propiedades de la roca de yacimiento

7/25/2019 Propiedades de La Roca de yacimiento

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II. Propiedades de la roca

El material con el cual una roca de un yacimiento con hidrocarburos puede estar compuesta,

varia desde una arena no consol id ada a una arenis ca, cal iza o d oloma muy compacta ydensa. El material de la roca puede ser depositado junto con un gran nmero de materiales,

los ms comunes son slices, calcitas o arcillas.

El conocimiento de las propiedades fsicas de las rocas y la interaccin que existe entre los

hidrocarburos y la formacin es esencial en la comprensin y evaluacin del comportamiento

de un yacimiento.

Las propiedades de las rocas son determinadas de manera directa en el laboratorio

mediante la evaluacin de ncleos del yacimiento. Los ncleos son obtenidos a condiciones

del yacimiento, con subsecuentes cambios en el volumen del ncleo, volumen del poro,

saturacin de los fluidos del yacimiento, y algunas veces en la mojabilidad de la formacin. El

efecto de estos cambios sobre las propiedades de las rocas puede ser despreciable a

sustancial, dependiendo de las caractersticas de la formacin.

Por otra parte, las propiedades de las rocas de yacimientos petroleros, tambin pueden ser

determinadas de manera indirecta a partir del anlisis de registros geofsicos de pozos


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En este captulo se revisar la propiedades fundamentales de las rocas de los yacimientos,

tales como:

Porosidad ()

Permeabilidad (k)

Saturacin de fluidos (So, Sg y Sw)

Presin capilar (Pc)

Mojabilidad

II.1 Porosidad ().- Es una medicin de la capacidad de las rocas del yacimiento paracontener o almacenar fluidos. Los fluidos almacenados en el espacio poroso dentro de

las rocas del yacimiento pueden ser aceite, gas y agua. Altos valores de porosidad

indican alta capacidad para contener fluidos, bajos valores de porosidad indican lo

contrario.

Los datos de porosidad son rutinariamente usados cuantitativa y cualitativamente para

evaluar y estimar el volumen potencial de hidrocarburos contenidos en un yacimiento. Los

datos de porosidad son obtenidos de mediciones directas de muestras de ncleos y/o

indirectamente de registros de pozos. En muchos casos, los datos de porosidad

obtenidos de ncleos son usados para validar o calibrar los datos de porosidad de los

registros de pozos.

II.1 Porosidad ()


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La porosidad puede ser clasificada de acuerdo a su origen como porosidad pr imar ia ysecundar ia. Una porosidad original es desarrollada durante la depositacin de los

sedimentos, despus la compactacin y cementacin reduce la porosidad original, sta

es la porosidad primaria. La porosidad secundaria es desarrollada por algunos procesos

geolgicos subsecuentes a la depositacin, tales como diagnesis, fracturamiento,

disolucin (vgulos).

Tambin la porosidad es clasificada como porosidad total y porosidad efectiva. Laporosidad total es definida como la relacin de todo el espacio poroso de una roca con

respecto al volumen total de la misma roca, es decir:

Donde:

= porosidad total

Vp = volumen poroso

VB = volumen total de roca

La porosidad efectiva, es la porosidad total menos la fraccin del espacio porosoocupado por arcilla o lutita. En arenas muy limpias, la porosidad total es igual a la

porosidad efectiva

=

II.1 Porosidad ()


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Cantarell Chicontepec

Fracturas Vgulos

Matriz

Carbonatos: porosidadprimaria y secundaria

Arenas y areniscas:Porosidad primaria.

La porosidad secundaria

puede ser inducida (fracturamientos)

Obtencin de la porosidad ncleos y registros geofsicos de pozo, principalmente

II.1 Porosidad ()


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= 43

38

= (4)3 = 64 3

=

= 643 33.513 = 30.493

= =30.49 3

64 3 = 0.4764

= 47.64%

= 39.54%

= 25.94%

Arreglo ortorrmbico Arreglo rombodrico

Arreglo cbico

II.1 Porosidad ()


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II.2 Permeabilidad (k).- Es una medida de la capacidad de flujo en un medio poroso.

La permeabilidad absoluta, es una propiedad del medio poroso de permitir el paso deun fluido a travs de ella, cuando se encuentra saturada al cien por ciento de un fluido,

que es el mismo que se usa como fluido desplazante durante una prueba de laboratorio.

La permeabilidad absoluta est dada por:

Donde:k = permeabilidad (Darcies)

q = gasto de aceite, gas o agua (cm3/seg)

= viscosidad de aceite, gas o agua (centipoises)

L = longitud (cm)

A = rea (cm2)

P= diferencial de presin (Atmsferas)

La permeabilidad efectiva (ko, kg, kw), es la permeabilidad del medio a ese fluido (o, g,w), cuando su saturacin es menor del 100 por ciento

La permeabilidad relativa, esta definida como la relacin de la permeabilidad efectivacon respecto a la permeabilidad absoluta de un medio poroso. La relacin para la

permeabilidad esta representada como:

=

=

II.2 Permeabilidad (k)


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Donde, kri es la permeabilidad relativa del medio poroso del fluido i; ki es la

permeabilidad efectiva para el fluido i; y kaes la permeabilidad absoluta del medio poroso.

Entonces las permeabilidad relativa del aceite, gas y agua estaran expresadas por:

Los datos de permeabilidad relativa pueden ser representados en grficas llamadas

curvas de permeabilidad relativa. Una curva tpica de permeabilidad relativa para un

sistema aceite agua se muestra en la siguiente figura:

=

= =

0 1.0Swi 1-Sorw

Swc

Sw

krw

kro

kro krw

Figura. Curva de permeabilidad relativa aceite-agua



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En la siguiente figura, el rango de saturacin de agua es de la saturacin de agua inicial,Swi

, a la saturacin de agua con saturacin residual de aceite 1-Sorw

. La permeabilidad

relativa del aceite, Kro

, es alta cuando se tiene Swi

y tiende a cero cuando se alcanza 1-

Sorw

. La permeabilidad relativa del agua, Krw

, incrementa de cero en Swi

, a valores altos

cuando se alcanza 1-Sorw

. La saturacin de agua crtica, Swc

, es el nivel de saturacin de

agua en el cual el agua inicia el a moverse en el yacimiento.

0 1.0Swi 1-Sorw

Swc

Sw

krw

kro

kro krw

Figura. Curva de permeabilidad relativa aceite-agua



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0 1.0Sgi 1-Sorg

Sgc

Sg

krgkro

kro kr

Figura. Curva de permeabilidad relativa gas - aceite

Una curva de permeabilidad relativa de un sistema gas aceite se muestra en la figura

siguiente. En rango de saturacin de gas es de la saturacin inicial de gas, Sgi, a la

saturacin de gas con aceite residual 1-Sorg. La permeabilidad relativa de aceite, kro, esalta en Sg iy tiende a cero en 1-Sorg. La permeabilidad relativa del gas, krg, incrementa de

cero en Sgi a valores altos en 1-Sorg. La saturacin crtica de gas, Sgc, es el nivel de

saturacin de gas en el cual el gas inicia su movimiento en el yacimiento.



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II.3 Saturacin de fluidos, el espacio poroso en las rocas del yacimiento es ocupado porfluidos. En yacimientos petroleros, los fluidos son usualmente agua e hidrocarburos. Los

volmenes de agua e hidrocarburos en el volumen poroso del yacimiento son llamados

como saturaciones.

La saturacin de agua en la roca del yacimiento, es la fraccin del volumen poroso

ocupado por el agua, mientras que la saturacin de hidrocarburos en el yacimiento esla fraccin del volumen poroso ocupado por hidrocarburos. La suma de saturacionesagua e hidrocarburos en el yacimiento es igual a la unidad. Esta relacin puede ser

expresada simplemente como:

Sh+ Sw = 1

Donde: Sh = saturacin de hidrocarburos y Sw = saturacin de agua. S los hidrocarburosen el yacimiento son aceite y gas, la ecuacin anterior puede escribirse como:

So+ Sg+ Sw = 1

II.3 Saturacin de fluidos (So, Sg, Sw)


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La presencia de baja saturacin de agua en un yacimiento indica la presencia de alta

saturacin de hidrocarburos. Inversamente, alta saturacin de agua indica baja saturacin

de hidrocarburos.

Dependiendo de las condiciones en las que se encuentre un yacimiento, existen

diferentes formas de clasificar la saturacin, las ms comunes son:

Saturacin agua inicial (Swi), es aquella saturacin que se determina por primera vez en

un nuevo yacimiento, normalmente se obtiene a partir de registros geofsicos o dencleos de pozos. Tambin se conoce como saturacin de agua congnita.

Saturacin de agua residual (Swr), es aquella que se tiene despus de un periodo deexplotacin del yacimiento. Esta puede ser incluso menor a la saturacin inicial

dependiendo de los procesos a los que este sometido el yacimiento.

Saturacin de agua crtica (Swc), es aquella donde el agua inicia su movimiento en elyacimiento

En un yacimiento, el agua est presente bajo dos formas principales: agua libre y agua

intersticial.



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Agua libre. Es el agua que ocupa los poros del yacimiento que no estn ocupados por

hidrocarburos. Puede ponerse en movimiento muy fcilmente y moverse hacia los puntosde baja presin

Agua intersticial. Es el volumen de agua que se mide para valorar la saturacin de aguade un yacimiento. En un yacimiento, la totalidad de los poros, no est ocupada por

hidrocarburos, queda siempre una cierta cantidad de agua, que no ha podido ser

desplazada por la llegada del aceite y gas.

Los rangos de saturacin inicial de agua en los yacimientos petroleros depende de varios

factores, entre los que destacan el tipo de roca, permeabilidad y arcillosidad. As tenemos

que para arenas limpias el rango de saturacin de agua inicial puede ser entre 10 y 30

por ciento, pero sta se puede incrementar por las condiciones de permeabilidad y

alcanzar valores de hasta 40 por ciento. Para yacimientos de areniscas con

permeabilidades muy bajas la saturacin inicial de agua puede alcanzar valores de hasta

70 por ciento. Sin embargo, para yacimientos de edad Mesozoica, ya sean calizas o

dolomas, los rangos de saturacin inicial de agua, no alcanzan valores altos y estos

pueden varias entre 10 y 35 por ciento, valores por arriba de stos presentarn rpida

surgencia de agua debido a la fracturas naturales de los yacimientos.



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II.4 Presin capilar, esta definida como como la diferencia de presiones que existe en lainterface que separa dos fluidos inmiscibles. La presin capilar esta da por la siguienteecuacin:

Pc= PnwPwDonde:

Pc = presin capilar

Pnw= Presin de la fase no mojante

Pw = presin de la fase mojante

Esto es, el exceso de presin en el fluido no mojante es la presin capilar, y esta cantidad es

una funcin de la saturacin.

Las fuerzas capilares presentes en un yacimiento son el resultado del efecto combinado de lastensiones superficiales e interfaciales que se originan entre la roca y los fluidos presentes en elmedio poroso.

Existen tres tipos de presin capilar:

Presin capilar agua-aceite (Pcwo)

Presin capilar gas-aceite (Pcgo)

Presin capilar gas-agua (Pcgw)

Aplicando la definicin matemtica de presin capilar, los tres tipos de presin capilar pueden

ser escritos como:

II.4 Presin capilar (Pc)


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Pcwo= PoPw

Pcgo= PgPo

Pcgw= PgPw

Tambin la presin capilar se puede determinar a partir de la siguiente ecuacin:

Donde para un sistema aceite agua, la ecuacin anterior se puede escribir como:

Donde: Pc = presin capilar (lb/pg2)

h = altura (ft)

= diferencia de densidades (lb/ft3)

= 144

= 144

II.4 Presin capilar (Pc)


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II.5 Mojabilidad. La mojabilidad es definida como la tendencia de un fluido paraextenderse o adherirse a un slido en presencia de otro fluido inmiscible. El concepto de

mojabilidad se ilustra en la siguiente figura. Pequeas gotas de tres lquidos; mercurio,

aceite y agua son colocadas sobre un plato de vidrio limpio. Las tres gotas son

observadas desde un mismo lado como se observa en la figura. El mercurio mantiene

una forma esfrica, la gota de aceite desarrolla aproximadamente la forma esfrica, pero

la gota de agua tiende a expandirse sobre la superficie de vidrio

La tendencia de un lquido para expandirse sobre la superficie de un solido es unindicativo de las caractersticas de mojabilidad de un lquido sobre un solido. Esta

tendencia a expandirse puede ser expresada ms convenientemente por mediciones del

ngulo de contacto en la superficie lquido-slido. Este ngulo, el cual es siempre medido

a travs del liquido a el slido, es llamado ngulo de contacto .

Mercurio

Aceite

Agua

Aire

Plato de vidrio

II.5 Mojabilidad


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El ngulo de contacto tiene significantes logros como una medicin de la mojabilidad.

Cuando el ngulo disminuye, las caractersticas de la mojabilidad del lquido incrementan.

Una evidencia de una mojabilidad completa podra ser un ngulo de contacto de 0, y una

evidencia de una no-mojabilidad podra ser un ngulo de 180. Asimismo, la mojabilidad

de las rocas de un yacimiento por fluidos es importante, ya que la distribucin de los

fluidos (aceite, gas y agua) en el medio poroso es una funcin de la mojabilidad.

II.5 Mojabilidad

ow

agua

os ws

aceite

En base a la figura, el ngulo de contacto , se relaciona

con las energas de superficie por medio de la ecuacin:

Donde os es la energa interfacial entre el slido y el

aceite; ws,la energa interfacial entre el solido y el agua;

ow, la tensin interfacial entre el aceite y el agua, las tres =

energas se expresan en dinas/cm; es el ngulo de contacto aceite-slido-agua, medido

a travs del agua (grados)y At, la tensin de adhesin (dina/cm).

En general, os y ws no se pueden medir directamente, pero ow y s pueden

determinarse en el laboratorio. Mediante esta relacin puede medirse indirectamente la

mojabilidad de la roca, pues una tensin de adhesin (At) positiva, indica que la roca est

preferentemente mojada por agua y < 90. Para valores de > 90, la roca est mojada

por aceite y para valores de cercanos a 90, significa que la roca esta mojada por los

dos fluidos.

At= os - ws,= ow Cos


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Estimacin de propiedades de la rocaEjemplo 1. Clculo de la porosidad:

Las dimensiones de una muestra de ncleo cilndrico son 10.16 cm de longitud y 3.81 cm

de dimetro, despus de que ste fue limpiado y secado. La muestra del ncleo seco

tiene un peso de 365 gr. Despus la muestra de ncleo fue saturada 100 por ciento con

agua salada que tiene una densidad de 1.04 gr/cm3y ahora pesa 390 gr.

Calcula la porosidad de la muestra del ncleo.

El volumen de un cilindro est dado por:

VB = r2l

VB= 3.81

2

2

10.16 = 115.833 cm3

El volumen poroso de la muestra del ncleo se puede determinar a partir de:

Vp =peso de ncleo saturado peso de ncleo seco

densidad de la salmuera

Vp =390 365

1.04= 24.0385 cm3


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Ahora utilizando la ecuacin de porosidad,

Tendremos:

=24.0385

115.833= 0.2075 20.75%

En la practica, la manera ms comn de obtener los datos de porosidad, de manera

indirecta, es mediante la interpretacin de registros geofsicos, tales como el registro

snico de porosidad, neutrn compensado, entre otros. Aunque el anlisis de ncleos en

laboratorio, es una manera directa de obtenerla, los costos para para tomar ncleos en

todos los pozos y todo el espesor del yacimiento incrementara el tiempo y costo de

desarrollo de un campo

=


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Ejemplo 2.- Estimacin de la permeabilidad absoluta:

A travs de un tapn de un ncleo de arena limpia de 4.5 cm2 y 8.0 cm de

longitud, se hace fluir una salmuera de una viscosidad 1.03 cp a un gasto de

0.75 cm3/seg, con una diferencial de presin de 2.4 atmosferas. Calcular la

permeabilidad absoluta

Datos:

A = 4.5 cm2

L = 8.0 cm

= 1.03 cp

q = 0.75 cm3/seg

P= 2.4 Atm

=0.75 1.03 8.0

4.5 2.4 = 0.572 darcies 572 milidarcies

Estimacin de propiedades de la roca

=


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Ejemplo 3.- Estimacin de la permeabilidad relativa :

S al ncleo del ejemplo anterior, se mantiene una Sw = 0.6 y So = 0.4; bajoestas condiciones, el gasto de la salmuera, bajo una presin diferencial de 2.4

atmosferas, es de 0.70 cm3/seg y el del aceite es de 0.40 cm3/seg. Calcular la

permeabilidad relativa al agua y al aceite


Krw =0.7 1.03 8.0

4.5 2.4= 0.534 darcies

Kro =0.4 1.03 8.0

4.5 2.4= 0.305 darcies


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Sw krw kro So0.20 0.0000 0.90000 0.80

0.25 0.0000 0.66370 0.750.30 0.0030 0.47550 0.70

0.35 0.0012 0.32880 0.65

0.40 0.0032 0.21770 0.600.45 0.0070 0.13640 0.55

0.50 0.0133 0.07950 0.50

0.55 0.0227 0.04200 0.450.60 0.0363 0.01920 0.400.65 0.0548 0.00700 0.35

0.70 0.0792 0.00170 0.30

0.75 0.1106 0.00020 0.250.80 0.1500 0.00000 0.20

0.000

0.200

0.400

0.600

0.800

1.000

0.000

0.200

0.400

0.600

0.800

1.000

0.00 0.10 0.20 0.30 0.40 0.50 0.60 0.70 0.80 0.90

Krw

Kro

Sw


Ejemplo 4.- interpretacin de curvas de permeabilidades relativas:

A una Saturacin inicial de agua (Swi) del 20 por ciento la permeabilidad relativadel aceite (Kro) alcanza un valor de 0.9. El agua en el yacimiento iniciar su

movimiento en +/- 45-50 por ciento de saturacin de agua, es decir, cuando setienen valor de permeabilidad relativa de aceite de 0.13640 a 0.07950.


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CARBONATOS LIMPIOS

J Sup. Kimmer

CARBONATOS ARCILLOSOS


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Jursico Pimienta

Jursico Olvido

CARBONATOS ARCILLOSOS


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PP-1 Int. 21812195 m. Prod. De Gas

Por 5/16 P=3170 psi; Qg=7.037 mmpcdN-1

ARENISCAS LIMPIAS


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ARENISCAS ARCILLOSAS

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