consideraciones basicas de la evaluacion de formaciones cap 1.pdf

Evaluacin de Formaciones


Introduccin Existen en la industria de los hidrocarburos una amplia variedad de mediciones y tcnicas analticas disponibles para evaluar las caractersticas fsicas de las formaciones del subsuelo. El propsito de esta accin de adiestramiento es exponerles a los participantes todos estos mtodos de Evaluacin de Formaciones existentes con el objeto de proporcionarles la capacidad de efectuar una eficiente explotacin de los yacimientos. Considerando que los registros de pozos constituyen las mediciones ms comnmente utilizadas para evaluar formaciones, ya que prcticamente se corren registros en el cien porciento de los pozos. Se har especial nfasis en la descripcin de los fundamentos bsicos de los dispositivos de registro y en las tcnicas de interpretacin usados en los distintos tipos de formaciones. Los ltimos cuatro captulos de este manual han sido desarrollados con relativa profundidad y extensin con mira a lograr este objetivo

Objetivo general Aplicar las tcnicas de interpretacin, combinando informaciones de distintas fuentes para realizar una efectiva evaluacin de formaciones.

Contenido Los captulos correspondientes a este manual son : Captulo 1. Consideraciones Bsicas Captulo 2. Mtodos Usados en Evaluacin de Formaciones Captulo 3. Perfiles de Pozos Captulo 4. Evaluacin de Formaciones de Rocas Clsticas Captulo 5. Evaluacin de Formaciones de Litologas Complejas Captulo 6. Estudio Petrofsico para la descripcin de Yacimiento

Captulo

1

Consideraciones Bsicas

Introduccin La mayora de los yacimientos de hidrocarburos estn asociados con rocas sedimentarias, las cuales estn compuestas de una parte slida (matriz de roca) y una parte fluida (espacio poroso). El objetivo principal en la evaluacin de formaciones es estudiar y describir este sistema roca - fluidos, esto implica un entendimiento claro de las propiedades como litologa, porosidad, permeabilidad y saturaciones. Estas propiedades fsicas no pueden ser medidas directamente en el pozo, sino inferidos a partir de las mediciones de los registros de pozo. El objetivo de este captulo es porcionar a los participantes la comprensin clara de las propiedades fsicas de las rocas de yacimiento y las formas de relacionar stas con las mediciones de los registros.

Contenido Este captulo est conformado por los siguientes temas :

Tema Pgina

1. Rocas Yacimientos 1-2 2. Propiedades Fsicas de las Rocas 1-4 3. Distribucin de los Fludos en el Yacimiento 1-21 4. El Proceso de Invasin 1-27


Consideraciones Bsicas 1-2

Tema 1 Rocas Yacimientos

Definicin Todas las rocas que cubren la tierra de acuerdo con la forma como ellas han sido formadas, se agrupan en tres clases principales: gneas, metamrficas y sedimentarias.

Descripcin A continuacin se presenta una breve descripcin de las tres clases principales de rocas son :

Rocas gneas Se forman por el enfriamiento y solidificacin del material de roca que se encuentra debajo de la corteza terrestre en estado lquido. Pueden ser formadas debajo de la superficie por enfriamiento muy lento o formadas en la superficie cuando el material fundido es forzado hacia la superficie de la tierra. En esta categora se encuentran granitos, dioritas, lavas, basaltos, etc.

Rocas metamrficas

Originalmente pueden ser gneas o sedimentarias, sus caractersticas originales han sido cambiadas grandemente por las acciones de presin, temperatura y otros factores que actuaron sobre ellos dentro de la corteza de la tierra. Ejemplo de estas rocas son: filitas, esquistos, gneis, etc.

Sigue...

Rocas de Yacimientos

Rocas yacimientos (continuacin)

Rocas sedimentarias

Son originadas por mecanismos fsicos y qumicos a travs de los procesos de meteorizacin, erosin, transporte, precipitacin, sedimentacin y litificacin de sedimentos de rocas preexistentes.

Tambin se pueden formar por medios orgnicos. Las rocas sedimentarias pueden ser clasificadas desde el punto de vista de la composicin, sin embargo, la gran mayora de los yacimientos de hidrocarburos se encuentra en rocas clasificadas como clsticas y carbonticas.

Rocas clsticas Son formadas por fragmentos de rocas pre - existentes y minerales que son depositados principalmente por acciones mecnicas desde su agente de transporte con poca o ninguna alteracin qumica. Ejemplo: areniscas y lutitas

Rocas carbonticas Son formadas por carbonatos de calcio y de magnesio precipitados de las aguas marinas por procesos qumicos y bioqumicos. Ejemplo: Calizas y dolomitas.



Tema 2Propiedades Fsicas de las Rocas

El conocimiento de las propiedades fsicas de las rocas es de fundamental importancia en la evaluacin de formaciones. En esta parte del manual se va a definir la siguientes propiedades de las rocas:

Introduccin

9 Resistividad de la formacin 9 Resistividad del agua de formacin 9 Temperatura de la formacin 9 Porosidad 9 Factor de resistividad de la formacin 9 Saturaciones 9 Permeabilidad La resistencia que ofrece un material al flujo elctrico es directamente proporcional a la longitud del material e inversamente proporcional a su rea, como se expresa a continuacin :

Resistividad de la formacin

( ) ( )r resistencia R resistividad LongitudArea

= Despejando la resistividad se tiene :

RrAL

Ohm mm

= .2

Basado en la ecuacin anterior, se puede definir entonces, que la resistividad de un material es la resistencia elctrica que ofrece un cubo de un material cuyas dimensiones son de un metro cuadrado de rea transversal por un metro de largo, o la que ofrece una unidad volumtrica de dicho material. La unidad de la resistividad es Ohm-m. La resistividad de la formacin constituye una propiedad muy importante para indicar litologa y contenido de fludo. La mayora de los minerales constituyentes de las rocas al igual que los hidrocarburos, no son conductores de la electricidad o sea que son resistivos. En las rocas sedimentarias la parte slida est formada por minerales no conductores de la electricidad tales como quarzo, silicatos, carbonatos, etc. Estas rocas conducen la electricidad, solamente debido a la presencia de fludos conductivos dentro de los espacios porosos interconectados, como es el agua de formacin.

Sigue...


Propiedades Fsicas de las Rocas

Propiedades fsicas de las rocas (continuacin)

Resistividad del agua de formacin

El medio poroso de un yacimiento puede contener agua, petr1eo y gas, ya sea individualmente o cualquiera de los dos o los tres al mismo tiempo. La mayora de las rocas de los yacimientos, sin embargo, contienen siempre cierta cantidad de agua de formacin, an cuando se aproximen a condiciones de ser mojadas por petrleo. El conocimiento slido de la resistividad del agua de formacin, es factor bsico para la interpretacin de los registros elctricos.

E1 agua contenida en los poros de los estratos penetrados por la perforacin, puede variar considerablemente de acuerdo a la localizacin geogrfica, a la profundidad y a la edad geolgica. Las aguas superficiales por lo general son dulces y de resistividad comparativamente alta, a medida que se perfora a mayor profundidad, el agua que se encuentra en las formaciones se hace ms salada. Sin embargo, cabe sealar que este fenmeno no tiene nada de uniforme o regular. Son muchos los factores que pueden influir en la salinidad de los acuferos profundos. Uno de ellos es la salinidad del mar que estaba presente cuando se depositaron los sedimentos; otro lo constituye la proximidad a las antiguas desembocaduras del ro y sus aguas dulces; o bien un aumento de concentracin salina por percolacin cuando los sedimentos eran an jvenes, etc. La resistividad de las aguas superficiales pueden exceder los 20 a 50 ohm-m a la temperatura ambiente, mientras que las aguas muy salinas de las perforaciones profundas pueden tener resistividades tan bajas como 0.04 ohm-m a 75F, lo cual corresponde a una solucin de saturacin completa.

Las aguas de formacin son conductoras de la electricidad debido a las sales ionizadas en solucin que dichas aguas contienen. Al aplicarse un gradiente de potencial elctrico a una solucin salina (electrolito), los iones migran hacia el electrodo de polaridad opuesta a sus respectivas cargas. Los cationes (iones positivos) van hacia el ctodo (electrodo negativo) y viceversa. Cuando alcanzan el ctodo, los cationes monovalentes se neutralizan al aceptar un electrn. A su vez, los aniones monovalentes, al llegar al nodo, se neutralizan por prdida de un electrn.

Sigue...




Puesto que cada ion monovalente slo puede llevar una unidad de carga elctrica, la capacidad electroconductora de un electrolito, depende del nmero de iones por unidad de volumen (concentracin), as como de la velocidad del in (movilidad). Adems de los iones monovalentes, tales como Na+, K+, Cl

-, HCO3- pueden encontrarse iones polivalentes en solucin en el agua de formacin. Cada uno de estos iones puede ser portador de ms de una unidad de carga elctrica como en Ca+ +, Mg+ +, CO =3 , S= =, SO4 . La temperatura es otro factor que afecta la capacidad conductora del agua de formacin, debido a que influye en la movilidad de los iones, a mayor temperatura, mayor es la movilidad de los iones, por lo tanto mayor capacidad conductora. Como la conductividad es el inverso de la resistividad, se puede decir que la resistividad de un fludo es inversamente proporcional a la temperatura, como lo expresa la siguiente ecuacin:

/ R = T / TR1 2 2 1 R = Resistividad de la solucin a la temperatura T1 1 R = Resistividad de la solucin a la temperatura T 2 2Actualmente se recomienda usar la relacin de Arps : R / R = (T + X) / (T1 2 2 1 + X) X= constante = 6.77 (para temperatura en F) Existen varios medios para determinar la resistividad del agua de formacin: Medicin directa de la resistividad en una muestra representativa. Anlisis qumico de la muestra en el laboratorio determinando la

concentracin inica. Calculando la resistividad a partir de los registros ( curva de SP, mtodo Rwa,

etc.). Uso de archivos y bancos de aguas de formacin. En el captulo 4 se discutir detalladamente cada uno de estos mtodos.

Sigue...




Temperatura de la formacin

En vista que la resistividad de las soluciones acuosas est en funcin de la temperatura y para interpretar cuantitativamente los registros, es necesario conocer la resistividad del agua de la formacin y del barro de perforacin a la profundidad de la formacin que nos interesa, Por consiguiente, es preciso determinar la temperatura de un pozo a cualquier profundidad.

La temperatura de las formaciones es funcin de la profundidad a la cual se encuentra un determinado estrato y del gradiente geotrmico (la proporcin en que aumenta la temperatura de acuerdo a la profundidad) del rea considerada. En un pozo de petrleo, la temperatura del fondo se obtiene colocando un termmetro de mxima lectura junto con el dispositivo de registro y se anota la temperatura una vez sacado el dispositivo del pozo. Suponiendo que la temperatura entre la superficie y la profundidad mxima cambia linealmente o sea que el gradiente geotrmico es lineal, la temperatura a cualquier punto del pozo puede ser determinada partiendo de estas dos lecturas. La ilustracin No. 1-1 muestra la relacin temperatura - profundidad de varios gradientes geotrmicos representados por el conjunto de rectas que pasan por el punto comn de cero profundidad y temperatura media de superficie.

Esta grfica se utiliza para determinar la temperatura de la formacin a cualquier profundidad, primero hay que determinar la temperatura media de la superficie, para establecer la escala horizontal apropiada (en Venezuela se usa la temperatura promedia de 80F) luego, es necesario encontrar la interseccin que corresponda a la temperatura y profundidad del fondo de la perforacin. Desde este punto, se traza una recta hasta el punto correspondiente a la profundidad y temperatura de la superficie, esta recta constituye el gradiente geotrmico de este pozo.

Sigue...




No. 1-1 Estimacin de la temperatura de la formacin. Reproducido de Log Interpretation Charts de Schlumberger :

Ilustracin

Para determinar la temperatura a cualquier profundidad, simplemente se entra al grfico por el eje vertical con la profundidad hasta cortar con el gradiente geotrmico de este pozo y luego se lee la temperatura en la escala horizontal en la parte inferior. Ejemplo: Profundidad total de l0.000 pies; temperatura del fondo del pozo, 180F; temperatura media de la superficie, 80F; profundidad de la formacin, 6.000 pies. La temperatura de la formacin a 6.000 pies es de 140F. La temperatura de una formacin de inters tambin puede ser determinada usando la siguiente ecuacin: ( )T T P T T Pf s f m s= + / m Donde : T = Temperatura de la formacin de inters f

= Temperatura media de la superficie TsTm = Temperatura mxima (del fondo) Pm = Profundidad mxima P = Profundidad de la formacin de inters f


Es el volumen poroso por unidad de volumen de la formacin. Es la fraccin del volumen total de una muestra que est ocupada por poros o espacios vacos. El

Porosidad



smbolo de la porosidad es . Una sustancia densa y uniforme, como lo sera un pedazo de vidrio, tiene porosidad cero. Por el contrario, una esponja tiene porosidad muy alta. La porosidad de las formaciones del subsuelo pueden variar considerablemente. Los carbonatos densos (calizas y dolornitas) y las evaporitas (sales, anhidritas, y yeso) pueden tener cero porosidad, para todos los efectos prcticos. Por su parte, las areniscas bien consolidadas pueden tener de 10% a 15% de porosidad, mientras que las no consolidadas pueden tener un 30% o ms de porosidad. Finalmente, las lutitas o arcillas pueden tener una porosidad mayor de 40% llena de agua, pero estos poros individualmente considerados, son por lo general tan pequeos, que la roca es impermeable al flujo de los fluidos. La porosidad depende principalmente de los siguientes factores: El empaque geomtrico, en condicin ideal, el empaque de los granos

esfricos que son todos del mismo tamao, dan como resultado las siguientes porosidades mximas de acuerdo a los distintos empaques geomtricos: Cbico 47.6% Rmbico 39.5% Hexagonal 25.9%

El escogimiento, el empaque de granos esfricos de diferente tamaos (mal escogimiento) reduce la porosidad.

La cementacin, la accin de cementacin por cristalizacin secundaria de cualquier mineral (cuarzo, calcita, dolomita, etc.) reduce la porosidad.

La angularidad y grados de redondez tienen influencia en la porosidad, los granos con mayor grado de redondez permiten una mayor porosidad y viceversa.

La granulacin (el proceso por el cual los granos de los minerales se rompen por presin de sobrecarga), por lo general, aumenta la porosidad. Sin embargo, la superficie especfica tambin se incrementa, por lo tanto, se reduce la permeabilidad.

La solucin de minerales a travs de aguas circulantes aumenta la porosidad. En los sedimentos clsticos esto no tiene mucha importancia. No obstante, constituye un factor significativo, para el desarrollo de la porosidad en las rocas carbonticas.

Sigue...




Las porosidades se clasifican de acuerdo a las condiciones fsicas del material que rodea los poros, as como segn la distribucin y forma de los poros mismos. En una arena limpia, la matriz de la roca est compuesta de granos individuales, los cuales son ms o menos esfricos y se encuentran empacados de alguna forma donde existen poros entre ellos. Esta porosidad se denomina intergranular o porosidad de matriz.

Porosidad intergranular o primaria

Por lo general han perdurado en las formaciones desde la poca en que fueron depositadas, por esta razn tambin se le conoce como porosidad primaria.

Nota importante

Dependiendo de la forma en que fueron depositadas, las calizas y dolomitas tambin pueden tener porosidad intergranular. Pueden igualmente exhibir una porosidad secundaria la cual se presenta en forma de cavidades de disolucin o pequeas cavernas. La porosidad secundaria es causada por la accin de las aguas de formacin o de las fuerzas tectnicas sobre la matriz de la roca despus de la depositacin.

Porosidad secundaria

Por el contrario, las aguas que se filtran y que son ricas en minerales pueden dar lugar a depsitos que sellan parcialmente algunos de los poros o canales de las formaciones calizas, fenmeno que reduce su porosidad y/o altera la geometra de los poros. Sin embargo, si las aguas son ricas en sales de magnesio, al filtrarse a travs de la calcita pueden provocar un reemplazo gradual del calcio por el magnesio. Debido a que este reemplazo ocurre tomo por tomo y molcula por molcula, y que el volumen de una molcula de dolomita es 12% menor que la de la calcita, el resultado es un volumen menor de la matriz y un correspondiente aumento en el volumen poroso. Las tensiones en la formacin tambin pueden causar redes de fracturas o fisuras, lo cual aumenta el volumen poroso. Por lo general, sin embargo, el volumen real de las fracturas, es relativamente pequeo; normalmente no incrementan la porosidad de la roca de manera significativa, aunque si pueden aumentar su permeabilidad.

Sigue...




Las aguas ligeramente cidas que penetran a la formacin pueden crear y agrandar los espacios porosos por accin de su movimiento a travs de los canales de interconexin en las calizas, al mismo tiempo, las conchas de los pequeos crustceos atrapados all pueden disolverse y formar cavidades.

Ejemplo

La piedra angular de la interpretacin cuantitativa de los registros es el conjunto de relaciones propuesto por G.E. Archie en 1941, el cual relaciona la resistividad, la porosidad y la saturacin de agua de los yacimientos de hidrocarburos. Archie introdujo el concepto de factor de resistividad de la formacin", F, o simplemente factor de formacin, por medio del cual se relaciona la resistividad de una arena saturada de agua R

Factor de resistividad de formacin

, con la resistividad del agua Ro w.

Visualice un recipiente cbico abierto en su parte superior, de 1 metro en todas sus dimensiones, sus lados no son conductores, excepto dos caras opuestas de metal que sirven de electrodos. Primeramente, el tanque se llena de agua que contiene un 10% de cloruro de sodio, simulando as el agua tpica de una formacin. Se aplica en los electrodos un voltaje alterno de baja frecuencia, V y se mide la corriente I resultante (ilustracin 1-2a). La razn V/I (voltios/amperes) es Rw, que es la resis-tividad del agua de la formacin, en unidades Ohm-m. Esta resistividad es una propiedad intrnseca del agua y es una funcin de su salinidad y temperatura. Luego, se vierte arena en el tanque con agua, reemplazando una cantidad de agua que ha sido expelido. Cuando la arena llega exactamente al borde superior, el resul-tado es una formacin acufera porosa de un metro cbico. Se aplica otra vez el voltaje y se mide la corriente I2 (ilustracinNo.1-2b). El valor I ser menor que I2 1, puesto que hay menos agua para conducir la electricidad. La razn V/I es R2 o, que representa la resistividad de una formacin saturada 100% de agua.

es siempre mayor que REn todo caso Ro w y la relacin de estas dos resistividades se define como Factor de Formacin

F R Ro w= Las investigaciones posteriores llevadas a cabo por Archie, establecieron que F es una funcin de la porosidad, como lo demuestra el siguiente experimento. Consideremos un bloque de arenisca tal como el que se muestra en la ilustracin 1-3a. La resistividad del bloque es Ro y la del agua en el bloque es Rw. Este bloque tiene una porosidad y tiene una saturacin de agua de 100%. La longitud del bloque es L y su corte transversal tiene un rea A c Se aplica una corriente elctrica en la cara izquierda del bloque y la corriente sale del mismo por la cara derecha, tal como se muestra en el diagrama.




Ilustracin No. 1-2. Definicin de resistividades y del Factor de Formacin Reproducido de Essentials of Open-Hole Log Interpretation por John T. Dewan :

Ilustracin No. 1-3. Modelos de bloques que ilustran la relacin entre F y . Reproducido de Formation Evaluation por Edward J. Lynch :

Sigue...




Como el nico medio conductor en este bloque es el agua, es posible concebir un bloque equivalente de agua que tenga la misma resistencia que la arenisca (ver ilustracin 1-3b). La corriente que fluye a travs de la arenisca, sigue un paso tortuoso, de modo que la longitud de Le del bloque equivalente es algo mayor que la longitud real de L.

La cantidad total de agua en la arenisca es AcL. Puesto que esta cantidad tambin debe ser la misma en el bloque equivalente, entonces el rea de su corte transversal es AcL/Le. Segn la ecuacin (r=R L/A), la resistencia de la arenisca es :

rR LAo

o

c=

y la resistencia del bloque equivalente de agua es :

c

e

e

c

eww A

RwLL

LLA

LRr .

2

=

=

Puesto que estas dos resistencias son iguales, entonces,

RR

LL

Fow

e=

=

2 1

Lo que demuestra que F es inversamente proporcional a la porosidad y la constante de proporcionalidad es la tortuosidad (Le/L)2. En una investigacin experimental de un gran nmero de areniscas limpias saturadas de agua, Archie encontr que el factor de formacin F poda relacionarse con la porosidad a travs de la ecuacin

mF 1=

Sigue...




El exponente m, llamado factor de cementacin, se encuentra dentro de los lmites de 1.3 y 2.6. La ecuacin original de Archie se modific posteriormente, por la introduccin de una constante emprica a en la ecuacin :

m

aF =

Humble Oil Company ha recomendado usar la siguiente ecuacin :

= 15.21626.0 F

Esta ecuacin fue desarrollada a travs del estudio de un gran nmero de muestras, para areniscas de alta porosidad (por lo general no consolidadas) tiene el mismo efecto de usar la ecuacin de Archie con m=1.8 y para las areniscas bien consolidadas. el de usar con m = 2 , a fin de eliminar el exponente de cementacin fraccional, la frmula de Humble puede modificarse del siguiente modo :

2

81.0=F

Sigue...




Dentro de los rangos normales de porosidad, ambas expresiones proporcionan resultados bastantes similares.

Para rocas carbonticas no fracturadas, Shell recomienda usar la relacin:

m ; m = 1.87 + 0.019/ F = 1/La ilustracin 1-4 muestra las relaciones de F y ms usados comnmente, obsrvese que las relaciones F=0.81/2 y F=0.62/2.15 ,dentro del rango de porosidad de 11% a 28% las dos curvas se sobreponen indicando que dan el mismo resultado.

Ilustracin 1-4. Relaciones de F y ms usados comnmente. Reproducido de Log Interpretation Charts de Schlumberger.

Sigue...




La fraccin del espacio poroso ocupado por el agua se denomina "saturacin de agua S

Saturaciones w, la fraccin restante, contentiva de petrleo o gas, se denomina

"saturacin de hidrocarburo" o Sh, como uno es el complemento del otro, entonces Sh = (1- Sw). El supuesto general es, que el yacimiento estuvo inicialmente repleto de agua y que a lo largo del tiempo geolgico, el petrleo o el gas formados en otro lugar, migraron hacia la formacin porosa, desplazando el agua de los espacios porosos de mayor tamao. Sin embargo, los hidrocarburos que migran nunca desplazan toda el agua intersticial. En efecto, hay una saturacin de agua irreducible o Swi, representada por el agua retenida por la tensin superficial sobre la superficie de los granos, en el contacto entre los granos y en los intersticios ms pequeos. Su valor vara entre 0.05 (5%) en las formaciones de granos muy gruesos, hasta 0.4 (40%) o ms, en las formaciones de granos muy finos con alta superficie especfica. El agua irreducible no fluir cuando la formacin se somete al proceso de produccin. Cuando el petrleo y el gas (que no son conductores de la electricidad) estn presentes en una roca porosa, conjuntamente con una cierta cantidad de agua salina de formacin, su resistividad Rt es mayor que Ro (la resistividad de esa misma formacin, si estuviera saturada 100% de agua), debido a que hay un volumen menor de agua disponible para el paso de la corriente elctrica. Los cubos de la ilustracin 1-2c y 1-2b los cuales muestran las resistividades de esta situacin. La relacin entre estas dos resistividades se denomina ndice de Resistividad I , el cual indica la proporcin de hidrocarburos presente en la formacin. Cuando I=1 indica que la formacin est saturada 100% de agua ya que R = Rt o, el valor de I aumenta a medida que la saturacin de hidrocarburos aumenta ( o a medida que Sw disminuye) La resistividad de una roca parcialmente saturada de agua (Rt), depende no slo del valor de Sw, sino tambin de su distribucin en el interior del espacio poroso. La distribucin de las dos fases (agua e hidrocarburo) dentro de la roca, depende de la humectabilidad de la misma, de la direccin en que fue establecida (drenaje o imbibicin) y del tipo de porosidad (ya sea intergranular, cavernosa o ambas). La ilustracin 1-5 es el resultado de una serie de mediciones de la resistividad de areniscas parcialmente saturadas. Este grfico proporciona una idea de la variacin de la relacin R /Rt o (I) como funcin de la saturacin.




Las curvas 1 y 2 son para arenas mojadas por agua, de las cuales la pendiente es 2 para la primera y 1.8 para la segunda. Estas pendientes se denominan exponente de saturacin" n. La curva 3 es para arena mojada por petrleo, en la parte recta de la curva tiene una pendiente de 2.9.

Archie basado en estos resultados, concluy que la relacin entre Sw e I puede expresarse de la siguiente manera:

( )S IRRw

n o

t= =1

Segn la definicin del factor de formacin Ro = FRw y F = a/m, entonces :

( ) ( )S

FRR

aRRw

n w

t

wm

t

= =

Ilustracin No. 1-5. Relacin entre I (R /R ) y St o w. Reproducido de Handbook of Well Log Analysis por Sylvain J. Pirson :

Sigue...




Es la medida de la facilidad con que los fludos se desplazan a travs de una formacin. La permeabilidad es una propiedad dinmica para una muestra dada de roca y para un fluido homogneo, siempre que el fludo no interacte con la roca misma. La unidad de permeabilidad es el darcy", la cual es bastante grande. Por ello se emplea la milsima parte, o sea, el milidarcy (md). El smbolo de la permeabilidad es k. Para que sea permeable, la roca debe poseer poros interconectados o fracturas, por lo tanto, hay una relacin de tipo general entre la porosidad y la permeabilidad. Una mayor permeabilidad, generalmente se corresponde con una mayor porosidad, aunque esto no siempre constituye una regla absoluta. Las lutitas y algunas arenas tienen una alta porosidad, pero los granos son tan pequeos que !os conductos aprovechables para el movimiento del fluido, son bastante restringidos y tortuosos. Por tal motivo, la permeabilidad puede ser muy baja en tales casos. Otras formaciones, como las calizas, pueden estar compuestas de roca dura ininterrumpida por fisuras muy pequeas o por fracturas de gran extensin. La porosidad de tales formaciones puede ser baja, pero la permeabilidad de una fractura puede ser muy grande. En consecuencia, las calizas fracturadas, pueden exhibir una porosidad baja conjuntamente con una permeabilidad extremadamente alta.

Permeabilidad

El volumen total del espacio poroso interconectado se llama "porosidad efectiva. En las rocas clsticas, sta generalmente es igual a la porosidad total o absoluta. Es obvio que si los poros de una roca no estuvieran interconectados, no exista permeabilidad alguna. La siguiente es la ecuacin de Darcy que expresa la rata del flujo a travs de un medio poroso y permeable con unidades prcticas :

( )( )Q A K P= 1127. / / L Donde :

K = Darcy

Q = Rata de flujo (bbl por da)

P = Diferencial de presin (psi) L = Distancia recorrida por el fludo (pies)

A = rea trnsversal (pies2)

= Viscosidad (centipoise) Sigue...




Desde hace mucho tiempo se conoce que existe una correlacin general entre porosidad y permeabilidad. Esto quiere decir que si se tienen dos rocas compuestas de granos del mismo tamao, la que posea mayor cementacin tendr menor porosidad y menor permeabilidad. Por consiguiente, es de esperar que la permeabilidad de una arenisca pueda ser expresada en trminos de la saturacin del agua irreducible, la cual es la medida del tamao del grano y de la porosidad, que a su vez refleja el grado de cementacin. Schlumberger a partir de estudios de campos sobre la porosidad, la permeabilidad y la saturacin de agua irreducible, ha desarrollado una ecuacin emprica que relaciona estas tres variables :

KSwi

12

250 3=

Donde :

K es en milidarcis, y S son fraccinales. wiLa debilidad de esta ecuacin surge al considerar que, la permeabilidad depende de la sexta potencia de la porosidad y de la segunda potencia de la saturacin del agua. Si la porosidad y la saturacin son determinados a partir de datos de los registros elctricos, pueden contener errores an sean pequeos, estos pueden elevarse a la sexta potencia y al cuadrado en la determinacin de la permeabilidad. Esto no quiere decir que la ecuacin deba ser descartada, sino que los resultados deben ser considerados slo como indicativo de orden de magnitud. Una correlacin muy bien documentada es la de Timur, quien efectu cuidadosas mediciones de laboratorio en 155 ncleos de arenisca de la Costa del Golfo Colorado y California. Las correlaciones que obtuvo entre porosidad, saturacin de agua irreducible y permeabilidad se expresa en la siguiente ecuacin :

KSwi

=

93 2.22

Sigue...




Ilustracin No. 1-6. Permeabilidad (segn la relacin de Tixier Schulmberger) :


Distribucin de los Fluidos del Yacimiento

Tema 3Distribucin de los Fluidos del Yacimiento

La teora ms aceptada en cuanto a la gnesis del petrleo, postula que las rocas porosas que conforman un yacimiento de petrleo, estaban saturadas de agua en el momento de la depositacin y que el petrleo migro hacia ellas mas tarde, desde otras rocas que constituan las rocas madres. Puesto que el petrleo que migraba era mas liviano que el agua, pas a ocupar la posicin estructural superior. El petrleo as acumulado y por esa razn gradualmente fue desplazando el agua hacia abajo y este desplazamiento continu, hasta que la saturacin de agua se redujo al punto, en que el agua se hizo discontinua y ces de fluir. Esta saturacin irreducible siempre se halla en los yacimientos petrolferos, en aquellas partes donde se encuentran a distancia suficiente del nivel de agua. Entre esta condicin de saturacin irreducible y el nivel de 100 por ciento de agua, existe una zona de transicin, donde la saturacin cambia gradualmente de una condicin a la otra. Esta zona transicional es el resultado de la accin de la presin capilar.

Introduccin

Constituye otra propiedad de las rocas que es funcin de la saturacin. Tambin la podemos entender como la diferencia de presin que existe entre dos fases, debido a la curvatura de la interfase que las separa. En los tubos de pequeo dimetro, como los existentes en las rocas de los yacimientos, esta presin puede ser considerable. La menor presin se da en la parte convexa de la interfase, que es parte de la fase mojante. En la mayora de los yacimientos, el agua es el lquido mojante de la roca. En un poro, la presin capilar depende del tamao del poro y de los dos fluidos que estn en contacto. Cuantitativamente, esta relacin puede expresarse por la siguiente ecuacin :

Presin capilar

Prc

= 2 cos Donde r es el radio de la curvatura del poro, el ngulo que forma el fludo mojante con la pared del poro y la tensin interfacial. En el tubo capilar de la ilustracin 1-7, la tensin superficial hace que el agua ascienda en el tubo, hasta que la presin capilar en la interfase, ( como la expresada en la ecuacin anterior) quede igualada por la presin creada por la columna de agua.

Sigue...



Distribucin de los fluidos del yacimiento (continuacin)

En este punto, la presin capilar creada por la columna, puede expresarse como :

( )P gc w a= h Donde ( w-a ) es la diferencia de densidad entre las dos fases, g es la aceleracin de la gravedad y h es la altura del agua en el tubo sobre la superficie libre de agua.

Basado en este balanceo de fuerzas se puede escribir, entonces que :

( )2 cosr

ghw a= Expresando en funcin de h se tiene :

( )h rg w a= 2

cos

Trasladando esta observacin del laboratorio a las condiciones de los fludos del yacimiento significa que durante la migracin, el desplazamiento del agua por el petrleo y el posterior descenso del agua es obstruido por el efecto capilar de los poros pequeos de la roca. Si se iguala el aire del experimento por gas o petrleo y los tubos capilares por cuellos porales, entonces se puede concluir que la mxima altura h, a la cual el agua puede ascender, est controlada por los siguientes factores:

La tensin interfacial entre los dos fludos (en este caso petrleo y agua) El ngulo de contacto entre la fase mojante (agua) y la roca, lo que se

traduce en mojabilidad de la roca.

El radio de los cuellos porales (tamao de los poros) La diferencia de densidad entre las dos fases, ( w -a ) en este caso. Basado en estos factores se puede entonces predecir la longitud ( o altura) de la zona de transicin de un yacimiento. Yacimientos con grandes cuellos porales y buena permeabilidad deben tener zona de transicin entre agua y petrleo corta y ms corta an la de gas y agua y la de gas y petrleo por las diferencias en las densidades de las interfaces.

Sigue...




La ilustracin 1-8 muestra la analoga de un sistema de tubos capilares con una roca de diferentes tamaos de poros. En este ejemplo, se oponen dos fuerzas. La tensin interfacial tiende a retener el agua en los puntos de contacto con los granos y en los poros pequeos. Su fuerza es esencialmente proporcional a 1/r, donde r es el radio de la curvatura de la superficie del agua, que se relaciona estrechamente con el tamao de los granos y de los poros. Mientras ms pequeos sean los poros, ms firmemente se retiene el agua. En contraposicin a esta fuerza, la gravedad tiende a empujar el agua que es ms pesada hacia abajo, debajo del petrleo que es ms liviano.

Ilustracin No. 1-7. Ascenso del agua en un tubo capilar.

Reproducido de Openhole Log Analysis and Formation Evaluation de Halliburton Logging Sevices :

Sigue...




Ilustracin No. 1-8. Analoga entre tubos capilares y la relacin de Sw y Pc en las rocas. Reproducido de Formation Evaluation por Edward J. Lynch :

Esta otra fuerza es proporcional a la diferencia de densidad entre el agua y el petrleo. De esta manera, la saturacin mxima de petrleo ( o saturacin mnima de agua ) es controlada por el nmero relativo a pequeos y grandes cuellos porales. Esta saturacin de agua mnima se refiere a la Saturacin de Agua Irreducible, Swi. Rocas arcillosas, limosas de baja permeabilidad (que tienen los cuellos porales muy pequeos) tienden a tener Swi muy altas. En cambio, las areniscas limpias ( que tienen grandes cuellos porales y alta permeabilidad) tienen muy baja Swi. La ilustracin 1-9 muestra este concepto mediante la comparacin de las curvas capilares de cinco sistemas de rocas de diferentes permeabilidad y porosidad.

Sigue...




No. 1-9. Comparacin de curvas capilares de cinco sistemas de rocas. Reproducido de Formation Evaluation por Edward J. Lynch :

Ilustracin

En una formacin productora de petrleo, las cantidades relativas de petrleo y agua que se producen a un determinado nivel y a un determinado momento, dependen de la saturacin irreducible de agua y de las permeabilidades relativas a una condicin dada de saturacin. En la medida en que se produce petrleo y aumenta la saturacin de agua, llega un momento cuando la saturacin de agua sea mayor que la saturacin irreducible, el agua fluye junto con el petrleo, y comenzar a producir junto con el petrleo. Al seguir la produccin en ese nivel, aumentar la produccin de agua.

Saturacin irreducible de agua

La pregunta pertinente es cmo determinar Swi a partir de los registros. En el caso de una zona petrolfera homognea de suficiente espesor, no existe problema alguno. Esto se debe a que la saturacin real de agua, Sw en la parte superior de la arena, se aproxima al valor irreducible (Swi), por lo cual, dicho valor de Swi puede aplicarse a toda la zona. Sin embargo, con frecuencia la formacin es reducida en espesor, no es homognea y no posee un nivel de agua fcilmente identificable. Entonces, para determinar Swi en este tipo de formacin, resultara un poco ms difcil.

El siguiente es un mtodo emprico para tratar de solucionar, de alguna forma, el problema sealado. Desde hace mucho tiempo se ha observado en el campo que el producto S tiende a ser constante en la zona irreducible del yacimiento. w

Sigue...




En consecuencia, si se calcula el producto de la saturacin de agua real S w y la porosidad total, t, para un nmero determinando de niveles en un intervalo donde t es variable y el producto es constante, puede entonces suponerse, que dichos niveles se encuentran en la zona irreducible. Si Sw t tiene valores mayores en los niveles ms bajos, se considera que dichos puntos estn ubicados en la zona de transicin. La ilustracin 1-10 muestra la curva de Sw. vs. de un carbonato, como se observa, la mayora de los puntos forman una curva hiperblica que indica que Sw. = constante. Se considera que estos puntos estn ubicados en las zonas de agua irreducible. La excepcin la constituyen los crculos abiertos, los cuales corresponden a los ltimos 10 pies de dicha formacin. Tales crculos tienen valores Sw. ms altos y se les interpreta como ubicados en la zona de transicin.

Ilustracin No. 1-10. Sw V s t en un carbonato. Reproducido de Essential of Modern Open-hole Log interpretation por John T. Dewan


El Proceso de Invasin

Tema 4El Proceso de Invasin

Definicin Es la que se genera cuando la columna de barro de perforacin forza el filtrado a penetrar en la formacin permeable, debido a la diferencia de presin entre est y la formacin.

Efecto de la invasin

La ilustracin 1-11 muestra la situacin de los alrededores del pozo durante la corrida de los registros. El pozo ha penetrado una serie de estratos de roca de variada composicin fsica y qumica. Se presenta una secuencia de areniscas y lutitas que son muy comunes en un campo petrolfero. Como se haba mencionado anteriormente, debido a la presin diferencial que existe entre la columna del barro y el fluido de la formacin, origina una continua infiltracin del lquido barroso en las zonas porosas y permeables, formndose as rpidamente una torta de barro o revoque en la pared de la formacin, lo cual limita la velocidad de las subsecuentes invasiones del filtrado. La resistividad del barro es Rm y la del revoque es R y su espesor es tmc mc. La resistividad del filtrado acuoso es Rmf. En la regin que se halla directamente detrs del revoque, la inundacin del filtrado de barro es bastante completa, casi todo el agua de formacin y una parte de los hidrocarburos son desplazados por el filtrado.

Sigue...



El proceso de invasin (continuacin)

Ilustracin No. 1-11. Posicin y nomenclatura de las zonas originadas por la invasin. Reproducido de Formation Evaluation por Edward J. Lynch :

Es imposible desplazar todos los hidrocarburos a travs de este proceso de inundacin, debido a que la permeabilidad relativa del petrleo llega a ser nula cuando todava existe alguna saturacin de petrleo. La resistividad de esta zona lavada es R y la saturacin de agua (principalmente filtrado de barro) es Sxo xo y en el caso de tener la presencia de algn hidrocarburo, la saturacin del hidrocarburo residual es Shr, que es igual al Sxo . Ms all de esta zona lavada, se halla una regin en la cual la inundacin no es tan completa, la invasin del filtrado se reduce en la medida que aumenta la distancia desde el pozo. La resistividad promedio de esta zona transicional de invasin es Ri, mientras que el promedio de la saturacin acuosa (agua de formacin y filtrado de barro) es Si. El dimetro promedio de la zona invadida es Di. Ms all de esta zona invadida, se encuentra una seccin de la formacin en la cual los fludos no han sido perturbados por la operacin de perforacin. Esta seccin tiene una resistividad verdadera de formacin de Rt y una saturacin de agua (agua de formacin) de Sw. La resistividad de esta agua de formacin es Rw, la ilustracin 1-12 ilustra esquemticamente las saturaciones de estas tres zonas.

Sigue...




Ilustracin No. 1-12. saturaciones de cada zona por el efecto de la invasin. Reproducido de Formation Evaluation por Edwaerd J. Lynch :

Perfil de resistividades de una formacin invadida

La ilustracin 1-13 muestra las resistividades relativas que pueden esperarse en una arenisca permeable saturada de agua 100% que ha sido invadida por un filtrado de barro. La resistividad del revoque es ligeramente mayor que la del barro. La resistividad R de la zona lavada es mayor la del revoque Rxo mc y es por lo menos tres o cuatro veces de Rm y a veces, considerablemente mayor, dependiendo de la porosidad. Por ser una arenisca de 100% de agua, la resistividad de la zona virgen, R es igual a Rt o. Si el agua de formacin es ms salina que el filtrado, entonces R = R es menor Rxo. En cambio si Rt o w es mayor que R , entonces R = R >Rmf t o xo. Entre ambas zonas existe una transicin gradual de la resistividad segn el caso.

Sigue...




Ilustracin No. 1-13. Distribucin de las resistividades en un intervalo saturado de agua. Reproducido de Formation Evaluation por Edward J. Lynch :

La ilustracin 1-14 presenta las situaciones despus de la invasin, cuando la arenisca est saturada parcialmente de petrleo previa a la invasin. Tambin aqu se forma una zona completamente inundada (zona lavada), pero en este caso la zona contiene algo de petrleo residual. Debido a eso, la resistividad Rxo es mas alta de lo que era en el caso anterior. La resistividad Rt es tambin bastante alta por la presencia del petrleo, y en muchos casos, es an mayor que Rxo. Durante la invasin, la tendencia es que el filtrado de barro vaya empujando delante de s el agua de formacin conjuntamente con el petrleo. Si la saturacin de petrleo es alta, tendr una permeabilidad relativa mayor que el agua y se retirar mas rpidamente. Esto da como resultado un incremento de la saturacin del agua de formacin, directamente en frente del filtrado de barro, lo que ocasiona el desarrollo de un banco de agua de formacin. La movilidad del agua de formacin en ese banco, es del mismo orden que la movilidad del petrleo.

Sigue...




Este banco conforma la denominada zona anular que contiene agua y petrleo, pero con una mayor saturacin de agua y una menor resistividad que la formacin no invadida. Esto genera un perfil de resistividad que pasa por una disminucin de la resistividad entre R y Rxo t .La existencia de esta zona anular ha sido determinado tanto en el campo, como en el laboratorio. An cuando el conocimiento de los factores que intervienen en su desarrollo es an incompleto, se pueden, no obstante, adelantar algunas conclusiones. El mnimo que ocurre en el valor de la resistividad en la zona anular, se hace menos pronunciado en la medida en que aumenta la saturacin de agua connata en la zona no invadida, y se desaparece casi totalmente cuando la saturacin de agua est por encima de 60%. El espesor del banco de agua que comprende el anillo est entre el 15 y el 25 por ciento del dimetro de invasin, Di. Esto significa que el anillo se expande gradualmente en la medida en que aumenta el dimetro de invasin. La presencia del anillo no afecta significativamente a la mayora de los registros de resistividad. Sin embargo, su presencia s afecta notoriamente a la lectura de los registros de Induccin. Esto es debido a que este tipo de dispositivo se basa en el principio de la circulacin de una corriente inducida por el espacio donde se desarrolla precisamente la zona anular. Si esta zona tiene un mnimo, que es anormal en su resistividad, este mnimo afectara en la lectura del dispositivo.

Sigue...




Ilustracin No. 1-14. Distribucin de las resistividades en una formacin petrolfera. Reproducido de Formation Evaluation por Edward J. Lynch :

Sigue...




Profundidad de la invasin en el momento del registro

Depende fundamentalmente de cuatro factores :

9 Tiempo

9 Presin diferencial entre el barro y los fluidos de la formacin

9 Caractersticas de prdida de filtrado del barro

9 Porosidad de la formacin.

El factor tiempo es importante porque mientras mayor sea el tiempo de exposicin de la formacin, mayor ser la profundidad de la invasin.

La caracterstica de prdida de filtrado del barro tiene importancia, pues el revoque es el factor que controla el movimiento del filtrado de barro hacia el interior de la formacin. Cualquier formacin capaz de producir cantidades comerciales de hidrocarburos, posee una permeabilidad mayor que 1 md, pudiendo llegar hasta varios darcys. La permeabilidad del revoque, formada por barro con baja prdida de agua puede ser de 0.01 md. Esto significa que el revoque constituye una importante barrera a la penetracin del filtrado en la formacin si la prdida de agua del lodo es baja. Si la prdida de agua del lodo es alta, ste formar un revoque de mayor permeabilidad, adems de que aportar una mayor cantidad de filtrado.

Siendo el revoque el factor que controla la tasa volumtrica de invasin de la formacin, la profundidad de la invasin depender del tamao del espacio poroso disponible para contener el fluido invasor. Por lo tanto, a mayor porosidad, menor ser el dimetro de invasin (requiere menor volumen de roca para alojar el filtrado) y viceversa.

En realidad, no es posible llegar a una definicin exacta del dimetro de invasin. Di es el dimetro elctricamente equivalente de invasin". Este corresponde al dimetro de un cilindro cuya superficie se localiza a medio camino, entre la zona completamente lavada y el anillo (o la zona no contaminada en una arena acufera sin anillo). Por lo general en los clculos cuantitativos se usa un valor aproximado de Di.

Para el propsito de la interpretacin de los registros, se aproxima el valor de Di entre 2d para las formaciones de alta porosidad y 10d para las de baja porosidad.

Sigue...




E1 fenmeno de la invasin ha llevado al desarrollo de dispositivos de registro de la resistividad que pueden medir a grandes distancias (profundidad de investigacin) y obtener as lecturas de R

Efecto de la invasin en las mediciones de resistividad

t, sin influencias del filtrado de barro. Sin embargo, no existe dispositivo alguno que pueda darnos lecturas lo suficientemente profundas bajo todas las circunstancias y a la vez, mantener una buena resolucin vertical. En consecuencia, la industria se ha venido estandarizando en el sentido de correr simultneamente tres curvas de resistividad: una de profundidad, otra media y la tercera somera. La lectura de la curva de mayor profundidad puede corregirse por los efectos de la invasin, con la ayuda de las otras dos, dndonos as un valor Rt. Al mismo tiempo, pueden estimarse tambin la resistividad de la zona lavada y el dimetro de la invasin. Para poder apreciar la diferencia en las lecturas de resistividad de las curvas someras, medias y profundas, es necesario considerar el contraste que existe entre la resistividad del filtrado de barro, R y la resistividad del agua intersticial, Rmf w. La resistividad del filtrado de barro se mide en el sitio del pozo, labor que es ejecutada por el ingeniero de registros. El ingeniero recoge una muestra del barro (de preferencia de la lnea de retorno) lo coloca en una prensa que hace pasar el filtrado a travs de un filtro de papel y luego mide la resistividad del filtrado usando para ello una clula de medicin de la resistividad. El valor de Rmf, junto con la temperatura en el momento de la medicin, se indican en el encabezado del registro. La mayora de los pozos se perforan usando barros dulces (de baja salinidad) cuyos valores de Rmf, varan entre 0.4 - 2.0 ohm-m a la temperatura de superficie. En tales casos, el valor de Rmf estar, por lo general muy cerca de Rw en las zonas muy superficiales, donde las aguas de formacin son dulces. En cambio, en las zonas profundas, donde las aguas de formacin son salinas, Rmf puede ser hasta 10 veces mayor que R . wLos valores tpicos a las temperaturas de profundidades de inters son Rw = 0.02 - 0.1 ohm-m y Rmf = 0.2 - 1.0 ohm-m. Esto significa que las resistividades de las zonas invadidas sern, por lo general ms altas que las resistividades de las zonas no perturbadas en intervalos acuferos. La ilustracin 1-15 muestra el Doble Induccin - Lateroperfil e ilustra como se rnanifiesta la invasin en las tres curvas de resistividad, que tienen diferentes profundidades de investigacin. La IL8 tiene una profundidad de investigacin de mas o menos 1 pie; la ILm, 2 pies y la ILd, 5 pies. En las dos arenas permeables donde las curvas se separan, la LL8 tiene una lectura cercana a Rxo y la ILd una lectura prxima a Rt.

Sigue...




Ilustracin No. 1-15. Efecto de la invasin en las mediciones de resistividad. Reproducido de Formation Evaluation por Edward J. Lynch :

Sigue...




De lo anterior pueden hacerse varias deducciones. Primero, las arenas son obviamente acuferas debido a las bajas lecturas de la ILd, comparadas con la resistividad de las lutitas vecinas (conclusin emprica). Segundo, el pozo ha sido perforado con barro dulce, puesto que la LL8 tiene una lectura mucho mas alta que la de ILd en las arenas acuferas; de hecho, de acuerdo a la relacin en las lecturas, R

Deducciones

> mf 6 Rw. Tercero, la invasin es somera en las arenas porque la lectura de ILm est muy cerca del valor de ILd. Si fuese profunda, la ILm estara influida por el filtrado de barro y su lectura sera prxima a LL8. De este modo, la posicin de la curva ILm en relacin a las dems, es un indicador rpido de la profundidad de la invasin. Finalmente, podemos observar, que las lutitas no tienen permeabilidad porque no han sido invadidas, todas las curvas dan la misma lectura. En los pozos que se perforan con barros saturados de sal, las posiciones de las tres curvas de resistividad en intervalos acuferos sern inversas. La curva mas superficial dar lecturas ms bajas y la ms profunda, lectura mas altas.

La invasin tiene un rasgo positivo. En efecto, se puede proporcionar informacin sobre la productividad de hidrocarburos a travs de la comparacin de su saturacin entre la zona lavada y la no perturbada. La diferencia entre estas dos saturaciones representa hidrocarburos que han sido empujados por el fluido invasor y que, por lo tanto, pueden ser recuperables por el proceso de produccin, especialmente en el caso de produccin por empuje de agua, que se asemeja a una invasin en reverso.

Petrleo movible

Las relaciones de saturacin de agua explicadas anteriormente pueden aplicarse a la zona lavada, siempre que se utilicen valores apropiados de resistividad, para la roca saturada es Rxo y para el fluido poral es Rmf. De acuerdo a la ecuacin de saturacin de Archie, la saturacin de filtrado en la zona lavada es :

SFRRxo

mf

xo=

12

Sigue...




La saturacin de hidrocarburos residual en esta zona es Srh = (1-Sxo), y ser menor que la saturacin de hidrocarburos en la zona no invadida S = (1- So w), debido al desplazamiento causado por el filtrado (S Rmf w (lodo muy dulce).

< = R Funciona mejor cuando Rmf w (lodo salino). Se sobrestima el valor de Som cuando el petrleo es

pesado.

Debe ser usado nicamente como un indicador de orden de magnitud.


Evaluacin de FormacionesEvaluacin de FormacionesIntroduccinObjetivo generalContenidoConsideraciones BsicasIntroduccinContenidoTema 1Rocas YacimientosDefinicinDescripcinRocas gneasRocas metamrficas

Rocas yacimientos (continuacin)Rocas sedimentarias

Tema 2Propiedades Fsicas de las RocasIntroduccinResistividad de la formacin

Propiedades fsicas de las rocas (continuacin)Resistividad del agua de formacin

Propiedades fsicas de las rocas (continuacin) Propiedades fsicas de las rocas (continuacin)Temperatura de la formacin

Propiedades fsicas de las rocas (continuacin)Ilustracin

Propiedades fsicas de las rocas (continuacin)Porosidad

Propiedades fsicas de las rocas (continuacin)Porosidad intergranular o primariaNota importantePorosidad secundaria

Propiedades fsicas de las rocas (continuacin)EjemploFactor de resistividad de formacin

Propiedades fsicas de las rocas (continuacin)IlustracinIlustracin

Propiedades fsicas de las rocas (continuacin) Propiedades fsicas de las rocas (continuacin) Propiedades fsicas de las rocas (continuacin)Ilustracin

Propiedades fsicas de las rocas (continuacin)Saturaciones

Propiedades fsicas de las rocas (continuacin)Ilustracin

Propiedades fsicas de las rocas (continuacin)Permeabilidad

Propiedades fsicas de las rocas (continuacin) Propiedades fsicas de las rocas (continuacin)Ilustracin

Tema 3Distribucin de los Fluidos del YacimientoIntroduccinPresin capilar

Distribucin de los fluidos del yacimiento (continuacin) Distribucin de los fluidos del yacimiento (continuacin)Ilustracin

Distribucin de los fluidos del yacimiento (continuacin)Ilustracin

Distribucin de los fluidos del yacimiento (continuacin)IlustracinSaturacin irreducible de agua

Distribucin de los fluidos del yacimiento (continuacin)Ilustracin

Tema 4El Proceso de InvasinDefinicinEfecto de la invasin

El proceso de invasin (continuacin)Ilustracin

El proceso de invasin (continuacin)IlustracinPerfil de resistividades de una formacin invadida


El proceso de invasin (continuacin) El proceso de invasin (continuacin)Ilustracin

El proceso de invasin (continuacin)Profundidad de la invasin en el momento del registro

El proceso de invasin (continuacin)Efecto de la invasin en las mediciones de resistividad


El proceso de invasin (continuacin)DeduccionesPetrleo movible

El proceso de invasin (continuacin)Limitaciones en el clculo del petrleo movible

consideraciones basicas de la evaluacion de formaciones cap 1.pdf

Documents