Informacion Modulo 1

Desarrollado por: Luis J. Duarte B.

Curso Nivel Básico:

Interpretación de Registros de PozosMódulo 0. Propiedades Físicas de las Rocas

Facilitador: Luis J. Duarte B.

Maracaibo, Venezuela


1. Propiedades físicas de las rocas1.1.‐ Porosidad1.2.‐ Saturación de fluidos1.3.‐ Permeabilidad1.4.‐ Tensión superficial e interfacial1.5.‐ Humectabilidad1.6.‐ Presión capilar1.7.‐ Volumen de arcilla1.8.‐ Resistividad de la formación1.9.‐ Relación entre resistividad de la formación y porosidad1.10.‐ Factor de formación

Contenido


+ Estudiar las propiedades físicas como la porosidad y la saturación de petróleo.

+ Evaluar la productividad del yacimiento mediante la permeabilidad.

+ Establecer los principales parámetros petrofísicos de un yacimiento como: porosidad, saturación de hidrocarburos y permeabilidad.

+ Establecer relaciones entre la resistividad y la porosidad de la formación.

+ Definir el factor de formación

Objetivos

DefiniciónEs el volumen de los poros por cada unidad

volumétrica de formación; es la fracción delvolumen total de una muestra que es ocupada porporos o espacios vacíos.El símbolo de la porosidad es .Una sustancia densa y uniforme, como un

pedazo de vidrio tiene una porosidad cero; porotro lado, una esponja tiene una porosidad muyalta

Propiedades físicas de la roca: Porosidad ()


En términos físicos relacionado con yacimiento,la porosidad no es mas que la capacidad dealmacenamiento del mismo.

Tipo de Formación Porosidad (%)

Carbonatos densos (calizas y dolomitas) y las evaporitas Aprox. 0%

Areniscas bien consolidadas 10‐15%

Arenas no consolidadas 30% o más

Lutitas o arcillas Más de 40%

La ecuación matemática quedescribe la porosidad está dada por:

T

P

VV

Clasificación de la porosidad según ladistribución y forma de los porosPorosidad Primaria: La matriz de la roca

esta compuesta de granos individuales, loscuales son más o menos esféricos y seencuentran empacados de alguna formadonde existen poros entre ellos, que esconocida como porosidad intergranular ode la matriz.



Porosidad primaria

Porosidad primariaPorosidad total (t): Incluye poros conectados yno conectados

Porosidad efectiva (e): Incluye poros conectados

Porosidad Secundaria: La porosidadsecundaria es causada por la acción de lasagua de formación (Formando cavidades dedisolución o pequeñas cavernas) o de lasfuerzas tectónicas (Causadas por redes defracturas o fisuras) sobre la matriz de la rocadespués de la depositación.

Factores que afectan a la porosidad+ Escogimiento de los granos.+ Grado de cementación.+ Angularidad y grado de redondez.+ Granulación (el proceso por el cual los granos se rompen por presión de sobre carga).+ Disolución de Minerales a través de aguas circulantes.



DefiniciónEs la fracción de su volumen poroso que

ocupa el líquido. El símbolo que denota ala saturación es S, el cual se emplea convarias subíndices dependiendo del fluidosaturante.La ecuación matemática que describe la

saturación está dada por:

Propiedades físicas de la roca: Saturación de fluidos (S)


Saturación de agua (Sw): Es la fracción oporcentaje del volumen poroso que contieneagua de formaciónSaturación de petróleo o gas (So, Sg): Es la

fracción o porcentaje del volumen poroso quecontiene petróleo o gasLa ecuación matemática que describe la

sumatoria de las saturaciones en unyacimiento con tres fluidos está dada por:

1 gow SSSP

ff

VV

S

Propiedades físicas de la roca: Saturación de fluidos (S)


Saturación de Agua Irreducible o connata(Swirr)Representa la saturación de agua connata y

es la fracción de agua que esta adherida algrano y la cual no se mueve.Se obtiene a partir de pruebas de laboratorio

(Presiones capilares, permeabilidades relativasagua‐petróleo). Su valor varía entre 5% enformaciones de granos muy gruesos hasta 45%en formaciones de granos muy finos.

Saturación de Hidrocarburo residual (Shr)Es la fracción del hidrocarburo que no puede

ser desplazada por métodos convencionales deproducción.Se obtiene a partir de pruebas de laboratorio

(Permeabilidades relativas). Su valor variaentre 5 % y 60 % dependiendo de la gravedadAPI del crudo y su viscosidad.

DefiniciónEs una medición de la facilidad con que

los líquidos fluyen a través de unaformación. En una determinada muestrade roca y con cualquier líquidohomogéneo, la permeabilidad será unaconstante siempre y cuando el líquido nointeractúe con la roca en sí.La unidad de la permeabilidad es el

Darcy (D). Comúnmente, se utiliza elmiliDarcy (mD). El símbolo de lapermeabilidad es k.

Propiedades físicas de la roca: Permeabilidad (k)


Tipo de Formación Permeabilidad

Lutitas y ciertas clases de arena

Alta Muy bajas k

Caliza fracturada Baja Alta k

Una roca debe tener fracturas, capilares oporos interconectados para ser permeable.Así, existe cierta relación entre la

porosidad y la permeabilidad. Por logeneral, una mayor permeabilidad seacompaña de una porosidad mayor; sinembargo, no es una regla absoluta



Pemeabilidades

Permeabilidad absoluta (K)

Permeabilidad efectiva (Ko, Kw , Kg)

Permeabilidad relativa (Krw, Kro, Krg)

Tipos de permeabilidades

Kk

k efrf



Schlumberger

Ecuaciones empíricas para el cálculo de permeabilidad absoluta

Timur

DefiniciónEs cuando dos fases inmiscibles coexisten

en un medio poroso. La energía desuperficie relacionada con las interfaces delos dos fluidos influye en su saturación,distribución y desplazamiento.La tensión superficial, , es la fuerza que

actúa en el plano de la superficie porunidad de longitud.El término tensión superficial se utiliza

usualmente para el caso específico dondela superficie de contacto es entre unlíquido y su vapor o aire.

Propiedades físicas de la roca: Tensión superficial e interfacial


La ecuación matemática que describe latensión superficial, en el laboratorio, estádada por:

DefiniciónEs la habilidad de la fase de un fluido

para adherirse preferencialmente a unasuperficie sólida en presencia de otrasegunda fase inmiscible.La humectabilidad o mojabilidad es una

propiedad importante porque afecta elcomportamiento capilar y dedesplazamiento de las rocas yacimientos.Una medida de la humectabilidad es e

ángulo de contacto, c.

Propiedades físicas de la roca: Humectabilidad ()


La ecuación matemática que describe lahumectabilidad está dada por:

Donde:os: Energía interfacial petróleo‐sólido, dinas/cmws: Energía interfacial agua‐sólido, dinas/cmwo: Energía interfacial petróleo‐agua, dinas/cmc: Ángulo de contacto petróleo‐agua‐sólido,grados

1. Si At, es positiva, indica que el líquido másdenso (agua) moja preferencialmente lasuperficie sólida y c < 902. Si At, es negativa, indica que el líquidomenos denso (petróleo) mojapreferencialmente la superficie sólida y c > 903. Si At, es cero, indica que ambas fases tienenigual afinidad por la superficie sólida y c = 90

DefiniciónEs la diferencia de presión a través de la

interfase que separa dos fluidosinmiscibles, uno de los cuales mojapreferencialmente la roca. Si se considerapositiva entonces viene dada por lapresión de la fase no mojante menos lapresión de la fase mojante; es decir:

Propiedades físicas de la roca: Presión Capilar (Pc)


Donde:nm: Fase no mojantem: Fase mojante

Ecuaciones matemáticas que describenla Presión Capilar:

Donde:w: Densidad del aguao: Densidad del petróleog: Constante de gravedad

Curvas de Presion Capìlar(permeabilidades entre 500 mD y 100 mD)

0

5

10

15

20

25

0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100Saturacion de la Solucion Salina (%)

Pres

ion

Cap

ilar (

lpc)

100

135

326

231

206

Permeabilidad(mD)

Ejemplo de Curvas de Permeabilidad

Propiedades físicas de la roca: Presión Capilar (Pc)


Swi

DefiniciónEs la fracción volumétrica de arcilla

presente en un medio poroso en relaciónal volumen total del mismo.

Propiedades físicas de la roca: Volumen de Arcilla (Vsh)


+ Si Vsh es menor a 0.05, se considera arenalímpia+ Si Vsh es mayor a 0.05 y menor a Vsh limite ,se considera arena arcillosa.+ Si Vsh es mayor a Vsh limite, se consideraextremadamente arcillosa, no atractivacomercialmente.

A. Arena Limpia

B. Arcilla Laminada

C. Arcilla Estructural

D. Arcilla Dispersa

Tipo de Distribución de Arcilla

DefiniciónLa resistividad eléctrica de una sustancia

es su capacidad de impedir el flujo decorriente eléctrica a través de sí misma.La unidad empleada en los registros es el

ohmio‐m2/m, generalmente expresadacomo ohmio‐m.La conductividad es el recíproco de la

resistividad y se expresa en milimhos(mmho‐m)

Propiedades físicas de la roca: Resistividad de la Formación (R)


+ La matriz de roca tiene una conductividadnula o una alta resistividad+ Una corriente eléctrica fluirá solo a través delagua intersticial que satura los poros de laformación.+ Manteniendo estables otras condiciones,mientras mayor sea la concentración salinamenor será la resistividad del agua deformación+ Mientras mayor sea la porosidad, mayor serála cantidad de agua y menor será la resistividadde la formación

+ Las mediciones de resistividad junto con lasresistividades del agua de formación y laporosidad se utilizan para obtener los valoresde Saturación de Agua

La resistividad es la propiedad física deuna sustancia, definida como la habilidadde impedir el flujo de la corrienteeléctrica.La resistividad es la resistencia de un

material conductivo de 1 metro delongitud con área transversal de 1 metrocuadrado. La unidad de la resistividad es elOhm‐metro, también escrito como ohm‐mo–m.

Propiedades físicas de la roca: Relación entre Resistividad y Porosidad


En el presente experimento el cubo estalleno con agua de formación. La porosidad es100%, ya que no existe roca o sedimentos en elcubo.La saturación de agua es del 100% ya que

todos los espacios porosos están llenos deagua de formación. Sobre estas condiciones laresistividad medida del cubo (Rt) es la mismaresistividad del agua (Rw)

En el segundo experimento, arena fueañadida al cubo, así que la porosidad seredujo al 70%.La saturación de agua se mantuvo al

100%. Sobre estas condiciones laresistividad medida del cubo (Rt) es mayorque la resistividad del agua de formación(Rw); ya que esta agua conductiva fuereemplazada por roca no conductiva.



Conclusión: Al variar porosidad, Rt, que eneste caso particular puede llamarse Ro esinversamente proporcional al cuadrado de laporosidad, mientras Sw es constante

En el tercer experimento, la mitad delagua del experimento anterior fuereemplazada por petróleo. La porosidad semantuvo en 70%, mientras que lasaturación de agua fue del 50%.Sobre estas condiciones la resistividad

medida del cubo (Rt) fue mayor que la Rtdel experimento anterior.



Conclusión: Al variar la saturación de agua, Rtes inversamente proporcional al cuadrado deSw, mientras la porosidad es constante.

En el cuarto experimento, la salinidad del agua de formación aumento al adicionarlemas sal, resultando una disminución en el Rw.Sobre estas condiciones la resistividad medida del cubo (Rt) es directamente

proporcional a la resistividad del agua de formación (Rw); con porosidad y saturación deagua constantes.



DefiniciónEs la relación entre la resistividad de

una roca limpia saturada 100% con unfluido (agua‐Ro) y la resistividad del fluidosaturante (agua‐Rw).

Propiedades físicas de la roca: Factor de Formación (F)


Donde:Ro: Resistividad de una roca de formación noarcillosaRw: Resistividad del agua de formación

Donde: a: Coeficiente de tortuosidad (0.81‐1.0)m: Factor de cementación (1,3 Arenas sueltas y hasta 2,6 para calizas, dolomitas y arenas muy consolidadas)

En investigaciones experimentales,Archie encontró que dicho factor deformación podía relacionarse con laporosidad a través de la siguienteecuación:

Ecuación Generalizada de Archie



Donde: a: Coeficiente de tortuosidadm: Factor de cementaciónn: Exponente de saturación

Ecuaciones Empíricas para el Cálculo de Factor de Formación



Arenas no consolidadas: Fórmula de Humble Formaciones Compactadas: Factor de Formación de Archie

Arenas consolidadas Rocas Carbonáticas



Factor de Formación Índice de Saturación

En arenas limpias con salmuera, laresistividad de la roca es proporcional a lasalinidad de la salmuera saturante. Laconstante de proporcionalidad es llamadoFactor de Formación (F)

El índice de saturación I, varía con elinverso del cuadrado de la saturación.

Factor de Formación (F): Gráfico Log‐Log – F vs. Porosity


Log‐Log Plot: F vs. Porosity

Este gráfico puede ser descrito mediantela siguiente ecuación:

Donde: a: Coeficiente de tortuosidadm: Factor de cementaciónSon factores empíricos

Ecuación de Archie


Relaciones de Factor de Formación y Porosidad

Ecuación de Humble:

El exponente m (Doveton, 1986)

Tipo de Sedimento m Notas

Arenisca, Arena:+ No Consolidada+ Muy ligeramente cementada+ Ligeramente cementada+ Moderadamente cementada+ Altamente cementada

1,31,4 … 1,51,5 … 1,71,8 … 1,92,0 … 2,2

m correlacionado con cementación

Carbonatos+ Caliza calcárea+ Carbonatos cristalinos y granulares+ Carbonatos con vúgulas

1,7 … 1,81,8 … 2,02,1 … 2,6

m correlacionado con tipos de porosidades

Log‐Log Plot: I vs. Sw

Este gráfico puede ser descrito mediantela siguiente ecuación:

Ecuación Fundamental de Archie para calcular Sw

Índice de Resistividad (I)


Valores medios de Exponente de Saturación (n)

El exponente de saturación (n) es:+ Controlado mediante la distribución de salmuera conductora en el espacio poral+ Depende de la textura de la roca, propiedades de humectabilidad y métodos de

saturación

El exponente de saturación n (Worthington et. al., 1989)

Tipo de Roca n Notas

Arenisca 1,42 … 2,551,12 … 2,521,69 … 2,081,65 … 2,441,42 … 2,24

Wyllie, Spanglex, 1952Pierce, Loewe, 1958

Walther, 1968Wilson, Hensel, 1982Hunt et. al., 1985

Carbonatos 2,30 … 2,381,10 … 1,901,65 … 2,22

Walther, 1968Sharma et. al., 1980Swanson, 1980


Final

Fin…Unidad 1. Propiedades Físicas de las

Rocas

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