar sorpresivamente buenos resultados, pero se recomiendan las mediciones a presión de confinamiento para muestras inconsolidadas.
Las correcciones “blank” tienden a ser pequeñas y generalmente no se necesitan.La corrección “blank” es una corrección de volumen que debe sustraerse para tomar en cuenta la expansión de la celda debido a una presión de mercurio aplicada.
Las altas presiones de mercurio alcanzadas permiten la determinación de las propiedades de capilaridad de los núcleos más apretados.
Las muestras apretadas con volúmenes pequeños de poros deben ser cuidadosamente corregidas por cierre y por correcciones “blank”.
Algunos errores pueden observarse para muestras cuyo plateau esté alrededor de 25 lpc porque éste corresponde a la transición de la muestra entre sistemas de baja y alta presión.
Este error ha sido minimizado en el Autoporo 9220
Evaluación de Formaciones 2009 -II Prof. L. Javier Miranda
Presión Capilar (Cont.)• Presión capilar mercurio/aire por inyección a alta presión
Observaciones
Las muestras deben tener un diámetro de 1,5 o 2,54 cm (1”) y un a longitud de 2,3 cm (0,9”)
Las muestras irregulares se pueden usarse hasta un volumen mínimo de 1 ml.
La técnica puede usarse para análisis de muestras de canal para porosidad y permeabilidad a condiciones de temperatura en fondo.
Las muestras de canal deben ser de al menos 50 mg en peso.
Las muestras no son útiles para posteriores mediciones.Cualquier otra medición requerida debe hacerse antes de la inyección de mercurio.
Precisión
La precisión del volumen de inyección es mejor que 0,01 ml o aproximadamente 0,2% en saturación.
Evaluación de Formaciones 2009 -II Prof. L. Javier Miranda
Presión Capilar (Cont.)• Presión capilar mercurio/aire por equilibrio de presiones
Se monta y se vacía una muestra limpia y seca. Se le inyecta mercurio a la muestra en etapas de incremento de presión. Se mide el volumen de mercurio que entra a la muestra a cada incremento de presión.
ObservacionesTécnica aceptable pero la presión está limitada entre 1.500 y 2.000 psi.Se debe hacer una corrección “blank” al sistema, típicamente realizada por medio de un experimento sobre un cilindro de acero.Deben aplicarse correcciones por cierre (también conocidas como correcciones por empaque) las cuales eliminan de la curva de presión capilar las contribuciones erróneas del espacio entre la celda y la muestra causada por la irregularidad de la superficie.Las muestras no son útiles para mediciones subsiguientes.
PrecisiónLa precisión del volumen de inyección es 0,001 ml o aproximadamente 0,3% en saturación.
Esquema del aparato de inyección de mercurio
Evaluación de Formaciones 2009 -II Prof. L. Javier Miranda
Presión Capilar (Cont.)• Presión capilar mercurio/aire a confinamiento
Schematic of Stressed Mercury/Air Capillary Pressure Apparatus
Las mediciones mercurio/aire pueden realizarse a muestras consolidadas e inconsolidadas al aplicar presión hidrostática (isostática) a las muestras antes de la inyección de mercurio. La diferencia entre presión de confinamiento y presión de mercurio se mantiene constante en el valor de la presión efectiva neta requerida para asegurar que la muestra de roca se mantenga en un estado de confinamiento apropiado. La técnica es, por lo demás, igual al método de equilibrio de presiones.
Esquema del aparato de inyección de mercurio a confinamiento
Evaluación de Formaciones 2009 -II Prof. L. Javier Miranda
• Presión capilar mercurio/aire a confinamiento
ObservacionesTécnica recomendada para las muestras inconsolidadas. La corrección “blank” es importante en este experimento. Se deben aplicar las correcciones por cierre (también conocidas como correcciones por empaque). Las muestras inconsolidadas con frecuencia se limpian en el aparato antes de la medición.La máxima presión de mercurio es usualmente cercana a 2000 lpc (140 bar) aunque algunos sistemas puedan llegar hasta 5000 lpc (350 bar)La máxima presión aplicada es de aproximadamente 5000 lpc (350 bar)Las muestras nos son útiles para posteriores mediciones.
PrecisiónAproximadamente 0,2% en saturación.
Presión Capilar (Cont.)
Evaluación de Formaciones 2009 -II Prof. L. Javier Miranda
Permeabilidad relativa
Evaluación de Formaciones 2009 -II Prof. L. Javier Miranda
Permeabilidad relativa
Evaluación de Formaciones 2009 -II Prof. L. Javier Miranda
Permeabilidad relativaCurvas Típicas de Permeabilidad Relativa Agua-PetróleoRoca Humectada al Agua
Evaluación de Formaciones 2009 -II Prof. L. Javier Miranda
Permeabilidad relativa (Cont.)• Permeabilidad relativa por estado estable
En el método estado estable, dos fluidos inmiscibles se inyectan simultáneamente a tasas constantes en una muestra a una tasa de flujo fraccional predeterminada. Las mediciones se hacen por cada flujo fraccional hasta que se alcanzan las condiciones de estado estable. Se usa una serie de flujos fraccionales diferentes desde flujos de 100% petróleo hasta flujos de 100% agua. Se monitorean la caída de presión, la saturación y las tasas de flujos.
Esquema del aparato de Estado Estable en KSEPL
Evaluación de Formaciones 2009 -II Prof. L. Javier Miranda
• Permeabilidad relativa por estado estable Observaciones
Técnica recomendada en el rango de saturaciones medias.La técnica de estado estable es usada para cualquier sistema de dos fases inmiscibles.Es necesario el establecimiento de Swi para el drenaje primario. La imbibición (aumento de la saturación de agua) debe hacerse después de añejar la muestra para reestablecer la mojabilidad.Las mediciones de permeabilidad relativa en estado estable deben validarse en los mayores valores de permeabilidad relativa. En los valores bajos de permeabilidad relativa, las técnicas centrífugas son más precisas y son las recomendadas.La determinación adecuada de la saturación de fluido es crítica.
Los métodos incluyen rayos X, atenuación de microondas o de rayos gamma.Las muestras está limitadas a permeabilidades al aire mayores a 1 mD.Las saturaciones de los puntos extremos deben ser corroboradas por la extracción Dean Stark.Debe medirse la permeabilidad absoluta a la salmuera para comprobar la compatibilidad de las aguas.Las mediciones en estado estable se pueden hacer a condiciones de yacimiento. Algunas empresas ofrecen el servicio de estado estable a temperatura de yacimiento.Un problema con el experimento de estado estable es la larga disposición de la muestra de roca al flujo de fluidos, lo cual puede causarle un daño a la muestra en el tiempo, tal como migración de finos.Los sistemas gas/líquido requieren que la fase de gas sea humedecida y la fase líquida sea saturada de gas.Los datos de permeabilidad relativa deben mostrarse en gráficos semilogarítmicos.
PrecisiónLa saturación puede determinarse en un margen de error de 3% (en unidades de saturación)No se puede determinar Sor con gran precisión en un tiempo de medición razonable utilizando los métodos de estado estable.
Permeabilidad relativa (Cont.)
Evaluación de Formaciones 2009 -II Prof. L. Javier Miranda
• Permeabilidad relativa agua / petróleo por centrífuga Las muestras se ubican en porta núcleos de centrífuga. Durante la centrifugación a una única velocidad, la fase invasora (usualmente salmuera en el modo de imbibición) desplaza al petróleo. Se determinan los volúmenes de petróleo producido en función del tiempo. Las curvas de permeabilidad relativa se determinanusando métodos estándares como el análisis Hagoort, pero la técnica preferida es realizar el cotejo histórico de la producción centrífuga utilizando la simulación computarizada del comportamiento del flujo.
ObservacionesTécnica recomendada especialmente cerca de las saturaciones de los puntos extremosEl método permite que se estudie tanto el modo de drenaje como el de imbibición, tanto para muestras consolidadas como para inconsolidadas.La curva de permeabilidad relativa al petróleo se determina en el ciclo de imbibición y la curva de permeabilidad relativa al agua se determina en el ciclo de drenaje. Ambas curvas no se pueden obtener en el mismo ciclo.Debe medirse la presión capilar, preferiblemente en la misma muestra.El desplazamiento de la centrífuga es estable a la gravedad, no ocurre ninguna interdigitación viscosa.Las permeabilidades relativas se pueden medir a valores muy bajos (<0.0001 mD). La centrífuga es la mejor técnica para determinar las saturaciones de los puntos extremos tales como Sor.Las muestras están limitadas a permeabilidades al aire mayores a 1 mD.Para muestras que son de alguna manera mojadas por agua, la velocidad a la cual se debe conducir el experimento de permeabilidad relativa se puede determinar por un experimento de centrífuga a multiplesvelocidades para determinar la curva de presión capilar en el ciclo de imbibición.
La velocidad óptima no debe ser más alta de lo que puedan resistir las fuerzas capilares
Permeabilidad relativa (Cont.)
Evaluación de Formaciones 2009 -II Prof. L. Javier Miranda
Permeabilidad relativa (Cont.)• Permeabilidad relativa agua / petróleo por centrífuga
ObservacionesLos datos de permeabilidad relativa deben mostrarse en gráficos semilogarítmicos.se dispone de una capacidad limitada para aplicar presión a los núcleos lo cual permite realizar la medición sobre muestras inconsolidadas.La centrífuga toma cierto tiempo para alcanzar una velocidad determinada; los datos de producción de petróleo vs. tiempo deben por lo tanto corregirse por retardos de tiempo. Debido a que la producción inicial de petróleo pueda ser alta, se debe usar altas tasas iniciales de adquisición de datos.Se recomienda usar simulación computarizada para derivar curvas de permeabilidad relativa por cotejo histórico con los datos de producción.Se recomienda una resolución de volumen de al menos 0,05 ml.No se obtienen datos durante la imbibición espontánea.Los datos de la centrífuga alcanzan valores muy bajos.
PrecisiónLa saturación se puede determinar con un margen de error de 3% (en unidades de saturación).La incertidumbre en la permeabilidad relativa se estima en aproximadamente 50%
Evaluación de Formaciones 2009 -II Prof. L. Javier Miranda
Permeabilidad relativa (Cont.)
Comparación del método de la centrífuga y del estado estable
Evaluación de Formaciones 2009 -II Prof. L. Javier Miranda
Permeabilidad relativa (Cont.)• Permeabilidad relativa agua / petróleo por desplazamiento en estado
no-estable El método de estado no-estable involucra el desplazamiento de la salmuera por petróleo desde una saturación de agua irreducible. La muestra está 100% saturada de agua de formación artificial y se determina la permeabilidad absoluta al agua, Kw. La saturación inicial de agua se establece comúnmente por el drenaje del petróleo hasta que cese la producción de agua, la permeabilidad efectiva al petróleo Kocw se determina a Swirr. Se inyecta agua de formación artificial a una tasa constante de aproximadamente 0,5 ml/min sin alcanzar una situación de equilibrio. Los volúmenes relativos de fluidos producidos e inyectados se monitorean junto con el diferencial de presión a través de la muestra manteniendo constante la tasa de inyección. Cuando no se produce más petróleo se determina la permeabilidad efectiva al agua, Kwor a saturación residual de petróleo, Sor.
ObservacionesEsta técnica no es recomendada. Bajo ciertas condiciones tales como desplazamiento estable gravitacional, se pudieran obtener resultados aceptables.Se debe prestar especial atención a si los datos se requieren en el modo de drenaje o imbibición.
Esto requiere un entendimiento del proceso de recuperación del yacimiento, tales como expansión de la capa de gas la cual causa que el gas desplace al petróleo, desplazamiento del gas por agua lo cual necesita la determinación de las saturaciones de los puntos extremos y la invasión del agua después del mecanismo de gas en solución.
Las curvas de drenaje sólo se pueden calcular después de la irrupción del gas.
Evaluación de Formaciones 2009 -II Prof. L. Javier Miranda
• Permeabilidad relativa agua / petróleo por desplazamiento en estado no-estable
ObservacionesEl perfil de saturación al final de la salida del flujo de la muestra es afectado por los efectos capilares de los extremos. Los datos de gas / petróleo deben ser corregidos por esto en el cotejo histórico utilizando simulación computarizada.El método Welge asume fluidos incompresibles. La compresibilidad del gas debe minimizarse por medio del uso de altas presiones promedios (aplicando una presión reversa de -20 bar) y pequeños diferenciales de presión a través de la muestra.Altas tasas de gas pueden inducir turbulencia. Los resultados deben ser corregidos por tales efectos inertes. Se debe tener cuidado en asegurar el uso de gas humedecido durante el desplazamiento de gas de los experimentos de agua.La permeabilidad absoluta al agua debe medirse para determinar la sensibilidad a la salmuera si no se ha realizado un ensayo de compresibilidad.Deben reportarse las condiciones del flujo aplicadas para las permeabilidades de los puntos terminales.
PrecisiónLa precisión de la saturación es de aproximadamente 1-2 % (unidades de saturación)
Sin embargo, la incertidumbre en la permeabilidad relativa se estima que sea un 50% en los rangos medios de saturación y aumenta mientras se aproxima a los puntos terminales.
Permeabilidad relativa (Cont.)
Evaluación de Formaciones 2009 -II Prof. L. Javier Miranda
Permeabilidad relativa (Cont.)
Comparación de los métodos de Estado Estable y Estado No-estable (Welge)
Evaluación de Formaciones 2009 -II Prof. L. Javier Miranda
MÓDULO II
PROPIEDADES DE LAS ROCAS
FIN DEL MÓDULO
top related