presentatÉcnicas para la evaluaciÓn de la porosidad y permeabilidad de las rocas

RESERVORIO Y PROSPECCION

INSTRUCTOR:M.E. JAVIER ALBERTO TRUJEQUE DE LA CRUZ

ALUMNA: DULCE MARÍA PEÑA JIMÉNEZ

TÉCNICAS PARA LA EVALUACIÓN DE LA POROSIDAD Y PERMEABILIDAD DE LAS ROCAS

“ESPECIALIDAD EN GEOLOGÍA”

GEOQUÍMICA


INTRODUCCION

RESERVORIO

Es una acumulación de HCs. almacenados en un medio poroso permeable.

Constituido por rocas sedimentarias y que inicialmente están a una presión y temperatura de equilibrio.

Pueden ser de petróleo y gas y en ocasiones también se encuentra presente agua.


INTRODUCCION

PROPIEDADES PETROFISICAS DE UNA ROCA RESERVORIO

Al examinar muestras pequeñas de rocas de acumulación, se puede observar ciertas variaciones en las propiedades físicas de la roca.

Porosidad.

Saturaciones de petróleo, gas y agua.

Permeabilidades absoluta, efectiva y relativa.


INTRODUCCION

•Una roca sedimentaria y de carbonatos constituye un yacimiento de HCs comercialmente cuando presenta dos propiedades. •La primera es la capacidad para acumular y almacenar fluidos definida como porosidad, y •La segunda propiedad es la capacidad para permitir que se muevan los fluidos a través de ella y que es definida como permeabilidad.

Porosidad & Permeabilidad

PROPIEDADES DE LA ROCA


POROSIDAD (Ø):

• Es un espacio disponible en la roca, sirviendo como receptáculo para los fluidos presentes en ella;

• La porosidad se puede definir como la relación del espacio vacío en la roca con respecto al volumen total de ella.

• Por lo que un volumen de roca, está formado por un volumen de huecos o poros y un volumen de sólidos.

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POROSIDAD (φ)

Matemáticamente se expresa como:

Vr = Volumen de roca. Vp = Volumen de poros. Vs = Volumen de sólidos.

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POROSIDAD (φ)

Fracción del volumen total de la roca no ocupada por el esqueleto no mineral de la misma.

En los yacimientos de petróleo la porosidad representa el porcentaje del espacio total que puede ser ocupado por líquidos o gases.

Existen dos clases de Porosidad:

Absoluta y Efectiva .

También se la puede considerar según su formación en: Primaria y Secundaria.


ESPACIO PORAL

Es utilizado para la migración y acumulación de HCs esta expresado como una fracción de roca y generalmente esta dado en porcentaje.


POROSIDAD

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POROSIDAD ABSOLUTA (Øa):

POROSIDAD EFECTIVA (Øe):


POROSIDAD

Factores litológicos que intervienen en la Porosidad

•Tamaño de los granos, •Empaque de los granos, •Grado de Cementación.•Meteorización y lixiviación,•Forma de las partículas.•Cantidad y clase de arcilla y•Estado de hidratación de las mismas.



POROSIDAD

Factores litológicos que intervienen en la Porosidad



POROSIDAD

POROSIDAD PRIMARIA:

Resulta de los vacíos que quedan entre los granos y fragmentos minerales después que se acumulan como sedimentos.

POROSIDAD SECUNDARIA:

Resulta por acción de agentes geológicos tales como lixiviación, fracturamiento o fisuracion que ocurren después de la litificación de los sedimentos.


POROSIDAD ()

Porosidad Primaria Porosidad Secundaria


POROSIDAD ()

Arreglo Teórico de Empaquetamiento de los Granos

(A) Empaque cúbico. fila superior está directamente encima de la fila inferior.

(B) Empaquetamiento hexagonal. fila superior se ha desplazado un radio a la derecha.Empaque romboédrico.

fila superior ha sido movido a la derecha y reenvía uno radio como se muestra en la vista frontal.


POROSIDAD ()

Valores Típicos de Porosidad

• 20% para una arena limpia y consolidada.

• 6% - 8% para carbonatos

Estos valores son aproximados, y ciertamente no se cumplirán en todos los casos.


PERMEABILIAD:

Se define como la capacidad de la roca para permitir el flujo de fluido a través de los espacios porales, y su unidad de medida es el Darcy.

La permeabilidad puede ser:

Permeabilidad Absoluta.

Permeabilidad Efectiva.

Permeabilidad Relativa.


PERMEABILIDAD

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PERMEABILIAD ABSOLUTA (K):

La permeabilidad de una roca es la conductividad de las rocas a los fluidos o la facultad que la roca posee para permitir que los fluidos se muevan a través de la red de poros interconectados.

PERMEABILIAD EFECTIVA (Ko, Kg Y Kw):

Es la conductividad al medio poroso de un fluido en un estado determinado de saturación, es obvio que las presencias de varias fases de fluidos dentro de un medio poroso reduce la capacidad de flujo al fluido de prueba.


PERMEABILIDAD

PERMEABILIAD RELATIVA (Kro, Krg Y Krw):

Es la relación o razón entre la permeabilidad efectiva y la permeabilidad especifica o absoluta y se expresa en forma fraccional.

Toma de núcleo


MÉTODOS DE DETERMINACIÓN DE LA POROSIDAD EN LABORATORIO

• Las técnicas de medición en el laboratorio determinan dos de los tres parámetros básicos de la roca (volumen total, volumen poroso y volumen de los granos).

• Se utilizan núcleos de roca, los cuales son obtenidos durante la etapa de perforación del pozo.

• La medición de porosidad es realizada generalmente en tapones de núcleos, son muestras de diámetro pequeño (entre 25 – 40 mm) extraídas del núcleo o corona, utilizando herramientas de corte especiales.

Medición de la porosidad mediante un análisis directo de rutina del núcleo


Determinación del volumen total

Puede ser calculado por medición directa de las dimensiones de la muestra utilizando un vernier.

•Este procedimiento es útil cuando las muestras presentan formas regulares debido a su rapidez.

Para muestras de volúmenes irregulares consiste en la determinación del volumen de fluido desplazado por la muestra.

•Algunos de los métodos utilizados para determinar el volumen del fluido desplazado son:


Determinación del volumen total

Métodos gravimétricoso El volumen total se obtiene

observando la pérdida de peso de la muestra cuando es sumergida en un líquido,

o o por el cambio en peso de un picnómetro cuando se llena con mercurio y cuando se llena con mercurio y la muestra.

Los métodos gravimétricos más utilizados son:

- Recubrimiento de la muestra con parafina e inmersión en agua.

- Saturación de la muestra e inmersión en el líquido saturante.

- Inmersión de la muestra seca en mercurio.

Métodos volumétricosEl método del picnómetro de mercurio consiste en determinar el volumen de un picnómetro lleno con mercurio hasta una señal.• Luego se coloca la muestra y se inyecta mercurio hasta la señal. •La diferencia entre los dos volúmenes de mercurio representa el volumen total de la muestra.

El método de inmersión de una muestra saturada consiste en determinar el desplazamiento volumétrico que ocurre al sumergir la muestra en un recipiente que contiene el mismo líquido empleado en la saturación.


Determinación del volumen de los granos

En estos métodos se utilizan muestras consolidadas y se le extraen los fluidos con un solvente que posteriormente se evapora. Los principales métodos utilizados son:

» Método de Melcher – Nuting•El método de Melcher – Nuting consiste en determinar el volumen total de la muestra y posteriormente triturarla para eliminar el volumen de espacios vacíos y determinar el volumen de los granos.

» Método del porosímetro de Stevens•El método de Stevens es un medidor del volumen efectivo de los granos. El porosímetro consta de una cámara de muestra que puede ser aislada de la presión atmosférica y cuyo volumen se conoce con precisión. El núcleo se coloca en la cámara, se hace un vacío parcial por la manipulación del recipiente de mercurio, con esto se logra que el aire salga de la muestra y es expandido en el sistema y medido a la presión atmosférica. La diferencia entre el volumen de la cámara y el aire extraído es el volumen efectivo de los granos.

» Densidad promedio de los granos.•Tomando la densidad del cuarzo (2.65 gr/cc) como valor promedio de la densidad del grano, el volumen de los granos puede ser determinado con el peso de la muestra como se observa en la ecuación 1.19. Este método se utiliza en trabajos que no requieren gran exactitud.


Determinación del volumen poroso efectivo

Todos los métodos utilizados para determinar el volumen poroso miden el volumen poroso efectivo, y se basan en la extracción o introducción de fluidos en el espacio poroso.

» Método de inyección de mercurio•Consiste en inyectar mercurio a alta presión en los poros de la muestra. El volumen de mercurio inyectado representa el volumen poroso efectivo de la muestra.

» Método del porosímetro de helio•Su funcionamiento está basado en la Ley de Boyle, donde un volumen conocido de helio (contenido en una celda de referencia) es lentamente presurizado y luego expandido isotérmicamente en un volumen vacío desconocido.• Después de la expansión, la presión de equilibrio resultante estará dada por la magnitud del volumen desconocido; esta presión es medida. Usando dicho valor y la Ley de Boyle, se calcula el volumen desconocido, el cual representa el volumen poroso de la muestra.

» Método de Saturación de Barnes•consiste en saturar una muestra limpia y seca con un fluido de densidad conocida y determinar el volumen poroso por ganancia en peso de la muestra.


Medición de la porosidad mediante un análisis indirecto por una imagen CT.

• Con la disponibilidad de sistemas de tomografías computarizadas de rayos X (CT) en los laboratorios de investigación, ahora es posible medir las distribuciones de porosidad en muestras de núcleo.

• Peters y Afzal (1992) hicieron estas mediciones en un paquete de arena artificial y un Berea de arenisca de aproximadamente 60 cm de largo y 5 cm de diámetro.

• La imagen de CT da lugar a una serie de datos muy grandes, más de 600.000 valores de porosidad en algunos los casos.

• Es conveniente presentar los resultados de las mediciones en las imágenes. Debe tenerse en cuenta que en algunos paquetes de arena pueden no ser tan uniformes como siempre asumimos que sea. La técnica de empaques utilizados en esta prueba introduce importantes variaciones de porosidad en el paquete.


MÉTODO DE DETERMINACIÓN DE LA POROSIDAD MEDIANTE REGISTROS DE POZOS

• La porosidad in-situ no se puede medir directamente en el campo como en el laboratorio.

• Sólo solo se realizan mediciones indirectas a través del registro. Estas mediciones usan energía sónica o inducen radiación.

• La mayoría de registros de evaluación se ocupan principalmente de la determinación de la porosidad y la saturación de agua in-situ.

• Ni la saturación in-situ de agua, ni la saturación de hidrocarburos se pueden medir directamente en el pozo.

• Es posible inferir la saturación de agua si la porosidad se conoce mediante la medición de la resistividad de la formación.

• Las técnicas de registros convencionales para la medición de la porosidad son los registros de densidad, neutrones y acústicos. Todos estos proveen una indicación de la porosidad total.

Registro de densidad

• Mide la densidad de electrones de la formación mediante el uso de una plataforma química montada, fuente de radiación gamma y dos detectores de rayos gamma blindados.

• Los rayos gamma de energía media emitidos a la formación chocan con los electrones en la formación.

• En cada colisión, un rayo gamma pierde algo, pero no toda, su energía a los electrones y luego continúa con energía reducida.

• Este tipo de interacción se conoce como dispersión Compton.

• Los rayos gamma dispersos de llegar al detector, a una distancia fija de la fuente, se cuentan como una indicación de la densidad de la formación.


Registro de densidad


REGISTRO ACUSTICO

• El perfil sónico mide el tiempo de transito (en microsegundos) que tarda una onda acústica compresional en viajar a través de un pie de la formación, por un camino paralelo a la pared del pozo.

• La velocidad del sonido en formaciones sedimentarias depende principalmente del material que constituye la matriz de la roca (arenisca, lutita, etc.) y de la distribución de la porosidad.


REGISTRO DE NEUTRON

• Este perfil responde a la presencia de átomos de hidrógeno.

• Debido a que la cantidad de hidrógeno por unidad de volumen contenido en el agua y en el petróleo es muy similar, la respuesta de este registro corresponde básicamente a una medida de la porosidad.

• Debido a que este tipo de registro responde a la presencia de átomos de hidrógeno, estos también pueden provenir de aquellos átomos combinados químicamente con los minerales que conforman la matriz de la roca.

• El perfil lleva generalmente una escala en unidades de porosidad basado en una matriz calcárea o de areniscas.


REGISTRO DE NEUTRON

• Los valores de porosidad aparente pueden ser leídos directamente de cualquier registro neutrón, siempre sujetos a ciertas suposiciones y correcciones.

• Algunos efectos, como la litología, el

contenido de arcilla, y la cantidad y tipo de hidrocarburo, pueden ser reconocidos y corregidos utilizando información adicional extraída de registros sónicos y/o de densidad.


Combinación de los registros de porosidad

En muchas áreas, es común practicar la topa de más de un registro de porosidad en el pozo.

• Las combinaciones comunes son: densidad-neutrón, densidad. Acústico, y acústico-neutrón. Algunas veces, los tres registros son corridos en el mismo pozo.• Estos registros usualmente se graban junto con una curva de rayos gamma y uno de capilaridad.

La combinación de los registros de porosidad son usados para:•Diferenciar petróleo o agua de las zonas de gas.•Calcular cuantitativamente valores para litología.•Determinar volumen de esquisto en la roca madre.


Combinación de los registros de porosidad

GEOQUÍMICA

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INSTRUCTORM.E. JAVIER ALBERTO TRUJEQUE DE LA CRUZ

ALUMNA DULCE MARÍA PEÑA JIMÉNEZ

MÉXICOMMXV

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