ASIGNATURA: COMPORTAMIENTO DE YACIMIENTOS CARRERA: INGENIERÍA PETROLERA. NUMERO DE EQUIPO: #1 SEMESTRE: SEPTIMO. GRUPO: “A” DOCENTE: NEIFY PATRICIA ROBLES HERNÁNDEZ. ALUMNOS: RENE DEL ÁNGEL CASTRO. GAMALIEL TIMOTEO HERNÁNDEZ CISNEROS KAREN LILIED ALVARADO FANO EDUARDO MÁRTIR HERNÁNDEZ DENNIS TONATIUH RAMÍREZ BARRERA. TANTOYUCA, VERACRUZ 19 DE OCTUBRE DE 2018

Heterogeneidad

Heterogeneidad de la roca La heterogeneidad petrofísica en las rocas, es uno de los factores principales que afectan la eficiencia de recuperación del aceite de un yacimiento. De acuerdo con el origen de estas heterogeneidades puede considerarse que la distribución no es errática, pues debe estar controlado por el cambio de facies, continuidad lateral o variación de la estratificación y tendencias texturales y estructurales. (Villamar V. M., 1983). Existen algunos procedimientos indirectos (estadísticos, de análisis de pulsos, presión transitoria, observación directa de afloramientos), que intentan determinarla. Sin embargo, el mejor método es el de conocer el ambiente de deposito y el patrón de distribución de facies, combinado con mediciones en el lugar a través de una prueba piloto (Hinojosa G.A. 1991).

Heterogeneidad del yacimiento Son originados durante procesos geológicos donde actúan ambientes depositacionales Las características del yacimiento son variables Así la heterogeneidad de un yacimiento depende en gran medida de los ambientes depositacionales. Son resultado de subsecuentes reorganizaciones físicas y químicas, como:  Captación  Solución  Dolomitizacion  Cementación yacimiento

Características propiedades Si el yacimiento es heterogéneo, las propiedades del yacimiento varían en función de la localización espacial. Los yacimientos no son uniformes en sus propiedades Permeabilidad Porosidad Espesor Saturación Fallas Fracturas La heterogeneidad de un yacimiento puede ser definida como la variación de las propiedades del yacimiento en función del espacio.

CLASIFICACION VERTICALAREAL Dos métodos para la cuantificación de la heterogeneidad vertical:  Coeficiente de Lorentz  Coeficiente de variación de permeabilidad Dykstra & Parsons Losyacimientospresentanvariacionesenla permeabilidaden otras propiedades de la roca en la dirección vertical  Una formación completamente heterogénea tiene un coeficiente= 1  Una formación homogénea tiene un coeficiente =0 Los yacimientos presentan variaciones en la permeabilidad o en otras propiedades de la roca en la dirección lateral

Como identificar la heterogeneidad Además: Estudios geológicos, levantamientos y procesamiento de información sísmica, datos de producción, etc.

Obtención DE LOS NUCLEOS Se obtiene información litológica como tipo de roca, mineralogía, textura, tamaño y distribución de grano, tipo de medio poroso y descripción de conductos de interconexión. A nivel petrofísico se determinan propiedades como porosidad, permeabilidad, saturación de agua, saturación de hidrocarburos, etc. DE LOS REGISTROS Así con los registros también es posible conocer la profundidad y espesor del yacimiento, la litología, el contenido de arcilla, la saturación de fluidos, la densidad de los hidrocarburos y la presión de las formaciones.

Distribución de los fluidos

CONCEPTOS La distribución de los fluidos en el yacimiento es el resultado de la segregación natural, que es producto de las diferencias de densidades en los fluidos que saturan el medio poroso. Distribución de fluidos Métodos directos Pruebas de laboratorio. PI, PC, imbibición, drene. Métodos indirectos Interpretación de registros geofísicos Nos ayudaran a determinar contactos entre los fluidos de la formación: CAA CAG CGA

Métodos Directos

Presión capilar Presión Capilar: Es una de las fuerzas que controlan la distribución de los fluidos en el yacimiento y se define como la diferencia de presión a través de la interfase que separa dos fluidos inmiscibles, uno de los cuales moja preferencialmente la roca. Entonces es la presión de la fase no mojante menos la presión de la fase mojante, es decir: Pc= Pnm -Pm Para un sistema agua petróleo será: Pc=Po-Pw Para un sistema gas-petróleo será: Pc=Pg-Po

Drene Es el proceso de penetración de una fase no mojante en una roca porosa por la fuerza. Se define como drenaje al proceso en el que el agua penetra dentro de un yacimiento mojado por petróleo y desplaza al petróleo. Básicamente es el desplazamiento de petróleo por agua en un yacimiento mojado por petróleo. Si el ángulo de contacto es >90º entonces el yacimiento es mojado por petróleo o aceite. El drene puede ser un método primario de producción en yacimientos de gran espesor que tienen una buena comunicación vertical.

IMBIBICIÓN Es el proceso de absorción de una fase mojante en una roca porosa. Se define como imbibición al proceso en el que el agua penetra dentro de un yacimiento mojado por agua y desplaza al petróleo. Básicamente es el desplazamiento de petróleo por agua en un yacimiento mojado por agua. Esta se da lugar en la extracción de petróleo, en procesos naturales de irrigación o en algo tan sencillo como la mancha de café en una servilleta, entre otros procesos. Sielángulodecontactoes<90°entonceselyacimientoesmojadopor agua.

Mojabilidad La mojabilidad es la preferencia de un sólido por estar en contacto con un fluido en lugar de otro. Una gota de un fluido preferentemente mojante va a desplazar a otro fluido dispersándose por la superficie, por el contrario un fluido no mojante formará gotas, disminuyendo su contacto con la superficie del sólido

Métodos Indirectos REGISTROS GEOFÍSICOS Registros de Resistividad Los valores de resistividad describen la distribución vertical de los distintos fluidos que saturan la roca almacenadora

Registro Resistivo Un registro resistivo nos ayudara a identificar :  Zonas de HC’s y agua  Contactos entre dichas zonas  Rw y Rt  Saturaciones

Caracteristicas: Unidades omh-m 0.2 – 2000 omh-m Las formaciones saturadas de agua tendrán baja resistividad en las lecturas profundas Por el contrario, formaciones con HC’s tendrán lecturas altas de resistividades Hay que correlacionarlo con RG y SP Registro Resistivo