REVISIÓN DE LAS PROPIEDADES DE LA ROCA Y FLUJO DE FLUIDO

La comprensión de las propiedades básicas de roca y fluido que controlan el flujo en un medio poroso es un requisito previo para la comprensión de cómo se desempeña una de flujo de agua y como una inyección de agua y como una inyección de agua debe ser diseñado, implementado y administrado. El propósito de esta sección no es enseñar los fundamentos de propiedades de las rocas y fluidos - Se asume un conocimiento básico de esto. Sin embargo, ciertas propiedades de flujo multifasico serán discutidos en su aplicación a los sistemas de inyección de agua.

I. MOJABILIDAD

A. Definición

En un sistema de roca / aceite / salmuera, humectabilidad puede ser definida como la tendencia de un fluido a adherirse preferentemente a, o en húmedo, la superficie de una roca en la presencia de otros fluidos inmiscible . En el caso de una inyección de agua, las fases humectantes pueden ser aceite o agua ; de gas a menudo estar presente , pero no mojará la roca . Cuando la roca es humedecida con agua, el agua ocupa los pequeños poros y hace contacto con la superficie de la roca en los poros grandes. El aceite se encuentra en el medio de los poros grandes. En un sistema de aceite húmedo, la ubicación de los dos fluidos está parcialmente reservada según la jurisprudencia, humedecida con agua.

El agua por lo general continúa para llenar los poros muy pequeños pero los contactos del petróleo la mayoría de la superficie de la roca en los poros grandes . El agua presente en los poros grandes en el aceite de roca húmeda se encuentra en el medio del poro , no hace contacto con la superficie de la garganta de poro grande , y es por lo general presente en pequeñas cantidades.

El agua llena los poros más pequeños , incluso en el sistema de aceite mojado porque el petróleo nunca entra en el sistema de poros pequeños debido a las fuerzas capilares y, por consiguiente , no se espera que la humectabilidad de los poros pequeños para cambiar .

Conceptos humectabilidad y la ubicación de petróleo y agua connata en los poros de la capa se pueden ilustrar con un simple diagrama. Considere el poro "grande" en la Figura 2-1, que contiene tanto el aceite y el agua.

Figura 2-1

Es importante señalar, sin embargo, que el término humectabilidad se utiliza para la preferencia de humectación de la roca y no se refiere necesariamente al fluido que está en contacto con la roca en un momento dado. Por ejemplo, considere un núcleo de piedra arenisca limpia que está saturada con un aceite refinado. A pesar de que la superficie de la roca se recubre con aceite, el núcleo de arenisca es todavía preferentemente humedecida con agua. La humectabilidad no es un parámetro que se utiliza directamente en el cálculo del rendimiento de la inyección de agua.

Sin embargo, la humectabilidad puede tener un impacto significativo sobre los parámetros tales como la permeabilidad relativa, saturación de agua congénita, saturación de petróleo residual, y la presión capilar, que afecta directamente el rendimiento de inyección de agua. Anderson publicó una serie de excelentes trabajos que discuten humectabilidad y su impacto en la roca, la saturación y el comportamiento del flujo de fluidos.

B. Importancia

El rendimiento de una inyección de agua está controlada en gran medida por razones de humectabilidad para esto son :

1 . La humectabilidad del sistema de fluido roca es importante porque es un factor importante el control de la ubicación , el flujo y la distribución de fluidos en un depósito .

En general , uno de los fluidos en un medio poroso de humectabilidad uniforme que contiene al menos dos fluidos inmiscibles será el fluido humectante . Cuando el sistema está en equilibrio , el fluido humectante se ocupan completamente los poros más pequeños y estar en contacto con una mayoría de la superficie de la roca (suponiendo , por supuesto , que la saturación del fluido humectante es suficientemente alta ) . El fluido no humectante se ocupan los centros de los poros más grandes y forman glóbulos que se extienden sobre varios poros . Desde humectabilidad controla tha posición relativa de fluido dentro de la

matriz de la roca , que controla su capacidad relativa a fluir . El fluido humectante , debido a su atracción a la superficie de la roca , es en una posición desfavorable a fluir . Además , la saturación del fluido humectante no puede reducirse por debajo de algún valor irreductible cuando se inundó con otro fluido inmiscible . Con todas las demás cosas iguales, la inyección de agua en un depósito - mojado podría producir una recuperación de petróleo superior a una relación agua-aceite inferior ( RAP ) que un yacimiento de petróleo mojado.

2 . Mojabilidad afecta a la presión capilar y datos de permeabilidad relativas utilizadas para describir un sistema de inyección de agua en particular. Se encuentra , en la medición de las propiedades de flujo multifásico , que la dirección del cambio de saturación ( historia de saturación ) afecta a las propiedades medidas . Si las mediciones se realizan sobre un núcleo mientras que el aumento de la saturación de la fase de humectación , esto se conoce como la dirección de imbibición . A la inversa , cuando la saturación de la fase de humectación se reduce durante una prueba , que se conoce como la dirección de drenaje . Diferentes curvas de presión capilar y la permeabilidad relativa se obtienen dependiendo de la dirección del cambio de saturación utilizado en el laboratorio para hacer mediciones.

La dirección del cambio de saturación utilizado para determinar las propiedades de flujo multifásico debe corresponder a la historia de saturación de la inyección de agua. Por lo tanto, es necesario conocer la humectabilidad del depósito.

Por ejemplo, una inyección de agua en un depósito en húmedo de agua es un proceso de imbibición; donde como en un yacimiento de petróleo en húmedo, que sería un proceso de drenaje. Los diferentes datos se aplicarían a estas dos situaciones.

C. Determinación

Históricamente, se creía que todos los depósitos de petróleo para ser fuertemente humedecida con agua. Esto se basó en dos hechos principales. En primer lugar, la mayoría de las rocas sedimentarias de limpieza son muy humedecida con agua. En segundo lugar, la mayoría de los embalses fueron depositados en ambientes acuosos en el que el petróleo más tarde emigraron. Se suponía que el agua congénita sería evitar que el aceite entre en contacto con las superficies de roca.

La roca del yacimiento puede cambiar de su original , condición fuertemente humedecida con agua por adsorción de compuestos polares y / o la deposición de materia orgánica originalmente en el aceite crudo . Algunos aceites crudos hacen un aceite mojado por la deposición de una película orgánica gruesa roca en las superficies minerales . Otros aceites crudos contienen compuestos polares que pueden ser adsorbidos para hacer la roca más aceite mojado. Algunos de estos compuestos son suficientemente solubles en el agua pase a través de la fase acuosa a la roca .

La comprensión de que la humectabilidad de la roca puede ser alterado por los componentes del petróleo crudo adsorbibles condujo a la idea de que existen formas heterogéneas de humectabilidad en la roca del yacimiento . En general , la superficie interna de la roca del yacimiento se compone de muchos minerales con propiedades de adsorción química de la superficie y distinta, una que puede conducir a variaciones en la humectabilidad . Humectabilidad fraccional también se llama humectabilidad heterogénea , manchado, o dálmata . En humectabilidad fraccional , los componentes del petróleo crudo están fuertemente adsorbidos en ciertas áreas de la roca, por lo que una porción de

la roca fuertemente aceite húmedo , mientras que el resto es muy humedecida con agua . Tenga en cuenta que este es conceptualmente diferente de la mojabilidad intermedia asume todas las porciones de la superficie de la roca tienen una preferencia ligera pero igual a ser humedecida por agua o aceite .

Existen varios métodos para determinar la humectabilidad de la roca del yacimiento . Estos métodos han sido detallados en la literatura y no serán discutidos aquí . Ellos son:

El ángulo de contacto pruebas básicas Imbibición-Desplazamiento pruebas de presión capilar pruebas de permeabilidad relativa Otros

D. Factores que afectan la humectabilidad depósito

La fuerte-humedad de agua original de la mayoría de minerales de yacimientos puede ser alterado por la adsorción de compuestos polares

y / o la deposición de materia orgánica que fue originalmente en el aceite crudo. Los agentes de superficie activa en el aceite se cree generalmente que los compuestos polares que contienen oxígeno, nitrógeno, y / o azufre. Estos compuestos contienen tanto un grupo polar y un extremo de hidrocarburo. El extremo polar adsorbe en la superficie de la roca, dejando al descubierto el extremo de hidrocarburos y haciendo que la superficie más aceite húmedo. Los experimentos han demostrado que algunos de estos tensioactivos naturales son suficientemente solubles en agua para adsorberse sobre la superficie de la roca después de pasar a través de una fina capa de agua. Además de la composición de aceite, el grado en que la humectabilidad se ve alterada por estos tensioactivos también está determinado por la química de la presión, la temperatura, la superficie del mineral y salmuera, incluyendo la composición iónica y el pH.

E. Arenisca y carbonatos

Los tipos de superficies minerales en un depósito también son importantes en la determinación de la humectabilidad. Los estudios demuestran que los yacimientos carbonatados son típicamente más de aceite mojado los yacimientos de areniscas. Los experimentos de laboratorio muestran que la superficie del mineral interactúa con la composición de aceite crudo a humectabilidad determinación.

F. Núcleos en estado nativo , limpiados y restaurados por el estado

Núcleos en tres estados diferentes de preservación se utilizan en el análisis de núcleos: estado nativo, limpiados y restaurados estado. Anderson indica los mejores resultados para el análisis de flujo de tipo multifásico se obtienen con núcleos en estado nativo, donde se reducen las alteraciones de la mojabilidad de la roca reservorio inalterado.

El trabajo de Anderson define el término en estado nativo como cualquier núcleo que se ha obtenido y almacenado por los métodos que preserven la capacidad de humectación del depósito. No se hace distinción entre la extracción de muestras de aceite - o líquidos a base de agua, siempre y cuando se mantenga la capacidad de humectación nativo. Tenga en cuenta, sin embargo, que algunos papeles distinguen

sobre la base de fluido de perforación. Anderson define además por el estado nativo a ser la extracción de muestras con un lodo de tipo aceite-filtrado de perforación adecuada, que mantiene la saturación de agua congénita originales. Estado fresco se refiere a un núcleo con humectabilidad inalterada que fue tomada con un lodo de perforación a base de agua que no contiene compuestos que pueden alterar la mojabilidad núcleo.

El segundo tipo de núcleo es el núcleo limpiado, donde se hace un intento de eliminar todos los fluidos y se adsorbe material orgánico que fluye por disolventes a través de los núcleos.

Núcleos limpios son generalmente muy humedecidos con agua y se deben utilizar solamente para mediciones tales como la porosidad y la permeabilidad al aire, donde la humectabilidad no afecta a los resultados.

El tercer tipo de núcleo es el núcleo-estado restaurado en el que la humectabilidad nativa se restaura por un proceso de tres pasos. El núcleo se limpia y luego con salmuera saturada, seguido de petróleo crudo del depósito. Por último, el núcleo se añeja en crudo depósito a temperatura reservorio de aproximadamente 1000 horas. Los métodos utilizados para obtener los tres diferentes tipos de núcleos se discuten en más detalle en referencias 1 a 6.

II. PRESIÓN CAPILAR

A. Definición

Presión capilar se puede expresar cualitativamente como la diferencia existente en el otro lado de la interfaz que separa dos fluidos inmiscibles presión. Conceptualmente, es quizá más fácil de pensar en ella como la capacidad de aspiración de una roca por un líquido que moja la piedra, o la capacidad de una roca para repeler un fluido no humectante. Cuantitativamente, se define la presión capilar en este texto como la diferencia entre la presión en la fase de aceite y la presión en la fase de agua. Por ejemplo:

Pc=Po−Pw (Eq .2.1)

B. Importancia

1. Las fuerzas capilares, junto con las fuerzas de gravedad, el control de la distribución vertical de fluidos en un depósito. Datos de la presión capilar se pueden utilizar para predecir la distribución de agua congénita vertical en un sistema de mojado agua.

2. Se necesitan datos de la presión capilar para describir el comportamiento de inyección de agua en los modelos de predicción más complejos y en yacimientos naturalmente fracturados.

3. Las fuerzas capilares influir en el movimiento de un frente de inyección de agua y, en consecuencia, la máxima eficiencia de desplazamiento.

4. Datos de presión capilar se utilizan para determinar irreductible (inmóvil) la saturación de agua.

5. Datos de la presión capilar proporcionan una indicación de la distribución del tamaño de poro en un depósito.

C. Fuentes de los datos

Por desgracia, los datos de presión capilar no están disponibles para la mayoría de los yacimientos, en especial los embalses mayores desarrollados, sin embargo de los proyectos de recuperación mejorada posteriores. Las únicas fuentes fiables de datos son mediciones de laboratorio efectuados a muestras de núcleo del yacimiento. Estas mediciones se realizan rara vez debido al tiempo y el costo de la obtención de muestras de núcleos inalterados y la realización de las pruebas necesarias. Las pruebas de laboratorio más comúnmente usados son:

Método antiguo estado (diafragma poroso) método de centrifugación Métodos de inyección de mercurio

La mayoría de las mediciones de laboratorio se realizan utilizando los sistemas de aire de mercurio aire salmuera o. En consecuencia, los datos resultantes deben ser convertidos a las condiciones reales de depósito, teniendo en cuenta la diferencia entre las tensiones interfaciales de laboratorio y los fluidos del yacimiento y la diferencia en los efectos de humectabilidad de los fluidos. La conversión se puede hacer usando la relación:

PcR=PcL(σ cos θ )R(σ cosθ )L

(Eq .2.2)

Donde:

PCR = presión capilar a condiciones de yacimiento, psi

PCL = presión capilar se mide en el laboratorio, psi

σ = tensión interfacial

θ = ángulo de contacto

Datos de la presión capilar de otro depósito que tiene características de fluido-roca similares también se pueden utilizar pero no se recomienda generalmente.

Cuando esto sea necesario, una función que correlaciona como el "J-función" (que veremos más adelante) se utiliza generalmente.

D. Efecto de las variables de yacimientos

1. Saturación de fluidos

Presión capilar varía con la saturación de fluidos de una roca, aumentando a medida que disminuye la saturación de la fase de humectación. En consecuencia, los datos de presión capilar se presentan generalmente como una función de la saturación de la fase de humectación. Una curva de presión capilar típica para un sistema de mojado agua se ilustra en la figura 2-2.

Figura 2-2

2. Historia de saturación

Como se señaló anteriormente, la dirección en la que se cambia la saturación de fluidos de una roca durante la medición de las propiedades de flujo multifásico tiene un efecto significativo en las propiedades medidas. Este efecto de histéresis es evidente en la Figura 2-2.

La dirección del cambio de saturación utilizado en el laboratorio, o en otros modelos, debe coincidir con la dirección del cambio de saturación en el depósito al que se aplicarán los datos.

3. Geometría de Poro

Otros factores son iguales, la presión capilar es inversamente proporcional al radio de los poros que contienen los líquidos. Si todos los poros eran del mismo tamaño en una roca, la curva de presión capilar debería idealmente ser descrito por la curva 1 en la Figura 2-3. Sin embargo, todas las rocas exhiben una gama de tamaños de poro que causa una variación en la presión capilar con la saturación. En general, la pendiente de la curva de presión capilar aumentará con el aumento de la heterogeneidad de tamaño de poro.

Esto se ilustra por las curvas 2, 3, y 4 en la Figura 2-3, que representan un depósito homogéneo, moderadamente heterogénea, y muy heterogénea, respectivamente.

FIGURA 2-3

E. promediado de datos

Incluso cuando se dispone de buenos datos de la presión capilar, por lo general se encontró que cada muestra de núcleo probado desde un depósito da una curva de presión capilar diferente de los demás muestra de núcleo. Por lo tanto, surge una pregunta obvia. ¿Cómo determinamos qué curva representa el comportamiento media correspondiente del depósito para ser de inyección de agua? Dos métodos se utilizan comúnmente para resolver este problema: (1) el J-Función y (2) la correlación con la permeabilidad.

1. J-función

Esta función se desarrolló por MC Leverett en un intento para desarrollar una curva de presión capilar universal. El J-función adimensional relaciona la presión capilar al depósito propiedades de las rocas y fluidos de acuerdo con la relación.

J (S¿¿w)=Pcσf (θ ) ( kϕ )

12(Eq.2.3)¿

Donde:

J (S¿¿w)=¿¿J−funció nenunasaturaci ónde aguaen particular , sindimensi ón

Pc=presi óncapilar ,Dynes

cm2

σ=tensió n interfacial , Dynescm

k=permeabilidad , cm2 (1.0cm2=1.013×108D )ϕ=porosidad , fractionf (θ )=funciónde la humectabilidad ,adimensional

Esta ecuación se desarrolló con la idea de que, en una saturación dado, el valor de J (Sw) sería el mismo para todas las rocas independientemente de sus características individuales. Por ejemplo, supongamos que la presión capilar se mide para una roca con permeabilidad (k¿¿1) ,¿, porosidad (ϕ¿¿1)¿, el uso de fluidos con tensión interfacial (σ ¿¿1)¿, y la función de humectabilidad es f (θ )=cosθ=1.0. La presión capilar de la roca será algún valor Pc 1a Sw

¿. Ahora supongamos que medimos la presión capilar en una segunda roca con propiedades k 2 , ϕ2 , σ2 , y f (θ) = 1,0. En la saturación Sw

¿ (lo mismo que para la base 1),

se obtiene un valor de la presión capilar Pc 2. Si la correlación J-función

trabaja, la función-J para los núcleos 1 y 2, en la saturación Sw¿será igual

a pesar de que los valores de la presión capilar son diferentes. Por ejemplo:

J1(S¿¿¿w)=J2(S

¿¿¿w)=Pc1

σ 1 (1.0 ) ( k1ϕ1 )12=

Pc 2σ2 (1.0 ) ( k2ϕ2 )

12 ¿¿¿)

Además, esta relación debe ser cierto en todas las saturaciones por lo que una parcela de J frente Sw debe ser el mismo para todas las rocas, como se ilustra por la Figura 2-4.

FIGURA 2-4

Idealmente entonces , sería necesario conocer la tensión interfacial , la porosidad media , y la permeabilidad media del depósito para ser inundado para obtener la curva de presión capilar adecuado para cualquier depósito .

Por desgracia, el método no funciona universalmente , es decir , la presión capilar para todos los núcleos , o depósitos , no trazará una curva común. Esto se debe principalmente a la diferencia en las distribuciones de tamaño de poro y la humectabilidad de la roca entre los núcleos . No se espera que en general, muestras de roca de diferentes características de permeabilidad y porosidad tener distribuciones de tamaño de poro equivalente .

Además, debido a la manipulación, la limpieza , y en la variación In Situ en humectabilidad , simplemente no es suficiente para asumir en la ecuación . 2.4 que f ( θ ) = 1,0 . Sin embargo , para un depósito dado, o para un grupo de depósitos con litología similares , esta técnica de trazado es a menudo satisfactorio para suavizar los datos de presión capilar y la determinación de la curva de presión capilar que se aplica en condiciones medias de depósito . En consecuencia , este método es probablemente más comúnmente utilizado que otras técnicas para un promedio de los datos .

2. Correlación con la permeabilidad

Este método se basa en la siguiente observación empírica. Si se determina que la presión capilar para varios núcleos del mismo depósito (de manera que σ y F (θ) se mantienen relativamente constantes) y el logaritmo de la permeabilidad se representa gráficamente como una función de la permeabilidad para valores fijos de la presión capilar, a continuación, líneas rectas o curvas suaves resultado. Esto se ilustra en la Figura 2-5. Si se sabe que la permeabilidad media efectiva del depósito, la curva de presión capilar promedio correcto se puede conseguir simplemente introduciendo el gráfico sujeto con la permeabilidad media para leer los valores de la presión capilar como una función de la saturación.

FIGURA 2-5

EJEMPLO 2:1

Datos de la presión capilar medidos en cinco núcleos de un depósito de piedra arenisca se presentan a continuación.

Saturación de agua para la presión capilar constante, porcentaje

K, md 75 psi 50 psi 25 psi 10 psi 5 psi470.0 18.5 22.0 29.0 39.0 49.5300.0 22.5 25.5 34.0 45.5 56.0115.0 30.0 34.0 41.0 53.5 65.050.0 36.0 40.5 51.0 64.0 77.027.0 41.0 44.0 55.0 69.0 81.5

La permeabilidad media geométrica del depósito, basada en 43 muestras de núcleo, es 155 MD. La tensión interfacial, σ L, del sistema de aire salmuera utilizada para medir la presión capilar, es 71 dinas / cm. el sistema de agua de aceite del depósito tiene un σ R,tensión interfacial, igual a 33 dinas / cm. encontrar una curva de presión capilar que se aplicará a las condiciones del yacimiento promedio, es decir, la permeabilidad media geométrica.

SOLUCIÓN

La figura 2-6 muestra que los datos de presión capilar se pueden correlacionar con la permeabilidad. Los valores de laboratorio de la presión capilar frente a la saturación, correspondiente a k = 155 md, se muestran en la siguiente tabla. Los valores de la presión capilar, convertidos a condiciones de yacimiento, también están tabulados.

Sw , percent PcL , psi PcR=σ Rσ LpcL , psi

27.2 75 34.931.5 50 23.239.2 25 11.651.0 10 4.662.8 5 2.3

FIGURA 2.6

III. permeabilidad relativa

A. Definición

Antes de participar en una discusión de la permeabilidad relativa, un breve repaso de los diferentes términos de permeabilidad que aparecen con frecuencia en los informes técnicos o como parte de las conversaciones técnicas con el fin. Los diferentes términos de permeabilidad son:

La permeabilidad al aire, md Permeabilidad absoluta, md Permeabilidad efectiva, md Permeabilidad relativa, md

1. Permeabilidad al aire - la permeabilidad de rutina se mide en una muestra del núcleo. Esta medición se lleva a cabo usando un gas, tal como nitrógeno o gas natural, y no suele tener en cuenta el efecto Klinkenberg. Permeabilidades al aire se utilizan con frecuencia como estimaciones de la permeabilidad absoluta, sin embargo, a menos que se lleva a cabo la corrección kilnkenberg, permeabilidad al aire puede exagerar la permeabilidad absoluta por un factor de 1,5 o más.

2. permeabilidad absoluta - la permeabilidad de una muestra del núcleo cuando se llena con un solo líquido tal como agua o aceite. La permeabilidad absoluta es independiente del fluido sino que depende de los tamaños de poro de la garganta. La permeabilidad absoluta es más aplicable en los estudios de acuíferos porque el acuífero por lo general contiene un único fluido, agua.

3. Permeabilidad efectiva - la permeabilidad al agua, aceite o gas

(kw ,k o , kg )cuando más de una fase está presente. Permeabilidad efectiva

de una fase depende de la saturación de fluidos. Aplicación de la Ley de

Darcy para la determinación de la producción (qo∨qw )o inyección (iw ) tasas

utilizar

permeabilidad efectiva. Permeabilidad efectiva al petróleo y el agua son los más utilizados en el análisis de inyección de agua.

4. permeabilidad relativa - la relación de permeabilidad efectiva a cierta permeabilidad de base, por lo general la permeabilidad efectiva de aceite medida en el inmóvil (irreductible) la saturación de agua

congénita, (k o )S wir, {kro= ko(ko )Swir }{krw=

kw(ko )Swir }. Dado que la permeabilidad

efectiva de una roca depende de la saturación de fluidos, se deduce que la permeabilidad relativa es también una función de la saturación de

fluidos. Cuando la base es la permeabilidad (k o )S wir, a continuación, la

permeabilidad relativa al aceite en la saturación de agua congénita

inmóvil,(k ro)Swir, es 1.0. En las mediciones de permeabilidad relativa

preparadas con anterioridad al año 1975, los laboratorios utilizan con frecuencia la permeabilidad al aire no corregida como la permeabilidad

base. El efecto neto es para hacer que el (k ro)Swir valor a ser menos de 1,0,

por lo general en el rango de 0,6 a 0,8.

B. importancia

Como su nombre indica, los datos de permeabilidad relativas indican la capacidad relativa de aceite y el agua a fluir de forma simultánea en un medio poroso. Estos datos expresan los efectos de la humectabilidad, la saturación de fluidos, historia de saturación, la geometría de los poros, y distribución de fluidos en el comportamiento de un sistema de depósito. En consecuencia, esta es probablemente la propiedad de flujo único, más importante que afecta el comportamiento de un de inyección de

agua. Cuando se utiliza (k o )S wircomo base de la permeabilidad, la

permeabilidad relativa a los rangos de aceite y agua entre 0,0 y 1,0 cuando se representó frente a la saturación de agua. Esta escala permite una fácil comparación de un conjunto de permeabilidad relativa frente a otro conjunto de una muestra de núcleo diferente. La comparación se realiza mediante una simple superposición.

C. Fuentes de los datos

1. Medición de laboratorio sobre muestras cilíndricas representativas que poseen capacidad de humectación depósito apropiado:

a. Método de estado estable

b. Método de estado estacionario

2. Utilice los datos de depósito similares

3. Modelos matemáticos

4. Historia coincidente

5. Calcular a partir de los datos de la presión capilar

D. Efecto de las variables de yacimientos

1. Historia de saturación

La figura 2-7 muestra el efecto de la historia de saturación en un conjunto de datos de permeabilidad relativa. Se observa que la dirección del flujo no tiene ningún efecto en el comportamiento de flujo de la fase de humectación. Sin embargo, existe una diferencia significativa entre las curvas de drenaje y de imbibición para la fase no humectante. Esto subraya una vez más la necesidad de conocer la humectabilidad. Para un sistema de mojado, elegiríamos los datos de imbibición; mientras que, se necesitarían datos de drenaje para predecir correctamente el comportamiento de un yacimiento de petróleo mojado.

FIGURA 2-7

2. Mojabilidad

La humectabilidad afecta a la distribución de fluido dentro de una roca y, en consecuencia, tiene un efecto muy importante en los datos de permeabilidad relativa. Esto se indica en la figura 2-8, que compara los datos para el sistema de agua-aceite-en húmedo y mojado.

FIGURA 2-8

Varias diferencias importantes entre las curvas de aceite mojado y curvas humectados por agua se observan en general.

a. La saturación de agua en el que las permeabilidades de aceite y agua son iguales (punto de intersección de las curvas) será generalmente mayor que 50 por ciento para los sistemas de mojado de agua y menos de 50 por ciento para los sistemas de aceite en húmedo.

b. La saturación de agua congénita para un sistema de conjunto de agua será generalmente mayor que 20 por ciento; mientras que, para los sistemas de aceite-establecidos, lo habitual es que sea inferior al 15 por ciento.

c. La permeabilidad relativa al agua a saturación de agua máximo (saturación de petróleo residual) será menos de aproximadamente 0,3 para sistemas de mojado de agua, pero será mayor que 0,5 para los sistemas de aceite en húmedo.

Estas observaciones no puede ser cierto para las rocas de mojabilidad

intermedia. Además, para valores de alta permeabilidad { (ko )Swir>100md }, estos resultados pueden no ser cierto. Por ejemplo, rocas-húmedo de agua con grandes gargantas de poros (alta permeabilidad) a veces presentan inmóvil saturación de agua congénita de menos de 10 a 15 por ciento. Sin embargo, la Figura 2-8 indica las formas y magnitud de las curvas de permeabilidad relativa pueden dar una indicación de la preferencia humectabilidad de un depósito para niveles moderados a

bajos de permeabilidad; es decir, (k o )S wir>100md.

E. Valores de punto final

Resumen de agua-aceite ensayo de permeabilidad relativa se llevan a cabo con frecuencia en muestras de núcleos. Estas pruebas de resumen se refiere a menudo como pruebas de "punto final" porque reflejan Swir , S¿ , (ko )Swir ,y (kw )S¿

. Los resultados de estas pruebas son menos costosas

que las pruebas de permeabilidad relativa normales, pero pueden proporcionar información útil sobre las características del yacimiento. A continuación son los datos de prueba de punto final para los tres núcleos de arenisca enumeran.

Agua-petróleo End-Point pruebas de permeabilidad relativa *

Initial Conditions

Terminal Conditions

k A ,md ϕ ,% Swir ,% k o ,md S¿ ,% kw ,md k ro k rw9.4 14.5 27.5 6.4 35.4 1.8 1.0 0.283.7 15.8 37.6 2.4 34.2 0.8 1.0 0.3318.0 13.8 24.7 13.0 38.3 4.6 1.0 0.35

* Las pruebas realizadas en confinar presión de sobrecarga

F. Un promedio de los datos

1. Datos promedio de métodos

Una vez más, nos enfrentamos a menudo el problema de tener varias curvas de permeabilidad de una formación especial, todos los cuales son diferentes. Es deseable seleccionar un conjunto de curvas que se aplicarán en las condiciones promedio del yacimiento, es decir, en la permeabilidad de la formación media. Los métodos para lograr esto son:

a. Determinar la saturación a diferentes valores de k ro o krwkro

para

cada uno de los diferentes conjuntos de datos (que utilice los mismos valores de la permeabilidad o la relación de la permeabilidad en la obtención de saturaciones de las diferentes curvas de permeabilidad). Esto probablemente se hace con mayor

frecuencia utilizando krwkro

.

Las saturaciones obtenidas a valores iguales de permeabilidad se promediaron aritméticamente para definir el conjunto promedio de los datos de permeabilidad.

b. En algunos casos, un gráfico de krwkro

frente a la saturación de agua

para cada núcleo dará lugar a una correlación con la permeabilidad como se muestra en la Figura 2-9. Sin embargo, curvas suaves en lugar de líneas rectas a menudo dará como resultado. Si se sabe que la permeabilidad media efectiva, una curva de la permeabilidad promedio se puede determinar a partir de la correlación.

FIGURA 2-9

2. Ajuste los datos medios para dar cuenta de diferentes saturaciones de agua irreductibles

Esto no es necesario para el petróleo - Sistemas de establecer, pero en el caso del agua - sistemas húmedos, la situación a menudo se produce cuando el valor aceptado de la saturación de agua irreductible no está de acuerdo con los datos medios de permeabilidad relativa elegidos para representar el depósito. El procedimiento para la conversión de los datos a una saturación de agua irreductible diferente es:

a. De las curvas de las medias de permeabilidad relativa, leer los valores de k ro y k rw a diferentes valores de saturación de petróleo.

b. Multiplicar cada una de la saturación de la etapa (a) frente a las saturaciones normalizados de la etapa (b).

c. Utilizando la curva normalizada obtenida de la etapa (c), los datos de permeabilidad se pueden colocar de nuevo sobre una base de volumen total de poro, utilizando cualquier valor deseado de saturación de agua inicial, multiplicando las saturaciones

normalizados por (1.0−Swir ).

Es también posible normalizar los datos de permeabilidad relativa antes se promedian los datos.

EJEMPLO 2:2

Curvas de permeabilidad relativa medida en tres núcleos del campo Levelland, San Andrés Formación, en Texas se muestran en la Figura 2-10. Se cree que la saturación de agua inicial promedio de este reservorio a ser 15 %. Encuentre las curvas de permeabilidad relativa media de aceite y agua de este reservorio y ajustar las curvas a la saturación promedio de agua connata.

FIGURA 2-10

SOLUCIÓN

Los cálculos necesarios para promediar, normalizar y ajustar las curvas a una nueva base de saturación se presentan en las siguientes tablas para los datos de petróleo y agua. Las curvas de permeabilidad media, ajustado a 15 % de saturación de agua irreductible, se presentan en la Figura 2-11.

FIGURA 2-11

3. Por defecto las relaciones de permeabilidad relativa

La fuente más confiable de los datos de permeabilidad relativa es a partir de mediciones de laboratorio Interrupciones en cilindros obtenidos desde el reservorio de su interés. Para las mediciones sean significativos, la atención y el esfuerzo considerable se deben gastar para asegurar que la capacidad de humectación del reservorio In situ se conserva durante la extracción de muestras, emergiendo operaciones, almacenamiento y medición. El fracaso de preservar humectabilidad nativo hará que los valores de permeabilidad relativa medidos sean de poca utilidad para el análisis de yacimientos.

Desafortunadamente, muchos depósitos considerados para la inyección de agua se caracterizan por la ausencia de permeabilidad relativa o, en el mejor de, por datos poco fiables. En estas situaciones, puede ser necesario el uso de ciertos modelos de permeabilidad "por defecto" en relación a los datos.

Varios autores han presentado modelos matemáticos que pueden ser utilizados para describir las relaciones de permeabilidad relativa para el flujo simultáneo de petróleo y agua. Las relaciones se limitan a reservorios en los que el flujo es a través de la matriz. En consecuencia, los resultados no son aplicables para el flujo a través de los depósitos que poseen cavidades significativas o fracturas naturales.

Corey ha sugerido que para que un proceso de drenaje (de inyección de agua de una roca-petróleo húmedo):

k rw=Swe4 (Eq .2.5)

Donde:

Swe=Sw−Swir1.0−Swir

(Eq .2.6)

Con:

Sw=saturaci ónde agua , fracci ónSwir=saturació ndeagua irreductible , fracció n

Y:

k ro=(1.0−Swe )2 (1.0−Swe2 ) (Eq .2.7)

Donde hay flujo simultáneo de aceite y agua en un sistema de mojado agua durante un proceso de imbibición, Smith sugieren que:

k rw=Sw4 ( Sw−Swir1.0−Swir )

12 (Eq .2.8)

Y:

k ro=[1.0− Sw−Swir1.0−Swir−S¿ ]

2

(Eq .2.9)

Donde:

S¿=saturació nde petr ó leo residual , fracci ón

Más recientemente, Hirasaki resume algunos datos relativos compilados por el Consejo Nacional del Petróleo de 1984 (NPC). Como parte de un mayor estudio a nivel nacional de recuperación de petróleo, era necesario prever la recuperación de inyección de agua que queda en muchos embalses en todo Estados Unidos. En muchos unstances, los datos de reservas, tales como humectabilidad roca y la permeabilidad relativa no estaban disponibles. En consecuencia, un comité técnico NPC recomendó relaciones de permeabilidad relativa predeterminada similar a las presentadas por Molina. Estas relaciones se enumeran a continuación.

k rw=(krw )S¿( Sw−Swir1.0−S¿−Swir )

EXW

(Eq .2.10)

Y:

k ro=(kro)Swir( 1.0−Sw−S¿

1.0−S¿−Swir )EXO

(Eq .2.11)

Dónde:

EXW = relativo de agua exponente permeabilidad

EXO = aceite relativa exponente permeabilidad

(Kro) Swir = permeabilidad relativa al aceite en la saturación de agua irreductible (generalmente 1.0)

(KRW) Sor = permeabilidad relativa al agua en la saturación de petróleo residual de inyección de agua (generalmente alrededor de 0,25-0,4 dependiendo humectabilidad)

Sor = saturación de petróleo de inyección de agua residual, fracción

Sw = saturación de agua, la fracción

Swir = saturación de agua irreductible, fracción

Además de la ecuación. 2,10 y la ecuación. 2.11, la APN también proporcionó algunos otros datos predeterminado que se enumeran a continuación.

Parámetro Arenisca Carbonato

Punto final de aceite permeabilidad relativa

1.0 1.0

Punto final de agua permeabilidad relativa

0.25 0.40

Exponente de permeabilidad relativa del petróleo

2 2

Exponente de permeabilidad relativa del agua

2 2

Saturación de petróleo residual, porcentaje

25 37

Una comparación de estos valores de punto final por defecto con las declaraciones que figuran en la página 20 de Craig sugiere una posible conclusión de que el carbonato de embalses se comportan como si fueran aceite mojado. Esta observación no debe interpretarse como una indicación de la humectabilidad de la roca, pero el resultado del intento de "media" una gran cantidad de datos.

Por último, Honapur ofrece una revisión exhaustiva de las ecuaciones empíricas utilizadas para calcular las dos fases (aceite / agua o gas / aceite) y tres fases (gas / aceite / agua) permeabilidad relativa.

EJEMPLO 2:3

Un depósito de aceite de carbonato está siendo considerado para la inyección de agua. En la actualidad, la inmóvil (irreductible) la saturación de agua se estima que es 25 por ciento.

Calcular un par de curvas de permeabilidad relativa de aceite y agua que se podrían utilizar en la evaluación de la inyección de agua. SOLUCIÓN

En ausencia de datos específicos, las relaciones de permeabilidad relativa predeterminados descritos por la ecuación. 2.11 se utilizarán. Los siguientes datos se estimaron a partir de los campos analógicos o de los valores predeterminados de la APN.

Sorw=35% (campoaná logo)

(k ro)Swir=1.0¿

(k rw)S¿=0.35 (asumemojabilidad intermedia )

EXO = 2.0 (1984 NPC)

EXW = 2.0 (1984 NPC)

k rw=(krw )S¿( Sw−Swir1.0−S¿−Swir )

EXW

k ro=(kro)Swir ( 1.0−Sw−S¿

1.0−S¿−Swir )EXO

Sustituyendo:

k rw=(0.35)( Sw−0.251.0−0.35−0.25 )

2.0

Y:

k ro=1.0 ( 1.0−Sw−0.351.0−0.35−0.25 )2.0

Finalmente, Krw y Kro se pueden calcular y se representaron gráficamente como una función de saturación de agua.

FIGURA 2-12