INTRODUCCIÓN A LA INGENIERÍA DE RESERVORIO

INTRODUCCION  Hay términos utilizados en la industria del Petróleo y Gas que significan o dan prioridad al estudio de las propiedades físicas y químicas de las rocas relacionadas con la porosidad, permeabilidad y distribución de fluidos de las mismas.

POROSIDAD  Porosidad es el espacio de la roca que contiene fluidos, es decir material no mineral. Si definimos: Vp = volumen poroso Vt = volumen total Vg = volumen de minerales (granos) W = peso de minerales ρ m = densidad de minerales Φ = Vp/Vt = (Vt-Vg)/Vt = (Vt-(W/ρ m ))/Vt

POROSIDAD  Primaria  Secundaria

POROSIDAD PRIMARIA  Controlada por: El ambiente de deposición. La uniformidad del tamaño de las partículas de deposición. La naturaleza de la materia que se deposita.

POROSIDAD SECUNDARIA  Depende de sucesos posteriores a la deposición: Fracturamientos y trizamiento Disolución Cementación Compactación

POROSIDAD SECUNDARIA SECCION ESQUEMATICA DE CORTE DE ROCA Cuarzo Arcilla Carbonato

RANGOS DE POROSIDADES DE ROCAS  Las mayores porosidades de Campos petrolero en producción son del orden de 50%  Los carbonatos exhiben porosidades menores y pueden ser tan bajas como 1.5%  Las capas muy profundas generalmente tienen muy baja porosidad.  Las arcillas y limos tienen porosidades altas pero al no tener permeabilidad, no son roca reservorio.

MEDICION DE LA POROSIDAD  Laboratorio (de muestras obtenidas del pozo) Peso de la roca saturada y seca Expansión de gas Molido de la roca a tamaño de grano Peso hidrostático  In situ (en el pozo) Registro Sónico Registro de Densidad Registro Neutrónico

PERMEABILIDAD  Propiedad de la roca que mide la facilidad de transmisión de fluidos a través de la misma.  Se la mide en Darcies.  Se define un Darcy como la permeabilidad que permite una tasa de flujo igual a un centímetro cubico por cada centímetro cuadrado de área de roca con un fluido de viscosidad igual a un centipoises con una diferencial de presión por unidad de longitud igual a una atmosfera por centímetro.

ECUACION DE DARCY q = k A  P /   x k = q   x / A  P k – permeabilidad (Darcys) q – tasa de flujo (cm3/seg)  - viscosidad del fluido (centipoises)  P – diferencial de presión (atmosferas)  x – distancia en la que se mide  P A – área a través de la cual ocurre el flujo

PERMEABILIDAD RELATIVA  La ecuacion de Darcy define la permeabilidad correctamente cuando el fluido en la roca es uno solo.  Cuando existen mas de un fluido en la roca (petróleo – gas – agua) se tiene que tomar en cuenta una disminución de la permeabilidad lo cual se denomina permeabilidad relativa a cada fluido.

PERMEABILIDAD RELATIVA PARA TRES FASES (PETROLEO-AGUA-GAS )  Muy importante cuando se trata de reducir la saturación de petróleo al mínimo mediante inyección de gas o de CO2  La tasa de producción de petróleo esta determinada por su permeabilidad relativa a saturaciones de petróleo bajas.  Las mediciones de laboratorio y los modelos actuales difieren por orden de magnitud.  Se esta desarrollando investigaciones en esta materia.

RANGO DE PERMEABILIDAD DE ROCAS  0.1 milidarcies para rocas compactas  100 milidarcies para areniscas  20 Darcies para algunas rocas calcáreas  Prácticamente infinito para fracturas

PROPIEDADES DE LOS FLUIDOS De manera general los fluidos están clasificados como gases y líquidos. Un fluido puede existir como gas, líquido, dependiendo de la presión y temperatura a la cual el fluido está sometido. Vapor es cualquier sustancia que existe en estado gaseoso durante condiciones normales o standard. En cuanto a hidrocarburo se refiere es conveniente pensar que gas y vapor son sinónimos. Un sistema de hidrocarburos puede ser homogéneo o heterogéneo. Un sistema homogéneo es aquel que tiene las mismas propiedades químicas y físicas a lo largo de su extensión, y un sistema heterogéneo es todo lo contrario, es decir, no mantiene las mismas propiedades químicas y físicas, y además está compuesto por partes, o por fases, diferenciándose entre ellas por sus propiedades.

Se pueden considerar las siguientes interfaces:  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.  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.  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. PROPIEDADES DE LOS FLUIDOS

Los reservorios de petróleo involucran a los reservorios de petróleo pesado, petróleo black-oil y petróleo volátil. Los reservorios de gas incluyen los reservorios de gas condensado, reservorios de gas húmedo y reservorios de gas seco. Estos reservorios forman las cinco clases de fluidos en el reservorio. Cada uno de estas clases tiene diferente comportamiento de producción y requieren diferentes estrategias de producción para maximizar la recuperación del petróleo y/o gas.

PROPIEDADES DE LOS FLUIDOS

COMPOSICION (Fracción Molar) DE LOS FLUIDOS DEL RESERVORIO PROPIEDADES DE LOS FLUIDOS

SATURACION DE FLUIDOS  La saturación de un fluido dado es la fracción poral ocupado por ese fluido.  El fluido puede estar en contacto con los granos según su mojabilidad.  Generalmente las rocas tienen mojabilidad preferencial al agua.  En consecuencia el petróleo generalmente se encuentra encima de una capa de agua que moja los granos de la roca.

SATURACION SECCION ESQUEMATICA DE CORTE DE ROCA Cuarzo Arcilla Carbonato Agua Petroleo

MOJABILIDAD  Se dice que un fluido es mojable a una superficie solida cuando el ángulo que forma con el solido es menor que 90 grados.  Si es mayor que 90 grados el fluido no es mojable al solido (caso del mercurio con una superficie de vidrio). Si la fuerza adhesiva entre el solido y el líquido es mayor que la fuerza cohesiva, el ángulo sera menor que 90 y el líquido se denomina como Mojable al solido. En cambio sí la fuerza adhesiva Es menor, se considera al fluido como no mojable al solido.

CAPILARIDAD  Las interconexiones de los poros de las rocas actúan como vasos capilares.  Los fluidos mojables y no mojables tienen diferentes presiones en función del ángulo de mojabilidad y el radio del capilar.  La presión capilar es la diferencia entre la presión del fluido mojable con la del no mojable.