fundamentos de ingeniería de yacimientos - freddy humberto escobar

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FUNDAMENTOS DE INGENIERIA DE YACIMIENTOS

Autor:

FREDDY HUMBERTO ESCOBAR MACUALO, Ph.D.

Fundamentos de Ingeniera de Yacimientos - Freddy H. Escobar, Ph.D.

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Freddy Humberto Escobar Macualo de esta edicin Editorial Universisad Surcolombiana Primera edicin: Xxxxx de 200? ISBN xxx-yyyy-yy-z Todos los derechos reservados. Prohibida su reproduccin total o parcial Por cualquier medio sin permiso del autor Diseo de Portada: xxxxxxxxxxxxxxxxx Fotografa portada: xxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxxx Diseo y diagramacin: Mara Constanza Cardoso Perdomo Impresin y encuadernacin Editora Guadalupe Ltda.. Impreso y hecho en Colombia Editorial Universidad Surcolombiana E-mail: [email protected] Direccin: Avenida Pastrana Carrera 1. Telfono: 875 47 53 Ext. 358 Neiva - Huila - Colombia


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INTRODUCCINEste texto didctico contiene el contenido fundamental y actualizado para desarrollar un excelente curso de pregrado de Ingeniera de Yacimientos, el cual sirve a los estudiantes como texto gua y herramienta bsica en el desarrollo de las clases. Los conceptos encontrados en el presente texto recopilan informacin de varios libros y artculos relacionados con el tema de los yacimientos hidrocarburferos existentes en la literatura desde los aos 60 hasta el ao 2004. Fundamentos de Ingeniera de Yacimientos es un libro que reune cerca de una dcada de experiencia acadmico que el autor ha tenido durante sus investigaciones y actividades acadmicas, la mayora de ellas enfocadas a la Ingeniera de Yacimientos. El autor concentr sus esfuerzos en presentar un texto con conceptos actualizados y vigentes que permitan al estudiante un mejor desempeo en las restantes materias del currculo de ingeniera y en su vida profesional. El contenido del libro se ha dividido en ocho captulos. El captulo 1 presenta una breve revisin de los conceptos geolgicos que definen y clasifican los yacimientos de hidrocarburos. Al igual que una clasificacin actualizada de los yacimientos de acuerdo al estado de los fluidos. Adems, se estudiarn los regmenes de presin de un yacimiento (diagramas profundidad-presin) con su importancia en la caracterizacin de yacimientos y las escalas de medicin que se usan en Ingeniera de Yacimientos. El captulo dos se centra en el entendimiento de las propiedades fsicas del medio poroso, la ley de Darcy con sus aplicaciones y limitaciones, las clasificaciones de la permeabilidad, los problemas asociados con la geometra del sistema, el dao a la formacin, la ecuacin de difusividad, propiedades inherentes a la roca y fluido: presin capilar, funcin J de Leverett, permeabilidades relativas, etc. El captulo 3 estudia las propiedades PVT de los fluidos del yacimiento, y se presentan diferentes correlacines y ecuaciones para la determinacin de las propiedades PVT del agua, gas y petrleo, adems de presentar los factores que afectan el recobro de crudo. El captulo cuatro introduce los primeros conceptos de evaluacin de reservas de gas y petrleo mediante el mtodo volumtrico, construccin de mapas manualmente y asistidos por computador y determinacin de volmenes. El captulo cinco se enfoca a los mtodos de balance de materia. Este es con seguridad el captulo ms largo y quiz ms importante del curso de Ingeniera de Yacimientos. En l, se desarrollar la ecuacin de balance de materia y se estudiarn sus mltiples aplicaciones, entre las que se cuenta la linealizacin de dicha ecuacin y el estudio de yacimientos de condensados, y yacimientos naturalmente fracturados. Este captulo, tambin hace referencia a las tcnicas de prediccin del comportamiento y recobro final de un yacimiento de petrleo mediante los mtodos de Schilthuis, Tarner, Muskat, Pirson y Tracy, las cuales se presentan en detalle en los apndices. El captulo sexto complementa la discusin captulo del quinto pero se enfoca porincipalmente a los clculos de intrusin de agua a un yacimientoFundamentos de Ingeniera de Yacimientos - Freddy H. Escobar, Ph.D.

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procedente de un acufero adyacente. Aunque las tcnicas de curvas de declinacin es un concepto hoy en desuso, el captulos siete introduce las bases tericas de las curvas de declinacin ms comunes incluyendo el ajuste por curvas tipo. El ltimo captulo presenta los conceptos y mtodos para estimar conificacin y digitacin de agua. En todos los captulos se presentan ejercicios para clarificar los conceptos. Dada su importancia, algunos de ellos fueron tomados directamente de la literatura.


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DEDICATORIASCon mi ms profundo amor dedico este trabajo a mi esposa Matilde Montealegre y a mis adorados hijos Jennifer Andrea y Freddy Alonso Escobar. A mis padres Sotero Escobar (QEPD) y Delfina Macualo Vda. De Escobar (QEPD), a mis hermanos Sotero Alonso (QEPD), Dayra Stella y Leonardo Fabio Escobar. A mis sobrinos Daniel Alfredo Escobar, Samuel Alejandro Escobar , Juan David Betancourt y Gabriel Fernando Betancourt. A mis ahijados Raul Alejandro Vagen Lpez, Claudia Patricia Montealegre Molina y Jos Gabriel Rancel Lpez.


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AGRADECIMIENTOS

El autor expresa su ms sincera gratitud a la Editorial Universidad Surcolombiana por su valiosa contribucin en la publicacin de este libro. Especial mencin a la profesora Cecilia Repizo y a la Srta. Mara Constanza Cardoso Perdomo por su gran colaboracin en los trmites internos en la Editorial Universidad Surcolombiana y el gran esfuerzo dedicado a la diagramacin del presente libro. De igual forma, deseo expresar mi gratitud al Dr. Jos Gregorio Osorio Gallego, Profesor de la Universidad Nacional de Colombia sede Medelln por el tiempo dedicado a la evaluacin del presente libro y a la formulacin de valiosas recomendaciones. Finalmente, a mi amigo, hermano, compaero de estudio, colega y estudiante: Ingeniero de Petrleos y Magster en Ingeniera de Hidrocarburos Daniel Augusto Gutierrez Arciniegas por su inmensa colaboracin en la escritura del prlogo del presente libro.


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PROLOGO

Ing. MSc. Daniel Augusto Gutirrez Arciniegas


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TABLA DE CONTENIDOINTRODUCCION.................................................................................................................. 3 TABLA DE CONTENIDO .................................................................................................... 8 CAPITULO 1 ....................................................................................................................... 12 CONCEPTOS FUNDAMENTALES, DEFINICION Y CLASIFICACION....................... 12 1. ASPECTOS GEOLOGICOS............................................................................................ 12 1.1. FUENTE DE HIDROCARBUROS .............................................................................. 12 1.2. MIGRACION DE HIDROCARBUROS....................................................................... 13 1.3. DEFINICIONES DE INGENIERIA DE YACIMIENTOS .......................................... 13 1.4. DEFINICION DE YACIMIENTO................................................................................ 13 1.4.1. Clasificacin Geolgica de los Yacimientos.............................................................. 13 1.4.2. Clasificacin de Acuerdo al Punto de Burbuja........................................................... 15 1.4.3. Clasificacin de Acuerdo al Estado de los Fluidos .................................................... 16 1.4.4. Clasificacin de Acuerdo al Mecanismo de Produccin............................................ 25 1.4.5. Clasificacin de Acuerdo a Variaciones del Volumen Originalmente Disponible a Hidrocarburos ....................................................................................................................... 27 1.6. REGIMENES DE PRESION DE FLUIDOS ................................................................ 28 1.7. APLICACIONES DE REPEAT FORMATION TESTERS, RFT ................................ 42 1.8. ESCALAS DEL YACIMIENTO .................................................................................. 44 CAPITULO 2 ....................................................................................................................... 48 PROPIEDADES FISICAS DEL MEDIO POROSO............................................................ 48 2.1. POROSIDAD ................................................................................................................ 48 2.1.1. Clasificacin Ingenieril de la porosidad .................................................................... 48 2.1.1.1. Porosidad absoluta................................................................................................... 48 2.1.1.2. Porosidad efectiva ................................................................................................... 48 2.1.1.3. Porosidad no efectiva .............................................................................................. 48 2.1.2. Clasificacin Geolgica de la porosidad .................................................................... 48 2.1.2.1. Porosidad primaria o intergranular.......................................................................... 49 2.1.2.1.1. Porosidad intercristalina ....................................................................................... 49 2.1.2.1.3. Planos estratificados ............................................................................................. 49 2.1.2.1.4. Espacios Sedimentarios Miscelneos .................................................................. 49 2.1.2.2. Porosidad secundaria, inducida o vugular ............................................................... 49 2.1.2.2.1. Porosidad de disolucin........................................................................................ 49 2.1.2.2.2. Dolomitizacin ..................................................................................................... 50 2.1.2.2.3. Porosidad de Fractura ........................................................................................... 50 2.1.2.2.4. Espacios secundarios miscelneos ....................................................................... 50 2.1.3. Factores que afectan la porosidad............................................................................... 50 2.1.3.1. Tipo de empaque ..................................................................................................... 50 2.1.3.2. Material cementante ................................................................................................ 53 2.1.3.3. Geometra y distribucin de granos........................................................................ 54 2.1.3.4. Presin de las capas suprayacentes......................................................................... 54 2.1.3.5. Presencia de partculas finas................................................................................... 54 2.1.4. Promedio de la porosidad .......................................................................................... 54 2.1.4.1. Promedio aritmtico ................................................................................................ 54 2.1.4.2. Promedio ponderado................................................................................................ 54Fundamentos de Ingeniera de Yacimientos - Freddy H. Escobar, Ph.D.

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2.1.4.3. Promedio estadstico o armnico............................................................................. 54 2.1.5. Correlaciones para porosidad ..................................................................................... 54 2.1.6. Distribucin del tamao del poro ............................................................................... 55 2.2. SATURACION DE FLUIDOS, Sf................................................................................. 57 2.3. ESTADOS DE FLUJO.................................................................................................. 57 2.4. PERMEABILIDAD Y LEY DE DARCY..................................................................... 62 2.4.1. Problemas Asociados con la Geometra de Flujo....................................................... 68 2.4.2. Dao del Pozo............................................................................................................. 69 2.4.3. Flujo a Travs de Fracturas ........................................................................................ 71 2.4.4. Flujo a Travs de Canales Disueltos .......................................................................... 74 2.5. ECUACIN DE FORCHHEIMER............................................................................... 76 2.6. EFECTO KLINKENBER.............................................................................................. 76 2.7. PROMEDIO DE PERMEABILIDADES...................................................................... 76 2.8. TIPOS DE PERMEABILIDAD .................................................................................... 80 2.8.1. Permeabilidad absoluta............................................................................................... 80 2.8.2. Permeabilidad efectiva ............................................................................................... 80 2.8.3. Permeabilidad relativa ................................................................................................ 80 2.8.4. Correlaciones para permeabilidad relativa ................................................................. 83 2.9. MODIFICACION DE LA LEY DE DARCY PARA CONSIDERAR EL UMBRAL DEL GRADIENTE DE PRESION...................................................................................... 92 2.10. LA ECUACION DE DIFUSIVIDAD ......................................................................... 97 2.11. SOLUCIONES A LA ECUACION DE DIFUSIVIDAD ........................................... 99 2.11.1. Estado Estable .......................................................................................................... 99 2.11.2. Estado Pseudoestable.............................................................................................. 101 2.12. MOVILIDAD ............................................................................................................ 105 2.13. TENSION INTERFACIAL Y SUPERFICIAL......................................................... 105 2.14. MOJABILIDAD........................................................................................................ 106 2.15. DRENAJE, IMBIBICIN E HISTRESIS .............................................................. 111 2.16. ECUACIN DE LAPLACE ..................................................................................... 112 2.17. PRESIN CAPILAR ................................................................................................ 114 2.18. FUNCION J DE LEVERETT O CURVA PROMEDIA DE PRESIN CAPILAR 120 2.19. ANALISIS DE DATOS DE PRESION CAPILAR .................................................. 120 2.20. RELACIONES ENTRE k- ...................................................................................... 133 2.20.1. Ecuacin de Karman-Kozeny................................................................................. 133 2.20.2. Correlacin de Timur ............................................................................................. 137 2.19.3. Correlacin de Coates-Denoo................................................................................. 137 CAPITULO 3 ..................................................................................................................... 139 PROPIEDADES DE LOS FLUIDOS DEL YACIMIENTO ............................................. 139 3.1. PROPIEDADES PVT................................................................................................. 139 3.2. LIBERACION INSTANTANEA................................................................................ 142 3.3. LIBERACION DIFERENCIAL.................................................................................. 144 3.4. CORRELACIONES PARA SISTEMAS DE PETROLEO ......................................... 144 3.4.1. Presin del punto de burbuja ..................................................................................... 144 3.4.2. Gas en Solucin........................................................................................................ 150 3.4.3. Factor de compresibilidad del petrleo ...................................................................... 155 3.4.4. Factor volumtrico de formacin del petrleo ........................................................... 156


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3.4.5. Factor volumtrico total............................................................................................. 161 3.4.6. Viscosidad del petrleo.............................................................................................. 162 3.5. CORRELACIONES PARA SISTEMAS DE GAS ...................................................... 166 3.5.1. Gravedad especfica de una mezcla de gases ............................................................. 166 3.5.2. Propiedades crticas ................................................................................................... 167 3.5.3. Obtencin de las propiedades crticas y gravedad especfica del gas ......................... 168 3.5.4. Determinacin de las propiedades crticas de los Heptanos y compuestos ms pesados ............................................................................................................................................ 170 3.5.6. Factor de compresibilidad del gas.............................................................................. 171 3.5.7. Compresibilidad Isotrmica del Gas ........................................................................ 174 3.5.8. Factor volumtrico de Formacin del gas .................................................................. 175 3.5.9. Viscosidad del gas ..................................................................................................... 175 3.6. CORRELACIONES PARA SISTEMAS DE AGUA.................................................. 176 3.6.1. Factor Volumtrico de Formacin del Agua ............................................................. 176 3.6.2. Viscosidad del Agua................................................................................................ 176 3.6.3. Compresibilidad del agua y gas disuelto.................................................................... 177 3.6.4. Gravedad Especfica del Agua.................................................................................. 177 3.6.5. Tensin Superficial................................................................................................... 177 3.7. FACTORES QUE AFECTAN EL RECOBRO DEL YACIMIENTO ....................... 178 BIBLIOGRAFIA ................................................................................................................ 187 CAPITULO 4 ..................................................................................................................... 188 CALCULO VOLUMETRICO DE HIDROCARBUROS.................................................. 188 4.1. TIPOS DE PRODUCCIONES O RECOBROS .......................................................... 188 4.2. ECUACIONES VOLUMETRICAS............................................................................ 188 4.2.1. Correlaciones API para calcular el factor de recobro............................................... 188 4.3. CALCULO DE VOLUMENES ................................................................................. 190 4.3.1. Clculos de volumen manualmente.......................................................................... 190 4.3.2. Clculos de volumen asistido por computador......................................................... 193 4.3.2.1. Mtodo Krigging ................................................................................................... 194 4.3.2.2. Mtodo de Curvatura Mnima ............................................................................... 197 4.3.2.3. Mtodo de la Distancia Inversa ............................................................................. 198 4.3.2.4. Mtodo de Triangulacin ...................................................................................... 198 4.3.2.5. Mtodo de Funciones de Bases Radiales............................................................... 198 4.4. CALCULOS VOLUMETRICOS EN YACIMIENTOS GASIFEROS ...................... 199 4.4.1. Factores de recobro en yacimientos de gas volumtricos ........................................ 200 4.4.2. Factores de recobro en yacimientos de gas no-volumtricos ................................... 201 4.5. CALCULOS VOLUMETRICOS EN YACIMIENTOS DE PETROLEO ................. 201 CAPITULO 5 ..................................................................................................................... 204 BALANCE DE MATERIA................................................................................................ 204 5.1. CONSIDERACIONES Y APLICACIONES .............................................................. 204 5.2. ECUACION DE BALANCE DE MATERIA PARA YACIMIENTOS DE GAS ..... 204 5.3. ECUACION GENERAL DE BALANCE DE MATERIA PARA YACIMIENTOS DE PETROLEO........................................................................................................................ 214 5.4. OTROS USOS DE LA ECUACION DE BALANCE DE MATERIA ....................... 217 5.5. LINEALIZACION DE LA ECUACION DE BALANCE DE MATERIA MEDIANTE EL METODO DE HAVLENA Y ODEH........................................................................... 220


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5.6. YACIMIENTOS SUBSATURADOS VOLUMETRICOS......................................... 227 5.7. YACIMIENTOS QUE PRODUCEN POR GAS EN SOLUCION POR DEBAJO DEL PUNTO DE BURBUJA ..................................................................................................... 230 5.8. CONTROL TOTAL DEL YACIMIENTO ................................................................. 231 5.9. PREDICCION DEL COMPORTAMIENTO Y RECOBRO FINAL DE UN YACIMIENTO................................................................................................................... 232 5.10. BALANCE DE MATERIA EN YACIMIENTOS NATURALMENTE FRACTURADOS............................................................................................................... 232 5.11. YACIMIENTOS DE CONDENSADOS DE GAS ................................................... 239 CAPITULO 6 ..................................................................................................................... 250 INTRUSION DE AGUA.................................................................................................... 250 6.1. Modelo de estado estable (Schilthuis)......................................................................... 250 6.2. Modelo de estado inestable (Hurst and Van Everdingen) .......................................... 254 6.3. Mtodo de Fetkovich para Acuferos Finitos .............................................................. 259 CAPITULO 7 ..................................................................................................................... 275 CURVAS DE DECLINACION ......................................................................................... 275 7.1. INTRODUCCION....................................................................................................... 275 7.2. DECLINACION DE PORCENTAJE CONSTANTE O DECLINACION EXPONENCIAL ................................................................................................................ 276 7.3. DECLINACION HIPERBOLICA .............................................................................. 277 7.4. DECLINACION ARMONICA ................................................................................... 278 7.5. CURVAS TIPO ........................................................................................................... 279 CAPITULO 8 ..................................................................................................................... 291 CONIFICACION Y DIGITACION ................................................................................... 291 8.1. GENERALIDADES.................................................................................................... 291 8.2. CONIFICACION DE AGUA...................................................................................... 291 8.2.1. Mtodo de Meyer y Garder ...................................................................................... 292 8.2.2. Mtodo de Sobocinski y Cornelious......................................................................... 293 8.2.3. Metodo de Chaney, Noble, Henson y Rice .............................................................. 296 8.2.4. Mtodo de Bournazel y Jeanson............................................................................... 300 8.2.5. Mtodo de Kuo y Desbrisay ..................................................................................... 301 8.3. DIGITACION DE AGUA.......................................................................................... 303 BIBLIOGRAFIA ................................................................................................................ 306 APENDICE A..................................................................................................................... 307 MTODO DE MUSKAT................................................................................................... 307 APENDICE B..................................................................................................................... 313 METODO DE PIRSON...................................................................................................... 313 APENDICE C..................................................................................................................... 316 METODO DE TARNER.................................................................................................... 316 APENDICE D..................................................................................................................... 319 METODO DE TRACY ...................................................................................................... 319 APENDICE E ..................................................................................................................... 323 METODO DE SCHILTHUIS ............................................................................................. 323


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CAPITULO 1CONCEPTOS FUNDAMENTALES, DEFINICIN Y CLASIFICACIN DE LOS YACIMIENTOS1. ASPECTOS GEOLOGICOS Los ingenieros de yacimientos necesitan contar con conocimientos geolgicos durante el desarrollo de su vida profesional, en virtud a que todo yacimiento que se estudie tiene antecedentes de tipo geolgico. Normalmente, un yacimiento es definido mediante la perforacin, de modo que se dispone de algunos datos en puntos discretos dentro del sistema. Dicha informacin es contenida en anlisis de ripios, perfiles de pozo, anlisis de corazones, anlisis de rayos X y tomografa, muestras de paredes, pruebas de presin y pruebas de produccin, entre otros. Lo que indica que una buena descripcin del yacimiento depende de la habilidad para interpretar la informacin recolectada. 1.1. FUENTE DE HIDROCARBUROS A pesar de algunas eventuales objeciones, universalmente se est de acuerdo que los hidrocarburos tienen una procedencia de tipo orgnico. Lo que indica que la materia orgnica tuvo que ser sintetizada por organismos vivientes, y por lo tanto debi depositarse y preservarse en sedimentos. Dependiendo de las condiciones geolgicas dadas, parte de este material se transforma en compuestos de naturaleza petrolera. La base fundamental para la produccin masiva de materia orgnica fue la fotosntesis, la cual apareci aproximadamente hace 2000 millones de aos en tiempos precmbricos. Desde esa poca a la era devnica la primera fuente de materia orgnica el fitoplancton marino. A partir del devnico, la mayor contribucin a la materia orgnica fue por parte de plantas terrestres. Algunos animales grandes, como peces, contribuyeron muy poco en la generacin de materia orgnica. En resumen, los principales contribuidores de material orgnico en los sedimentos fueron las bacterias, fitoplancton, zooplancton y plantas de mayor tamao1. Los escudos continentales en reas de aguas tranquilas, como lagos, cuencas profundas y pendientes continentales, poseen las condiciones favorables para la depositacin de los sedimentos ricos en materia orgnica. Las tres etapas principales para la evolucin de la materia orgnica son diagnesis, catagnesis y metagnesis. La diagnesis toma lugar en sedimentos recientemente depositados donde se presenta actividad microbial. Al finalizar la diagnesis, la materia orgnica consta principalmente de un residuo fosilizado e insoluble llamado kergeno. La catagnesis resulta de un incremento en la temperatura durante el sepultamiento del material en las cuencas sedimentarias. La mayor parte de la generacin de hidrocarburos se debe a la


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descomposicin trmica del kergeno. La metagnesis toma lugar a altas profundidades, donde tanto la presin como la temperatura son altas. En esta etapa, la materia orgnica esta compuesta solamente de metano y carbono residual. Los constituyentes del kergeno residual se convierten en carbono grantico. 1.2. MIGRACION DE HIDROCARBUROS La mayora de los hidrocarburos se hallan en rocas porosas de grano grueso y permeables, con poco o nada de materia orgnica insoluble. Es improbable que el crudo hallado en estas rocas se pudieran originar all puesto que no hay seales de materia orgnica slida. Por lo tanto, la mayora de yacimientos de hidrocarburos son trampas para la migracin de stos. La migracin primaria es la liberacin de compuestos hidrocarburos del kergeno en las capas fuentes y su transporte dentro de los poros estrechos de la roca fuente de grano fino. Los hidrocarburos expelidos de la roca madre pasan hacia unidades de roca ms porosas y ms permeables. Este fenmeno se llama migracin secundaria1. Puesto que la mayora de las rocas en el subsuelo se hallan saturadas con agua, el movimiento de hidrocarburos tiene que ser debido a flujo activo de agua, o flujo independiente de la fase acuosa, por desplazamiento o por difusin. Puesto que normalmente los hidrocarburos son menos densos que el agua, su acumulacin toma lugar en la parte ms alta de la trampa. La migracin es detenida por rocas superiores relativamente impermeables. 1.3. DEFINICIONES DE INGENIERIA DE YACIMIENTOS Es la aplicacin de principios cientficos a problemas de drenaje que resultan durante el desarrollo y produccin de yacimientos de hidrocarburos. Puede tambin definirse como El arte de desarrollar y producir fluidos hidrocarburos de tal forma que se obtenga un recobro eficiente. 1.4. DEFINICIN DE YACIMIENTO Se entiende por yacimiento una unidad geolgica de volumen limitado, poroso y permeable que contiene hidrocarburos en estado lquido y/o gaseoso. Los cinco ingredientes bsicos que deben estar presentes para tener un yacimiento de hidrocarburos son: (1) fuente, (2) Camino migratorio, (3) Trampa, (4) Almacenaje/porosidad, (5) Transmisibilidad/ Permeabilidad.

1.4.1. Clasificacin Geolgica de los Yacimientos Geolgicamente, los yacimientos se clasifican en estratigrficos, estructurales y combinados.


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ESTRATIGRAFICO GAS

PETROLEO

ESTRUCTURAL PETROLEO

AGUA

Fig. 1.1.a. Clasificacin Geolgica de los Yacimientos: Estratigrfico y estructurales

COMBINADOPETROLEO FALLA

AGUA

Fig. 1.1.b. Clasificacin Geolgica de los Yacimientos: Combinado 1. Estratigrficos: lentes de arena, cambios de facies, calizas o dolomitas porosas, cambios de permeabilidad. Ver Fig. 1.1.a. 2. Estructurales: Fracturas en calizas o rocas gneas, discordancias, fallamiento en areniscas, sinclinales, anticlinales, domos salinos, etc., como se describe en la Fig. 1.1.a. 3. Combinados: Hace referencia a las posibles combinaciones que se presenten entre los dos grupos anteriores. Ver Fig. 1.1.b.


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1.4.2. Clasificacin de Acuerdo al Punto de Burbuja 1. Subsaturados. Yacimientos cuya presin inicial es mayor que la presin en el punto de burbuja. El lector debera referirse al punto A de la Fig. 1.9. Inicialmente solo se presenta la fase lquida. Las burbujas de gas se desprenden del crudo una vez el punto de burbuja se alcanza. Eventualmente, el gas librado empieza se aglutina hasta tener condiciones de flujo hacia al pozo en cantidades cada vez incrementales. Contrariamente, el flujo de crudo decrementa gradualmente y en la etapa de deplecin permanece mucho crudo en el yacimiento2,3. 2. Saturados. Yacimientos cuya presin inicial es menor o igual que la presin en el punto de burbuja. Ver punto B y C de la Fig. 1.2.a. Este yacimiento bifsico consiste de una zona gaseosa suprayaciendo una zona lquida. Puesto que la composicin del gas y el crudo son completamente diferentes, estas pueden representarse por diagramas de fases individuales que tienen poca relacin entre ellas o en composicin. La zona lquida est en su punto de burbuja y ser producida como un yacimiento subsaturado modificado con la presencia de la capa de gas. La capa de gas est en el punto de roco y podra ser retrgrada o no retrgrada (yacimiento de gas). Ver Fig. 1.2.b y 1.2.c.

D

AceiteASubsaturado

Pto Crit.E

Pb

io roc Pto

B Presion

F

Aceite + GasCSaturado

Temperatura

Fig. 1.2.a. Clasificacin de los Yacimientos de acuerdo al punto de burbuja


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Capa de gas retrgradaPB

PC= Punto crtico PB= Punto de Burbuja PR = Punto de Roco

PRESION

PC PC

Petrleo Gas

PB

Fig. 1.2.b. Diagrama de fases de la capa de gas y la zona de crudo mostrando capa de gas retrgrada2

PR

TEMPERATURA

Capa de gas no retrgrada

PC

Gas

PRESION

PB

PB

PetrleoPR

PC

PR

TEMPERATURA

Fig. 1.2.c. Diagrama de fases de la capa de gas y la zona de crudo mostrando capa de gas no retrgrada2 1.4.3. Clasificacin de Acuerdo al Estado de los Fluidos 1. Petrleo negro. Consiste de una amplia variedad de especies qumicas que incluyen molculas grandes, pesadas y no voltiles. El punto crtico est localizado hacia la pendiente de la curva. Las lneas (iso-volumtricas o de calidad) estn uniformemente espaciadas y tienen un rango de temperatura amplio. Los primeros crudos de este tipo


PR

PC= Punto crtico PB= Punto de Burbuja PR = Punto de Roco

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fueron de color negro, de all su nombre. Tambin se le llama crudo de bajo encogimiento o crudo ordinario. Estos crudos tienen GOR 1000 pcs/STB, el cual se incrementa por debajo del punto de burbuja. Bo 2 y API 45 y el contenido de C7+ mayor o igual a 30 %, ver Fig. 1.3.c. Las temperaturas del yacimiento son menores de 250 F. La gravedad decrece lentamente con el tiempo hasta bien avanzada la vida del yacimiento donde vuelve a incrementarse ligeramente. Este crudo es normalmente negro (compuestos pesados) aunque pude ser marrn o verduzco. (Figs. 1.3.a, 1.3.b, 1.3.c y 1.7.b)5. 2. Petrleo voltil. El rango de temperatura es ms pequeo que en petrleo negro. La temperatura crtica, Tcr, es tambin menor que en crudos negros y est cerca de la temperatura del yacimiento, TR (Tcr > TR). Las lneas de calidad no estn igualmente espaciadas y estn desplazadas hacia arriba hacia el punto de burbuja. Una pequea reduccin en presin por debajo del punto de burbuja causa una liberacin enorme de gas. Hasta un 50 % de estos crudos puede convertirse en gas en el yacimiento cuando la presin cae unos cientos psi debajo del punto de burbuja. Estos tambin se llaman crudos de alta encogimiento o crudos cercanos al punto crtico. La Ecuacin de Balance de Materia (EBM) de petrleo negro no trabaja en estos casos. El punto de divisin entre crudo voltil y negro es arbitrario, pero se toma como referencia la tolerancia de la EBM. Bo > 2, 1000 < GOR < 8000 scf/STB (Ver. Fig. 1.4.c), 45 < API < 60, C7+ mayor o igual a 12.5 %, la temperatura del yacimiento ligeramente menor que la crtica y el gas liberado puede ser del tipo gas condensado. El GOR y La API se incrementan con la produccin a medida que la presin cae por debajo de la presin del punto de burbuja. El color es usualmente caf claro a verde). Ver Figs. 1.4.a y 1.4.b2,5.PETROLEO NEGRO2,500Condiciones iniciales

2,000

Punto Crtico

Presi n de

Roco

1,500

90

80

1,000e Pr

uja rb Bu e nd si

70

60

50 40 30 20

500Separador

0 0 50 100 150 200 250 300 350 400 450

Fig. 1.3.a. Diagrama de fases para el petrleo negro5


18

1800

PETROLEO NEGROPETROLEO NEGRO GAS SECOrocoL n un ep to s d

1600

Punto crticourb eb uja

Puntos d

e roco

1400

Presin, psia

1200

ea

d

90 % 80 % 70 % 60 % 50 % 40 % 30 %

2 % de lquido

800

600

400

Pu n t os de

1000

20 %200

Separador

10 %

0 60 110 160 210 260 310

Temperatura, F

Fig. 1.3.b. Diagrama de fases para el petrleo negro5100000 90000 80000

Gases secos

Relacin Gas-Petrleo Producida Inicial, scf/STB

70000 60000 50000 40000 30000

20000 10000

Aceites negros0 0 10 20 30 40 50 60 70

C 7+ en los fluidos del yacimientos, % mol

1.3.c. Variacin en el porcentaje de C7+ de acuerdo a la relacin gas petrleo inicial


19

PETROLEO VOLATIL4,000 3,500 3,000 2,50070 60 50 40 30 20

Condiciones iniciales

Pto Crtico

Presi n de

Roco

2,000 1,500 1,000 500 0 0 100 200Bu rb uj a

% lquido

Pr es i n

de

10 5

Separador

co e Ro in d Pres

300

400

500

600

Fig. 1.4.a. Diagrama de fases para el petrleo voltil54000

PETROLEO VOLATILPETROLEO NEGRO

3500

Puntos d

e roco

Punto crtico3000

2

Presin, psia

PETROLEO VOLATIL60 %

2500

GAS RETROGRADO2000

50 %

Punto crtico1500

20 % 15 %

40 % 30 %

1000

20 % Separador10 % 5%

10 %

500

Punto0 0 100 200 300 400

co s de ro500

Temperatura, F

Fig. 1.4.b. Diagrama de fases para el petrleo voltil


20

20000

12500

Aceite STB/D

GOR, scf/STB

16000

10000


12000

7500

8000

5000

4000

2500

0 0 5 10 15 20 25 30

0

Tiempo, meses

Fig. 1.4.c. Produccin de crudo voltil y GOR en un pozo colombiano 3. Gas condensado (retrgrados). El diagrama de fases es menor que el de los aceites negros y el punto crtico est bien por debajo y a la izquierda de la envolvente. Esto es el resultado de gases retrgrados conteniendo muy pocos hidrocarburos pesados que los crudos. La (Tcr < TR) y el punto cricondentrmico es mayor que TR. A medida que la presin cae, el lquido, normalmente claro, se condensa y se forma lquido en el yacimiento, el cual normalmente no fluye y no puede producirse. C7+ menor o igual a 12.5 % (ver Fig. 1.5.c). 70000 < GOR < 100000 pcs/STB (Fig. 1.5.b) y se incrementa a medida que la produccin toma lugar. API > 60 y se incrementa a medida que la presin cae por debajo de la presin de roco. El lquido es ligeramente colorado, marrn, anaranjado, verduzco o transparente. Tambin se les llama condensados. Ver Fig. 1.5.a.GAS RETROGRADO3,000Condiciones inicialesPresi n de Roco

2,500

2,000

1,500

Pto Crtico

% lquidode a uj rb Bu40 30 20 15 10 5

1,000

n i es Pr

500Separador

0 0 50 100 150 200 250 300 350 400

Fig. 1.5.a. Diagrama de fases para el gas retrgrado5


21

1600

60000

Aceite STB/D

GOR, scf/STB

1200

45000


800

30000

400

15000

0 0 200 400 600 800 1000 1200

0 1400

Tiempo, das

Fig. 1.5.b. Produccin de condensado y GOR en un pozo colombiano

6000

Puntos de Rocio

Puntos de burbuja

5000


4000

3000

2000

1000

0 7.5 10 12.5 15 17.5 20 22.5


1.5.c. Variacin en el porcentaje de C7+ de acuerdo a la relacin gas petrleo inicial (Condensados) 4. Gas hmedo. Todo el diagrama de fases de la mezcla de hidrocarburos con molculas predominantemente pequeas yacen debajo de la temperatura del yacimiento. La lnea de presin no entra la envolvente y por tanto no se forma lquido en el yacimiento, pero si en superficie (dos fases). La gravedad, mayor de 60 API, de los lquidos es similar a la de los gases retrgrados. La gravedad se mantiene constante y el color de los lquidos es


22

transparente. GOR > 15000 pcs/STB y permanece constante durante toda la vida del yacimiento. Se producen menos de 60 STB crudo por cada milln de pies cbicos normales de gas. Ver Fig. 1.6.a y 1.6.b.GAS HUMEDO3,500Condiciones iniciales

3,000Pre si nd eR oc o

2,500

2,000

1,500de Bu rb uja

% lquidoPto Crtico25

1,000Pr e

5 1

si n

50

500

Separador

0 0 100 200 300 400 500 600 700

Fig. 1.6.a. Diagrama de fases para el gas hmedo550000

40000


30000

20000

10000

0 0 2 4 6 8 10 12


1.6.b. Variacin en el porcentaje de C7+ de acuerdo a la relacin gas petrleo inicial (gas hmedo)


23

GAS SECO4,500 4,000 3,500 3,000 2,500 2,000 1,500 1,000 500Separador Pto Crtico50 25 1

Condiciones inicialesRoc o Pres in d e

% lquido

0 0 100 200 300 400 500 600 700

Fig. 1.7.a. Diagrama de fases para el gas seco5 5. Gas seco. Est formado principalmente por metano y algunos intermedios. El diagrama de fases muestra una mezcla de hidrocarburos gaseosa tanto en superficie como en el yacimiento. No hay presencia de lquidos ni en yacimiento ni superficie. Sin embargo, a temperaturas criognicas, menores de 50 F, se puede obtener luidos de estos gases. La EBM puede aplicarse tanto a gas como gases hmedos para determinar gas original in-situ y predecir reservas de gas. Ver Fig. 1.7.a. 6. Asfaltnicos. En estos yacimientos, las condiciones iniciales del yacimiento estn muy por encima y a la izquierda del punto crtico. El rango de temperatura es bastante amplio. Estos no se vaporizan ni tiene punto crtico. Ver Fig. 1.7.b. Cuando la presin del yacimiento localiza a ste en la zona de una sola fase, normalmente la composicin se mantiene constante. Sin embargo, cuando la presin localiza al yacimiento por debajo de la envolvente, el gas puede producirse ms fcilmente y la relacin gas-petrleo no se mantiene causando un consecuente cambio del punto de burbuja y un desplazamiento del diagrama de fases. Caso tpico ocurre en un yacimiento de condensado retrgrado. Al pasar por el punto de roco la condensacin toma lugar y el lquido queda atrapado dentro de los poros de la roca, luego el producto en superficie tendr menos contenido lquido y como consecuencia se incrementa el GOR. Una vez el punto de roco se alcanza, la composicin del fluido cambia y la envolvente se desplaza a la derecha lo que agrava la prdida de lquido en los poros. Las Figs. 1.7.b, 1.7.c, 1.8 y 1.9 tambin ilustran la carecterizacin de los fluidos del yacimiento.


24

Pyto, Tyto

Pto Crit. Pto Crit. gas seco Pto Crit. gas humedo

Presion

Pto Crit. Gas condensado

Petroleo volatil Pto Crit.

Petroleo negro Psep, Tsep

crudo asfaltenico

Temperatura

Fig. 1.7.b. Clasificacin de los yacimientos de acuerdo al estado de los fluidos7000

Temperatura de yacimiento6000

Voltil 1

Condensado5000

Voltil 2

Presin, psia

4000

3000

2000

Gas hmedo

Aceite negro

1000

Gas seco0 -200 -100 0 100 200 300 400 500 600 700 800

Temperatura, F

Fig. 1.7.c. Comportamiento de fases de diferentes mezclas con diferentes proporciones de los mismos hidrocarburos


25

50000

Puntos de Rocio

Puntos de burbuja

Gas retrogrdol40000

Aceite voltil

Aceite negro


30000

20000

10000

0 0 5 10 15 20 25 30

Gas hmedo


Fig. 1.8. Variacin en el porcentaje de C7+ de acuerdo a la relacin gas petrleo inicial (todos los fluidos)Aceite Negro Aceite Voltil Gas retrgrado Gas Hmedo Gas Seco

GOR

GOR

GOR

GORTiempo

GOR

No hay lquido

Tiempo

Tiempo

Tiempo

Tiempo

API

API

API

API

APITiempo

No hay lquido

Tiempo

Tiempo

Tiempo

Tiempo

Fig. 1.9. Comportamiento del GOR y la gravedad API a travs del tiempo

1.4.4. Clasificacin de Acuerdo al Mecanismo de Produccin La produccin inicial de hidrocarburos est acompaada por el uso de la energa natural de este y normalmente se conoce como produccin primaria. El petrleo y el gas son desplazados hacia los pozos productores bajo produccin primaria mediante a) expansin


26

de fluido, b) desplazamiento de fluidos, c) drenaje gravitacional y d) expulsin capilar. Cuando no existe ni acufero ni inyeccin de fluidos, el recobro de hidrocarburos se debe principalmente a la expansin del fluido, sin embargo en crudo, este podra producirse mediante drenaje gravitacional. El uso de gas natural o inyeccin de agua es llamado produccin secundaria y su principal propsito es mantener la presin del yacimiento (adicin de energa), de modo que el trmino mantenimiento de presin normalmente se usa para describir procesos de recobro secundario. Cuando el agua procede de un acufero o es inyectada en los pozos, el recobro es acompaado por un mecanismo de desplazamiento, el cual puede ser ayudado por drenaje gravitacional o expulsin capilar. El gas se inyecta como fluido de desplazamiento para ayudar al recobro de crudo y tambin como gas cclico para recuperar condensados. Dicha inyeccin normalmente modifica la presin de roco y por lo tanto desplaza el diagrama de fases. Existen otros procesos de desplazamiento llamado recuperacin terciaria y mejor referida como recobro realzado (Enhanced Oil Recovery, EOR) los cuales se desarrollaron para cuando los procesos secundarios resultan inefectivos. Adicional a la adicin de energa al yacimiento, este proceso considera cambios en las propiedades de la roca (como la mojabilidad) o del fluido (como la viscosidad o la tensin interfacial). Sin embargo, el mismo proceso se considera para casos donde el recobro primario no se utiliz por bajo potencial de recobro. En este caso el trmino terciario est mal empleado. En algunos yacimientos es ventajoso iniciar un proceso secundario o terciario antes de terminar la produccin primaria. En estos casos el trmino recobro mejorado (improved oil recovery, IOR) se ha convertido en popular y algunos consideran que la diferencia entre EOR e IOR es que esta ltima involucra un proceso de reingeniera y caracterizacin del yacimiento2. En muchos yacimientos pudieren simultneamente operar varios mecanismos de produccin, pero generalmente predomina uno o dos. Durante la vida del yacimiento la predominancia puede cambiar de un mecanismo a otro ya sea natural o artificialmente. Por ejemplo, un yacimiento volumtrico podra producir inicialmente por expansin de fluidos, cuando este se ha depletado lo suficiente la produccin hacia los pozos podra deberse a drenaje gravitacional ayudado por un mecanismo de bombeo. Ms tarde, un proceso de inyeccin de agua puede usarse para adicionar mayor empuje a los hidrocarburos. En este caso el ciclo de los mecanismos es expansin-gravitacional y desplazamiento de drenaje. En general la produccin de los yacimientos se debe a los siguientes mecanismos: 1. Hidrulico, cuando se presenta agua proveniente de un acufero adyacente. 2. Gas en Solucin (lnea B-C en Fig. 1.2.a). Los fluidos gaseosos ayudan a producir la fase lquida cuando el gas intenta liberarse del seno del crudo. 3. Capa de gas (No hay distribucin uniforme de los fluidos) 4. Expansin lquida y de roca (hasta el punto de burbuja) Lnea A-B en Fig. 1.2.a. 5. Gravedad o segregacin gravitacional, el cual es comn en yacimientos con espesor considerable y que tienen buena comunicacin vertical o en yacimientos que tienen alto buzamiento pues permiten la migracin del gas a la parte superior de la estructura. 6. Combinado


27

7.

En yacimientos gasferos se tiene deplecin o expansin gaseosa (lnea D-E-F en Fig. 1.2.a).

1.4.5 Clasificacin de Acuerdo a Variaciones del Volumen Originalmente Disponible a Hidrocarburos 1. Volumtricos, cuando no existe un acufero adyacente al yacimiento (yacimiento cerrado). 2. No volumtricos. El volumen disponible a hidrocarburos se reduce por la intrusin de agua procedente de un acufero aledao. Tabla 1.1. Caractersticas de los diferentes mecanismos de produccinMecanismoExpansin lquida y roca Gas en solucin Capa de gas

Presin de yacimientoDeclina rpida y continuo Pi > Pb Declina rpida y continuo Cae lenta y continuo Permanece alta. P depende de caudal Declina rpida y continuo

GORPermanece bajo y cte 1o. Alto, incrementa y cae Crece cont. En formaciones inclinadas Permanece bajo si P es alta Bajo en form. poco inclinado. Alto en form. inclinadas

WpNo, excepto alto Sw No, excepto alto Sw Despreciable

Eficiencia1-10 % Prm. 3 % 5-35 % Prm. 20 % 20-40 % Prm. 25% o> 35-80 % Prm. 50 % 40-80 % Prm. 60 %

Otros

Requiere bombeo temprano Ruptura temprana de gas indica m N de BM crece si We = 0

Empuje de agua Segregac. gravitacional

Pozos bajos tienen Wp que crece Despreciable

Presion del yacimiento, % Presion Original

100

80

1 2 3 4 5

Expansion Roca y fluido Empuje por gas disuelto Expansion capa de gas Intrusion de agua Drenaje gravitacional

60

4

40 1

3 2 5

20

0 0 10 20 30 40 50 60

Eficiencia de recobro, % OOIPFig. 1.10. Influencia de los mecanismos de produccin en el recobro de petrleo


28

1.6. REGIMENES DE PRESIN DE FLUIDOS3,4 La presin total a cierta profundidad es la combinacin del peso de la roca + fluidos = Presin de sobrecarga. En la mayora de las formaciones sedimentarias es aproximadamente 1 psi/ft. OP =FP + GP La presin de sobrecarga es constante, luego: d(FP)=-d(GP) Es decir, una reduccin en la presin de fluido conduce a un incremento en la presin de grano o viceversa. Para un caso normal de agua: dP Pw = D + 14.7 dD agua Esta ecuacin asume que hay continuidad desde la superficie al fondo luego la salinidad es constante. El gradiente del agua dulce es 0.4335 psi/ft. Para un caso anormal de agua: dP Pw = D + 14.7 + C dD agua donde C es + (sobrepresin) o (subpresionado). Los gradientes aproximados para agua salada (depende de salinidad) son 0.45, para oil 0.35 y para gas 0.08. Presiones anormales se deben a: (a) Cambios en temperatura. Un grado Fahrenheit causa un cambio de 125 psi en sistemas sellados, (b) Cambios geolgicos por levantamiento del yacimiento, (c) Osmosis entre aguas que tienen diferente salinidad. Si el agua dentro de la formacin es ms salada que los alrededores, causa altas presiones anormales Usando los gradientes promedios y de acuerdo con la figura, en el contacto agua-petrleo, WOC, a 5500 ft, la presin del agua y del petrleo deben ser iguales para que exista una interfase esttica. De modo que: Pw = 0.45 D + 14.7 = 0.45(5500) + 15 = 2490 psi Ahora, la ecuacin lineal para el aceite encima de la zona de agua es: Po = 0.35 D + C Puesto que Po = 2490 a 5500 psi, la constante se evala de modo que:

2490 = 0.35(5500) + C de donde C = 565, luego Po = 0.35D + 565


29

Presion, psi14.7

Profundidad, ft

Presion de fluido FP

Presion de grano GP

Presion de sobrecarga, OP

Sobrepresion

Presion hidrostatica normal Subpresionado

Fig. 1.11. Regmenes de presiones2250 4900 2300 2350 2400 2450 2500 2550

5000

5100

5200

Po sib l

GasGOCe gr ad ie

5300

nt e

5400

no rm

al

OilWOC

5500

5600

Agua

Fig. 1.12. Regmenes de presiones para ejemplo


30

En el GOC a 5200 ft, Pg = Po, luego Po = 0.35 D + 565 = 0.35(5200) + 565 = 2385 psi La ecuacin de gas, arriba de la zona de petrleo, es Pg = 0.08D + C

Puesto que Pg = Po y a 5200 ft, 2385 psi, se tiene 2385 = 0.08(5200) + C de donde C = 1969, luego Pg = 0.08D + 1969 .La presin en el tope de la formacin (5000 ft) es: Pg = 0.08 D + 1969 = 0.08(5000) + 1969 = 2369 psi. Si se asume que se est perforando una formacin con agua dulce, a la profundidad de 5000 ft (tope) la presin ser de: Pw = 0.433D + 14.7 = 0.433(5000) + 15 = 2266 psi Lo que equivale a que se tendra una patada de 2369 2266 = 103 psi al entrar a la zona de petrleo.EJEMPLO

Un pozo penetra la arena First Bromide a una prefundida de 7500 ft. El pozo cruza el contacto gas-petrleo a 7510 ft y el contacto agua-petrleo a 7550 ft. La formacin est normalmente presionada. Qu presiones se esperan en los contactos y en el tope de la formacin. Asuma que los gradientes de agua, gas y crudo son 0.45, 0.35 y 0.08 psi/ft, respectivamente.SOLUCIN

Es conveniente para la solucin de este problema referirse al diagrama de la Fig. 1.13. La ecuacin de agua est dada por: Pw = 0.45D + 14.7 En el WOC la presin ser: Pw = 0.45(7550) + 14.7 = 3412.2 psi A la profundidad de 7550 ft, Po = Pw = 3412.2 psi, luego: Po = 0.45D + C

3412.2 = 0.45(7550) + C de donde C = 769.7 psi. En el contacto gas petrleo (D=7510 ft):


31

Tope formacion, 7500' GOC 7510'

WOC 7550'

Fig. 1.13. Representacin esquemtica del ejemplo de la arena First Bromide

Una milla GOC 7510'

Po =3880 psia @ D=8600 ft

WOC = X ft

PW =4050 psia @ D=9000 ft

Fig. 1.14. Representacin esquemtica de las presiones en la formacin Red Fork Po = 0.35D + 769.7 Po = 0.35(7510) + 769.7 = 3398.2 psi En el contacto gas petrleo, Pg = Po =3398.2 psi, luego: Pg = 0.08D + C 3398.2 = 0.08(7510) + C de donde C = 2797.4 psi. En el tope de la formacin, se tiene: Pg = 0.08D + 2797.4 = 0.08(7510) + 2797.4 = 3397.4 psiEJEMPLO

Un pozo perforado en la ten Mile Falt encontr la formacin Red Fork prob positivo para produccin de crudo. El operador midi una presin de 3880 psia en el fondo del pozo a


32

una profundidad de 8600 ft. Tambin sobre la formacin Red Fork a una milla de distancia se midi una presin de 4050 psia en un pozo seco a una profundidad de 9000 ft. a) Esta presin anormal o normal? Porqu? b) Donde se localiza el contacto WOC? c) Suponga que el gradiente tiene un error de 5 % y localice nuevamente el contacto agua-petrleo d) Estime nuevamente la posicin del WOC asumiendo que la herramienta de medida tiene una precisin de 0.5 % y la posicin de la herramienta tiene un error de 10 ftSOLUCIN

a) Esta presin anormal o normal? Porqu? De acuerdo con la Fig. 1.14 a la profundidad de 9000 ft, la ecuacin gobernante (agua) est dada por: dG Pw = w D dP dG 4050 = w 9000 dP De donde resulta un gradiente de 0.451 psi/ft por lo que se considera que la formacin est normalmente presionada. b) Donde se localiza el contacto WOC? Se sabe que en el WOC, las presiones de agua y petrleo (Po = Pw) tienen el mismo valor para que halla equilibrio: Po = 0.35D Pw = 0.45 D Se sabe, adems, que la presin a 8600 ft es de 3880 psia. Luego en el contacto WOC, se tiene: Po = 3880 + 0.35( X 8600) Igualando las ecuaciones de agua y crudo: 3880 + 0.35( X 8600) = 0.45 X


33

De donde X=WOC=8700 ft. c) Suponga que el gradiente tiene un error de 5 % y localice nuevamente el contacto aguapetrleo El mximo gradiente de crudo es de (0.35x1.005) 0.3675 psi/ft y el mnimo es de 0.3325 psi/ft. Efectuando un procedimiento similar al paso b, se obtienen las profundidades de los contactos de 8685 y 8721 pies, respectivamente. d) Estime nuevamente la posicin del WOC asumiendo que la herramienta de medida tiene una precisin de 0.5 % y la posicin de la herramienta tiene un error de 10 ft Un error de 0.5 % en la medida de presiones resulta en (3880x1.005) 3899.4 y 4070.25 psi, respectivamente. Las posiciones respectivas de la herramienta sern 8590 y 8610 pies. Para la primer profundidad se tiene que WOC=8929 ft y para la segunda profundidad se tiene que la presin es 8859 psi.EJEMPLO

De acuerdo con la Fig. 1.15, el pozo A est siendo perforado con un lodo base agua cuya densidad es 9 ppg y en la actualidad se encuentra a una profundidad de 4000 pies con respecto al nivel del terreno. Seis meses antes, se termin de perforar el pozo B que result seco. El operador prudentemente midi la presin de fondo de este pozo correspondiente a 3100 psia. Con base en la informacin suministrada en la Fig. 1.15 determine las presiones en cada uno de los contactos y la densidad mnima para perforar la formacin gasfera. Asuma que el gradiente del crudo es 0.35 psi/ft y el del gas es de 0.08 psi/ft.SOLUCIN

Dada la presin a 6000 pies, es posible determinar el gradiente de presin mediante:

dG P= D dP dG 3100 = 6000 dP dG = 0.517 psi / ft dP Con este valor de gradiente se determina la presin en el contacto agua petrleo (D=5500 ft):


34

200 millas

2000 ft

B

ANivel del terreno

Nivel del marFo r m ac i n

1000 ft

4900 ft 5000 ft 5500 ftGOC WOC

6000 ft A

Presin de 3100 psia fue medida en el punto A

Fig. 1.15. Esquematizacin de las presiones en los pozos A y B dG P5500 = D dP Entonces: P5500 = 0.517(5500) = 2843.3 psi La ecuacin para presin de petrleo est dada por: dG Po = o D + C dP Puesto que en el contacto agua petrleo la presin en la zona de petrleo y en la zona de agua debe ser la misma, se tiene: 2843.3 = 0.35(5500) + C De donde C = 918 psi. En el contacto gas petrleo (D=5000 ft), la presin ser: Po = 0.35D + 918 = 0.35(5000) + 918 = 2668 psi La ecuacin en la zona de gas inmediatamente despus de la zona del contacto est dada por:


35

Pg = 0.08D + C De donde:

2668 = 0.08(5000) + CLuego C=2268. La presin en el tope de la formacin gasfera es: Pg = 0.08(4900) + 2268 = 2660 psi Puesto que: Pg = 0.052 h Para h = 4900, la densidad del lodo debe ser de 10.4 ppg. El tema del gradiente de presin toma auge con la aparicin de herramientas, tales como el RFT y el aumento de herramientas similares, como el MDT. El primero ha estado en operacin desde mediados de 1970 y ha revolucionado la relacin presin-profundidad en columnas de hidrocarburos y acuferos. La implicacin de la ingeniera a de yacimientos en este tema est en la ubicacin de los fluidos en contacto con la formacin que permite calcular el volumen neto de de roca que aparece en la ecuaciones volumtricas (Captulo 4). La situacin representada en la Fig. 1.16a muestra una estructura masiva de cabalgamiento donde todos los pozos penetran directamente el contacto agua-aceite (OWC) el cual ser detectado sobre corazones y registros. Las capas de los yacimientos con lutitas impermeables (Fig. 1.16b), sin embargo, representa un desafo para la ingeniera en cuanto al establecimiento de los contactos entre fluidos. En esta complicada, las presiones son controladas por la presin comn del acufero, pero el contenido de hidrocarburos en cualquiera de las capas individuales es dictado por trayectorias de migracin, propiedades de la roca del yacimiento, etc. El principio bsico en grficas de presin-profundidad se ilustra en la Fig. 1.17 para un yacimiento que tiene una columna de crudo y una capa de gas libre. El pozo 1 es probado para determinar la presin de gas a una profundidad particular y la muestra de gas es recogida para hallar las propiedades PVT mediante anlisis de laboratorio. Si la medida de gravedad es g (aire = 1) entonces la densidad a condiciones estndar es gsc = 0.0736 g (0.0763 lb/ft3 es la densidad del aire a condiciones estndar) y la densidad del gas en el yacimiento puede entonces calcularse considerando la conservacin de la masa as:

gr = gsc

Vsc = 0.0763 g E Vr

(lb/ft3)

Y el gradiente de gas como:


36

(b) Pozo (a)gas gas gas

Pozocru do

OWC

gas

cru do cru do

a ag gua uaag ua

Falla

Fig. 1.16. (a) Estructura de cabalgamiento masiva. (b) sistema multi-capa

ua ag

PresinGas 0.08 psi/ft

Pozo 1 Pozo 2 GOC

Profundidad

GOC Petrleo 0.33 psi/ft 0.45 psi/ft OWC Agua Falla

OWC

Fig. 1.18. Grfica de presin-profundidad para un yacimiento de petrleo y gas3 dpg dD 0.0763 g E 144

=

(psi/ft)

Donde E (scf/ft3) = 1/5.615 Bg, se evala a una presin relevante de yacimiento. La combinacin de un punto de presin en el gas en el pozo 1 junto con el gradiente del gas permite que la tendencia de presin - profundidad sea construida. El proceso es el mismo para el pozo 2, el cual penetra una columna de crudo. Se realiza una prueba en la que se determina una sola presin y se obtiene una muestra de crudo. Usualmente la densidad in situ del crudo comprende el gas disuelto, or, y la constante de composicin se obtiene experimentalmente, de lo contrario, sta puede calcularse con la aplicacin de la ley de la


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conservacin de la masa usando densidades de superficie del crudo y del gas juntos con las propiedades PVT3.

or =

( osc *5.615) + ( Rs * gsc ) ( Bo *5.615)

(lb/ft3)

El gradiente de presin de crudo puede ser calculado como or/144 psi/ft. Con la combinacin de un solo punto de presin y el gradiente, es posible realizar las lneas de presin-profundidad, las cuales se interceptan con las lneas de gas localizadas en el contacto crudo-gas3. Una de las cosas ms importantes de la ingeniera de yacimientos es encontrar en un rea nueva la tendencia de presin profundidad en un acufero. Ninguna oportunidad debe ser perdida para la medicin de presiones en areniscas productoras de agua para establecer esta relacin y determinar si el acufero est a una presin hidrosttica normal esta sobrepresionado. La intercepcin en la lnea de crudo (Fig. 1.18) con la tendencia de la lnea de agua determina la profundidad del contacto agua-aceite y por lo tanto ambos contactos pueden ser establecidos, sin embargo no se puede ver en el interior del pozo para comprobarlo. Dos incertidumbres potenciales se encuentran en la grfica presin-profundidad, ilustrada en la Fig. 2.19a y b. En el primer pozo hay una columna de crudo, pero la pregunta es, si puede levantarse una capa de gas en el yacimiento. Si Po es la presin medida en la columna de crudo y Pb la presin en el punto de burbuja, entonces el posible incremento de la profundidad en el contacto gas-aceite (GOC), D pude determinarse con la relacin: D = Po Pb dp / dD (ft)

Si el valor calculado de D localiza el GOC dentro del yacimiento, entonces, puede haber una capa de gas libre, pero esto no es seguro. En la ecuacin dada anteriormente se asume que el gradiente de presin en el crudo, dP/dD es constante, pero en algunos casos, especialmente en yacimientos con suficiente espesor, las propiedades PVT y por tanto, el gradiente varan con la profundidad, lo cual distorsiona los clculos del GOC. La nica manera segura de encontrar la presencia de capa de gas es perforando un pozo en la cresta del yacimiento. La Fig. 2.19b ilustra una incertidumbre similar asociada con la estimacin de campos de gas. El gas ha sido visto nicamente debajo el nivel bajo de gas (gas-downto, GDT), pero esto permite la posibilidad de una zona de crudo, como se ver en el siguiente ejercicio.


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(a)

Presin Gas?

Falla GOC

Pozo Petrleo OWC

Profundidad

Petrleo

Agu a

(b)

Presin Pozo Gas

Profundidad

GDT GDT Petrleo GWC? OWC?Agu a

Posible GWC

WOC ms profundo

Fig. 1.19. Incertidumbre en grficos de presin-profundidad: (a) Posibilidad de gas en la parte superior; (b) Posibilidad de petrleo en la parte baja de la estructura3

EJEMPLO

Los campos de gas costa afuera se evaluaron con pozos exploratorios, A1 y despus con dos pozos A2 y A3. Estos pozos penetraron dos yacimientos delgados que producen gas, X e Y, como muestra la Fig. 1.20 y una secuencia de yacimientos ms profundos de petrleo (no mostrados). Los resultados de DSTs en los tres pozos se muestran en la tabla 1.2. En las pruebas realizadas en areniscas productoras de petrleo, debajo de los yacimientos de gas, se encontr que estaban sobrepresionados debido al incremento encontrado con la profundidad, el cual, es atribuido a un extenso intervalo de lutitas entre cada yacimiento que cambia el equilibrio hidrosttico con el enterramiento. Han sido evaluados adecuadamente estos yacimientos con los tres pozos para permitir el desarrollo del campo, en caso contrario, cul es la mejor estimacin requerida3?


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Tabla 1.2. Resultados de la pruebas DST3Prueba No. Pozo Aren a Presin Inicial (psia) Profundida d (pies) Z g, (aire = 1) Temperatura, F Fluido

8 9 4 7

A2 A3 A1 A2

X X Y Y

2797 3040 3100 3112

5993 6928 5544 6212

0.91 1 0.91

0.69 0.69 0.69

242 254 232 244

Gas Agua Gas Gas

SOLUCIN

Primero es necesario construir un diagrama de presin-profundidad de los dos yacimientos usando los datos obtenidos en la prueba. Para el yacimiento X, el DST 9 en el pozo A3, es una arenisca que produce agua, el gradiente de presin de superficie es 3040/6928 = 0.439 psi/ft, lo cual indica un presin hidrosttica normal. De esta manera las lneas de presin de agua pueden ser dibujadas a travs de las pruebas de puntos de presin como muestra la Fig. 1.21 (sobre esta grfica la prueba se etiqueta como -nmero de pozo/numero de prueba- por ejemplo A3/9). Para graficar la tendencia de presin-profundidad del gas es necesario calcular el gradiente de presin con los datos PVT mostrados en la tabla 1.2. Esto requiere primero el clculo del factor de expansin del gas, E, el cual es incluido en la ecuacin para calcular el gradiente, los valores se muestran en la tabla 1.3. E = 35.37 Luego: dpg dD = 0.0763 g E 144 = 0.0763*0.69*155 = 0.057 psi / ft 144 Tabla 1.3. Clculo de gradientes3Prueba No. 8 4 7 Pozo Arena E, (scf/ft3) 155 158 172 Gradient e (psi/ft) 0.057 0.058 0.063

P 2797 ( scf / ft 3 ) = 35.37 = 154.87 zT 0.91(242 + 460)

A2 A1 A2

X Y Y

Para el yacimiento X la prueba de presin (A2/8) se grafica en la Fig. 1.21 y la lnea de gradiente es 0.057 psi/ft. El nivel bajo de gas (GDT) en este campo est a 5993 ft.ss y a mayor profundidad que ste, se puede inferir la presencia de gas.


40A3 SP induccin

A1 SP induccin

A2 SP induccin

5900`

5300`

6900` DST 9` X

DST 8`

5100` 5500` 7100`

DST 7` 5300` DST 4` 5700` 7300` Y

Fig. 1.20. Registros /DST a travs de los dos yacimientos gasferos32500 5500 2800 3100 3400

A1/4 X-gas 0.057psi/ft

Presin (psia)

Y-gas 0.061psi/ft

6000

A2/8 A2/7 GWC-6430

6500

7000

X tendencia del agua 0.439 psi/ft

A3/9

GWC-7270

7500

Profundidad (ft.ss)

Fig. 1.21. Presin-profundidad asumiendo solamente gas3


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Si esto es solamente gas, el contacto gas-agua (GWC) puede estar a 6430 ft.ss, pero all, tambin es posible encontrar subyaciendo una acumulacin de crudo. La mxima extensin de ste se indica por la lnea interrumpida en la Fig. 1.22. Esto se da por el hecho que el nivel por encima del agua (water-up-to, WUT) en el yacimiento X est a 6928 ft.ss, pero es posible, en el caso ms optimista que halla crudo inmediatamente sobre esta profundidad. El gradiente de crudo en yacimientos ms profundos es 0.3 psi/ft y usando esta cifra, como muestra la Fig. 1.22, se puede llegar a un posible GOC a 6150 ft.ss implicando una mxima columna3 de crudo subyacente de 780 ft.2500 5500 2800 3100 3400

Presin (psia)

6000

GOC-6150 Petrleo: 0.3 psi/ft6500

Petrleo: 0.3 psi/ft GOC-6862 ft.ss7000

7500

8000

Profundidad (ft.ss)

Columna mxima de petrleo, 8000 ft.ss)

Fig. 1.22. Interpretacin alternativa asumiendo bordes (rims) de aceite3 En el yacimiento ms profundo, Y, hay dos pruebas en la zona de gas. Podra resultar incorrecto unir las presiones con una lnea recta porque como puede verse en la tabla 1.2 el gradiente de presin resultante puede ser (3112-3100)/(6212-5544) = 0.018 psi/ft el cual es un valor fsicamente irreal. Las dos pruebas de gas en este yacimiento fueron efectuadas usando diferentes registradores de presin y por lo tanto no hay validez en la conexin de los puntos. Considerando que el gradiente promedio para las dos pruebas calculado con el PVT es 0.061 psi/ft,dPg dD = 0.058 + 0.063 = 0.061 psi / ft 2

entonces el error promedio entre las cantidades medidas es de 29 psi, el cual es considerable. Bajo estas circunstancias, lo mejor es dibujar la lnea de gradiente promedio (0.061 psi/ft) entre los puntos como se muestra en la Fig. 1.21. Si se asume que el yacimiento contiene nicamente gas, la extrapolacin de la tendencia de presiones por debajo de GDT a 6212 ft.ss puede implicar un posible GWC a 7270 ft.ss, ver Fig. 1.21. Hay sin embargo dos incertidumbres asociadas con esta determinacin:Fundamentos de Ingeniera de Yacimientos - Freddy H. Escobar, Ph.D.

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Puede haber un de acumulacin de petrleo en la zona baja. No se sabe si el tren de presin del agua establecido en el yacimiento X tambin se aplique al yacimiento Y. La mxima columna de petrleo se puede estimar dibujando la tendencia de presiones con el gradiente en 0.3 psi/ft inmediatamente debajo del GDT a 6212 ft.ss, ver Fig. 1.22. Al calcular esto, puede obtenerse un OWC por debajo de 9000 ft.ss, el cual es considerablemente ms profundo que el punto mximo de la acumulacin, el cual est 8000 ft.ss. Asumiendo que el ltimo puede ser el OWC ms profundo, la elevacin del GOC sobre este nivel puede ser calculado como3:D = Po Pg dPo / dD dPg / dD (ft)

En el cual la presin est evaluada a 8000 ft.ss (Fig. 1.22) para Po = 3512 psia (al posible OWC) y Pg = 3240 psia (por extrapolacin) y usando el gradiente de petrleo y gas de 0.3 y 0.061 psi/ft, entonces el D = 1138 ft el cual localiza el GOC ms profundo a 6862 ft.ssD = 3512 3240 = 1138 ft 0.3 0.061

La segunda incertidumbre asociada con el yacimiento Y resulta de la omisin de no medir la presin de agua, ms profunda, en el pozo A3. La interpretacin del registro indica claramente que las areniscas estn hmedas y el operador decide realizar una prueba. Note que el programa de evaluacin se condujo a principios de los 1970s antes de la llegada de la herramienta RFT cuando las pruebas de areniscas eran procesos largos y costosos. Actualmente el RTF puede usarse en un tipo de medida de presin en todas las arenas productoras de agua y esta clase de error improbablemente puede suceder. Puesto que los acuferos en las arenas productoras de crudo ms profundas tuvieron un sobrepresionamiento sistemtico, no hay razn por la cual el acufero Y no puede estar sobrepresionado con respecto al X a causa de 200 ft de lutitas entre las arenas. Suponga que el acufero Y fue sobrepresionado por 100 psi como indica la lnea punteada en la Fig. 1.22 puede verse que el efecto sera truncar la posible columna del gas en 260 ft y la columna mxima posible de aceite en 720 ft. Luego, no es posible comenzar un desarrollo efectivo del campo con la informacin obtenida de los tres pozos por lo tanto se requiere perforar por lo menos dos pozos adicionales.1.7. APLICACIONES DE REPEAT FORMATION TESTERS, RFT3

El RTF fue introducido a mediados de los 70s. Su mayor ventaja sobre su antecesor el FIT (prueba de intervalos de formacin), fue que este puede medir un nmero ilimitado de puntos de presin en un slo viaje al pozo mientras que el FIT se restringi a uno. Originalmente se consider que la aplicacin ms importante del RFT era para muestreo de fluidos, pero despus se observ su eficacia para proporcionar valores de presin-


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profundidad a travs de secciones en el yacimiento durante el desarrollo del programa de perforacin. Esto tambin revela el grado de comunicacin areal y vertical lo cual es de gran ayuda en la planeacin de proyectos de recobro secundario3.

"B" 5800 ft.ss 5900 6000 6100 6200 OWC 6100 6300 "A"

Fig. 1.23. El mapa de contorno estructural muestra las locaciones de los pozos "A" y "B"3 Durante la etapa evaluativa de un campo, las lecturas del RTF proveen mayor calidad de datos de presin y se corre continuamente para establecer el contacto entre fluidos. A manera de ilustracin del uso de RTF valoracin de un campo, el mapa estructural de la Fig. 1.23 muestra que la capa que contiene crudo tiene 50 ft de espesor y un acufero establecido por otros medios. El primer pozo perforado, A, fue realizado en el acufero, pero el operador haba previsto medir la presin de agua sobre un intervalo de 160 ft para hallar la presin de agua en esta nueva rea. El segundo pozo, B, perforado varios kilmetros al este fue ms afortunado, se descubri un yacimiento de 50 ft de espesor productor de crudo con buena porosidad y permeabilidad. Se midieron seis presiones RTF a travs de este intervalo. Las presiones registradas en los dos pozos se muestran a continuacin. Pozo A (agua) Profundidad (ft.ss) 6075 6091 6108 6220 6232 Presin (psia) 2662 2669 2677 2725 2731 Pozo B (petrleo) Profundidad (ft.ss) 5771 5778 5785 5800 5806 5813

Presin (psia) 2602 2604 2608 2610 2612 2614


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2550 5600

2600

2650

2700

2750Presin, psi

2800

5800

"B" columna de crudo

28 psi/ft6000

"A" Agua6200Profundidad, (ft.ss)

WOC (6235 ft.ss)

6400

Fig. 1.24. Medidas RFT en los pozos A y B3 Debe notarse que todas las profundidades deben ser convertidas a valores bajo el nivel del mar para facilitar la comparacin directa de presiones. Igualmente, las presiones deben estar en psia. Las medidas anteriores de presin y de tensin registraban en psig, lo cual es relativo a la presin atmosfrica: psia = psig + 14.7. Los ingenieros deben especificar totalmente la presin usada. No es comn encontrar presiones nicamente en unidades de psi, ya que, no es una unida de presin absoluta. La medida de presin en la columna de crudo y en el acufero se grafica en la Fig. 1.24 donde debe ser empleada una medida de presin adecuada, segn el rango de inters, para facilitar la exactitud en la determinacin del contacto de fluidos. La grfica de presin profundidad muestra un gradiente de 0.44 psi/ft para el agua, el cual est de acuerdo con la salinidad. Adems, las presiones individuales de agua en las profundidades mostradas en la tabla, revelan esta misma tendencia indicando un rgimen de presin hidrosttica normal. La gravedad especfica del crudo con gas disuelto a condiciones iniciales del yacimiento, determinado en anlisis PVT, fue 0.644 relativo al agua. La densidad del agua pura es 62.43 lb/ft3, el gradiente de presin de crudo es (0.646 * 62.43)/144 = 0.28 psi/ ft, tal lnea de gradiente se ajusta a travs de la medida de puntos de presin y extrapolando esto da un OWC de 1635 ft.ss: 422 ft bajo el oil-down-to (ODT) de 5813 ft.ss.1.8. ESCALAS DEL YACIMIENTO6

Una manera de que tan bien entendemos el yacimiento puede obtenerse considerando la fraccin del yacimiento que est siendo muestreada mediante las diferentes tcnicas. Por ejemplo, supongamos que se desea hallar el tamao del rea muestreada desde un pozo que tiene un radio de 6 pulgadas. Si se asume un rea circular, el rea se puede estimar comoFundamentos de Ingeniera de Yacimientos - Freddy H. Escobar, Ph.D.

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r2 donde r es el radio muestreado. El rea muestreada es entonces es 0.7854 pie2. Si se normaliza el rea muestreada con el rea del yacimiento, digamos unas modestas 5 acres, Qu fraccin del rea es directamente muestreada por el pozo?. El rea de drene es 218600 pie2. La fraccin del rea muestreada es 3.59 partes por milln lo cual es diminuto comparado con el rea de inters.

MICRO

MACRO

MEGA

GIGA

Fig. 1.16. Escalas del yacimiento6 Una seal de un registro elctrico expande el rea siendo muestreada. Suponga que un registro pueda penetrar la formacin unos 5 pies desde el pozo, lo cual es razonable. La fraccin del rea siendo muestreada es 4 partes en 10000. El tamao muestreado dentro del rea de drenaje (5 acres) es todava una fraccin de un porcentaje. Los corazones y registros elctricos dan una visin muy limitada del yacimiento. Una seccin ssmica expande la fraccin del rea muestreada, pero la interpretacin de datos ssmicos es menos precisa. La credibilidad de la ssmica se puede mejorar Correlacinndola con datos de anlisis de corazones o perfiles elctricos. La Fig. 1.16 presenta la definicin de escala de yacimiento. Note que stas no son universalmente aceptadas, pero ilustran la escala relativa asociada con la propiedad del yacimiento medida. La escala Giga incluye informacin asociada con geofsica, tales como arquitectura del yacimiento. Esta tambin incluye teoras de caracterizacin regional como


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tectnica de placas, ssmica y datos de satlite. La escala Mega de caracterizacin del yacimiento incluye perfiles de pozo, anlisis de presiones de fondo y anlisis de ssmica 3D. La escala Macro se enfoca en informacin obtenida de anlisis de corazones y de propiedades de los fluidos. La escala Micro involucra datos a nivel de escala del poro obtenidos de secciones delgadas y medidas de distribucin del tamao del grano. Cada una de estas escalas contribuye al modelo final del yacimiento.


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REFERENCIAS

1. Smith, C.R., and Tracy, G.W. Applied Reservoir Engineering. Oil & Gas Consultants, Inc. Tulsa, Ok. 1987. 2. Craft, B.C. and M.F., Hawkins. Applied Reservoir Engineering. Prentice-Hall International. New Jersey, 1991. 3. Dake, L.P. Fundamental of Reservoir Engineering. Elsevier Scientific Publishing Co. 1978. 4. Dake, L.P. The Practice of Reservoir Engineering - Revised edition. Elsevier Developments in Petroleum Science. Second impresin. Amstrerdam, Holanda, 2004. 5. McCain, W. The Properties of the Petroleum Fluids. Gulf Publishing Co. 1988. 6. Abdus S. and Ganesh T. Integrated Petroleum Reservoir Management: A Team Approach. PennWell Books. Tulsa, Ok. 1994.


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CAPITULO 2PROPIEDADES FSICAS DEL MEDIO POROSO2.1. POROSIDAD

La porosidad se define como la relacin entre el volumen poroso y el volumen total de la roca (la propiedad inversa a la porosidad es la compacidad). Matemticamente:

=

Vp Vt

Vp = volumen poroso Vt = volumen total De acuerdo a la interconexin del volumen poroso, la porosidad se define en porosidades absoluta, efectiva y no efectiva.2.1.1. Clasificacin de Ingeniera de la porosidad

Durante el proceso de sedimentacin y mitificacin, algunos de los poros que se desarrollaron inicialmente pudieron sufrir aislamiento debido a varios procesos diagenticos o catagnicos tales como cementacin y compactacin. Por ende, existirn poros interconectados y otros aislados. Esto conlleva a clasificar la porosidad en absoluta y efectiva dependiendo de que espacios porales se miden durante la determinacin del volumen de estos espacios porosos.2.1.1.1. Porosidad absoluta. Es aquella porosidad que considera el volumen poroso de la roca est o no interconectado. Esta propiedad es la que normalmente miden los porosmetros comerciales. Una roca puede tener una porosidad absoluta considerable y no tener conductividad de fluidos debido a la carencia de interconexin poral. La lava es un ejemplo tpico de esto. 2.1.1.2. Porosidad efectiva. Es la relacin del volumen poroso interconectado con el volumen bruto de roca. Esta porosidad es una indicacin de la habilidad de la roca para conducir fluidos, sin embargo esta porosidad no mide la capacidad de flujo de una roca. La porosidad efectiva es afectada por un nmero de factores litolgicos como tipo, contenido e hidratacin de arcillas presentes en la roca, entre otros. 2.1.1.3. Porosidad no efectiva. Es la diferencia que existe entre las porosidad absoluta y efectiva. 2.1.2. Clasificacin Geolgica de la porosidadFundamentos de Ingeniera de Yacimientos - Freddy H. Escobar, Ph.D.

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A medida que los sedimentos se depositaron en los mares antiguos, el agua fue el primer fluido que llen el espacio poroso. Esta agua se le denomina agua connata. Un mtodo comn de clasificacin de la porosidad se basa en la condicin si porosidad se form inicialmente o si fue producto de una diagnesis subsiguiente (dolomitizacin), catagnesis, campo de esfuerzos o percolacin de agua.2.1.2.1. Porosidad primaria o intergranular. La cual se desarroll al mismo tiempo que los sedimentos fueron depositados. Rocas sedimentarias con este tipo de porosidad son: areniscas (detrticas o clsticas) y calizas (no detrticas). La porosidad primaria a su vez se clasifica en: 2.1.2.1.1. Porosidad intercristalina. Se refiere a los espacios existentes entre los planos de un cristal o espacios vacos entre cristales. Muchos de stos poros son sub-capilares, v.g. poros menores de 0.002 mm de dimetro. La porosidad que se encuentra entre cristales o partculas tamao lodo se llama comnmente microporosidad. 2.1.2.1.2. Porosidad Integranular. Es funcin del espacio vaco entre granos, es decir, de los espacios intersticiales de toda clase en todo tipo de roca. Esta porosidad comprende tamao sub-capilar a super-capilar. Generalmente, los espacios tienen un dimetro mayor de 0.5 mm. 2.1.2.1.3. Planos estratificados. Existe concentracin de espacios vacos de diferentes variedades paralelos a los planos de estratificacin. Las geometras mayores de muchos yacimientos petroleros estn controladas por este tipo de porosidad. Entre las causas de espacios vacos en los planos estratificados se cuentan: diferencias de los sedimentos depositados, tamao de partculas y arreglo de depositacin y ambientes de depositacin. 2.1.2.1.4. Espacios Sedimentarios Miscelneos. Esto se debe a: (1) espacios vacos resultantes de la depositacin de fragmentos detrticos de fsiles, (2) espacios vacos resultantes del empaquetamiento de oolitas, (3) espacios cavernosos de tamao irregular y variable formados durante el tiempo de depositacin, y (4) espacios creados por organismos vivos en el momento de la depositacin. 2.1.2.2. Porosidad secundaria, inducida o vugular. Ocurre por un proceso geolgico o artificial subsiguiente a la depositacin de sedimentos. Puede ser debida a la solucin o fractura (artificial o natural) o cuando una roca se convierte en otra (caliza a dolomita). La porosidad secundaria es el resultado de un proceso geolgico (diagnesis y catagnesis) que tom lugar despus de la depositacin de los sedimentos. La magnitud, forma, tamao e interconexin de los poros podra no tener relacin directa de la forma de las partculas sedimentarias originales. La porosidad secundaria se clasifica en: 2.1.2.2.1. Porosidad de disolucin. Integrada por canales resultantes de la disolucin del material rocoso por accin de soluciones calientes o tibias que circulan o percolan a travs de la roca. Las aperturas causadas por meteorizacin (juntas alargadas y cavernas) y


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espacios vacos causados por organismos vivientes pueden sufrir alargamiento debido a dilucin.2.1.2.2.2. Dolomitizacin. Es el proceso mediante el cual la caliza se transforma en dolomita segn la siguiente reaccin:+ + 2Ca CO3 + M g 2 Ca M g (CO3 ) + Ca 2

(caliza)

(Dolomita)

Algunas rocas carbonatas estn constituidas solamente por calizas. Si el agua circulante a travs del espacio poroso contiene suficientes cantidades de magnesio disuelto, el calcio en la roca puede intercambiarse por el magnesio en solucin. Como el magnesio es considerablemente ms pequeo que el calcio, la resultante dolomita tendr una porosidad mayor, cuyo incremento oscila entre el 12-13 %.2.1.2.2.3. Porosidad de Fractura. Son aperturas en la roca producto de fallamiento estructural de las rocas del yacimiento debido a tensin originada por actividades tectnicas tales como doblamiento y falla. Esta incluye juntas, fisuras, y fracturas. Las porosidades de fractura normalmente no superan el 1 % en carbonatos. 2.1.2.2.4. Espacios secundarios miscelneos. En esta clasificacin se tienen: (1) a arrecifes, los cuales son aperturas en las crestas de anticlinales estrechos, (2) pinchamientos y llanos, los cuales son aperturas formadas por la separacin de estratos sometidos a un suave desplome, y (3) espacios vacos causados por brechas submarinas y conglomerados que resultan de movimientos gravitarios del material del fondo marino despus de mitificacin parcial. 2.1.3. Factores que afectan la porosidad 2.1.3.1. Tipo de empaque. Idealmente se pueden formar los siguientes tipos de empaquetamientos los cuales tienen diferente valor de porosidad. El incremento de la presin de confinamiento hace que los granos pobremente clasificados y angulares muestren un cambio progresivo de empaquetamiento aleatorio a un empaque ms cerrado, reduciendo con ello la porosidad. Segn el tipo de empaque se tienen los siguientes valore de porosidad:

Cbico, porosidad = 47.6 % Romboedral, porosidad = 25.9 % Ortorrmbico, porosidad = 39.54 % Tetragonal esfenoidal, porosidad = 30.91 % Para el sistema cbico se tiene: V (cubo) = (4r )3 = 64r 3


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90 90 90 90 Empaquetamiento cbico de esferas uniformes, = 47.64 %

90

Empaquetamiento rombodrico de esferas uniformes, = 25.96 %

2r

Empaquetamiento cbico de varillas cilndricas de igual tamao, =1- /4

Fig. 2.1.a. Empaquetamiento cbico, rombodrico y cbico de varillas cilndricas

60a

o

cb

Fig. 2.1.b. Sistema ortorrmbico Vol. cubo Vol. esferas 64r 3 8(4 / 3) r 3 = = 47.6 % Vol. cubo 64r 3

=

Para el empaquetamiento cbico de varillas se tiene: V ( paralelepipedo) = (4r )(12r ) L = 48r 2 L V (var illas ) = 12 r 2 L


52

a

b

45

o

fundamentos de ingeniería de yacimientos - freddy humberto escobar

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