ingeniería de yacimientos capitulo 2

Ingeniera de Yacimientos Capitulo 2

Santiago R. Avelino Zumaya

Propiedades Fsicas del Yacimiento (Medio Poroso)

1. Clasificacin de la Porosidad

2. Clasificacin Geolgica de la Porosidad

3. Factores que afectan la porosidad

4. Promedio de la porosidad

5. Correlaciones para porosidad

6. Saturacin de fluidos

7. Estados de flujo

8. Permeabilidad y Ley de Darcy

9. Dao

11. Tipos de Permeabilidad

12. Tensin interfacial y superficial

13. Mojabilidad

Porosidad

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

=

= volumen poroso

= volumen total

De acuerdo a la interconexin del volumen poroso, la porosidad se define en porosidades absoluta, efectiva y no efectiva.

Durante los procesos de sedimentacin y estratificacin, algunos de los poros que se desarrollan inicialmente, pudieron sufrir aislamiento debido a varios procesos diagenticos o catagnicos, como cementacin y compactacin. Por resultado existirn poros interconectados y poros aislados. Por ello es importante clasificar la porosidad en absoluta y efectiva, dependiendo de que espacios porales se miden durante la determinacin del volumen de estos espacios porosos.

Porosidad

Porosidad Absoluta: Considera el volumen poroso de la roca, est o no interconectado. Esta propiedad es la que normalmente miden los porosmetros convencionales. Una roca puede tener buena porosidad absoluta y no tener conductividad de fluidos debido a que estn incomunicados los poros. Un ejemplo de ello son la Lutitas.

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 la roca. La porosidad efectiva es afectada por factores litolgicos como contenido e hidratacin de arcillas, cementantes, geoqumica de rocas, fluidos contenidos, etc.

Porosidad no efectiva: es la diferencia que existe entre la porosidad absoluta y la efectiva.

Porosidad (Geologa)

Desde el punto de vista de Geologa a medida que los sedimentos se depositaron en los mares antiguos (hoy Paleocanales) el agua salada fue el primer fluido que llen el espacio poroso. A esta agua se le denomina agua congnita (agua de formacin).

Un mtodo comn para clasificar la porosidad puede ser:

FORMADA INICIALMENTE

PRODUCTO DE DIAGNESIS (DOLOMITIZACIN)

CAMPOS DE ESFUERZOS (Ej. Yacimientos Naturalmente fracturados; cretcicos)

CATGENESIS (migracin del agua junto con el Hidrocarburo)

PERCOLACIN DE AGUA (el agua viaja de zonas ms profundas, por diferencial de presin)

Porosidad (Geologa)

Zoom in

Porosidad (Geologa)

Zoom out

Porosidad (Geologa)

Porosidad (Geologa)

Porosidad Primaria: ocurre al mismo tiempo de que los sedimentos son depositados. Rocas sedimentarias con este tipo son: Areniscas (detrticas o clsticas) y calizas.

Porosidad Intercristalina: se refiere a los espacios existentes entre los planos de un cristal o espacios vacos entre cristales. Muchos de estos poros son sub-capilares, la medida de estos poro es de 0.002 mm de dimetro. Tambien se puede llamar microporosidad.

Porosidad Intergranular: es el espacio vacio entre granos , es decir, los espacios intersticiales de toda clase en todo tipo de roca. Esta porosidad comprende un tamao super-capilar. La medida de estos poros es de 0.5 mm

Porosidad secundaria (vugular): Ocurre cuando pasan unos millones de aos (proceso geolgico) y se debe a la disolucin de fracturas, cuando la caliza se convierte en dolomita. Ocurre en la diagnesis y catagenesis despues de que se depositaron los sedimentos. Magnitud, forma y tamao no es determinable. Ocurre por la disolucion de materiales.

Porosidad primaria

Porosidad (Geologa)

Porosidad por Dolomitizacin: Es el proceso donde la caliza se transforma en dolomita segn la siguiente reaccin:

23 +

+2 3 + +2

Algunas rocas carbonatadas estn constituidas solamente por calizas. Si el agua que tiene en sus poros contiene suficientes cantidades de magnesio disuelto, el calcio en la roca se intercambia por el magnesio. Debido a este proceso qumico se disuelve calcio de la roca y se traduce en un incremento de porosidad (12-13%) ms que la caliza.

Porosidad por Fractura: son aperturas en la roca producto de fallamiento estructural de las rocas del yacimiento debido a tensin originada por actividades tectonicas , tales como doblamientos, fallas (juntas, fisuras y fracturas).

Porosidad (Geologa)

Factores que afectan la Porosidad

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 poco estructurados, se reduzcan a cero. Reduciendo con ello la porosidad. A continuacin se presentan los tipos de empaquetamiento:

Cbico =47.6 %

Romboedral =45.9%

Ortorrombico =47.6 %


Para el sistema cbico se tiene:

= (4)3

=. .

.

Por lo tanto:

=643 8(

43)

3

643= 47.6%


Sistema rombodrico Sistema ortorrombico


Grado de Cementacin o consolidacin: Cemento natural que une los granos y que se forma posterior a la depositacin ya sea por disolucin en los mismos granos o por transporte. Los cementos naturales ms comunes son:

Carbonato de calcio

Carbonato de Magnesio

Carbonato de Hierro

Arcillas (montmorillonitas, smetitas, etc)

Las areniscas altamente cementadas presentan bajas porosidades. De la calidad del cementante depender la firmeza y compactacin de la roca. Se tiene entonces formaciones consolidadas, poco consolidadas o no consolidadas (deleznables).

Presencia de partculas finas: La arcilla afecta en gran medida la porosidad

Promedio de la Porosidad

La Porosidad en la roca generalmente es Heterognea, es decir puede variar en cualquier dimensin, por factores ya mencionados.

Es por eso que para establecer una medicin estadstica se tienen los siguientes promedios:

Aritmtico = =1

Ponderado = =1

=1

siendo =volumen

Promedio estadstico armnico = 1 234

Correlaciones para porosidad

La Porosidad se correlaciona con la compresibilidad del volumen poroso Cf de acuerdo con las siguientes expresiones:

Para Areniscas Consolidadas

Para formaciones Arcillosas

Saturacin de Fluido

Esla relacin que expresa la cantidad de fluido que satura al medio poroso. Conocida dicha cantidad y la extensin del volumen poroso se puede volumtricamente determinar cuanto fluido existe en una roca.

La sumatoria de las saturaciones de todos los fluidos que se encuentran presentes en el espacio poroso de una roca, debe ser igual a 1. Si consideramos un medio poroso saturado por petrleo, agua y gas, tenemos:

So+Sw+Sg=1

Donde:

So = Saturacin de petrleo.

Sw = Saturacin de agua.

Sg = Saturacin de gas.

Estados de Flujo De acuerdo con la variacin de una propiedad con respecto al tiempo existen tres estados de flujo para caracterizar el flujo de un yacimiento, esto toma lugar cuando se realiza una prueba de variacin de presin; Flujo Estable, flujo inestable, flujo Pseudoestable .

Flujo estable (steady estate): se caracteriza por que la presin del yacimiento no cambia con el tiempo, en un punto dado e indica que cada que cada cantidad de masa est siendo reemplazada por una misma cantidad que se adiciona al sistema. Este toma lugar en yacimientos con empuje de agua o capa de gas.

Estado de Flujo (Estado estable)

Estado de Flujo (Estado inestable) Estado inestable (unsteady state): El pozo se somete a produccin a condiciones de presin de fondo constantes. Es decir, si se desea mantener este valor, se debe variar el gasto de produccin. Inicialmente la presin avanza dentro del yacimiento y drena una cantidad determinada de fluidos. Ms all de ese punto no existe movimiento de fluidos. A medida que avanza, el movimiento de fluidos es ms interno dentro del yacimiento. Una vez que la presin llega a la frontera cae la presin y genera que el flujo del pozo sea cada vez menor.

Estado de Flujo (Estado Pseudoestable) Estado Pseudoestable (Pseudostable state): Este se considera un caso especial del estado inestable, el gasto en el fondo del pozo se mantiene constante. Para que haya expansin tiene que haber una cada de presin . Entonces la diferencial de presin con respecto al tiempo asume ser infinita, hasta que topa alguna frontera. Yacimientos lenticulares son tpicos de este comportamiento, ya que tienen fronteras cercanas al radio de drene. Interviene la anisotropa del yacimiento.

Estado de Flujo Existen otras clasificaciones de los estados de flujo, segn el comportamiento del yacimiento en cuanto a su ubicacin en la estructura geomtrica del mismo.

Flujo Radial: es la geometra de flujo ms importante en un yacimiento. Este consta de lneas de flujo que se dirigen haca el centro. Tambin llamado flujo cilndrico debido a su forma.

Flujo Lineal: se presenta mediante corrientes de lneas paralelas que fluyen en el yacimiento. Este rgimen de flujo no es muy comn a menos que el Yacimiento presente forma alargada, en lentes de arena o fracturas hidrulicas. Sin embargo para estudios de laboratorio conviene tenerlas presentes para modelar curvas de pruebas de variacin de presin.

Flujo Hemisfrico: Cuando el Pozo se ubica en una pequea porcin de la formacin productora toma lugar el flujo hemisfrico. En donde el fluido viaja haca el pozo en forma de semiesfera. Este tipo de flujo es importante para determinar la capacidad de flujo de la formacin en direccin vertical

Estado de Flujo

Permeabilidad

La Permeabilidad es la propiedad que mide la facilidad con que la roca permite el flujo de fluidos a travs de l. Clasificacin de la Permeabilidad. La permeabilidad puede ser clasificada como: Permeabilidad Absoluta Permeabilidad Efectiva Permeabilidad Relativa El movimiento de fluidos a travs de la roca recipiente, solo es posible a travs del espacio poroso interconectado. Si la totalidad del espacio poroso interconectado se encuentra saturado de un fluido cualquiera y se imponen ciertas cadas de presin, el fluido de mover a cierta tasa. Para estas condiciones de saturacin se define la propiedad de la roca denominada Permeabilidad Absoluta.

La Permeabilidad Absoluta de una roca es aquel parmetro que cuantitativamente indica la capacidad del sistema interconectado de permitir el movimiento del fluido de un punto a otro, cuando esta saturado 100%. Cuando el sistema de flujo esta saturado por ms de un fluido es necesario definir otro parmetro denominado Permeabilidad Efectiva, para reflejar la facilidad que ofrece el medio poroso para el movimiento de un fluido en la presencia de cuando menos otro. En ese caso la saturacin de cualquier fluido es menor del 100%. La permeabilidad efectiva de una roca a un fluido dado siempre ser menor que la permeabilidad absoluta de la misma. El nico caso cuando la permeabilidad efectiva es igual a la permeabilidad absoluta, es cuando existe un solo fluido en el sistema. A fin de normalizar las mediciones de permeabilidades efectivas, se utiliza el concepto de Permeabilidad Relativa, la cual define como la razn entre la permeabilidad efectiva a una saturacin especfica dada y la permeabilidad absoluta del medio poroso. La permeabilidad relativa existe cuando est presente mas de un fluido aunque alguno de ellos no sea mvil. Tericamente la permeabilidad relativa vara entre cero y uno.

Permeabilidad

Ley de Darcy Ley de Darcy El concepto de Permeabilidad se desarroll a partir de los experimentos de Henri Darcy y relaciona la tasa de flujo (q) en funcin de la viscosidad del fluido (), la cada de presin (P), el rea transversal de flujo (A) y la longitud del sistema (L). En su forma mas elemental, la Ley de Darcy se puede expresar por medio de la siguiente relacin: La Ley de darcy dice que la velocidad de un fluido homogneo en un medio poroso es proporcional a la fuerza d empuje (gradiente de presin) e inversamente proporcional a la viscosidad. La Ley de Darcy en su forma elemental supone las siguientes condiciones: El fluido no es compresible El fluido es homogneo El fluido no reacciona con el medio poroso El fluido es viscoso El flujo est en equilibrio dinmico El fluido es lineal El flujo es isotrmico El flujo es horizontal La viscosidad es independiente de la presin.

Ley de Darcy

Cuando alguna de estas condiciones no se cumple es necesario modificar la ecuacin para corregir la situacin. Por ejemplo si el fluido es un gas, se puede aplicar la Ley de Boyle, suponiendo que la presin por la tasa de produccin es constante. La aplicacin de este concepto resulta en la siguiente ecuacin: An cuando se supone que la Ley de Darcy es independiente del estado del fluido, Klinkenberg observ que cuando el fluido es un gas, la permeabilidad es funcin de la presin media. Esto se debe a que cuando un lquido fluye a travs un medio poroso las molculas adyacentes a las paredes quedan inmovilizadas por la fuerza de atraccin y por lo tanto su velocidad es cero. En cambio cuando fluye un gas, estas molculas adyacentes a las paredes tienen cierta velocidad que depende en parte de su camino libre medio. La influencia que este fenmeno tiene sobre la permeabilidad observada depende de la relacin entre el camino libre medio de las molculas y el radio promedio de los canales capilares de que est formado el medio poroso.

Ley de Darcy

El flujo gaseoso difiere del lquido ya que la taza de flujo volumtrico q, vara con la presin. Es decir, 1 ft3/da a 1000 psi no representa la misma cantidad de gas que el mismo sistema a 100 psi. Para resolver el problema se introduce la ley de los gases reales. En esta ecuacin usaremos unidades psi, pies cbicos, grados ranking y R (constante universal de los gases es 10.73. Si un mol de gas a condiciones normales (14.7 y 60R) ocupan 379 ft3 en superficie, se obtiene la siguiente ecuacin:

Ley de Darcy

Dao del Pozo

Cuando se perfora un pozo petrolero, la invasin de los fluidos de perforacin haca la formacin (yacimiento), cmo prdidas de circulacin o altos filtrados. Entre otros muchos factores hace que se genere una cada de presin adicional a la que se debera tener en condiciones ideales (sin dao). Por otro lado la estimulacin es un mecanismo usado ampliamente en la industria petrolera para incrementar la productividad de un pozo.

Dao del Pozo

Flujo a travs de Fracturas

En Yacimientos Naturalmente Fracturados normalmente la matriz (porosidad intergranular) tiene baja permeabilidad y contiene la mayor parte de los fluidos (96-99% de aceite). Aunque las fracturas producen en menor cantidad, son las encargadas de transportar el aceite que sale de los poros y por lo tanto en el gasto. La presencia de fracturas es comn en rocas sedimentarias y se forman por tectonismo o reorientacin de campo de esfuerzos. El significado de la fracturas como medios para permitir el paso de fluidos se puede evaluar considerando una fractura simple extendida haca dentro de la roca. De aqu se usa la ecuacin de hidrodinmica para flujo a travs de placas paralelas.


La velocidad de flujo a travs de las fracturas es: Si la porosidad de la fractura es la unidad y la saturacin de agua connata dentro de la fractura es cero, la velocidad real de acuerdo con la ley de Darcy donde (DeltaP) est en dinas/cm2. La combinacin de las dos ecuaciones anteriores permite obtener la siguiente ecuacin de campo para la permeabilidad de fractura:


La permeabilidad promedio del sistema de flujo fractura-matriz se puede hallar mediante la siguiente ecuacin:

Ejemplo 1

Un Bloque cbico de roca carbonatada con porosidad intercristalina-intergranular tiene una porosidad de 19%. La permeabilidad de la matriz es 1 md. Determine: a) La permeabilidad de la Fractura si cada ft2 contiene una fractura en la direccin de

flujo. b) El gasto total a travs de fracturas y del sistema matriz-fractura c) La permeabilidad promedio del sistema siendo el ancho de fractura de 0.0025

pulgadas (0.00635 cm), viscosidad del fluido 1 cp y una cada de presin de 10 psi.

Flujo a travs de canales

El gasto volumtrico se representa, segn la ecuacin de Poiseuielle, representando un capilar, de radio rc y longitud L. La ecuacin que representa este modelo es:

Ejemplo 2

Un bloque cbico de una caliza tiene una permeabilidad de 1 mD y contiene 5 canales disueltos por ft2. el radio de cada canal es de 0.05 cm. Determinar a) La permeabilidad del canal disuelto, se sabe que tiene una porosidad del 3% y una

saturacin de agua irreductible de 18%.

Tensin Interfacial

Se define cmo la interfase que separa a dos fases en una regin con solubilidad limitada, que a lo sumo tiene el espesor de unas pocas molculas. Se puede visualizar como una barrera que se forma debido a que las fuerzas de atraccin entre las molculas de la misma fase son mucho mayores que aquellas que existen en dos fases diferentes. Cuando dos fluidos estn en contacto , las molculas cerca de la interfase se atraen desigualmente por sus vecinas por que unas son mas grande que otras esto origina una superficie de energa libre/unidad de rea; llamada tensin interfacial. Ejemplo: el Valor de la tensin interfacial del crudo es de 10 dinas/cm mientras que el del crudo es de 30 dinas/cm

Mojabilidad

Tendencia de un fluido en presencia de otro inmisicible con el a extenderse o adherirse a una superficie slida. Los compuestos polares orgnicos en el crudo reaccionan con la superficie de la roca convirtindola en mojable por petrleo. Medida de mojabilidad. El ngulo de contacto es una medida indirecta de mojabilidad. Si se observa (teta mayor a 90) se dice que est mojado por agua, por el contrario si es mejor, est mojado por aceite.

Tensin Interfacial

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