PROPIEDADES PETROFÍSICAS DE LOS PETRÓLEOS

download PROPIEDADES PETROFÍSICAS DE LOS PETRÓLEOS

of 27

  • date post

    31-Dec-2015
  • Category

    Documents

  • view

    7
  • download

    0

Embed Size (px)

Transcript of PROPIEDADES PETROFÍSICAS DE LOS PETRÓLEOS

PROPIEDADES PETROFSICAS DE LOS PETRLEOSINTRODUCCINOBJETIVOS POROSIDADLa porosidad es el por ciento de espacio vaco que existe en una roca, o tambin se puede definir como la relacin entre el volumen poroso y el volumen total de la roca. Matemticamente:

=Porosidad Absoluta

Vb = Volumen Bruto

Vm =Volumen de la Matriz

=Porosidad Absoluta

Vp = volumen poroso

Vt = volumen totalLa porosidad generalmente se expresa en porcentaje.

Clasificacin de la porosidad

La porosidad se clasifica en:

Clasificacin de Ingeniera de la porosidad Porosidad absoluta

Porosidad no efectiva

Porosidad efectiva

Clasificacin Geolgica de la porosidad Porosidad primaria o intergranular

Porosidad secundaria o inducida1. Clasificacin de Ingeniera de la porosidad

Durante el proceso de sedimentacin y mitificacin, algunos de los poros que se desarrollaron inicialmente pudieron sufrir aislamiento debido a varios procesos diagenticos o catagnicos tales como cementacin y compactacin. Por ende, existirn poros interconectados y otros aislados. Esto conlleva a clasificar la porosidad en absoluta y efectiva dependiendo de qu espacios porales se miden durante la determinacin del volumen de estos espacios porosos.

a. Porosidad absolutaEs aquella porosidad que considera el volumen poroso de la roca est o no interconectado. Esta propiedad es la que normalmente miden los porosmetros comerciales. Una roca puede tener una porosidad absoluta considerable y no tener conductividad de fluidos debido a la carencia de interconexin poral.

b. Porosidad efectivaEs la relacin del volumen poroso interconectado con el volumen bruto de roca. Esta porosidad es una indicacin de la habilidad de la roca para conducir fluidos, sin embargo esta porosidad no mide la capacidad de flujo de una roca.

c. Porosidad no efectiva Es la diferencia que existe entre la porosidad absoluta y efectiva.

2. Clasificacin Geolgica de la porosidadA medida que los sedimentos se depositaron en los mares antiguos, el agua fue el primer fluido que llen el espacio poroso. Esta agua se le denomina agua connata. Un mtodo comn de clasificacin de la porosidad se basa en la condicin si porosidad se form inicialmente o si fue producto de una diagnesis subsiguiente (dolomitizacin), catagnesis, campo de esfuerzos o percolacin de agua.a. Porosidad primaria o intergranular

La cual se desarroll al mismo tiempo que los sedimentos fueron depositados. Rocas sedimentarias con este tipo de porosidad son: areniscas (detrticas o clsticas) y calizas (no detrticas). La porosidad primaria a su vez se clasifica en:

Porosidad intercristalinaSe refiere a los espacios existentes entre los planos de un cristal o espacios vacos entre cristales. Muchos de estos poros son sub-capilares, v.g. poros menores de 0.002 mm de dimetro. La porosidad que se encuentra entre cristales o partculas tamao lodo se llama comnmente microporosidad.

Porosidad Integranular Es funcin del espacio vaco entre granos, es decir, de los espacios intersticiales de toda clase en todo tipo de roca. Esta porosidad comprende tamao sub-capilar a super-capilar. Generalmente, los espacios tienen un dimetro mayor de 0.5 mm.

Planos estratificadosExiste concentracin de espacios vacos de diferentes variedades paralelos a los planos de estratificacin. Las geometras mayores de muchos yacimientos petroleros estn controladas por este tipo de porosidad. Entre las causas de espacios vacos en los planos estratificados se cuentan: diferencias de los sedimentos depositados, tamao de partculas y arreglo de depositacin y ambientes de depositacin.

Espacios Sedimentarios Miscelneos

Esto se debe a: (1) espacios vacos resultantes de la depositacin de fragmentos detrticos de fsiles, (2) espacios vacos resultantes del empaquetamiento de oolitas, (3) espacios cavernosos de tamao irregular y variable formados durante el tiempo de depositacin, y (4) espacios creados por organismos vivos en el momento de la depositacin.

b. Porosidad secundaria, inducida o vugularOcurre por un proceso geolgico o artificial subsiguiente a la depositacin de sedimentos. Puede ser debida a la solucin o fractura (artificial o natural) o cuando una roca se convierte en otra (caliza a dolomita). La porosidad secundaria es el resultado de un proceso geolgico (diagnesis y catagnesis) que tom lugar despus de la depositacin de los sedimentos. La magnitud, forma, tamao e interconexin de los poros podra no tener relacin directa de la forma de las partculas sedimentarias originales. La porosidad secundaria se clasifica en:

Porosidad de disolucinntegrada por canales resultantes de la disolucin del material rocoso por accin de soluciones calientes o tibias que circulan o percolan a travs de la roca. Las aperturas causadas por meteorizacin (juntas alargadas y cavernas) y espacios vacos causados por organismos vivientes pueden sufrir alargamiento debido a dilucin. DolomitizacinEs el proceso mediante el cual la caliza se transforma en

dolomita segn la siguiente reaccin:

2 2

2CaCO3+Mg+ CaMg(CO3)+Ca+ (caliza) (Dolomita)Algunas rocas carbonatas estn constituidas solamente por calizas. Si el agua circulante a travs del espacio poroso contiene suficientes cantidades de magnesio disuelto, el calcio en la roca puede intercambiarse por el magnesio en solucin. Como el magnesio es considerablemente ms pequeo que el calcio, la resultante dolomita tendr una porosidad mayor, cuyo incremento oscila entre el 12-13 %.

Porosidad de FracturaSon aperturas en la roca producto de fallamiento estructural de las rocas del yacimiento debido a tensin originada por actividades tectnicas tales como doblamiento y falla. Esta incluye juntas, fisuras, y fracturas. Las porosidades de fractura normalmente no superan el 1 % en carbonatos.

Espacios secundarios miscelneos

En esta clasificacin se tienen: (1) a arrecifes, los cuales son aperturas en las crestas de anticlinales estrechos, (2) pinchamientos y llanos, los cuales son aperturas formadas por la separacin de estratos sometidos a un suave desplome, y (3) espacios vacos causados por brechas submarinas y conglomerados que resultan de movimientos gravitarios del material del fondo marino despus de mitificacin parcial.

La porosidad es considerada:

Muy Baja cuando es =< 5%

Baja cuando es >5% pero =10% pero =20% pero =30% 3

Factores que Afectan la Porosidad

Escogimiento de los granos: Mientras los granos de la roca sean ms uniformes mayor ser la porosidad.

Cbico, porosidad = 47.6 %

Romboedral, porosidad = 25.9 %

Ortorrmbico, porosidad = 39.54 %

Tetragonal esfenoidal, porosidad = 30.91 % Arreglo de los granos: La simetra influye en el valor de la porosidad, mientras menos simetra exista ms afecta la porosidad.

Cementacin: Los granos estan pegados entre s mediante uuna cementacin natural que por supuesto resta espacio poroso a ser ocupado por los hidrocarburos.

Presencia de Grietas y Cavidades: Son factores que favorecen la porosidad

Consolidacin: La presin de sobrecarga de un estrato crea acercamiento entre las rocas.

Mientras sea menor su efecto, mayor ser el valor de porosidad.

Promedio de la porosidad

Existen varios promedios, los principales son: aritmtico, ponderado y estadstico o geomtrico.

Promedio aritmtico

= i /n Promedio ponderado

Espesor-promedio ponderado = i hi/hi. rea-promedio ponderado = i Ai/Ai

Volumen-promedio ponderado = i Ai hi /Ai hi

Promedio estadstico o armnico

SATURACIN

El termino de saturacin de fluidos es utilizado para indicar la presencia de los fluidos en la formacin. La saturacin de fluidos se define como: la fraccin o porcentaje del espacio poroso ocupado por fluidos (oil, gas o agua) en forma particular en las condiciones del yacimiento

Sf= volumen total del fluido / volumen poral (5 5) Si aplicamos este concepto matemtico para cada uno de los fluidos del yacimiento tendremos que:

So= volumen total del petroleo / volumen poral (5 6) Sg= volumen total del gas / volumen poral (5 7) Sw= volumen total del agua / volumen poral (5 8) Donde So= Saturacin del petroleo

Sg= Saturacin del gas

Sw= Saturacin del agua

Si un poro contiene petroleo, gas y agua se puede demostrar que

So+Sg+Sw = 1

Agrupando

So+Sg = SHCSHC+Sw =1

Luego Shc = (1 -Sw) Por definicin todos los valores de S estn relacionados a volmenes porosos y no al volumen de la roca.

Saturaciones Promedio

So = ihiSoi / i hi (5 11)

Sg = ihiSgi/ ihi (5 12)

Sw = i hiSwi/ ihi (5 13) Mtodos para determinar saturaciones de fluidos

Para identificar los fluidos contenidos en el yacimiento existen mtodos directos e inderectos.los directos se realizan en laboratorio y entre ellos la retorta y el de extraccin con solventes y los indirectos se basan en los registros de pozos.Mtodo de la retorta

Fue prepuesto en 1938 por Yuster y Levine. La muestra se coloca en una retorta que usando calor solamente, elimina agua y petrleo.

Mtodo de extraccin con solventes

Es un mmet6odo de destilacin de uso general para determinar la saturacin de agua en nucleos

Registros de pozos

Por medio de registros de induccin o el laterolog se mide la resistividad de la formacin. Previamente se ha medido la saturacin del petrleo con el registro normalo el lateral.PRESION CAPILARLas fuerzas capilares en un reservorio de petroleo son resultado de