PETROFISICA.Curso: Marzo-Julio 2014

Petrofísica 4TD: Aula Q18 • Lunes 17:30 a 19:30= 2 hrs • Martes 15:30 a 17:30= 2 hrs

Gestión de Reservorios 6TD. Aula B21• Lunes 19:30 a 21:30 = 2hrs• Miércoles 19:30 a 21:30= 2hrs

Levantamiento Artificial 5D, Aula • Martes 17:30 a 19:30= 2 hrs • Miércoles 17:30 a 19:30= 2 hrs

INTRODUCCION

• Las rocas donde se acumulan los hidrocarburos por lo general son porosas como las areniscas o fracturadas como las calizas y dolomitas, cada una con sus propiedades físicas y químicas necesario que es necesario conocerlas para entender mejor los yacimientos y así establecer técnicas y métodos para lograr una mayor recuperación de los hidrocarburos presentes.

• Las clases se enfocaran a describir las principales propiedades físicas de la rocas y los fluidos presentes.

• Se hablará de las principales propiedades de las rocas y fluidos, de las fuentes de información, los métodos de análisis, la interpretación y utilidad de los parámetros encontrados .

• La petrofísica junto con otras áreas de la ingeniería de petróleos sirven para entender o caracterizar a un yacimiento en su origen, estructura, forma, tipos de rocas, fluidos presentes, mecanismos de producción, etc., y con el uso de herramientas y técnicas modernas, ayuden a entender la capacidad de almacenamiento, sus reservas y su capacidad de producción

PETROFISICA

• DEFINICION: Petrofísica. Petro = roca, estudia la física del rocas en los reservorios y los fluidos presentes. Es una área que ayuda a la ingeniería del petróleos, geofísica y geología, etc., en el conocimiento de las propiedades cualitativas y cuantitativas de la roca y los fluidos presentes y su movimiento en los medios porosos

• Los parámetros fundamentales para la Ingeniería de petróleos son: porosidad, permeabilidad, saturaciones, capilaridad, humectabilidad, etc. Otros o menos importantes son la resistividad, factor de fractura, conductividad eléctrica y térmica, etc.

• La Petrofísica determina las características, propiedades físicas y texturales de las rocas, como la distribución, tamaño, etc., de los poros. Los datos petrofísicos se complementan con parámetros del yacimiento, la temperatura, presión y litología, propiedades de los fluidos (PVTs), etc.

• La información petrofísico se obtiene de fuentes como: muestras de rocas de un pozo (núcleos) o de un sitio de interés, estudios geológicos geofísicos, mediciones y análisis de registros eléctricos

• Todo lo que se hace en la industria de los hidrocarburos esta enfocado a lograr una mayor recuperación de los mismos al menor costo.

POROSIDADAD, = Ø

• La porosidad es una medida de la capacidad de almacenamiento de fluidos que posee una roca y se define como la fracción del volumen total de la roca que representa espacios que pueden almacenar fluidos.

   Ø =

• De acuerdo a esta relación la porosidad es una fracción y el máximo valor teórico que puede alcanzar es 1. La porosidad generalmente se expresada como un porcentaje.

Porosidad, Clasificación

• Se clasificación por: • Por el grado de comunicación de los poros:  Porosidad Efectiva (Øe), 

Absoluta (Øa),  Residual (Ør)• Por su origen y tiempo de depositación:  Primaria, Secundaria,  Total • Factores que afectan a la porosidad: tipo de grano, 

empaquetamiento o arreglo (formación granulométricas), cementos, geometría, tamaño y distribución de granos, presión de capas suprayacentes, presencia de arcillas.

• Mediciones de:  porosidad, volumen de granos, roca, etc.  • Evaluación de las formaciones.• Definición de calidad de roca en función de parámetros 

determinados

I. Porosidad. Clasificación

Por el grado de comunicación de los poros:• Porosidad efectiva o interconectada o efectiva, Øe. Se define

como el volumen total de la roca que representa espacios que pueden contener fluidos y se encuentran comunicados entre sí; es la relación entre el volumen de poros interconectados con el volumen total de roca.

• Porosidad no interconectada, no efectiva o residual, Ør. Es aquella que representa la fracción del volumen total de la roca que está formada por los espacios que pueden contener fluidos pero no están comunicados entre sí; es la relación entre el volumen total de poro cerrado con el volumen total

• Porosidad absoluta o total, Øa. La sumatoria del volumen de poros no interconectados más los interconectados es igual al volumen total de los poros, y se conoce como porosidad absoluta; esto:

• Øa= Øa + Ør

Porosidad 

Porosidad. Clasificación por el origen• Primaria es aquella que se origina durante el proceso de deposición del material que da lugar a

la roca.• Algunos procesos que dan origen a la porosidad secundaria de una roca son: la disolución, las

fracturas y la dolomitización• La disolución es un proceso en el cual se origina una reacción química entre los fluidos que

saturan el medio poroso y la matriz de la roca. Este proceso origina una modificación en el volumen poroso del sistema y por ende en la porosidad

• Secundaria es aquella que se desarrolla por algunos procesos naturales o artificiales posteriores a la deposición de la roca, como la disolución, las fracturas y la dolomitización y se forma dentro de un depósito después de la posición primaria.

• La disolución: Resultado de reacciones químicas entre fluidos que saturan los poroso y la matriz de la roca y da lugar a una modificación en el volumen poroso del sistema y por ende en la porosidad.

• Las fracturas también contribuyen a la generar porosidad secundaria. Después de la deposición de sedimentos y originarse la roca, esta se estar sujeta a procesos geológicos que separan los granos de la matriz de la roca produciendo un aumento del los espacios porosos.

• Un pozo fracturado puede dar altas producciones durante la prueba inicial, seguido de un rápido descenso en la misma. Las fracturas pueden ser naturales o inducidas; en estas ultimas las fracturas no siempre pueden permanecer abiertas.

• En general las rocas con porosidad primaria presentan características más uniformes que las que presentan parte de su porosidad secundaria o inducida.

Porosidad

• En los carbonatos, la porosidad secundaria en usualmente más importante que la primaria.

• Los factores que afectan a la pososidad son la fracturación, la disolución y la sustitución química

• Fracturas. Una fractura ideal es el espacio formado entre los ladrillos. • Disolución. Es una reacción química en la cual el agua disuelta con dióxido

de carbono reacciona con el carbonato de calcio para formar bicarbonato de calcio, el cual es soluble lo que mejora la porosidad de las calizas.

• Sustitución química. Es una reacción química en la cual un tipo de ión reemplaza a otro teniendo como resultado una contracción en el tamaño del nuevo compuesto. Un ejemplo es la dolomitizacíon en la cual algunos de los iones de carbonato de calcio son remplazados por los de magnesio para formar carbonato magnésico de calcio (dolomita). Éste proceso causa una reducción del 12 al 13 % en el volumen del grano, por tanto una mejora de la porosidad secundaria.

Factores que influyen en la Porosidad• En areniscas la porosidad es afectada por factores como: clasificación,

empaquetamiento, cementación, compactación, presencia de arcillas. Otros factores son: Presencia de Grietas y Cavidades,

• Existen varios factores que afectan la porosidad de la roca, como son: Tipo de empaque. Presencia de material cementante, Geometría y distribución del tamaño de los granos, Presión de las capas suprayacentes

• Presión de las capas suprayacentes o superiores. La porosidad es también afectada por la compactación o consolidación originada por la presión de sobrecarga (overburden), debido al peso de las capas superiores. A mas profundidad mas presión de la columna de sedimentos que deforma los granos y reduce los espacios porosos.

• Durante la producción de un pozo, la presión interna disminuye, pero la presión externa (presión de sobrecarga) permanece constante, con esto se crea un desequilibrio que origina esfuerzos que tienden a disminuir el volumen bruto y el volumen poroso de la roca, lo que se traduce en una reducción en la porosidad. De aquí se habla de compresibilidad de la roca y fluidos

• Vemos que por derivaciones geométricas, la porosidad es muy independiente del tamaño del grano como también del diámetro de estos.

Porosidad. Factores que afectan• En areniscas la porosidad es afectada por factores como: clasificación, Geometría y

distribución del tamaño del grano, forma de los granos empaquetamiento, cementación, compactación, presencia de arcillas. Otros factores son: Presencia de Grietas y Cavidades,

• Clasificación. Una arenisca es bien clasificada cuando sus granos tienen aproximadamente el mismo tamaño y es mala o pobremente clasificada cuando los mismos son de gran variedad de tamaños, lo que reduce la porosidad, pues los granos pequeños llenas los poros dejados por los granos más grandes. Una roca bien clasificada ( granos más uniformes ) mayor será la porosidad

• Geometría y distribución del tamaño del grano. Dependiendo del ambiente de depositación de la roca, sus granos presentarán una determinada distribución en su tamaño, lo que se conoce como escogimiento; igual es un factor que afecta la porosidad. La simetría influye en el valor de la porosidad, mientras menos simetría exista más afecta la porosidad.

• En las siguientes figuras se aprecia la distribución del tamaño de los granos de una roca homogénea (buen escogimiento), con buena porosidad. A medida que aumenta la heterogeneidad en el tamaño de los granos, la porosidad disminuye.

• La forma de los granos. Esta característica también afecta la porosidad de la roca. Una roca por granos perfectamente redondeados tiene una porosidad mayor que aquella con granos alargados. Ver figuras siguientes.

La forma de los granos. Una roca por granos perfectamente redondeados tiene una porosidad mayor que

aquella con granos alargados. Ver figuras siguientes

Granos redondos Granos alargados

Distribución del tamaño de los granos

Heterogénea Homogénea

Factores que influyen en la Porosidad• En areniscas la porosidad es afectada por factores como: clasificación, Geometría y

distribución del tamaño del grano, forma de los granos empaquetamiento, cementación, compactación, presencia de arcillas. Otros factores son: Presencia de Grietas y Cavidades,

• .

Porosidad. Factores que afectan

Empaquetamiento. Se refiere al tipo de arreglo o aglutinamiento de los granos de arena entre si. Las figuras muestran tipos ideales de empaquetamiento.

En un medio poroso compuesto por esferas de igual tamaño, que se encuentran dispuestas formando un arreglo cúbico, la porosidad es de 47.64%.

El arreglo hexagonal tiene 39.5% y el romboédrico de 25.9%.

La simetría influye en el valor de la porosidad, a menor simetría menos porosidad.

Arreglos romboédrico, cúbico

Empaquetamientos de arenas

Cubico Exagonal

Porosidad. Factores que afectan

• Consolidación o compactación. La compactación originada por la presión de sobrecarga (overburden) o presión de sobrecarga, que resulta del peso de las capas superiores de la roca. A mas profundidad, mayor la presión de la columna de sedimentos, que genera una fuerza que tiende a deformar los granos y reducir el volumen de la porosidad.

• Las areniscas exhiben una compresibilidad muy reducida (3 X 10 por lpc), mientras que las lutitas pueden ser reducidas a una pequeña fracción de su volumen original al tiempo de sedimentación. El efecto de compactación natural sobre la porosidad se indica en la figura 1

• Este efecto es principalmente debido a la distribución resultante del empaquetado después de la compactación. Así los sedimentos que se han quedado profundamente sepultados, se emparejan si posteriormente son elevados, presentando valores más bajos de porosidad que sedimentos que no han estado sepultados a gran profundidad.

• Cuando los fluidos contenidos en el espacio poroso son producidos, la presión interna disminuye, pero la presión externa (presión de sobrecarga) permanece constante, lo que crea un desequilibrio que origina esfuerzos que tienden a disminuir el volumen bruto y el volumen poroso de la roca, lo que se traduce en una reducción en la porosidad. Aquí se habla de la compresibilidad de la rocas y la expansión de los fluidos

Porosidad. Factores que afectan

• Cementación. Es el proceso diagenético por el cual los poros de un sedimento o roca, se rellenan parcial o totalmente por precipitados químicos, cuyos efecto más importante es la litificación del sedimento, lo que contribuye a cerrar la porosidad del mismo.

• En el caso de rocas detríticas, los granos están “pegados” entre sí mediante un cemento natural que disminuye los espacios porosos.

• Son varias las especies minerales, carbonáticas o no, que pueden formar parte de los cementos, los más comunes son: calcita de bajo contenido en Mg (LMC), calcita de alto contenido en Mg (HMC), aragonito (Ar), dolomita y yeso.

• Morfológicamente los cristales individuales del cemento pueden ser: fibrosos o aciculares, columnares y equidimensionales. El tamaño de los cristales puede ser muy variable, desde algunas micras (cemento micrítico) hasta centímetros, o incluso mayores. Para describir el conjunto de cristales que integran un cemento se emplea el término textura o fábrica.

• Presencia de arcillas. Las arcillas por su naturaleza y tamaño tiende a llenar los espacios porosos, lo que reduce considerablemente su valor y capacidad de almacenamiento. De aquí que a la arcilla se le considera como un material sucio.

•

Compresibilidad, C• La compresibilidad de la roca y la de los fluidos es un mecanismo de expulsión de

hidrocarburos. Con la explotación de un yacimiento cae la presión y se expanden la roca y los fluidos. La expansión de la roca disminuye el espacio poroso interconectado. La expansión de los fluidos tiende a contrarrestar el vaciamiento ocurrido por la producción de fluidos que a su vez causó la caída de presión. Los dos efectos ayudan a expulsar los fluidos del reservorio. Este mecanismo de expulsión es especialmente importante en yacimientos subsaturados sin empuje de agua hasta que la presión baja hasta la presión de saturación. De hecho, en el caso de la compresibilidad es la única fuente de energía de producción.

En el caso de la formación se definen tres tipos de

compresibilidades: a) de los Poros (Cp), b) de la Matriz (Cr), c) Total de la

Roca (Cb)

Cuando se produce un fluido de un reservorio, la presión interna cambia, aumentando la presión diferencial entre esta presión interna y la externa de sobrecarga que permanece constante. Esto lleva al desarrollo de diferentes esfuerzos en la roca que da lugar a un cambio en la parte sólida, en los poros y por tanto en la roca total; el cambio principal es el sufrido por los poros.

El cambio en el volumen total es importante en áreas donde ocurre fenómeno de subsidencia, tal como sucede en Lagunillas y Tía Juana en la costa oriental del Lago de Maracaibo.

Compresibilidad, CLa figura muestra el efecto de la profundidad de los sedimentos en su porosidad. Se habla de compresibilidad de la roca, C

Geerstma habla de tres clases de C: De la matriz de roca, de roca neta (bulk), y del poro.

1. De la matriz de roca que es el cambio fraccional en el volumen del material sólido (granos) de la roca con una unidad de cambio en la presión.

2. De roca neta es el cambio fraccional en el volumen neto de la roca con una unidad de cambio en la presión.

3. Del poro es el cambio fraccional en el volumen del poro de la roca con una unidad de cambio en la presión.

De interés principal es el cambio en el volumen del poro de la roca.

Los esquistos sedimentarios o esquistos arcillosos son rocas clásticas de grano fino y no metamorfizadas que presentan laminación. En el esquisto bituminoso en el que se forma el gas explotado mediante el fracking.

Figura 1

Compresibilidad de las rocas, según Hall

CompresibilidadCompresibilidad de la Roca, Cr

Durante la producción primaria de hidrocarburos, la compresibilidad de la roca , Cr y del fluido Cf contribuyen al mecanismo de producción primaria del yacimiento. De no haber otros mecanismos de producción como acuiferos, capa de gas ,ect . , la expansión volumétrica del fluido y la reducción en el volumen de los poros de la roca son los principales mecanismos de producción del yacimiento. De aquí la importancia de conocer estas compresibilidades

para evaluar con precisión las características del flujo al cambio de presión en el reservorio.• La compresibilidad de una formación con hidrocarburos bajo condiciones isotérmicas es función de la tasa

de cambio del volumen de poros con el cambio de presión. En forma matemática, la compresibilidad de la formación se puede expresar:

• Donde:• Cf = Compresibilidad de formación, 1/psi• Vp = Volumen poroso de la roca, ft3• P = Presión ejercida sobre la formación, psi

• Cuando la presión de los fluidos en los poros de la roca sometida a una presión externa constante (sobrecarga ) se reduce, el volumen total de la roca disminuye mientras que el volumen del material sólido de la roca aumenta.

• Estos dos cambios volumétricos tienden a reducir ligeramente la porosidad de la roca, en el orden de medio por ciento por un cambio de presión interna del fluido de 100 psi; el cambio de porosidad depende sólo de la diferencia entre las presiones externas e interna, el cambio de volumen poroso, se define como el cambio de volumen poroso por unidad de volumen poroso por cambio unitario en presión.

• Compresibilidad de la formación, es una medida de la tasa de cambio en el volumen de los poros, como consecuencia del cambio en la presión después de la producción de petróleo y gas.

• Volumen poroso de la roca se reduce al declinar la presión del yacimiento.

𝐶𝑓 = − 1𝑉𝑃൬𝛿(𝑉𝑃)𝛿𝑃 ൰𝑇 

Compresibilidad , CHall presento un trabajo sobre la compresibilidad efectiva de la roca, en la figura que anexa se indica el cambio en porosidad causada por la expansión del grano y la disminución en espacio del poro por la compactación de la matriz.

La compresibilidad de volumen de poroso de areniscas consolidadas son valores pequeños del orden de 5 x10-6 (1 / psi).

Porosidad de acuerdo al tipo de roca

• La porosidad de las formaciones pueden variar en alto grado. Los carbonatos son densos (calizas y dolomitas) y las evaporitas (sal, anhidrita, yeso, silvita, etc.) pueden tener una porosidad prácticamente de cero.

• Las areniscas bien consolidadas pueden tener porosidades de 10 al 15%.

• Las arenas no consolidadas pueden llegar a 30% o más de porosidad. • Las lutitas o arcillas pueden tener una porosidad con contenido de agua

de más de 40%; sin embargo sus poros individuales son generalmente pequeños, lo que hace que la roca sea impermeable al flujo de líquidos.

• Calidad de la roca. En resumen la calidad de una roca esta dada por su porosidad, que es una medida de la capacidad de almacenamiento de los fluidos

Medición de la porosidad• Hay mediciones directas en el laboratorio o indirectas con perfiles de pozos.

• A. Medición Directa; en el laboratorio • Estas técnicas consisten en determinar dos de los tres parámetros básicos, volúmenes: total,

poroso y de los granos. Para ello se debe contar con muestras de roca (núcleos) de la zona de interés Para los análisis se sacan tapones (plugs) de los núcleos

• 1. Determinación del Volumen Total • Se puede determinar de mediciones de las dimensiones de la muestra, con el uso de un vernier , o

en el caso de muestras irregulares midiendo el volumen de fluido desplazado por la muestra analizada.

• Métodos para determinar el volumen del fluido desplazado. Son: gravimétricos. volumétricos.

• Métodos Gravimétricos.• El volumen total se obtiene observando la pérdida de peso de la muestra cuando es sumergida en

un líquido o por el cambio en peso de un picnómetro cuando se llena con mercurio y cuando se llena con mercurio la muestra. Los métodos más utilizados son:

• Recubrimiento de la muestra con parafina e inmersión en agua• Saturación de la muestra e inmersión en el líquido saturante.• Inmersión de la muestra seca en mercurio.

• Métodos Volumétricos. Son: el del picnómetro de mercurio y la inmersión de la muestra saturada.

• Picnómetro de mercurio. Consiste en determinar el volumen de un picnómetro lleno con mercurio hasta una señal y luego se coloca la muestra y se inyecta mercurio hasta la señal. La diferencia entre los dos volúmenes de mercurio representa el volumen total de la muestra. Este método es práctico para determinar el volumen total de muestras cuando se encuentran bien cementadas, de lo contrario debe emplearse el método de inmersión de una muestra saturada.

• Inmersión de una muestra saturada. Consiste en determinar el desplazamiento volumétrico que ocurre al sumergir la muestra en un recipiente que contiene el mismo líquido empleado en la saturación.

Medición de la porosidad

Medición de la porosidad

• 2. Determinación del volumen de los granos

• Para ello se trabaja con muestras consolidadas, a las que se les extrae los fluidos con el uso de solventes que luego se evaporan. Los principales métodos utilizados son:

• - De Melcher–Nuting.• - Del Porosímetro de Stevens.• - De densidad promedio de los granos.

• De Melcher–Nuting. Consiste en determinar el volumen total de la muestra que luego se triturar para eliminar el volumen de espacios vacíos y determinar el volumen de los granos.

• De Stevens . Es un medidor del volumen efectivo de los granos. El porosímetro consta de una cámara de muestra que puede ser aislada de la presión atmosférica y cuyo volumen se conoce con precisión. El núcleo se coloca en la cámara, se hace un vacío parcial por la manipulación del recipiente de mercurio, con esto se logra que el aire salga de la muestra y es expandido en el sistema y medido a la presión atmosférica. La diferencia entre el volumen de la cámara y el aire extraído es el volumen efectivo de los granos.

• Tomando la densidad del cuarzo (2.65 gr/cc) como valor promedio de la densidad del grano de arena, el volumen de los granos puede ser determinado con el peso de la muestra . como se observa en la ecuación siguiente. Este método se utiliza en trabajos que no requieren gran exactitud.

Medición de la porosidad

• 3. Determinación del volumen poroso efectivo. Todos los métodos para determinar este volumen, se basan en la extracción o introducción de fluidos en el espacio poroso. Se conocen los siguientes:

• Método de inyección de mercurio. Se inyecta mercurio a alta presión en los poros de la muestra y el volumen inyectado representa el volumen poroso efectivo de la muestra.

• Método del porosímetro de helio. Su funcionamiento se basa en la Ley de Boyle, donde un volumen conocido de helio contenido en una celda de referencia es lentamente presurizado y luego expandido isotérmicamente en un volumen vacío desconocido. La presión de equilibrio resultante dela expansión estará dada por la magnitud del volumen desconocido, con dicho valor y la Ley de Boyle, se calcula el volumen desconocido, que es el volumen poroso de la muestra.

• Método de saturación de Barnes. Se satura una muestra limpia y seca con un fluido de densidad conocida y determinar el volumen poroso por ganancia en peso de la muestra.

• Método de Core Lab. El método utiliza dos muestras de la misma formación, una es sometida a inyección de mercurio para determinar el volumen total y el volumen poroso ocupado por gas, y la otra es sometida a un proceso de retorta.

• El volumen de agua se obtiene operando la retorta entre 400 – 500 grados Fahrenheit y el volumen de petróleo se determina operando la retorta a 1200 grados

Medición indirecta de la porosidad• B. Mediante registros eléctricos.

• La porosidad no se puede medir directamente en el campo pero se puede a través de registro eléctricos, los que usan energía sónica o inducen radiación. La mayoría de registros conocidos evalúan la porosidad y la saturación de agua in-situ. Los registros conocidos para medir la porosidad son el densidad, sónico y neutrónico.

• Densidad. Mide la densidad (número de electrones por centímetro cúbico) de la formación mediante el uso de una plataforma química montada, fuente de radiación gamma y dos detectores de rayos gamma. La densidad de electrones está relacionada a su vez depende de la densidad de la roca matriz, la porosidad de la formación y la densidad de los fluidos en el poro.

• Ρma = Densidad de matriz Ρb = Densidad de roca• Ρmz = Densidad del matrizΡf = densidad del fluido

Medición indirecta de la porosidad.

• Sónico o acústico. Mide el tiempo de transito (microsegundos) que tarda una onda acústica compresional en viajar a través de un pie de la formación, por un camino paralelo a la pared del pozo. La velocidad del sonido en formaciones sedimentarias depende principalmente del material que constituye la matriz de la roca (arenisca, lutita, etc.) y de la distribución de la porosidad.

• ∆t = tiempo de transito de la onda leído del registro. (µs/pie)• ∆tma = tiempo de transito de la onda en la matriz de la roca. (µs/pie)• ∆tf = tiempo de transito de la onda en el espacio poroso (si el espacio poroso se encuentra

saturado por petróleo, el tiempo de tránsito promedio de la onda es de 0,2325 microsegundos por pie

• Neutrónico. El registro responde a la cantidad de átomos de hidrógeno por unidad de volumen contenido en el agua y en el petróleo que es muy similar. La respuesta de este registro corresponde básicamente a una medida de la porosidad.

• Mide la habilidad de la formación para atenuar el paso de neutrones a través de la misma y mide el contenido de hidrógeno de la formación. En yacimientos limpios el hidrógeno puede representar presencia de agua o petróleo.

• Estos registros el sónico y de densidad ayudan a reconocer características litológicas, presencia de arcilla, cantidad y tipo de hidrocarburo, presentes en las formaciones.

• Fin clases del 24 marzo 2014

Valores promedio de la porosidad• Debido a los diferentes valores de porosidad obtenidos de muestras tomadas en varias partes

del yacimiento, para algunos cálculos es necesario obtener valores promedio del todo el yacimiento o secciones del mismo. Los promedios comúnmente utilizados para calcular la porosidad son los siguientes:

• Aritmético, ponderado por espesor, ponderado por área, ponderado por volumen.

• Promedio aritmético • Consiste en determinar la media aritmética de los valores obtenidos.

•

• Promedio ponderado por espesor • Se utiliza cuando se dispone de valores de porosidad y espesor de la formación para diversos pozos del mismo

yacimiento, o cuando para un mismo pozo se tienen valores de porosidad para diferentes secciones de espesores determinados.

•

• Promedio ponderado por área • Si se tienen los valores de porosidad para cada pozo, estos valores pueden considerarse representativos del área

de drenaje de cada uno de dichos pozos, y puede definirse una porosidad promedio utilizando la ecuación 13.

•

Valores de porosidad• Promedio ponderado por volumen • Si se conoce el área de drenaje de cada pozo, se puede determinar una

porosidad promedio ponderada por volumen si se considera el espesor de la formación en cada uno de los pozos mediante la siguiente ecuación:

• Promedio estadístico • Este tipo de promedio es el más representativo debido a que toma en

cuenta la distribución estadística de los valores de porosidad en el yacimiento.

• La descripción de la distribución de porosidad tiene un impacto directo en las decisiones económicas que se realizan sobre los proyectos de exploración y producción. Una técnica desarrollada para aplicar métodos estadísticos a los problemas de las ciencias de la tierra es la geoestadística, que se encarga de estudiar la continuidad espacial de los atributos de un yacimiento,

Distribución de la porosidadLa figura muestra un mapa de distribución de porosidad en un yacimiento, el cual fue generado a partir de técnicas geoestadísticas, utilizando la información de porosidad de los pozos presentes en el campo.

Porosidad múltiple.

Existen rocas que presentan varios sistemas de porosidad al mismo tiempo, como son:• Rocas fracturadas como calizas, areniscas,

lutitas, esquistos.• Rocas drusas como dolomitas, calizas

meteorizadas. • Rocas oolíticas con porosidad en los oolitos.

C. SATURACION DE FLUIDOS

• Definición• Determinación de saturaciones en un

yacimiento. • Tensión superficial e interfacial• Capilaridad.• Presión capilar• Humectabiliadad o mojabilidad.• Tortuosidad

Saturación• Saturación de un fluido, Sf: Se define como la fracción de volumen

poroso ocupado por un determinado fluido.

Sf = =

• Los fluidos presentes en un reservorio de hidrocarburos son petróleo, agua y gas. De aquí se habla de So, Sa, Sg.

• Si hay gas libre en el reservorio, la saturaciones seran:

So + Sa + Sg= 1,0.

Si no hay gas libre y solo hay petróleo y agua, se tiene: • So + Sa= 1,0• No hay poros vacíos. • La saturación se presenta en porcentaje.• Ejemplo: So=80%, Sw= 20%. Sg= 0% • La saturación de agua se puede inferir si se conoce la resistividad

de la formación, la que puede obtenerse de registros de resistividad.

Saturación fluidos, Sf• Por definición, la suma de la saturación es 100%. donde• So = Saturación de petróleo, % e incluye todo el gas disuelto en el

petróleo. • Sg = Saturación de gas libre, %, consiste solo de gas libre. • Sw = Saturación de agua, %. Todo reservorio de hidrocarburos

contiene algo de agua; y la misma se mueve solo cuando Sw exceda un valor llamado la "saturación crítica de agua" (Swcr).

• El agua en los poros se llama a veces "intersticial y agua connata" a aquella que se deposito simultáneamente con los sedimentos

• Los reservorios de petróleo que no tienen gas libre se les conoce

como bajo saturado o subsaturados, La ecuación es:•

• En reservorios de gas que no contiene petróleo, se tiene que•

saturación• Saturación crítica de una fase. La saturación crítica de una fase,

petróleo (Sorc), agua (Swcr) o gas (Sgcr), se refiere a la mínima saturación para que una fase pueda moverse en el yacimiento.

• La saturación residual de una fase. Para las tres fases se expresa como Sor, Swr, Sgr, y corresponde a la saturación de dicha fase que queda en el yacimiento en la zona barrida, después de un proceso de desplazamiento.

• Factores que influyen en la saturación del agua connata. La saturación esta en relación a la permeabilidad, el área superficial, tamaño de los poros; es decir, a mayor área superficial y menor tamaño de partículas, mayor es la saturación de agua connata

• Saturación de Petróleo Móvil= Saturación inicial de petróleo – Saturación residual de petróleo

Tipos de agua de formación• CLASIFICACIÓN.

• Agua connata, Swc. Es aquella existente en el yacimiento al momento del descubrimiento, la cual se considera como el remanente del agua que inicialmente fue depositada con la formación y que debido a las fuerzas capilares existentes, no pudo ser desplazada por los hidrocarburos cuando éstos migraron al yacimiento.

• Factores que influyen en la saturación del agua connata. La saturación esta en relación a la permeabilidad, el área superficial, tamaño de los poros; es decir, a mayor área superficial y menor tamaño de partículas, mayor es la saturación de agua connata

• Generalmente la saturación de agua connata se considera inmóvil; sin embargo, al inyectar agua en un yacimiento, se considera que el agua connata es desplazada por la inyectada.

Medición de la saturación• La saturación original de fluidos Swi, se pueden hacer con métodos directos e

directos.

• Directo. Este método implica la obtención de fluidos del reservorio a partir de una muestra de roca reservorio o núcleo. Para la medición se utilizan los métodos directos que incluyen la retorta, destilación con el procedimiento modificado ASTM y la centrifugación de fluidos. La experiencia demuestra que es difícil obtener la muestra sin alterar el estado de los fluidos y/o roca.

• Indirecto. Este método se en utilizar registros eléctricos para medir propiedades de la roca como presión capilar, resistividad de fluiods, etc.

• En la corrida de registros eléctricos se considera al agua de la formación como el líquido saturante, que conduce la electricidad.

• En formaciones con una porosidad intergranular homogénea, a partir de registros eléctricos,se tiene la ecuación de Archie.

• Donde:• Rw = Resistividad del agua de formación. Rt = Resistividad verdadera de la

formación.• Φ = Porosidad ocupada por agua . m = Factor de cementación a = Constante

Resistividad de las formaciones• FACTORES QUE INFLUYEN EN LA RESISTIVIDAD:

• Litología En general, los carbonatos tienen resistividades más altas que las rocas clásticas, debido primordialmente a la geometría de los poros, e donde el agua sigue vías mucho más tortuosas y por lo tanto se reduce la conductividad. Porosidad. En ambientes someros cerca de la superficie terrestre, la porosidad de las rocas está ocupada por soluciones acuosas que facilitan la conducción iónica. La resistividad eléctrica disminuye con mayor interconexión entre poros, y en general se tiene que a mayor porosidad efectiva menor es la resistividad.

• Salinidad de las soluciones acuosas. A mayor salinidad de las soluciones, mayor es el contenido de iones que pueden conducir corriente eléctrica.

• Porcentaje de Saturación. Si los poros no están ocupados por soluciones acuosas, el medio tendrá una mayor resistividad. La resistividad disminuye con el grado de saturación según la Ley de Archie.

• Temperatura. A mayor temperatura, disminuye la viscosidad de las soluciones acuosas, facilitando la movilidad de los iones y por lo tanto, disminuye la resistividad.7.4.6

• Presión. Para rocas sedimentarias, a mayor presión, aumenta el grado de compactación, disminuyendo la porosidad y aumentando potencialmente la resistividad. Mientras que para rocas muy compactas(rocas ígneas y metamórficas) la presión provoca fracturamiento, disminuyendo potencialmente la resistividad de las rocas.

Saturación