CARACTERIZACIÓN PETROFÍSICA DE UN YACIMIENTO Integrantes: Bustamante Daza Khaterine Catacora Choque Jhonn J. Duran Vargas Nathalia Morales Bazoalto Georgina Ricaldez Salazar Nelly Terrazas Berdugo Evelin

INTRODUCCION Este tipo de método se ha aplicado en diversos yacimientos con respuestas exitosas los datos obtenidos contribuyen en la caracterización total del yacimiento nos ayuda a conocer las diferentes propiedades petrofísicas como ser la porosidad, permeabilidad, saturación, tamaño de granos, de poro, y mediante estas poder determinar si el yacimiento es rentable. También ayuda reevaluar las reservas, definir los tipos de rocas y unidades de flujo que contribuyen a la producción la interpretación petrofísica de las rocas está basada en la aplicación de un método adecuado y ecuaciones que relacionan las características de la formación como ser la: arcillosidad, porosidad efectiva, localización de las zonas de contacto de fluidos entre otros para la toma de decisiones y optimizar la explotación

ANTECEDENTES En 1856, en la ciudad francesa de Dijon, el ingeniero Henry Darcy fue encargado del estudio de la red de abastecimiento de la ciudad para el diseño de los filtros de arena para purificar el agua y se interesó por los factores que incluían en el flujo del agua a través de los materiales arenosos En los laboratorios actuales disponen de aparatos muy similares al que utilizo Darcy caracterizar las propiedades físicas y textuales de las rocas, especialmente la distribución de los poros, que sirven como depósitos para la acumulación de hidrocarburos En cuanto a los parámetros necesarios para llevar a cabo dicha evaluación, se encuentran la porosidad, permeabilidad, saturación de fluidos, el volumen de arcillosidad y la distribución del tamaño de los granos son las características más importantes en la evaluación, completacion y producción del yacimiento.

OBJETIVOS Objetivo General Describir las características petrofísicas que tienen los yacimientos. Objetivos Específicos  Explicar las características que posee un yacimiento, como ser la porosidad, permeabilidad, saturación  Indicar los métodos y cálculos que se hacen a las rocas  Explicar que son los levantamientos sísmicos y su importancia  Mencionar los registros y aparatos usados en laboratorio

MARCO TEORICO Porosidad Es la característica física más conocida de un yacimiento de petróleo, es una medida de la capacidad de almacenamiento de fluidos que posee una roca y se define como la fracción del volumen total de la roca que corresponde a espacios que pueden almacenar fluidos. Como el volumen de espacios disponibles para almacenar fluidos no puede ser mayor que el volumen total de la roca, la porosidad es una fracción y el máximo valor teórico que puede alcanzar es 1 y es expresada como un porcentaje y se multiplicara la ecuación por 100 ∅ Distribución de los poros en las rocas Las rocas sedimentarias consisten de :  Granos de materia sólida de variadas formas se denomina Matriz O Esqueleto  Espacios vacíos entre los granos, llamados poros alojar fluidos como agua o petróleo o gás. ∅ =1− V p / V s

Clasificación de porosidad La porosidad de una roca puede ser clasificada de dos maneras: Según la comunicación de sus poros  Porosidad Efectiva ( ∅ e)  Porosidad Absoluta ( ∅ A)  Porosidad Residual ( ∅ r) Según su origen y tiempo de depositación  Porosidad Primaria ∅ P ( ∅ 1)  Porosidad Secundaria ∅ S ( ∅ 2)  Porosidad Total ( ∅ T)

Factores que afectan la porosidad Tipo de empaque El empaque geométrico es la forma en la que los granos que forman la roca se agrupan Todos los granos son esféricos siempre y cuando no modificamos la disposición espacial de las esferas Cúbico (valor de porosidad de 47.64%) ortorrómbico ( valor de porosidad del 39.54%)

tetragonal esfenoidal (valor de la porosidad 30.19%) romboédrico o rombohedral (valor de la porosidad 25.94%)

Presencia de material cementante Los granos que conforman la matriz de la roca se encuentran unidos entre sí por material cementante y compuesto principalmente por sílice, carbonato de calcio y arcilla La presencia de material cementante afecta la firmeza y compactación de la roca, por lo tanto afecta la porosidad de la misma cuando aumenta la cantidad de material cementante, la porosidad del sistema disminuye. Geometría y distribución del tamaño de los granos Dependiendo del ambiente deposicional en el cual se originó la roca, los granos que la conforman presentarán una determinada distribución en su tamaño y forma de los granos es un factor importante que afecta la porosidad de las rocas. Un sistema compuesto por granos perfectamente redondeados presentará una porosidad mayor que un sistema formado por granos alargados o no redondeados. Presiones de las capas suprayacentes Es un factor mas que afecta la porosidad es la compactación mecánica originada por la presión de sobrecarga, la cual es ejercida por el peso de las capas suprayacentes de la roca

Procedimientos para medir la porosidad Los métodos empleados para determinar la porosidad en laboratorio se dividen para medir la porosidad efectiva y la porosidad absoluta técnicas de medición en el laboratorio consisten en determinar dos de los tres parámetros básicos de la roca como ser: volumen total, volumen poroso y volumen de los granos se utilizan núcleos de roca que son obtenidos durante la etapa de perforación del pozo y es realizada generalmente en tapones de núcleos son muestras de diámetro pequeño (entre 25 – 40 mm) extraídas del núcleo

Medición en el laboratorio de la porosidad efectiva de una roca  Determinación del volumen total  Métodos gravimétricos  Métodos volumétricos Determinación del volumen de los granos Método de Melcher – Nuting Determinar el volumen total de la muestra y posteriormente triturarla para eliminar el volumen de espacios vacíos y determinar el volumen de los granos. Método de Stevens Medidor del volumen efectivo de los granos El porosímetro Consta de una cámara de muestra que puede ser aislada de la presión atmosférica y cuyo volumen se conoce con precisión

Determinación del volumen poroso efectivo Método de inyección de mercurio Consiste en inyectar mercurio a alta presión en los poros de la muestra. El volumen de mercurio inyectado representa el volumen poroso efectivo de la muestra. Método del porosímetro de helio Está basado en la Ley de Boyle, donde un volumen conocido de helio (contenido en una celda de referencia) es lentamente presurizado y luego expandido isotérmicamente en un volumen vacío desconocido. Después de la expansión, la presión de equilibrio resultante estará dada por la magnitud del volumen desconocido; esta presión es medida. Usando dicho valor y la Ley de Boyle, se calcula el volumen desconocido, el cual representa el volumen poroso de la muestra. Método de saturación de barnes Consiste en saturar una muestra limpia y seca con un fluido de densidad conocida y determinar el volumen poroso

Determinación de la porosidad absoluta en un laboratorio Procedimiento  Se obtiene una muestra de 10 a 15 cc; se limpia la superficie de la muestra para eliminar los residuos del lodo de perforación.  Se determina el volumen total de la muestra por cualquiera de los métodos presentados anteriormente.  Se tritura la muestra para obtener los granos que la constituyen; luego se lavan los granos con solventes apropiados para eliminar petróleo y el agua  Se determina el volumen de los granos, una vez que se hayan secado. Esta determinación se la puede realizar con un picnómetro o con volúmetro Russell.

Calidad de la roca en función de la porosidad Tipo de rocaPorosidad (%) carbonatas0% areniscascuando están bien compacta 10% a 15% y cuando no puede ser mayor a 30% lutitasmayor al 40%.

Permeabilidad La permeabilidad de una roca puede definirse como la facultad que la roca posee para permitir que los fluidos se muevan a través de la red de poros interconectados cuando no lo están no existiría permeabilidad La permeabilidad del suelo suele aumentar por la existencia de fallas, grietas u otros defectos estructurales su unidad esta expresada en Darcy.El Darcy es una unidad que se expresa en milidarcys (0,001 darcy). Calculo de la permeabilidad (Es inválida para números de Reynolds mayores de uno) q=−1.127 kA ∆ P μ ∆ L Donde: q = Tasa de flujo (barriles); k = Permeabilidad (darcys) A = Área de la sección transversal total (ft2); μ= Viscosidad del fluido (centipoises) ∆ P/ ∆ L=Gradiente de Presión (psi / ft)

Saturación de fluidos Es cada uno de los fluidos presente en un punto del yacimiento en determinada proporción respecto al volumen total de los poros. A este valor porcentual lo denominamos saturación del Fluido Sw, Sg y So, Siendo: So + Sg + Sw = 100% Donde: So = saturación de petróleo %. Sg = saturación de gas libre % Sw = saturación de agua Reservorios bajo saturados La ecuación es: So+Sw=100% Reservorio de gas que no contiene petróleo la ecuación es: Sg+Sw=100%

Cálculo de saturación de agua innata o intersticial La cantidad de agua obtenida en el análisis debe corregirse a las condiciones de presión y temperatura del yacimiento. Determinación de los fluidos en un yacimiento Registros eléctricosneutrón, FDC, entre otros permiten identificar los fluidos contenidos en el yacimiento LaboratorioMétodos de la Retorta y de Extracción por Solventes.

Aplicación de saturación de fluidos La aplicabilidad de esta medición es muy dependiente del reservorio Fluidos de perforación en base aguaTodas las saturaciones resultan alteradas, excepto en zonas de petróleo residual fluidos de perforación en base petróleosuelen obtenerse coronas con saturaciones de agua En casquetes de gaspuede ser de interés la evaluación de la Saturación Residual de Petróleo en la corona. En formaciones de baja permeabilidad Donde la saturación de agua en el reservorio suele ser un valor estimado con poca exactitud

Capilaridad Es una propiedad física de los fluidos por la que ellos pueden avanzar a través de un canal minúsculo, debido a que la fuerza intermolecular entre sus moléculas es menor a la adhesión del líquido con el material del tubo el líquido sigue subiendo hasta que la tensión superficial es equilibrada por el peso del líquido que llena el tubo. Un instrumento para demostrar la capilaridad es el tubo capilar Tensión superficial e interfacial El término tensión superficial es utilizado para el caso en el cual la superficie está entre un líquido y su vapor o aire. Si la superficie está entre dos diferentes líquidos o entre un líquido y un sólido es utilizado el término tensión Interfacial Presión capilar Es el resultado combinado de los efectos de la tensión superficial e interfacial entre la roca y los fluidos, el tamaño y la geometría de los poros y la humectabilidad del sistema las curvas de presión capilar se puede obtener lo siguiente Porosidad efectiva,Saturación irreductible de agua, entre otros

Humectabilidad o mojabilidad Es la tendencia de una superficie sólida a dejarse mojar preferencialmente por un fluido en presencia de otros con los cuales es inmiscible. El fluido que se adhiere sobre la superficie se denomina fase humectante Donde: σWS= Tensión interfacial agua-sólido σOS= Tensión interfacial aceite-sólido σWO= Tensión interfacial agua-aceite θ= Ángulo de contacto medido a través del agua

El ángulo de contacto Es usado como una medida de la humectabilidad y está comprendido entre 0º y 180º. Θ=90ºHumectabilidad Neutra Θ<90ºHumectabilidad Hidrófila Θ>90ºHumectable Al Petróleo

Factores que controlan la humectabilidad en el yacimiento:  Composición de las superficies minerales  Naturaleza del petróleo  Saturación inicial de agua  Química de la salmuera  Distribución de tamaño de poro  Cambios de presión, temperatura y composición Tortuosidad La tortuosidad es una característica que representa lo tortuoso de una curva, es decir, el grado de vueltas o rodeos que tiene. La tortuosidad de los canales porosos dificulta la filtración de los líquidos y gases, por lo que reduce su permeabilidad. Cuanto mayor sea la tortuosidad mayor es la probabilidad de dejar petróleo en la roca en su desplazamiento por el agua.

Levantamientos Sismicos También conocidos como perfiles sísmicos verticales, ha sido la vinculación de las imágenes sísmicas de superficie basadas en el tiempo con los registros de pozos basados en la profundidad. El tipo más simple de levantamiento de sísmica de pozos es el VSP sin desplazamiento.

Otro tipo de VSP sin desplazamiento de la fuente es el conocido VSO de pozo desviado o de incidencia vertical. Todos los levantamientos están diseñados para proveer información e imágenes en una o dos dimensiones.

Registros geofísicos y aparatos usados en laboratorio Las mediciones están basadas sobre registros de tipo eléctrico, electromagnético, nuclear y sónico. Intervienen en varias etapas como ser durante su perforación, su terminación y finalmente durante el proceso de producción. En agujero descubierto: o espesor del yacimiento o porosidad o saturación de fluido o Litología o ambiente geológico de depositación o Presión o Permeabilidad o otros. En agujero revestido (servicios de cable): o Buen control de profundidad o Operaciones de disparo o Colocación de instrumentos (tapones, empacadores) o Diversas operaciones de control (evaluación de cementación, producción, reevaluación de intervalos).

Parámetros De Un Yacimiento Trampa geológica que contiene HC, algunos yacimientos están asociados a grandes volúmenes de agua “acuíferos” y están sometidos a presión y temperatura. La determinación de la porosidad y del contenido de HC son importantes en la evaluación de formaciones. Factores para que la formación sea explotada en forma económica:  Profundidad y espesor del yacimiento  Litología  Contenido de arcilla  Saturación y densidad de hidrocarburos  Permeabilidad y presión de formación

Medicion De Las Propiedades Petrofisicas En Laboratorio Rayos Gamma El registro de rayos gamma (RG) es una medición de la radioactividad natural de las formaciones rocosas. Los rayos gamma interactúan con la materia en tres diferentes procesos: Efecto fotoeléctrico Son de interes, la energia de los Efecto Compton isotopos radioactivos de K, U y Producción de pares Th se encuentra dentro de estos efectos.

La medición es mediante un espectrómetro de rayos gamma modelo GR Caracterizado por una buena sensibilidad de detección y una alta eficacia de detección entre 50% y 60% de centelleos.

Porosidad Porosimetro Instrumento para medir el volumen poral, y por ende la porosidad de una muestra de roca. El término se utiliza también para instrumentos que miden el volumen de granos. Por Expansión de Helio. Su funcionamiento está basado en la ley de Boyle, se calcula el volumen desconocido, el cual representa el volumen poroso de la muestra.

Inmersión en mercurio Consiste en sumergir un tapón de núcleo en mercurio y el volumen del mercurio desplazado por la muestra se determina gravimétricamente (Principio de Arquímedes). Bomba de Desplazamiento Volumétrico El volumen total de la muestra se mide por desplazamiento de mercurio utilizando una bomba de desplazamiento volumétrico a la cual se conecta una cámara de acero inoxidable.

Medición de volumen poroso El volumen poroso total es igual a la diferencia entre el volumen total de la muestra y el volumen de grano desagregado. Método seco para determinar la densidad del grano o volumen del grano Para determinar el volumen de la muestra limpia se seca y se procede a pesarla y desagregarla posteriormente se coloca una porción dentro del porosímetro (Ley De Boyle) y determinar el volumen de grano y volumen total del granos.

Equipos  Pulverizador  Tamiz de malla 60  Balanza analítica  Porosímetro

Calculos Pv=bv-gv Dónde: Pv=volumen poroso total Bv=volumen total de la muestra Gv=volumen de grano de la muestra calculada por la ecuación: Gv=gvd×w/wd Donde: Gvd=volumen de grano medido en la porción de la muestra desagregada colocada en el porosímetro W=peso original de la muestra Wd=peso de la porción de la muestra desagregada y seca colocada en el vaso del porosímetro

Gd=wd/gvd Donde: Gd=densidad de grano de la porción de la muestra Permeabilidad Determinación de la permeabilidad absoluta Es medida utilizando tapones de núcleos (pequeñas piezas cortadas del núcleo), cuanto la roca no es homogénea se tiene resultados mas exactos. Estos tapones de núcleos son tomados paralelos a la dirección del flujo de fluidos.

Factores considerados como posibles fuentes de error:  La muestra de núcleo puede no ser representativa del yacimiento que se debería a la heterogeneidad  El núcleo extraído puede encontrase incompleto  El proceso de muestreo puede ser alterado esto se debe a que solo se selecciona las mejores partes del núcleo para el análisis  La permeabilidad del núcleo puede ser alterada cuando se realiza el corte del mismo Permeámetro a gas Es un instrumento que sirve para realizar medidas de permeabilidad absoluta de secciones de núcleos consolidadas forzando el flujo de un gas de viscosidad conocida a través una muestra de sección y longitud conocidas.

Conclusiones Y Recomendaciones