PROPIEDADES PETROFÍSICAS DE LOS PETRÓLEOS

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PROPIEDADES PETROFÍSICAS DE LOS PETRÓLEOS INTRODUCCIÓN OBJETIVOS POROSIDAD La porosidad es el por ciento de espacio vacío que existe en una roca, o también se puede definir como la relación entre el volumen poroso y el volumen total de la roca. Matemáticamente: φ=Porosidad Absoluta V b = Volumen Bruto V m =Volumen de la Matriz φ=Porosidad Absoluta V p = volumen poroso V t = volumen total La porosidad generalmente se expresa en porcentaje. Clasificación de la porosidad La porosidad se clasifica en: Clasificación de Ingeniería de la porosidad

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PROPIEDADES PETROFÍSICAS DE LOS PETRÓLEOS

INTRODUCCIÓN

OBJETIVOS

POROSIDADLa porosidad es el por ciento de espacio vacío que existe en una roca, o también se puede definir como la relación entre el volumen poroso y el volumen total de la roca. Matemáticamente:

φ=Porosidad AbsolutaVb = Volumen BrutoVm =Volumen de la Matriz

φ=Porosidad AbsolutaVp = volumen porosoVt = volumen total

La porosidad generalmente se expresa en porcentaje.

Clasificación de la porosidadLa porosidad se clasifica en:

Clasificación de Ingeniería de la porosidad Porosidad absoluta Porosidad no efectiva Porosidad efectiva

Clasificación Geológica de la porosidad Porosidad primaria o intergranular

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Porosidad secundaria o inducida

1. Clasificación de Ingeniería de la porosidadDurante el proceso de sedimentación y mitificación, algunos de los poros que se desarrollaron inicialmente pudieron sufrir aislamiento debido a varios procesos diagenéticos o catagénicos tales como cementación y compactación. Por ende, existirán poros interconectados y otros aislados. Esto conlleva a clasificar la porosidad en absoluta y efectiva dependiendo de qué espacios porales se miden durante la determinación del volumen de estos espacios porosos.

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

b. Porosidad efectivaEs la relación del volumen poroso interconectado con el volumen bruto de roca. Esta porosidad es una indicación 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. Clasificación Geológica de la porosidadA medida que los sedimentos se depositaron en los mares antiguos, el agua fue el primer fluido que llenó el espacio poroso. Esta agua se le denomina agua connata. Un método común de clasificación de la porosidad se basa en la condición si porosidad se formó inicialmente o si fue producto de una diagénesis subsiguiente (dolomitización), catagénesis, campo de esfuerzos o percolación de agua.

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

Porosidad intercristalinaSe refiere a los espacios existentes entre los planos de un cristal o espacios vacíos entre cristales. Muchos de estos poros son sub-capilares, v.g. poros menores de 0.002 mm de diámetro. La porosidad que se encuentra entre cristales o partículas tamaño lodo se llama comúnmente “microporosidad”.

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

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Planos estratificadosExiste concentración de espacios vacíos de diferentes variedades paralelos a los planos de estratificación. Las geometrías mayores de muchos yacimientos petroleros están controladas por este tipo de porosidad. Entre las causas de espacios vacíos en los planos estratificados se cuentan: diferencias de los sedimentos depositados, tamaño de partículas y arreglo de depositación y ambientes de depositación.

Espacios Sedimentarios Misceláneos Esto se debe a: (1) espacios vacíos resultantes de la depositación de fragmentos detríticos de fósiles, (2) espacios vacíos resultantes del empaquetamiento de oolitas, (3) espacios cavernosos de tamaño irregular y variable formados durante el tiempo de depositación, y (4) espacios creados por organismos vivos en el momento de la depositación.

b. Porosidad secundaria, inducida o vugularOcurre por un proceso geológico o artificial subsiguiente a la depositación de sedimentos. Puede ser debida a la solución 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 geológico (diagénesis y catagénesis) que tomó lugar después de la depositación de los sedimentos. La magnitud, forma, tamaño e interconexión de los poros podría no tener relación directa de la forma de las partículas sedimentarias originales. La porosidad secundaria se clasifica en:

Porosidad de disoluciónntegrada por canales resultantes de la disolución del material rocoso por acción de soluciones calientes o tibias que circulan o percolan a través de la roca. Las aperturas causadas por meteorización (juntas alargadas y cavernas) y espacios vacíos causados por organismos vivientes pueden sufrir alargamiento debido a dilución.

DolomitizaciónEs el proceso mediante el cual la caliza se transforma endolomita según la siguiente reacción:2 22CaCO3+Mg+ →CaMg(CO3)+Ca+ (caliza) (Dolomita)Algunas rocas carbonatas están constituidas solamente por calizas. Si el agua circulante a través del espacio poroso contiene suficientes cantidades de magnesio disuelto, el calcio en la roca puede intercambiarse por el magnesio en solución. Como el magnesio es considerablemente más pequeño que el calcio, la resultante dolomita tendrá 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 tensión originada por actividades tectónicas tales como doblamiento y falla. Esta incluye juntas, fisuras, y fracturas. Las porosidades de fractura normalmente no superan el 1 % en carbonatos.

Espacios secundarios misceláneos En esta clasificación 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 separación de estratos sometidos a un suave desplome, y (3) espacios vacíos causados por brechas submarinas y conglomerados que resultan de movimientos gravitarios del material del fondo marino después de mitificación parcial.

La porosidad es considerada:

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• Muy Baja cuando es =< 5%• Baja cuando es >5% pero =<10%• Promedio cuando es >10% pero =<20%• Buena cuando es >20% pero =<30%• Excelente cuando >30% 3

Factores que Afectan la Porosidad Escogimiento de los granos: Mientras los granos de la roca sean más uniformes

mayor será la porosidad. Cúbico, porosidad = 47.6 % Romboedral, porosidad = 25.9 % Ortorrómbico, porosidad = 39.54 % Tetragonal esfenoidal, porosidad = 30.91 %

Arreglo de los granos: La simetría influye en el valor de la porosidad, mientras menos simetría exista más afecta la porosidad.

Cementación: Los granos estan “pegados” entre sí mediante uuna cementación natural que por supuesto resta espacio poroso a ser ocupado por los hidrocarburos.

Presencia de Grietas y Cavidades: Son factores que favorecen la porosidad Consolidación: La presión de sobrecarga de un estrato crea acercamiento entre las

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

Promedio de la porosidadExisten varios promedios, los principales son: aritmético, ponderado y estadístico o geométrico.

Promedio aritméticoØ= ∑Øi /n

Promedio ponderado Espesor-promedio ponderado Ø= ∑Øi hi/∑hi.

Área-promedio ponderado Ø= ∑Øi Ai/∑Ai

Volumen-promedio ponderado Ø= ∑Øi Ai hi /∑Ai hi

Promedio estadístico o armónico

SATURACIÓNEl termino de “saturación de fluidos” es utilizado para indicar la presencia de los

fluidos en la formación. La saturación de fluidos se define como:” la fracción 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 matemático para cada uno de los fluidos del yacimiento tendremos que:

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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= Saturación del petroleo

Sg= Saturación del gas

Sw= Saturación del agua

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

So+Sg+Sw = 1

Agrupando

So+Sg = SHC

SHC+Sw =1

Luego Shc = (1 -Sw)

Por definición todos los valores de S están relacionados a “volúmenes porosos” y no al volumen de la roca.

Saturaciones Promedio

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So = ∑ ФihiSoi /∑ Фi hi…… (5 – 11)

Sg = ∑ФihiSgi/∑ Фihi…… (5 – 12)

Sw = ∑ Фi hiSwi/∑ Фihi…… (5 – 13)

Métodos para determinar saturaciones de fluidos

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

Método 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 petróleo.

Método de extracción con solventes

Es un mmet6odo de destilación de uso general para determinar la saturación de agua en nucleos

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Registros de pozos

Por medio de registros de inducción o el laterolog se mide la resistividad de la formación. Previamente se ha medido la saturación del petróleo con el registro normalo el lateral.

PRESION CAPILAR

Las fuerzas capilares en un reservorio de petroleo son resultado de efectos combinados de la tensión superficial y la interfacial de las rocas y el fluido, el tamaño, la geometría de los poros y de las características de la humectabilidad del sistema cuando dos fluidos inmiscibles están en contacto existe una discontinuidad de presión entre estos fluidos, la cual depende de la curvatura de la separación de los fluidos. Esta diferencia de presión se llama presión capilar y se las simboliza como PC

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Presión capilar (presión de la fase no humectante)- (presión de la fase humectante)

Pc = Pnw – Pw

ésta es la presión en el fluido nohumectante que es la presión capilar y esta cantidad es una función directa de la saturación.

Tipos de presión capilar

presión capilar agua – oil, Pcwo…… (5 – 15) presión capilar gas – oil, Pcgo…….. (5 – 16) presión capilar gas -agua, Pcgw…… (5 – 17)

Aplicando la definición de la presión capilar como esta expresado en la ecucion 5 – 14, para los tres tipos de presión capilar:

Pcwo = Po – Pw …… (4 – 18)

Pcgo = Pg – Po …… (4 – 19)

Pcgw = Pg – Pw …… (4 – 20)

Si todas las tres fases son continuas, entonces tendremos

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Pcgw = Pcgo + Pcwo

Si observamos la figura 4 - 3, la diferencia de presión a través de la interfase entre los puntos 1 y 2 es esencialmente capilar

Pc= P1 – P2

La presión de la fase agua en el punto 2 es igual a la presión del punto 4

P2 = P4 – ghρw (5 -23)

La presión justo o por encima de la interfase del punto 1 representa la presión del aire

P1 = P3 – ghρaire (5 – 24)

Entonces tenderemos que

Pc = gh (ρw – ρaire) = ghdρ (5 – 25)

En unidades de campo la ecuación anterior se puede expresar:

Pc = [h/144] dρ (5 – 26)

Donde Pc = presión capilar, psi

h = nivel capilar, ft

dρ = diferencia de densidades, lb/ft3

En el caso de un sistema oil-agua la ecuación 5 – 28 se escribe como:

Pc = gh (ρw – ρaire)

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En unidades de campo la ecuación anterior se puede expresar

Pc = [h/144] dρ

Distribucion de los Fluidos en el Reservorio

PERMEABILIDAD – LEY DE DARCY

Una de las características mas importantes que se debe conocer en un yacimiento, es la permeabilidad que es la habilidad que permite el flujo de los fluidos a traves de los poros. La cuantificación de esta característica es de suma relevancia para los estudios relativos a la explotación de un yacimiento.

La relación que nos permite cuantificar la “permeabilidad” es conocida también como la Ley de Darcy

Gas & Water

Gas density = g

Oil, Gas & Water

Oil & Water

Oil density = o

Water

Water density = w

‘A’

h1

h2

‘B’

Free Oil Level

Free Water Level

Capillary pressure difference between

oil and water phases in core ‘A’

Pc,ow = h1g (w-o)

Capillary pressure difference between

gas and oil phases in core ‘B’

Pc,go = h2g (o-g)

Modified from NExT, 1999, modified after Welge and Bruce, 1947

Sea

l

Fa

ul

t

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LEY DE DARCY

En 1856 como resultado de estudios experimentales de flujo de agua a través de filtros de arena no consolidada, el francés Henry Darcy dedujo la ecuación que enuncia “la velocidad del un fluido homogéneo en un medio poroso es proporcional al gradiente de presión e inversamente proporcional a la viscosidad del fluido”.Este concepto se le puede expresar matemáticamente con la siguiente ecuación:

v = - k/µ Әp/ӘL

Donde v = velocidad aparente, cm/seg

µ = viscosidad el fluido, cp

Әp/ӘL= gradiente de presión, atm/cm

k = permeabilidad, darcy

El signo negativo en la expresión indica que si se toma el flujo positivo en la dirección positiva de L , la presión disminuye en esa dirección y la pendiente Әp/ӘL es negativa y como la velocidad y la movilidad son siempre positivas, se tiene que usar el mismo signo del gradiente para que se cumpla lo anterior.

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La ley de Darcy es aplicable únicamente para flujos en régimen laminar además esta tiene un caracteriza estadística que promedia el comportamiento múltiples canales porosos. Debido a que la porosidad de la roca, a la tortuosidad de las líneas de flujo y a la ausencia de flujo en algunos de los “espacios porosos intercomunicados la velocidad real del fluido varia de un lugar a otro dentro de la roca y mantienen una velocidad mas alto que la velocidad aparente”

Si sustituimos v = q/A en la ecuación anterior entonces tendremos:

q = kA/μ Әp/ӘL

Donde q = caudal de flujo a través de un medio poroso, cm/sec

A =Arrea transversal por donde ocurre el flujo,cm2

La unidad de medida se llama Darcy

1 Darcy = 1,000 md

Como las velocidades reales no son medibles, entonces estas velocidades aparentes son la base de la ley de Darcy.

La gradiente dp/dL es la fuerza de empuje y se debe a los gradientes de presión del fluido. Si el angulo de buzamiento de las capas es muy pronunciado, entonces se debe agregar a la expresión el termino correspondiente al gradiente de la presión hidrostática y que es igual ρ g sin ψ°, donde ψ ° es el angulo entre la dirección del flujo y la horizontal.

v = - k/µ (Әp/ӘL – ρ g sin ψº)

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donde ρ g sin ψ ° = gradiente de la presión hidrostática (ata/cm.)

ρ = densidad del fluido,gr/cm3

o

q = -1.127x10-3 kA /µ(Әp/ӘL +.4335y- sin ψº)……… (5 – 37)

Se dice que una roca tiene la permeabilidad de 1 Darcy cuando un fluido con una viscosidad de un cp avanza con una velocidad de un cm/seg, bajo un gradiente de presión de una atm/cm.

la ecuación ( 5 - 32 ) puede ser integrada cuando la geometría y fluido que fluye son conocidos

q ∫dL = - kA/ µ∫dp

después de la integración y expresando en unidades de campo tendremos

q L = - kA/ µ( P2 –P1)

Pero como sabemos que la P1 es mayor que P2 la ecuación quedara reordenada como sigue:

q = kA( P1 –P2) / µL

que se utiliza para flujos lineales convencionales.

Para un flujo radial la forma diferencial de la ecuación de Darcy será:

q = kA/ µ (dP/dr)

Integrando la expresión anterior será

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re Pe

q ∫dr = kA/ µ ∫ dp…… (5 – 42)

rw Pwf k

como quiera que el flujo se efectúa a través del área de un cilindro, la cual sera 2 π rh entonces tendremos que:

re Pe

q ∫dr/2 π rh = k / µ ∫ dp…… (5 – 43)

rw Pwf

reordenando:

re Pe

q /2 π h ∫ dr/r = k / µ ∫ dp…… (5 – 44)

rw Pwf

integrando : q/2 π h( ln re –ln rw)= k/ µ (Pe – Pwf) de donde el caudal sera:

q = 2 π kh( Pe – Pwf) / µ ln (re/rw) …… (4 – 45)

Donde q= caudal de flujo,cm3/sec

k=permeabilidad absoluta, Darcy

h= espesor, cm

re= radio de drenaje,cm

rw=radio del pozo,cm

pe=presion en el radio de drenaje,atm

pwf= presion de fondo fluyente,

µ= viscosidad,cp

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PERMEABILIDADES ABSOLUTAS PROMEDIO

Hay técnicas que se para determinar permeabilidad-promediando que normalmente se usan para calcular una permeabilidad apropiada para representar un sistema honogeneos equivalente.

permeabilidad-promedio ponderada permeabilidad-promedio harmonica permeabilidad-promedio geometrica

CORRELACIONES PARA PERMEABILIDAD ABSOLUTA

ECUACION DE TIMUR

Timur (1968) propuso la siguiente ecuacion estimando la permeabilidad

K = 8.58102 Ф 4.4/Swc 2 ( 5 - 46)

ECUACION MORRIS - BIGGS

Morris y Biggs (1967) propusieron la siguiente ecuacion estimando la permeabilidad del oil y gas

Ko = 62.5 [Ф 3/Swc] 2 (5 - 47)

Para reservorios de gas:

Kg = 2.5 [Ф 3/Swc] 2 (5 -48)

Donde k= permeabilidad absoluta, Darcy

Ф = porosidad, fracción

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Swc = saturación de agua connata, fracción

PERMEABILIDADES EFECTIVA ( Ko,Kg;kw)

Se define como “permeabilidad efectiva” de una roca , a la permeabilidad de un fluido en particular cuando la saturacion de este fluido en la roca es menor alm 100%.

Ko = permeabilidad efectiva del oil

Kg = permeabilidad efectiva del gas

Kw = permeabilidad efectiva del agua

Los valores de las permeabilidades del oil y agua efectivas pueden variar de cero hasta k con excepción del Kg que puede valer más que K cuando la muestra está saturada 100% de gas.

La suma de las permeabilidades efectivas generalmente es igual o menor que la permeabilidad absoluta

Ko+Kg+kw <= K

PROPIEDADES de la ROCAESPESOR NETO PRODUCTIVOLas formaciones que contienen hidrocarburos, consisten de varias capas arenosas y muchas veces estas capas están claramente definidas como unidades geológicas.Para la determinación del espesor neto de la formación productiva, se debe seleccionar un valor mínimo de porosidad y saturación de hidrocarburo y así eliminar las capas arcillosas (con baja porosidad efectiva), capas con altas saturaciones de agua y capas de baja permeabilidad.Las herramientas primarias para determinar el espesor neto productivo son los registros eléctricos y el análisis de núcleos.

GRAFICO N° 1

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POROSIDADLa porosidad constituye una parte de la roca, y representa al espacio vacío. La porosidad absoluta se define como el ratio del volumen vacío (espacio poroso interconectado y aislado) al volumen bruto de la roca y se puede representar por la siguiente ecuación:

La porosidad efectiva implica el ratio del volumen vacío (solo interconectado) al volumen bruto de la roca y se puede representar por la siguiente ecuación:

La porosidad efectiva depende de varios factores tal como el tipo de roca, heterogeneidad del tamaño del grano, empaque de los granos, cementación, tipo y contenido de arcilla, volumen de hidratación, etc.La porosidad es un parámetro estático. Este parámetro estático, se define localmente como un promedio sobre la base de un volumen de un elemento representativo del medio poroso en estudio.Se pueden distinguir los siguientes tipos de porosidad:(1) Porosidad intergranular,(2) Porosidad de fractura,(3) Micro-Porosidad,(4) Porosidad Vugular

PERMEABILIDAD

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La permeabilidad de la roca reservorio es una propiedad del medio poroso que cuantifica la capacidad de un material para trasmitir fluidos. La permeabilidad está referida a su capacidad de permitir el flujo de fluidos a través del sistema de poros interconectados. La permeabilidad absoluta es una propiedad solo de la roca, mientras que la permeabilidad efectiva es una propiedad de la roca y los fluidos presentes en la roca. Generalmente, los registros de pozos han sido usados para estimar la permeabilidad vía correlaciones con la porosidad. Las correlaciones utilizan ladata de porosidad generada por análisis de núcleos y se transforma apermeabilidad. Estas correlaciones son de naturaleza semi-log en una formageneral de y = m.x + b.Otra correlación utilizada para estimar la permeabilidad efectiva es la queincorpora la saturación irreducible de agua a partir de los perfiles deresistividad y la ecuación de Archie.Se requiere una medida exacta de la permeabilidad ya que es un parámetroclave que controla estrategias de completación de pozos, producción de fluidosy manejo de reservorios.Correlación permeabilidad – porosidadUn concepto que busca la relación entre porosidad y permeabilidad es laecuación:log(k) = m⋅φ + a

PERMEABILIDAD RELATIVALa permeabilidad relativa es el factor más importante en lo que respecta al movimiento de las fases inmiscibles (petróleo, agua y gas) dentro del medio poroso. Las curvas de permeabilidad relativa es un resultado simple de resultados de laboratorio (experimentales), pero su forma incorpora los parámetros de flujo de fluidos dentro del reservorio y dependen de variables tales como:(1) Geometría del sistema poroso,(2) Mineralogía de la roca,(3) Permeabilidad absoluta y porosidad,(4) Preferencia de mojabilidad de la roca,(5) Viscosidad de los fluidos,(6) Tensión interfacial,(7) Tasas de desplazamiento,(8) Presión del reservorio,(9) Presencia de fases inmóviles o atrapadas,Considerando que la permeabilidad relativa es un importante factor para determinar el comportamiento del reservorio, es que se requiere una exacta determinación, a fin de poder lograr una buena predicción (pronóstico) y una buena optimización. Existen una serie de correlaciones que nos permiten disponer de datos para llevar a cabo las estimaciones, pero es necesario disponer de medidas experimentales para lograr mejores resultados en las estimaciones.

PRESIÓN CAPILARLa roca reservorio contiene fases inmiscibles (petróleo, agua y gas) y lasfuerzas que mantienen a estos fluidos en equilibrio (entre si y con la roca) sonexpresiones de fuerzas capilares. Durante el proceso de inyección de agua,pueden actuar junto con las fuerzas friccionales para alterar el flujo depetróleo. Es por lo tanto importante comprender la naturaleza de las fuerzascapilares. Si se tiene conocimientode la mojabilidad, la presión capilar será definida como la diferencia de presiónentre las fases no-mojante y mojante (la presión capilar siempre será positiva).Es decir:

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Pc = Pnw − PwPor lo tanto, para un sistema petróleo-agua (mojable al agua):Pc = Po − PwPara un sistema gas – petróleo (mojable al petróleo):Pc = Pg – Pw

Las curvas de presión capilar muestran una fuerte dependencia con respecto a la dirección de los cambios de saturación. Una situación típica para un sistema agua-petróleo se muestra en el gráfico siguiente.MOJABILIDAD MOJABILIDAD se refiere a la interacción de un sólido y un fluido (líquido o gas).Se define mojabilidad a la capacidad de un líquido a esparcirse o adherirse sobre una superficie sólida en la presencia de otro fluido inmiscible. La mojabilidad es afectada por varios factores (superficie sólida y tipo de fluido) tales como el tiempo de contacto entre los fluidos y la superficie de la roca, heterogeneidad de la superficie, rugosidad y mineralogía de la superficie de roca y composición del agua y del petróleo.

El ángulo θ se denomina ángulo de contacto. Cuando θ < 90°, el fluido moja al sólido y se llama fluido mojante. Cuando θ > 90°, el fluido se denomina fluido no mojante.

Angulo de Contacto de Avance.- Cuando el agua está en contacto con el petróleo sobre una superficie sólida previamenteen contacto con el petróleo.Angulo de Contacto de Retroceso.- Cuando el petróleo está en equilibrio con el agua sobre una superficie previamente cubierta con agua.

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La mojabilidad afecta a la permeabilidad relativa, propiedades eléctricas y perfiles de saturación en el reservorio. El estado del grado de mojabilidad impacta en una inyección de agua y en el proceso de intrusión de un acuífero hacia el reservorio, afecta la recuperación natural, la recuperación por inyección de agua y la forma de las curvas de permeabilidad relativa.

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HISTERESISLa medida de la tensión interfacial y la mojabilidad pueden proporcionar resultados diferentes cuando la interfase fluido-fluido está avanzando o retrocediendo sobre una superficie sólida. Este fenómeno se denominaHISTERESIS.Las causas principales que generan la histéresis del ángulo de contacto sontres:(1) Heterogeneidad de la superficie,(2) Rugosidad de la superficie,(3) Estabilidad de la superficie a una escala macromolecular,La presión capilar está sujeta a HISTERESIS ya que el ángulo de contacto θ es una función de la dirección del desplazamiento; θ puede tener diferentes valores si el equilibrio es alcanzado por avanzar o retroceder sobre la superficie (cambio de dirección).

SATURACIONSi consideramos un volumen representativo del reservorio, con los poros llenos de petróleo, agua y gas, en términos volumétricos podemos representarlocomo:

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Lo anterior, nos permite definir el término de saturación (S), como una fraccióndel volumen poroso ocupado por un fluido particular:

Si en un medio poroso coexisten dos fluidos (petróleo y agua, petróleo y gas,gas y agua, etc), estos se distribuyen en el espacio poroso de acuerdo a sus características de mojabilidad (preferencias).

La saturación de fluidos cambia tanto en el espacio como en el tiempo. El reservorio puede tener diferentes niveles de saturación en sentido horizontal y en sentido vertical y también esta saturación cambia progresivamente de acuerdo al avance de la producción de fluidos.

INTERFASES EN EL RESERVORIOSe pueden considerar las siguientes interfases:

(1) Contacto Gas-Petróleo (GOC), que se define como la superficie que separa la capa de gas de la zona de petróleo. Debajo del GOC, el gas puede estar presente solo disuelto dentro del petróleo.

(2) Contacto Petróleo-Agua (WOC), que se define como la superficie que separa la zona de petróleo de la zona de agua. Debajo del WOC, generalmente no se detecta petróleo.(3) Nivel de Agua Libre (Free-Water Level, FWL), que se define como una superficie imaginaria localizada a la menor profundidad en el reservorio donde la saturación de agua es 100% y por lo tanto, al existir un solo fluido en los poros o sistema capilar, la presión capilar es cero. El FWL es el WOC si se cumple que las fuerzas capilares asociadas con el medio poroso son iguales a cero.

INDICE DE PRODUCTIVIDADLa relación de la tasa de producción (STB/día para flujo líquido) al diferencial de presión en el punto medio del intervalo productivo, se denomina Índice de Productividad (IP o J).

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El IP es una medida del potencial de un pozo, o la facilidad con que este produce, y es medida como una propiedad del pozo. Para calcular el IP a partir de una prueba de producción, es necesario hacer fluir al pozo por un tiempo suficientemente grande para que alcance el flujo de estado seudoestable. Solo durante este régimen de flujo la diferencia (P - Pwf) será constante. Los cálculos del IP durante otros períodos pueden no ser exactos.En algunos pozos, el IP permanece constante a pesar que exista una gran variación en la tasa de flujo (la tasa de flujo es directamente proporcional al diferencial de presión de fondo). En otros pozos, la linealidad no se mantiene a altas tasas, y el IP declina.

COMPRESIBILIDAD DE LA FORMACIÓN.

La compresibilidad isotermal de la formación, Cf., para la roca porosa esta dada por la siguiente ecuación:

……………………………. (5 – 57)

Donde Vφ = el volumen del espacio poral vació de la roca.

La ecuación 2.8 se da un cambio en el volumen del PV durante el cambio de la presión, mientras que la temperatura se mantiene en unidades constantes. Las unidades serán recíprocas a las unidades de la presión. Cuando la presión fluido interior dentro del espacio poral de la roca se reducir mientras la presión de la sobrecarga sigue siendo constante, el volumen del grano de la roca disminuye y el volumen del sólido aumenta los de la fase de la roca. Los de los actores de éstos de los cambios del volumen para reducir el sligthly de la porosidad de la roca. Van der Knaap mostró que este cambio en la porosidad para una roca dada sólo depende del diferencia entre las presiones interiores y externas y no en los valores absolutos de las presiones. Así, la compresibilidad de la formación, el cf, se relaciona para mecer la compresibilidad, cr, porque las disminuciones de PV.

La relación puede ser la mostrada por:

…………………….. (5 – 58)

Estas compresibilidades no son constantes pero tienden a ser una función de la presión. La compresibilidad de la formación para las calizas y reservorios de sandtones típicamente están en el

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rango de 3x10-6 a 5x 10-6 psi-1. Sin embargo, existen muchos ejemplos de formaciones con el encontrar valores de la compresibilidad muy altos como 150x 10 -6 en los reservorios de Ekofisk y de Valhall en el Mar Norte.

Newman obtuvo la correlación siguiente para la compresibilidad isotermal, de los datos medidos en los sandtones consolidados.

……………………. (5 – 59)

Los informes de Geestma que cuando el reservorio no esta sujeto a la presión externa uniforme la compresibilidad efectiva en el reservorio es menor al valor medido.

Incluso cuando las compresibilidades de la formación son pequeñas, su efecto es significante cuando los fluidos del reservorio son superiores a la presión del punto de burbuja. Normalmente la compresibilidad del agua esta en el mismo orden de magnitud que la compresibilidad de la formación, y muchos petróleos sobre el bubblepoint.

Pueden medirse la compresibilidad de la formación y las rocas directamente en las muestras de los núcleos en laboratorio. Ellos también se han estimado de los loas sónicos por el uso de los dos el esquila compresibilidad matriz tránsito cronometra y la formación forma grano la densidad.

Newman desarrollo una correlación para limonitas para porosidades con los siguientes rangos: 0.02< φ <0.33

……………. (5 – 60)

El Incluso cuando la compresibilidades del la formación son muy pequeños, el efecto de aquellos es significante cuando el fluido del depósito es inferior al bubblepoint. Normalmente la compresibilidad del agua es del mismo orden de magnitud como la compresibilidad de la formación y muchos petróleos que están por encima del bubblepoint tienen las compresibilidades en el rango comprendido de (5 a 10) x 10-6 psi-1.