TEMA II Inter Perfiles

TEMA II Resistividad del agua de formación.

Factor de formaciónProceso de invasión

INTERPRETACIÓN DE PERFILES.

PROF: MARLLELIS GUTIERREZ.

REPÚBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELAUNIVERSIDAD DEL ZULIA

FACULTAD DE INGENIERÍAESCUELA DE PETRÓLEO

Interpretación Visual de los Perfiles

La profundidad del perfil es medida a lo largo del hoyo y desde el piso del taladro.

En pozos verticales se habla de Profundidad Vertical Verdadera (TVD)

TVD = Profundidad del perfil – Elevación del piso del taladro

En pozos desviados: TVD necesita ser calculada a partir de datos de desviación aplicados a la profundidad del perfil y corregida por DFE.

La resistividad es la propiedad física de una sustancia, definida como la habilidad de impedir el flujo de la corriente eléctrica.

La resistividad es la resistencia de un material conductivo de 1 metro de longitud con área transversal de 1 metro cuadrado. La unidad de la resistividad es el Ohm-metro, tambien escrito como ohm-m o –m.

RESISTIVIDAD DE LA FORMACION

RESISTIVIDAD DE LA FORMACION

En el presente experimento el cubo esta lleno con agua de formación. La porosidad es 100%, ya que no existe roca o sedimentos en el cubo.

La saturación de agua es del 100% ya que todos los espacios porosos están llenos de agua de formación. Sobre estas condiciones la resistividad medida del cubo (Rt) es la misma resistividad del agua (Rw)

RELACIONES ENTRE POROSIDAD Y RESISTIVIDAD

En el segundo experimento, arena fue añadida al cubo, así que la porosidad se redujo al 70%.

La saturación de agua se mantuvo al 100%.

Sobre estas condiciones la resistividad medida del cubo (Rt) es mayor que la resistividad del agua de formación (Rw); ya que esta agua conductiva fue reemplazada por roca no conductiva.

Conclusión: Al variar porosidad, Rt, que en este caso particular puede llamarse Ro es inversamente proporcional al cuadrado de la porosidad, mientras Sw es constante.

En el tercer experimento, la mitad del agua del experimento anterior fue reemplazada por petróleo. La porosidad se mantuvo en 70%, mientras que la saturación de agua fue del 50%.

Sobre estas condiciones la resistividad medida del cubo (Rt) fue mayor que la Rt del experimento anterior.

Conclusión: Al variar la saturacion de agua, Rt es inversamente proporcional al cuadrado de Sw, mientras la porosidad es constante.

RELACIONES ENTRE SATURACION DE AGUA Y RESISTIVIDAD

En el cuarto experimento, la salinidad del agua de formación aumento al adicionarle mas 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 de agua constantes.

RELACIONES ENTRE SALINIDAD DE AGUA Y RESISTIVIDAD

PROPIEDADES FÍSICAS DE LA ROCA

Porosidad: Es el volumen poroso por unidad de volumen de formación. Es la fracción del volumen total de una muestra que está ocupada por poros o espacios vacios.

= Volumen Poroso

Volumen Total

En terminos físicos relacionado con yacimiento, la porosidad no es mas que la capacidad de almacenamiento del mismo.

VtVt

VpVp


Factores de que depende la porosidad:

El Escogimiento de los Granos.

Grado de Cementación.

La Angularidad y grado de redondez.

La Granulación (el proceso por el cual los granos se

rompen por presión de sobre carga).

La Disolución de Minerales a través de aguas

circulantes.


Clasificación de la Porosidad según la distribución y forma de los poros:Porosidad Primaria: La matriz de la roca esta compuesta de granos individuales, los cuales son más o menos esféricos y se encuentran empacados de alguna forma donde existen poros entre ellos, que es conocida como porosidad intergranular o de la matriz.

Porosidad Secundaria: La porosidad secundaria es causada por la acción de las agua de formación (Formando cavidades de disolución o pequeñas cavernas) o de las fuerzas tectónicas (Causadas por redes de fracturas o fisuras) sobre la matriz de la roca después de la depositación.


Porosidad Primaria

Porosidad Total (t): Incluye poros conectados y no conectados

Porosidad Efectiva (e) : Incluye poros conectados


Resistividad de la Formación: La resistividad de formación constituye una propiedad muy importante para indicar litología y contenido de fluido. En las rocas sedimentarias la parte más sólida esta formada por minerales no conductores de la electricidad. Estas rocas conducen la electricidad, solamente debido a la presencia de fluidos conductivos dentro de los espacios porosos interconectados, como es el agua de formación.

R = r*A L r: OhmA: m2

L: m

PROPIEDADES FÍSICAS DE LA ROCAFactor de Formación: Es la relación entre la resistividad de un roca límpia saturada 100% con un fluido (agua-Ro) y la resistividad del fluido saturante (agua-Rw).

F= Ro RwEsta relación es importante en perfilaje de pozos ya que permite conocido el fator de formación y la resistividad del agua, conocer la resistividad de la formación totalmente saturada de agua de formación

En investigaciones experimentales, ArchieArchie encontró que dicho factor de formación podía relacionarse con la porosidad a través de la siguiente ecuación: F= a

m

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)


ECUACIONES EMPIRICAS PARA EL CALCULO FACTOR DE FORMACION

Areniscas No Consolidadas : F = 0.62 F = 0.81

2.15 m

Areniscas Consolidadas Rocas Carbonáticas F= 1 F= 1

m (1.87+0.019/ )


Permeabilidad : Es la medida de la facilidad con que los fluidos se desplazan en un medio poroso. En términos de física de yacimiento, no es más que la capacidad de flujo del medio.

Klineal = q**L A*p

Donde: K: Darcy : cps L: pies A: pies2 p: Lpc

Almacenamiento

Flujo


PERMEABILIDAD

Absoluta (K)

Efectiva (Ko, Kw ,

Kg)

Relativa (Krw,

Kro, Krg)


ECUACIONES EMPIRICAS PARA EL CALCULO DE PERMEABILIDAD ABSOLUTA

23250

Swirr

ØeK

22.293

Swirr

ØeKTimurTimur

SchulumbergerSchulumberger


PERMEABILIDAD RELATIVA AGUA-PETROLEO

PERMEABILIDAD RELATIVA GAS-PETROLEO

0,00

0,20

0,40

0,60

0,80

1,00

0,00 20,00 40,00 60,00 80,00 100,00Sw (%)0

0,2

0,4

0,6

0,8

1

Krw

Kro

0,00

0,20

0,40

0,60

0,80

1,00

0,00 50,00 100,00Sg (%)

0,00

0,20

0,40

0,60

0,80

1,00

Krg

Kro


Saturación de Fluidos: La Saturación de una formación es la fracción del volumen de poros ocupados por el fluido considerado. El símbolo para la Saturación es S; varios subíndices son utilizados para denotar saturación de un fluido en particular (Sw para Saturación de Agua, So para Saturación de Petróleo, Sh para Saturación de hidrocarburos, etc.).

La Saturación de Petróleo o Gas, es la fracción del volumen de poros que contiene petróleo o gas. Los poros deben estar saturados con algún líquido. Así, la sumatoria de todas las saturaciones en una roca de formación dada,debe ser del 100 %, por lo tanto se cumple:

Sw +So+Sg= 1


GRANOS DE GRANOS DE ARENAARENA

MATERIAL MATERIAL CEMENTANTECEMENTANTE

PETROLEOPETROLEO

AGUAAGUA

GASGAS

Saturación


Saturación de Agua Irreducible (Swirr) Representa la saturación de agua connata y es la fracción de agua que esta adherida al grano y la cual no se mueve. Se obtiene a partir de pruebas de laboratorio ( Presiones Capilares, Permeabilidades Relativas Agua-Petróleo). Su valor varía entre 5% en formaciones de granos muy gruesos hasta 45% en formaciones de granos muy finos.

Saturación de Hidrocarburo Irreducible (Shirr): Es la fracción del hidrocarburo que no puede ser desplazada por métodos convencionales de producción. Se obtiene a partir de pruebas de laboratorio (Permeabilidades Relativas ). Su valor varia entre 5 % y 60 % dependiendo de la gravedad API del crudo y su viscosidad.

Presion Capilar: Es la diferencia de presión existente entre dos fases debido a la interfase que la separa y es función de la saturación de la fase mojante. En la mayoría de los yacimientos, el agua es la fase mojante. En un poro, la presión capilar depende del tamaño de la garganta del poro y de los dos fluidos que estan en contacto. Cuantitativamente esta relación se puede expresar por la siguiente ecuación:

rPc

cos2

Normalmente estas medidas se obtienen en Laboratorio mediante análisis especiales.(Plato Poroso,Centrifuga,Inyeccion de Mercurio).


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 (%)

Pre

sio

n C

apil

ar (

lpc)

100

135

326

231

206

Permeabilidad(mD)

SwiSwi

Ejemplo de Curvas de Presión Capilar



Volumen de Arcilla (Vsh): Es la fracción volumétrica de arcilla presente en un medio poroso en relación al volumen total del mismo.• Si Vsh es menor a 0.05 , se considera arena límpia• Si Vsh es mayor a 0.05 y menor a Vsh limite , se considera arena arcillosa.• Si Vsh es mayor a Vsh limite, se considera extremadamente arcillosa, no atractiva comercialmente.

A. Arena Limpia

B. Arcilla Laminada

C. Arcilla Estructural

D. Arcilla Dispersa

Tipo de Distribución de Arcilla

FENOMENO DE INVASIÓN

Proceso de Invasión : Es el proceso que se genera cuando la columna de lodo de perforación forza el filtrado a penetrar en la formación porosa/permeable, debido a la diferencia de presión entre esta y la formación.Efecto de la Invasión en un estrato.

Resistividad de la ZonaResistividad del Fluido

LODO

H

Espesor del Yacimiento Zona de

TransiciónZona No Invadida

Rs

Yacimiento Adyacente

Sw

RwRt

Si

Ri Rz

Rs

Yacimiento Adyacente

Zona Invadida

Rmf Rxo

Sxo

Rm

Rmc

hmc

Revoque

dh

di

Zona de Saturación de Agua

Variables que inciden en el proceso de invasión.1-. Lodo2-. Peso del lodo3-. Porosidad 4-. Permeabilidad5-. Arcilla6-.Fluidos presentes7-.Tiempo de permanencia del lodo en contacto con las formaciones desnudas

Paramétros del proceso de invasiónRm = resistividad del lodoRmc = resistividad del revoqueRmf = resistividad del filtrado de lodoRxo = resistividad zona lavadaRt = resistividad verdadera de la formaciónRs = resistividad de la capa adyacenteRw = resistividad del agua de formacióndh = diámetro del hoyodi = diámetro de invasiónSxo = saturación de agua de la zona lavadaSw = saturación de agua de la zona virgen

Invasión• Lodo: Debe ser de baja perdida de agua de tal manera que si el

diamétro de invasión sea pequeño, y no afecte la lectura de los registros. Se ha demostrado experimentalmente lo siguiente:

Perdida de filtrado (cc) Invasión

≤ 10 Moderada

>10 Profunda

•Peso del Lodo: A mayor peso del lodo, mayor será la presión hidrostática y por ende también lo será del diámetro de invasión.

•Porosidad: A menor porosidad la invasión es profunda, a mayor porosidad la invasión es menor .

•Permeabilidad: A menor permeabilidad la invasión es menor, a mayor permeabilidad la invasión es mayor.

• Arcilla: A menor contenido de arcilla la invasión es profunda, a mayor contenido de arcilla la invasión es menor

•Fluidos presentes: frente a un acuifero (100% agua) el diametro de invasión es mayor; sin embargo frente a una formación el diametro de la invasión es menor

•Tiempo de permanencia del lodo en contacto con las formaciones desnudas: A mayor tiempo de permanencia, mayor invasión. A menor tiempo de permanencia , menor será la invasión.

Ilustración de la Saturación de cada zona por efecto de Invasión


Ilustración del perfil de Resistividad en una formación Invadida.


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