FÍSICA DE YACIMIENTOS

1. FÍSICA DE YACIMIENTOS

2. PROPIEDADES FÍSICAS Y GEOMECÁNICA DE LAS ROCAS ING. AMÉRICO PEROZO Maracaibo, Enero de 2007

3. CONTENIDO • INTRODUCCIÓN • PROPIEDADES FÍSICAS DE LAS ROCAS • GEOMECÁNICA DE LAS ROCAS

4. INTRODUCCIÓN Todas las rocas que cubren la tierra de acuerdo con la forma como ellas han sido formadas, se agrupan en tres clases principales: ígneas, metamórficas y sedimentarias. Rocas Ígneas: Se forman del enfriamiento y solidificación del material de roca que se encuentra debajo de la corteza terrestre en estado líquido. Pueden ser formadas debajo de la superficie por enfriamiento muy lento o formadas en la superficie cuando el material fundido es forzado hacia la superficie de la tierra. En esta categoría se encuentran granitos, dioritas, lavas, basaltos, etc. Rocas Metamórficas: Originalmente pueden ser ígneas o sedimentarias, sus características originales han sido cambiadas grandemente por las acciones de presión, temperatura y otros factores que actuaron sobre ellas dentro de la corteza de la tierra. Ejemplo de estas rocas son: filitas, esquistos, etc.

5. INTRODUCCIÓN Rocas Sedimentarias:Estas rocas provienen de la consolidación de sedimentos formados sobre la superficie de la tierra o ambientes marinos, originados por descomposición mecánica de fragmentos de rocas pre-existentes por efecto de meteorización, erosión y transporte (depositación mecánica), también por precipitaciones químicas de soluciones o por secreción de organismos vivientes (depositación química). Frecuentemente, fueron depositados en capas o estratos. En su mayoría todo el petróleo producido en el mundo proviene de rocas sedimentarias. Para localizar los yacimientos que contienen petróleo, se requiere del conocimiento de la naturaleza de los sedimentos. Las rocas sedimentarias están en su mayoría formadas por minerales que permanecen estables sometidos a condiciones normales de esfuerzos y temperatura derivados de procesos y pueden ser divididas en dos grandes grupos mecánicos y químicos.

6. INTRODUCCIÓN Las rocas sedimentarias se clasifican según su composición en: Rocas Carbonáticas:Son formadas por carbonatos de calcio y de magnesio precipitados en las aguas marinas por procesos químicos y bioquímicos. Ejemplo: Calizas y dolomitas. Rocas Clásticas:Están formadas de restos provenientes de la alteración y descomposición de rocas pre-existentes que pueden ser transportadas, frecuentemente a distancias considerables, por el viento, agua o hielo desde el sitio de erosión hasta el sitio de depositación. Estos sedimentos, los cuales se asientan bajo la acción de la gravedad a distancias desde sus orígenes son denominados “Exógenos”. Las partículas están usualmente unidas por un cemento de origen químico o bioquímico formando posteriormente la despositación. Ejemplo: Calizas y dolomitas.

7. Evaporitas (Algunas Calizas) Roca Fuente Carbón Orgánico Soluciones Minerales Preexistentes Descomposición Química Restos Biológicos y Precipitaciones INTRODUCCIÓN Clasificación de las Rocas Sedimentarias Descomposición Mecánica Restos Orgánicos Precipitaciones Lutita Areniscas Conglomerados Calizas Lutitas Diatomeas Fosforitas Dolomitas

8. SIMPLE ARENAS CALIZAS DOLOMITAS LUTITA ARCILLOSAS ARENA COMPLEJA MICA LUTITA INTRODUCCIÓN

9. INTRODUCCIÓN PETROFÍSICA Petrofísica, es la especialidad que caracteriza las propiedades físicas de las rocas mediante la integración del entorno geológico, perfiles de pozos, análisis de muestras de roca (Núcleos) y sus fluidos (Propiedades) e historias de producción.

10. PROPIEDADES FÍSICAS DE LAS ROCAS

11. Vp Vt BASES TEÓRICAS POROSIDAD Es el volumen poroso por unidad de volumen de formación. Es la fracción del volumen total de una muestra que está ocupada por poros o espacios vacios. Ø = Volumen Poroso Volumen Total En términos físicos relacionado con yacimiento, la porosidad no es más que la capacidad de almacenamiento del mismo.

12. BASES TEÓRICAS POROSIDAD Clasificación y empaque de los granos que forman la roca

13. BASES TEÓRICAS • FACTORES QUE AFECTAN A LA POROSIDAD 1. Tipo de empaque. 2. Material cementante. 3. Presión de las capas suprayacentes y confinantes. 4. Geometría de distribución de los grano. 5. Arcillosidad.

14. BASES TEÓRICAS CLASIFICACIÓN DE LA POROSIDAD SEGÚN LA DISTRIBUCIÓN Y FORMA DE LOS POROS: Porosidad Primaria:La matriz de la roca esta compuesta de granos individuales, los cuales son más o menos esféricos y se encuentran empacados de alguna forma donde existen poros entre ellos, que es conocida como porosidad intergranular o de la matriz. Porosidad Secundaria:La porosidad secundaria es causada por la acción de las agua de formación (Formando cavidades de disolución o pequeñas cavernas) o de las fuerzas tectónicas (Causadas por redes de fracturas o fisuras) sobre la matriz de la roca después de la depositación.

15. BASES TEÓRICAS • Porosidad Total (Øt): Incluye poros conectados y no conectados Porosidad Primaria • Porosidad Efectiva (Øe): Incluye poros conectados

16. x=L q A q P qL AP k= BASES TEÓRICAS Permeabilidad:Medida de la facilidad con que una roca permite el flujo de fluidos a través de sus poros interconectados. Ley de Darcy K, es una constante de proporcionalidad, que relaciona la tasa de flujo y un diferencial de presión aplicada. Es intrínseca del medio poroso y no depende del fluido, su tasa o la presión diferencial (Flujo Darciano). La unidad de permeabilidad es el Darcy, la cual es muy grande, tanto que la parte de mil es generalmente utilizada: el milidarcy (md). El símbolo para la permeabilidad es k.

17. BASES TEÓRICAS Tipos de Permeabilidad • Absoluta: Medio poroso que está completamente saturado (100%) con el fluido que se mueve a través de los canales porosos.( HORIZONTAL; VERTICAL) • Efectiva: Facilidad con que una roca permite el flujo de un fluido, en presencia de otros u otros fluidos. • Kefec < Kabs. • Relativa: Cociente entre la permeabilidad efectiva a un fluido y una permeabilidad base.

18. BASES TEÓRICAS Medición de Permeabilidad Puede ser medida en laboratorio sobre tapones o núcleos completos. Generalmente se usa gas, el cual, no reacciona con la roca, pero ocasiona efectos no Darcianos (Mayor K). La K debe corregirse a líquido con la función de Klinkenberg. Celda de Hassler

19. Permeabilidad Vertical 1000 md Permeabilidad Horizontal 1500 md POROSIDAD 40% BASES TEÓRICAS Permeabilidad

20. BASES TEÓRICAS Permeabilidad Relativa • a) No normalizada: se usa la permeabilidad absoluta como base: b) Normalizadas: se usan como bases las permeabilidades máximas (extremas) al fluido en cuestión: Las permeabilidades máximas se calculan así: Agua - Petróleo: Somax =1 -Swc Swmax = 1-Sorw Gas - Petróleo : Somax = 1 - Swc - Sgc Sgmax = 1-Sorg - Swc

21. 1.0 0 1 1.0 PETRÓLEO 1 0 BASES TEÓRICAS Curva típica de Kr Agua-Petróleo Curva típica de Kr Gas-Petróleo

22. BASES TEÓRICAS Factores que afectan las Curvas de Kr • Si durante el proceso de desplazamiento no hay cambios importantes en la tensión interfacial, Kr depende de: • Saturación: • A medida que aumenta la saturación de un fluido, incrementa la permeabilidad relativa hasta un valor máximo. • Historia de saturación (Histéresis). • Distribución del tamaño de los poros. • Humectabilidad de la matriz de la roca. • Temperatura.

23. BASES TEÓRICAS Efecto de la Historia de Saturación (Histéresis) • Drenaje (Desaturación): Medio poroso inicialmente saturado con la fase mojante y Kr se obtiene, disminuyendo la saturación de la fase mojante por desplazamiento con la fase no mojante. • Imbibición (Restauración): Kr se obtiene, aumentando la saturación de la fase mojante. • Kr para la fase no mojante en imbibición son menores que en drenaje por entrampamiento de la fase no mojante por la mojante. La fase no mojante se queda en los poros en forma discontinua e inmóvil. La historia de saturación debe tenerse en cuenta al estudiar: • Conificación de agua y gas. • Inyección de agua en presencia de gas libre. • Efecto del gas atrapado sobre Swor. • Inyección de tapones alternados Agua - Gas (WAG).

24. BASES TEÓRICAS Histéresis de las curvas de Permeabilidad Relativa

25. BASES TEÓRICAS Efecto de la Distribución del Tamaño de los Poros • Arenas consolidadas tienen menor permeabilidad relativa a la fase mojante y mayor a la no mojante que arenas no consolidadas. • Se debe ser muy cuidadoso en la selección de correlaciones. • Índice de distribución del tamaño de los poros , es buena base para correlacionar curvas de permeabilidad relativa.

26. . . . . . . . . . . BASES TEÓRICAS Curvas de permeabilidad relativapara arenas consolidadas y no consolidadas

27. BASES TEÓRICAS Efecto de la Humectabilidad • En yacimientos hidrófilos el petróleo fluye por los canales de mayor área de flujo y el agua por las de menor áreas de flujos. • En yacimientos oleófilos ocurre lo contrario. • Bajo condiciones similares de desplazamiento, la recuperación de petróleo es mayor en hidrófilos. • En yacimientos con humectabilidad intermedia, el volumen de petróleo residual es pequeño.

28. . . . . . . . . BASES TEÓRICAS Curvas de permeabilidad relativapara yacimientos oleófilos e hidrófilos

29. BASES TEÓRICAS Efecto de la Temperatura • Al aumentar T: • Kro aumenta y Krw disminuye • El agua humecta en mayor grado la roca del yacimiento. • La histéresis entre drenaje e imbibición disminuye. • La saturación residual de petróleo disminuye. • La saturación irreducible del agua aumenta. Swir = 0,001364 T + 0,0945

30. 1 . 0 1 . 0 . 9 . 9 . 8 . 8 7 0 ° F . 7 . 7 1 5 0 ° F . 6 . 6 1 8 0 ° F K r w K r o . 5 . 5 2 5 0 ° F . 4 . 4 . 3 . 3 . 2 . 2 . 1 . 1 0 . 0 0 . 0 0 . 1 . 2 . 3 . 4 . 5 . 6 . 7 . 8 . 9 1 . 0 S w BASES TEÓRICAS Efecto de la Temperatura sobre las permeabilidades relativas al agua y al petróleo

31. BASES TEÓRICAS Efecto de la Temperatura sobre Swir

32. + P u n t o s P r o m e d i o s 1 . 0 + + + + + 0 . 9 + + + + + + 0 . 8 + + + + + + + + + + + 0 . 7 + + + + + + + + + + + + + ) 0 . 6 + + + c + + + + + w + + + + + S + + + ( 0 . 5 + + + w + + + o + + + r + + + + K 0 . 4 + + + + + + + + + + + + 0 . 3 + + + + + + 0 . 2 + + + + 0 . 1 0 . 0 0 . 1 0 . 2 0 . 3 0 . 4 0 . 5 0 . 6 0 . 7 0 . 8 0 . 9 1 . 0 S w c BASES TEÓRICAS Permeabilidad relativa máximadel petróleo (Desplazamiento agua-petróleo)

33. BASES TEÓRICAS Correlaciones de Wyllie y Gardner • Especificación en tres tipos de arenas: • Permeabilidad relativa agua - petróleo: Tipo de Arena • No consolidada, bien escogida • No consolidada, pobremente escogida • Arena cementada, calizas, etc

34. BASES TEÓRICAS Correlaciones de Wyllie y Gardner (Cont.) • Especificación en tres tipos de arenas: • Permeabilidad relativa gas - petróleo: Tipo de Arena • No consolidada, bien escogida • No consolidada, pobremente escogida • Arena cementada, calizas, etc

35. BASES TEÓRICAS Correlaciones Corpoven Total para Kr • Permiten estimar para desplazamiento agua - petróleo y gas - petróleo. a) Saturaciones residuales Sorw = 0,32 (1-Swc) Sorg = 0,40 (1-Swc) b) Permeabilidades relativas máximas i) Al petróleo en desplazamiento petróleo - agua en función de Swc. ii) Al agua en desplazamiento petróleo - agua, en función de (1-Sorw - Swc) iii) Al gas en desplazamiento petróleo - gas en función de 1- Sorg - Swc. c) Permeabilidades relativas Agua - Petróleo. d) Permeabilidades relativas Agua - Petróleo. • Fueron desarrolladas para los yacimientos petrolíferos del Oriente de Venezuela, usando: • 91 análisis de presión capilar. • 81 análisis de desplazamiento agua - petróleo. • 35 análisis de desplazamiento gas - petróleo.

36. BASES TEÓRICAS Correlaciones Corpoven Total -Permeabilidades Relativas Agua - Petróleo • Obtenidas, modificando las ecuaciones de Corey y Burdine.

37. BASES TEÓRICAS Correlaciones Corpoven Total - Permeabilidades Relativas agua-petróleo (Cont.) Ó también:

38. BASES TEÓRICAS Correlaciones Corpoven Total Permeabilidades Relativas Gas - Petróleo • Obtenidas, modificando las ecuaciones de Corey y Burdine.

39. BASES TEÓRICAS Correlaciones de Corey y Cols. • Aplicables a desplazamientos gas - petróleo y agua - petróleo en arenas consolidadas y no consolidadas. • Permeabilidad relativa gas - petróleo: a) Arenas consolidadas: • No es aceptable su uso en formaciones estratificadas, en canales o que tengan grandes cantidades de material de cementante.

40. BASES TEÓRICAS Correlaciones de Corey y Cols. (Cont.) b) Arenas no consolidadas: Permeabilidad relativa agua - petróleo a) Arena consolidadas Estas correlaciones, también se llaman de “Naar y Handerson” c) Arenas no consolidadas

41. BASES TEÓRICAS Correlaciones de Honarpour Preferencialmente mojada por agua: Preferencialmente mojada por petróleo: Todas las condiciones de Mojabilidad para la Kro:

42. 1 . 0 0 . 9 A 0 . 8 S w c = 0 . 2 V I T = 1 . 6 6 6 T O T A L A L 0 . 7 = 2 C o r e y y C o l s E K r o R 0 . 6 D A x D W y l l i e y C a r d n e r I L 0 . 5 I C o r e y y C o l s B PERMEABILIDAD RELATIVA A N a a r y H e n d e r s o n E 0 . 4 M T O T A L R E 0 . 3 P 0 . 2 x C o r e y y C o l s T O T A L x N e a r y H e n d e r s o n 0 . 1 W y l l i e y G a r d n e r x 0 . 0 0 . 1 0 . 2 0 . 3 0 . 4 0 . 5 0 . 6 0 . 7 0 . 8 0 . 9 1 . 0 S A T U R A C I Ó N D E A G U A BASES TEÓRICAS Comparación de las permeabibilidades relativas Agua-Petróleousando varias correlaciones

43. 1 . 0 0 . 9 S w c = 0 . 2 A = 1 . 6 6 6 T O T A L 0 . 8 V I T = 2 C o r e y y C o l s A L 0 . 7 E R C o r e y y C o l s D 0 . 6 W y l l i e y G a r d n e r A D I L 0 . 5 I B A K r o E 0 . 4 M R E 0 . 3 P K r o 0 . 2 T o t a l 0 . 1 0 . 0 0 . 1 0 . 2 0 . 3 0 . 4 0 . 5 0 . 6 0 . 7 0 . 8 0 . 9 1 . 0 S A T U R A C I Ó N D E A G U A BASES TEÓRICAS Comparación de las permeabilidadesrelativas Gas-Petróleo usando varias correlaciones

44. BASES TEÓRICAS Permeabilidades Relativas Trifásicas: Gas - Petróleo - Agua • Cuando existe flujo simultáneo trifásico. i) Yacimientos con empuje combinado de agua y gas. ii) Inyección alterna o simultánea de agua y gas. iii) Inyección de vapor. iv) Combustión en sitio. - Proceso muy difícil de medir experimentalmente. - Modelo probabilístico fundamentado en teoría de flujo por canales. - Metodología propuesta por Stone: i) Se determina de curvas o correlaciones bifásicas gas-líquido.

45. BASES TEÓRICAS Permeabilidades Relativas Trifásicas: Gas - Petróleo - Agua (cont) ii) Se determina de curvas o correlaciones bifásicas agua-petróleo : iii) Esta ecuación puede dar valores negativos. Dietrich y Bonder la modificaron así:

46. BASES TEÓRICAS Seudo Curvas de Permeabilidad Relativa • Curvas falsas de permeabilidad relativa para tomar en cuenta fenómenos macroscópicos: • Conificación. • Adedamiento. • Estratigrafía. • Canalización por zonas de alta k. • Se obtienen a partir de. • Curvas experimentales. • Correlaciones. • El procedimiento de obtener puede ser: • Tanteo. • Métodos matemáticos.

47. Buzamiento arriba K r Sw 1 . 0 1 . 0 Buzamiento abajo R e g i ó n 1 R e g i ó n 2 K r 0 . 8 0 . 8 S w 0 . 6 0 . 6 o g r r K K 0 . 4 0 . 4 0 . 2 0 . 2 0 0 0 . 2 0 . 4 0 . 6 0 . 8 1 . 0 S BASES TEÓRICAS Seudo curvas zonales

48. BASES TEÓRICAS Tipos de Seudo Curvas • Zonales: • Se divide el yacimiento en varias zonas de acuerdo con el modelo geológico. • Reflejan el tipo de distribución de fluidos. a) Difusa: cuando ambas fases (petróleo - agua o petróleo - gas) fluyen b) Segregada: los fluidos están separados por una interfase (Dietz). c) Parcial: el fluido desplazante se canaliza a través del desplazado, quedando la celda parcialmente barrida. d) Reflejan conificación: la curva kwr aparece levantada en comparación con las curvas normales. e) Refleja estratificación: cuando se quiere reducir un modelo 3D, a uno equivalente 2D o reducir el número de estratos en el modelo.

49. BASES TEÓRICAS Seudo curvas que reflejanla distribución de los fluidos

50. BASES TEÓRICAS Seudo curvas que reflejan conificaciones