Propiedades Petrofísicas

1. Caracterización Física de los Yacimientos Propiedades Petrofísicas CAPÍTULO 6

2. Caracterización Física de los Yacimientos Propiedades Petrofísicas Multifásicas • Propiedades Petrofísicas dependen de: • Estructura de la Roca. • Naturaleza de los Fluídos. • Saturación de los Fluídos. • Propiedades Petrofísicas Multifásicas • Humectabilidad • Presión Capilar • Permeabilidades Relativas

3. Caracterización Física de los Yacimientos Humectabilidad • Tendencia de un fluido a adherirse o adsorberse sobre una superficie sólida en presencia de otros fluidos inmiscibles. • Determina: • Localización y Distribución de Fluidos. • Permeabilidad Relativas. • Eficiencias de Desplazamiento. • Los Fluidos pueden ser: • Humectantes o Mojantes, mayor tendencia a adherirse a la roca. • No se adhieren a la roca o lo hacen parcialmente.

4. Caracterización Física de los Yacimientos Humectabilidad (cont) • Ángulo de Contacto: • Formado por la interfase de dos fluidos inmiscibles con la superficie de la roca, medido a través del más denso. Varia entre 0 y 180°. • Ángulo contacto < 90 - humectante. • Ángulo contacto = 90 - intermedio. • Ángulo contacto > 90 - no humectante.

5. Caracterización Física de los Yacimientos Ilustración del áangulo de contacto O E L Ó R T E P AGUA Owo SUPERFICIE DE LA ROCA Owo = ÁNGULO DE CONTACTO Owo Owo OLEOFILO HIDRÓFILO Owo Owo ( < 90°) ( < 90°)

6. Caracterización Física de los Yacimientos Humectabilidad (cont) • Hidrófilos: • Ángulo de contacto < 90. • Mojados preferencialmente por agua. • El agua se desplaza por los canales de flujo pequeños. • El petróleo se desplaza por los canales más grandes. • Abarca la mayoría de los yacimientos petrolíferos. • Oleófilos: • Ángulo de contacto mayor de 90°. • Mojados preferencialmente por petróleo. • El petróleo se desplaza por los canales más pequeños, el agua por los más grandes. • Pocos yacimientos son oleófilos. Ricos en compuestos polares como ácidos y bases orgánicas existentes en los asfaltenos. • No hay yacimientos Gasófilos.

7. A ) Y A C I M I E N T O B ) Y A C I M I E N T O O L E O F I L O R O C A A G U A P E T R Ó L E O Caracterización Física de los Yacimientos Distribución de los fluidos en yacimietos hidrófilos y oleofilos

8. 100% Agua 100% Petróleo Grano de Arena Agua-Petróleo-Gas 100% Gas Caracterización Física de los Yacimientos Porosidad

9. Granos Grandes Granos Pequeños Granos Grandes Granos Diminutos Caracterización Física de los Yacimientos Permeabilidad

10. Caracterización Física de los Yacimientos Presión Capilar • Diferencia de presión entre dos fluidos inmiscibles a través de la interfase que se forma entre ellos, cuando se ponen en contacto en un medio poroso. • Pc = PFNM - PFM • Pc= Presión capilar, lpc. • PFNM = Presión fase no mojante, lpc. • PFM= Presión fase mojante, lpc. • Presiones capilares en yacimientos de hidrocarburos: • Agua Petróleo Hidrófilos PCWO = po - pw Oleófilos PCWO = pw - po • Gas Petróleo Pcgo = pg - po • Agua - Gas PCgw = pg - pw

11. Caracterización Física de los Yacimientos Presión Capilar (cont) • Considerando el medio poroso como empaque de tubos capilares: •  = tensión interfacial, dinas / cm. • Pc = presión capilar, dinas / cm2. •  = ángulo de contacto. • r = radio promedio de los poros.

12. B S w i r P c = P f n m - P f m D R E N A J E + R A I M B I B I C I Ó N L I P E X P O N T Á N E A A A ( P f m < P f n m ) C C P d 0 N Ó I S E R I M B I B I C I Ó N P 1 F O R Z A D A S o r ( P f m < P f n m ) D 0 S A T U R A C I Ó N D E A G U A Caracterización Física de los Yacimientos Curvas típicas de presión capilar

13. Caracterización Física de los Yacimientos Curvas de Presión Capilar - Drenaje • Consideremos un medio poroso saturado 100% con fluido mojante (agua). Se requieredesplazarla con fluido no mojante (petróleo). El proceso se llama Drenaje. • Presión de umbral o de desplazamiento: presión mínima requerida por el fluido no humectante para penetrar en los poros más grandes. Punto A de la Curva. • Continuando el proceso: • Saturación fase mojante => Disminuye. • Saturación fase no mojante => Aumenta. • Presión capilar => Aumenta hasta B. • B => Aumentos de presión capilar no disminuyen saturación fase mojante. • Saturación irreducible fase mojante = cantidad de fluido mojante que queda en los poros (los más pequeños) => saturación de agua connata.

14. Caracterización Física de los Yacimientos Curvas de Presión Capilar - Imbibicion • Consideremos que reversamos el experimento. • Desplazamos el fluido no mojante (petróleo) con fluido mojante (agua), partiendo de Sw = Swir (Punto B). • El proceso se llama imbibición • Durante el proceso: • Saturación fase mojante => Aumenta. • Saturación fase no mojante => Disminuye. • Notense dos partes en el proceso: • PFM < PFNM Curva B - C Imbibición espontánea. • PFM > PFNM Curva C - D Imbibición Forzada.

15. Caracterización Física de los Yacimientos Curvas de Presión Capilar - Imbibicion (cont) • En el punto D, mayores incrementos de Pfm no producen disminución adicional en la saturación de la fase no mojante: Saturación residual de la fase no mojante (Sor). La fase no mojante residual queda atrapada en los canales porosos más grandes.

16. Caracterización Física de los Yacimientos Curvas de Presión Capilar - Histéresis • Diferencia en las propiedades multifásicas de las rocas causadas por la dirección del cambio de saturación. • En el caso de la presión capilar: • Curvas por drenaje  curva por Imbibición. • Histéresis de capilaridad. • Curva de imbibición: sirve para simular el desplazamiento de petróleo y / o gas por agua. • Curva de drenaje: Distribución inicial de saturación de los fluidos en el yacimiento y desplazamiento de petróleo por gas.

17. Caracterización Física de los Yacimientos Presión Capilar - Efecto del Tamaño y Distribución de los Poros • Pc es inversamente proporcional al tamaño de los pozos. • Si todos los poros fuesen del mismo tamaño, Pc vs. Sw daría una recta horizontal, recta A (radio r). • Si todos los poros fuesen del mismo tamaño, pero r2 > r1, estariamos en recta B, PcB < PcA.

18. Caracterización Física de los Yacimientos Presión Capilar - Efecto del Tamaño y Distribución de los Poros (cont) • Si los poros variaran uniformemente entre r1 y r2, tendríamos pc vs. Sw siguiendo la curva C • Tamaño de los poros => Pc => K • A medida que disminuye el tamaño de los poros, la permeabilidad disminuye. La permeabilidad disminuye y la presión capilar aumenta.

19. Caracterización Física de los Yacimientos Función J de Leverett • Función adimensional que permite correlacionar datos de diferentes arenas de un mismo yacimiento o campo (litología y textura no cambien notoriamente). • Agua - Petróleo: • Gas - Petróleo: • Es una propiedad de la roca

20. Caracterización Física de los Yacimientos Función J de Leverett (cont) • Es aproximadamente constante para un tipo de roca dada. • No cambia del laboratorio al yacimiento (laboratorio usa: aire - agua, agua - petróleo o aire mercurio  petróleo, agua y gas del yacimiento).

21. Caracterización Física de los Yacimientos Distribución Inicial de Sw • Debido a la presencia de las fuerzas capilares en el medio poroso, pueden existir zonas de transición agua - petróleo y petróleo - gas en yacimientos con acuíferos y / o capas de gas. • Es importante conocer la distribución inicial de saturaciones de fluidos en la zona de petróleo. Es una de las más importantes aplicaciones de la presión capilar. • Suponiendo: • Un yacimiento de petróleo con un acuífero de fondo. • Las columnas de agua y petróleo son continuas y en contacto a través del yacimiento. • Los fluidos están en equilibrio estático.

22. Caracterización Física de los Yacimientos Distribuciónde fluidos conprofundidaden un yacimiento

23. D DNA Petróleo NAL Zona de transición Agua - Petróleo Sw = 100% Agua Caracterización Física de los Yacimientos Distribución Inicial de Sw (cont)

24. Caracterización Física de los Yacimientos Distribución Inicial de Sw (cont) • En el NAL, Sw = 100% y o sea: Esta ecuación permite determinar la distribución de Sw por encima del NAL.

25. Caracterización Física de los Yacimientos Distribución Inicial de Sg • Considérese un yacimiento de petróleo con capa de gas. • Existe una zona de transición gas - petróleo más pequeña que la del agua - petróleo. • Al NPL, So + Swir = 1 y • Las columnas de gas y petróleo son continuas y en contacto a través del yacimiento. • Los fluidos se encuentran en equilibrio estático.

26. D DNPL Gas NPL Zona de transición Gas - Petróleo So + Swir =1 Petróleo Caracterización Física de los Yacimientos Distribución Inicial de Sg (cont) Entonces:

27. ) ) s s 1 5 0 1 5 0 e e i i p p ( ( E E R R P O Z O 1 B B P O Z O 2 I I L L P O Z O 3 A A P O Z O 4 U U G G 1 0 0 1 0 0 A A E E D D L L E E V V I I N N L L E E 5 0 5 0 E E D D S S E E D D A A R R U U T T L L 0 0 A A 0 5 0 1 0 0 0 5 0 1 0 0 S w ( % ) S w ( % ) Caracterización Física de los Yacimientos Distribución de saturación con base en datos de resgistros Distribución de saturación con base en datos de presión capilar

28. 8 3 0 8 4 0 8 5 0 8 6 0 ) s e i p 8 7 0 ( R A 8 8 0 M L D A T O S O B T E N I D O S D E E 8 9 0 D P R E S I Ó N C A P I L A R L E V 9 0 0 D A T O S O B T E N I D O S D E I N R E G I S T R O S E L É C T R I C O S L 9 1 0 E D O 9 2 0 J A B E 9 3 0 D R O 9 4 0 P D A 9 5 0 D I D N 9 6 0 U F O 9 7 0 R P 9 8 0 9 9 0 1 0 0 0 1 0 1 0 1 0 2 0 0 1 0 2 0 3 0 4 0 5 0 6 0 7 0 8 0 9 0 1 0 0 S A T U R A C I Ó N D E A G U A ( C a l c . ) , % Caracterización Física de los Yacimientos Sw vs. Profundidadcon base a presióncapilar y a registroseléctricos S

29. Caracterización Física de los Yacimientos Correlaciones de Presión Capilar Total - Corpoven • Basadas en 91 análisis de presión capilar de muestras de yacimientos del Area Mayor de Oficina. • Se usó el modelo de Brooks y Corey: •  = índice de distribución tamaño de los poros, adim. • Pd = presión de desplazamiento, lpC. • Pcwo = presión capilar a Sw, lpc

30. Caracterización Física de los Yacimientos Correlaciones de Presión Capilar Total - Corpoven (Cont.) •  alta = arena no consolidada. •  baja = arena consolidada. •  promedio área mayor de oficina  = 1,668. • Las correlaciones son:

31. Caracterización Física de los Yacimientos Permeabilidad • Medida de la facilidad con que una roca permite el flujo de fluidos a través de sus poros interconectados. • Absoluta: medio poroso que está completamente saturado (100%) con el fluido que se mueve a través de los canales porosos. • Efectiva: facilidad con que una roca permite el flujo de unifluido, en presencia de otros u otros fluidos. Kefec < Kabs. • Relativa: cociente entre la permeabilidad efectiva a un fluido y una permeabilidad base.

32. Caracterización Física de los Yacimientos Permeabilidad Relativa (cont) • a) No normalizada: se usa la permeabilidad absoluta como base: b) Normalizadas: se usan como bases las permeabilidades máximas (extremas) al fluido en cuestión: Las permeabilidades máximas se calculan así: Agua - Petróleo: Somax =1 -Swc Swmax = 1-Sorw. Gas - Petróleo : Somax = 1 - Swc - Sgc Sgmax = 1-Sorg - Swc

33. 1.0 0 1 1.0 PETRÓLEO 1 0 Caracterización Física de los Yacimientos Curvas típicas de Kr Gas-Petróleo

34. Caracterización Física de los Yacimientos Teoría de Flujo por Canales • Desarrollada por Moore y Slobod. • La más aceptada para explicar el flujo microscópico a través de medios porosos. • Basada en estudios experimentales. • Los diferentes fluidos que saturan una roca se distribuyen en el espacio poroso interconectado, ocupando poros completos y diferentes. • Una serie de poros saturados regularmente se encuentran interconectados, formando un canal de flujo. • Para que un fluido pueda fluir a través de un canal tiene que formar una fase continua. • Una formación petrolífera está constituida por un gran número de canales interconectados entre sí. • La fase mojante (agua) ocupa los canales más pequeños. • La fase no mojante (petróleo y / o gas) las más grandes.

35. Caracterización Física de los Yacimientos Distribución de fluidos durante una invasión con agua