FÍSICA DE YACIMIENTOS

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

CONTENIDO INTRODUCCIÓN PROPIEDADES FÍSICAS DE LAS ROCAS GEOMECÁNICA DE LAS ROCAS

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.

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.

Las rocas sedimentarias se clasifican según su composición en: 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.

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

INTRODUCCIÓN LUTITA SIMPLE ARCILLOSAS COMPLEJA ARENAS CALIZAS DOLOMITAS LUTITA ARENA MICA

PETROFÍSICA Petrofísica, es la especialidad que caracteriza las 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.

PROPIEDADES FÍSICAS DE LAS ROCAS

Ø = Volumen Poroso Volumen Total 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. Vt Vp Ø = Volumen Poroso Volumen Total En términos físicos relacionado con yacimiento, la porosidad no es más que la capacidad de almacenamiento del mismo.

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

FACTORES QUE AFECTAN A LA POROSIDAD 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.

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.

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

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). qL AP k= q x=L A P 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.

Tipos de Permeabilidad 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.

Medición de Permeabilidad 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

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

Permeabilidad Relativa 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

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

Factores que afectan las Curvas de Kr 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.

Efecto de la Historia de Saturación (Histéresis) 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).

Histéresis de las curvas de Permeabilidad Relativa BASES TEÓRICAS Histéresis de las curvas de Permeabilidad Relativa

Efecto de la Distribución del Tamaño de los Poros 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.

BASES TEÓRICAS Curvas de permeabilidad relativa para arenas consolidadas y no consolidadas . . . . . .

Efecto de la Humectabilidad 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.

BASES TEÓRICAS Curvas de permeabilidad relativa para yacimientos oleófilos e hidrófilos . . . . .

Efecto de la Temperatura 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

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

Efecto de la Temperatura sobre Swir BASES TEÓRICAS Efecto de la Temperatura sobre Swir

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

Correlaciones de Wyllie y Gardner 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

Correlaciones de Wyllie y Gardner (Cont.) 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

Correlaciones Corpoven Total para Kr 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.

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

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

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

Correlaciones de Corey y Cols. 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.

Correlaciones de Corey y Cols. (Cont.) 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

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

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

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

Permeabilidades Relativas Trifásicas: Gas - Petróleo - Agua 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.

Permeabilidades Relativas Trifásicas: Gas - Petróleo - Agua (cont) 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:

Seudo Curvas de Permeabilidad Relativa 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.

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

Tipos de Seudo Curvas BASES TEÓRICAS 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.

Seudo curvas que reflejan la distribución de los fluidos BASES TEÓRICAS Seudo curvas que reflejan la distribución de los fluidos

Seudo curvas que reflejan conificaciones BASES TEÓRICAS Seudo curvas que reflejan conificaciones

Humectabilidad Ángulo de Contacto: BASES TEÓRICAS Humectabilidad Ángulo de Contacto: Formado por la interfase de dos fluidos inmiscibles con la superficie de la roca, medido a través del más denso. Varia entre 0 y 180°. Ángulo contacto < 90 - humectante. Ángulo contacto = 90 - intermedio. Ángulo contacto > 90 - no humectante.

Humectabilidad BASES TEÓRICAS Hidrófilos: Ángulo de contacto < 90. Mojados preferencialmente por agua. El agua se desplaza por los canales de flujo pequeños. El petróleo se desplaza por los canales más grandes. Abarca la mayoría de los yacimientos petrolíferos. Oleófilos: Ángulo de contacto mayor de 90°. Mojados preferencialmente por petróleo. El petróleo se desplaza por los canales más pequeños, el agua por los más grandes. Pocos yacimientos son oleófilos. Ricos en compuestos polares como ácidos y bases orgánicas existentes en los asfaltenos. No hay yacimientos Gasófilos.

Distribución de los Fluidos en Yacimientos Hidrófilos y Oleófilos BASES TEÓRICAS Distribución de los Fluidos en Yacimientos Hidrófilos y Oleófilos A ) Y C I M E N T O HIDROFILO B O L F R G U P Ó

Distribución de fluidos durante una invasión con agua BASES TEÓRICAS Distribución de fluidos durante una invasión con agua

Compresibilidad Efectiva de la Formación (cont) BASES TEÓRICAS Compresibilidad Efectiva de la Formación (cont)

Compresibilidad Efectiva de la Formación BASES TEÓRICAS Compresibilidad Efectiva de la Formación Compresibilidad: Cambio de volumen por unidad de volumen inicial causado por variación de presión (▲T constante). En una roca con fluido a presión P y presión de sobrecarga Ps, la matriz está a: Pm = Ps - P Al bajar p se produce: - Compactación (reducción del volumen de la roca). - Aumento del volumen de los granos. - Reducción del volumen poroso, porosidad y permeabilidad.

Compresibilidad del Petróleo, Co BASES TEÓRICAS Compresibilidad del Petróleo, Co Compresibilidad de una substancia es el cambio unitario de volumen con presión a temperatura constante. Donde: Co = Compresibilidad del petróleo, Vo = Volumen. P = Presión

Compresibilidad del Petróleo, Co BASES TEÓRICAS Compresibilidad del Petróleo, Co Esta ecuación se convierte en: Crudo Subsaturado

BASES TEÓRICAS ESFUERZO REGION ELASTICA CARGA DESCARGA REGION DE COLAPSO DE POROS COMPACTADA P O R S I D A Curva de porosidad /esfuerzo de una roca mostrando las regiones: Elástica, de Colapso de Poros y Compactada

Deformaciones Elásticas e Inelásticas BASES TEÓRICAS Deformaciones Elásticas e Inelásticas Al declinar P, Pm aumenta y cambia . En este cambio hay 3 regiones. Elástica: - Pequeña reducción al aumentar pm. - Al eliminar el aumento de pm , la porosidad regresa a su valor inicial. Colapso de poros: - A tensiones elevadas poros y granos colapsan - Reducción drástica de porosidad. - Roca se comporta inelásticamente - Eliminar el esfuerzo no hace regresar  a su valor inicial (Histéresis). Compactada: - A tensiones muy elevadas - colapso total. - Reacomodo de granos. - Porosidad baja que permanece constante.

Saturación BASES TEÓRICAS La Saturación de una formación es la fracción del volumen de poros ocupados por el fluido considerado. La Saturación de Agua, es entonces, la fracción (o porcentaje) del volumen de poros que contiene agua de la formación. Pero si nada mas existe agua en los poros, una formación tiene una saturación de agua del 100 %. El símbolo para la saturación es S; varios subíndices son utilizados para denotar saturación de un fluido en particular (Sw para saturación de agua; So para saturación de petróleo; Sh para saturación de hidrocarburos, etc.). La Saturación de petróleo, o gas es la fracción del volumen de poros que contiene petróleo o gas. Los poros deben estar saturados con algún líquido. Así, la sumatoria de todas las saturaciones en una roca de formación dada debe ser un total del 100 %.

Saturación BASES TEÓRICAS AGUA GAS PETROLEO MATERIAL CEMENTANTE GRANOS DE ARENA MATERIAL CEMENTANTE PETROLEO AGUA GAS

Distribución de Los Fluidos en el Poro BASES TEÓRICAS Distribución de Los Fluidos en el Poro Agua irreducible Cuarzo Petróleo Sw>Swir El agua sí se mueve Sw=Swir El agua no se mueve

BASES TEÓRICAS Presión Capilar Es una función dependiente de saturación que permite calcular: Saturación de agua sobre el nivel de agua libre. Tamaño de la garganta de poros y distribución. Permeabilidad relativa en ausencia de datos medidos. Los valores de presión obtenidos deben convertirse a las condiciones de los fluidos del yacimiento, antes de calcular la altura sobre el nivel de agua libre.

Presión Capilar  P2 P1 (P1 < P2) Pc = P2 - P1 BASES TEÓRICAS Las fuerzas capilares se manifiestan a través de un diferencial de presión en la interfaz entre la fase mojante/ no-mojante llamado presión capilar (Pc) Por convención P2 es la presión de la fase más densa, no necesariamente mojante, por lo que Pc puede ser negativa  Fase mojante Fase no-mojante P2 P1 Interfaz 2R (P1 < P2) Pc = P2 - P1

BASES TEÓRICAS Presión Capilar

BASES TEÓRICAS Presión Capilar

Fuente: Advanced Interpretation of Wireline Logs, Schlumberger BASES TEÓRICAS Presión Capilar Fuente: Advanced Interpretation of Wireline Logs, Schlumberger

SERIE DE CURVAS DE PRESION CAPILAR EN FUNCION DE LA PERMEABILIDAD BASES TEÓRICAS Presión Capilar SERIE DE CURVAS DE PRESION CAPILAR EN FUNCION DE LA PERMEABILIDAD

Curvas de Presión Capilar BASES TEÓRICAS Curvas de Presión Capilar El tamaño y distribución de los poros en la roca- yacimiento varía Mientras mayor sea la proporción de poros pequeños, mayores serán las fuerzas capilares presentes que retendrán la fase mojante Las curvas de Presión Capilar, indican las fuerzas capilares (Pc) asociadas a cada fracción del volumen poroso de la roca

APLICACIONES DE LAS CURVAS DE Pc BASES TEÓRICAS APLICACIONES DE LAS CURVAS DE Pc 1. Porosidad efectiva (mediciones). 2. Saturación irreducible de agua (valores aproximados, sin embargo, valores más precisos en sitio se obtienen de perfiles eléctricos). 3. Variación de la saturación de agua encima del contacto agua - petróleo. 4. Deducir por correlaciones la permeabilidad absoluta de muestras irregulares o ripios. 5. Indicaciones de permeabilidad relativa de fase mojante y no mojante. 6. Posible mojabilidad y ángulo de contacto, si una roca es naturalmente mojada por petróleo ó mojada por agua. 7. A través de las mediciones de presión capilar se pueden determinar las petrofacies.

MÉTODOS PARA MEDIR PRESIÓN CAPILAR BASES TEÓRICAS MÉTODOS PARA MEDIR PRESIÓN CAPILAR MÉTODO VENTAJAS DESVENTAJAS PLATO POROSO Muy exacto. Se pueden usar fluidos del yacimiento. Muy lento (días, semanas, meses). El rango de presión es limitado para la presión de plato poroso. La fase mojante del plato poroso debería ser igual a la muestra del núcleo. Los huecos en el disco poroso actúan como capilares, permitiendo solamente el flujo de la fase mojante hasta cuando se exceda la presión de desplazamiento. CENTRÍFUGA Es rápido. Permite hacer mediciones de drenaje e imbibición. Permite alcanzar presiones capilares más elevadas que con el método de estados restaurados. Permite definir la presión umbral de muestras poco permeables. El cálculo es indirecto. La saturación varía a lo largo de la muestra

MÉTODOS PARA MEDIR PRESIÓN CAPILAR (Cont.) BASES TEÓRICAS MÉTODOS PARA MEDIR PRESIÓN CAPILAR (Cont.) MÉTODO VENTAJAS DESVENTAJAS INYECCIÓN DE MERCURIO Es rápido. Permite trabajar sobre muestras de geometría variable. Permite hacer mediciones de drenaje e imbibición. Permite definir la presión umbral. Permite alcanzar presiones capilares muy elevadas. El cálculo es sencillo y directo. Permite obtener la distribución de diámetros porales (garganta porales) del sistema. Compara favorablemente con el método de estados restaurados sólo hasta la saturación de agua irreducible ya que al pasar a fase humectante se hace discontinúa y es infinitamente compresible. Inutiliza las muestras para ensayos posteriores.

GEOMECÁNICA DE LAS ROCAS

Geomecánica Esfuerzo BASES TEÓRICAS Disciplina de la ingeniería que estudia el comportamiento mecánico (propiedades mecánicas) de los materiales geológicos bajo cambios externos, ya sean esfuerzos, deformaciones, cambios de temperatura o cambios químicos; producto de la operaciones petroleras de perforación, completación y producción de pozos. Esfuerzo Capacidad de un material sólido de resistir carga por unidad de área. Esfuerzo de Tensión y Corte Esfuerzo Regional

Esfuerzo de Tensión Tracción Compresión Esfuerzo de Corte BASES TEÓRICAS Esfuerzo de Tensión Tracción P Compresión P Esfuerzo de Corte

Esfuerzo vertical o de sobrecarga BASES TEÓRICAS Esfuerzo vertical o de sobrecarga Esfuerzo Horizontal Esfuerzo Horizontal Mínimo Esfuerzo Horizontal Máximo Presión de Poro ESFUERZO DE SOBRECARGA HORIZONTAL PRESIÓN DE YACIMIENTO

Esfuerzos Regionales BASES TEÓRICAS Dependiendo de las magnitudes relativas de cada esfuerzo, se pueden definir tres regímenes de esfuerzos: H > v > h H > h > v v >H > h Normal Transcurrente Inversa

BASES TEÓRICAS Presión de Poro

BASES TEÓRICAS Deformación Relación que existe entre la nueva magnitud o forma de un elemento y su configuración original o no alterada, cuando es sometido a fuerzas externas.

BASES TEÓRICAS Resistencia Máximo esfuerzo que un material sólido puede aguantar antes de perder su capacidad de soportar cargas: Resistencia a la Tensión. Resistencia al Corte. Resistencia a la compresión. ESFUERZO RESISTENCIA

BASES TEÓRICAS Teoría de Elasticidad La teoría de elasticidad trata con situaciones donde existen relaciones lineales entre la aplicación de esfuerzos y las deformaciones resultantes.

Diagrama Esfuerzo - Deformación Diagrama de Tipo de Materiales BASES TEÓRICAS ESFUERZO - DEFORMACIÓN Diagrama Esfuerzo - Deformación Diagrama de Tipo de Materiales

BASES TEÓRICAS Mecanismos de Fallas Los mecanismos de fallas en las formaciones productoras pueden resumirse en cuatro tipos:  q Esfuerzo de corte t s Colapso de poros Estable Inestable Co Resistencia al corte Tensión To Cohesión Esfuerzo de normal efectivo Cohesión. Tensión. Colapso de poros. De corte o cizallamiento.

BASES TEÓRICAS Perfiles Acústicos Los registros acústicos miden el tiempo de tránsito de las ondas compresionales y de las ondas de corte entre un emisor y un receptor a una distancia determinada. Monopolares Emisor omnidireccional de ondas acústicas Permite procesar el tren de onda compresional (Ondas P) Dipolares Emisor direccional de ondas acústicas Permite procesar el tren de onda completo (Ondas P y S)

BASES TEÓRICAS Dipolares

Módulos Elásticos Dinámicos BASES TEÓRICAS Módulos Elásticos Dinámicos Módulo de Young (E): Mide el grado de deformación de un material como consecuencia de la aplicación de un esfuerzo, es decir, al aplicar un esfuerzo (), en un material ocurre una deformación (), en forma proporcional. Relación Poisson (): Permite cuantificar el grado de deformación lateral (x) y longitudinal (y) al aplicar a un material un esfuerzo compresivo.

Módulos Elásticos Dinámicos BASES TEÓRICAS Módulos Elásticos Dinámicos Módulo de Corte (G): Mide la resistencia al corte de la roca cuando ésta es sometida a un campo de esfuerzo. Representa la resistencia de un cuerpo a ser deformado. Módulo Volumétrico (K): Mide la resistencia de la muestra a la compresión hidrostática. Este es definido como la relación del esfuerzo hidrostático (σp) relativo a la deformación volumétrica (εv). El inverso de K es conocido como módulo de compresibilidad volumétrica (C).

Módulos Elásticos Estáticos BASES TEÓRICAS Módulos Elásticos Estáticos Se realiza para determinar la resistencia al corte, la rigidez y características de deformación de las muestras. Prueba de Compresión Triaxial

Ensayos de Compresibilidad BASES TEÓRICAS Ensayos de Compresibilidad En este ensayo se comprime un cilindro de roca en una celda y a medida que aumenta la presión axial se aumenta la presión de confinamiento, de manera que la deformación solamente ocurre axialmente. La expresión utilizada para calcular compresibilidades hidrostáticas es la siguiente: Cb = ( VP / P ) / VP A su vez la compresibilidad hidrostática puede ser llevada a compresibilidad uniaxial a tráves de la siguiente ecuación Cm = (1+ )Cb / 3 (1- )

Direcciones de los esfuerzos en el ensayo UCS. BASES TEÓRICAS Ensayos Geomecánicos de Laboratorio 1.- Compresión no confinada (UCS) Se comprime uniaxialmente un cilindro de roca sin confinamiento (esfuerzo radial o de confinamiento = 0) con una relación diámetro longitud 1 : 2 hasta alcanzar su resistencia máxima. La finalidad de este ensayo es determinar la resistencia a la compresión, el módulo de Young, la relación de Poisson, el módulo de corte y el módulo volumétrico como propiedades índices. Direcciones de los esfuerzos en el ensayo UCS.

Correlación de Anderson BASES TEÓRICAS Correlación Knudsen Knudsen encontró una relación entre la porosidad de la formación y la resistencia a la compresión no confinada UCS. Hasta 30% de porosidad: (Arenas Consolidadas) UCS = 258 e-9  Mayor de 30% de Porosidad: (Arenas No Consolidadas) UCS = 111.5 e-11.6  Correlación de Anderson Anderson estableció una correlación que permite el cálculo de UCS a partir de otras variables como volumen de arcilla, módulo volumétrico, relación de Poisson y velocidad de la onda compresional de un registro sónico.

2.- Ensayo de Cilindro Brasileño BASES TEÓRICAS 2.- Ensayo de Cilindro Brasileño 3.- Ensayo de Coeficiente de Biot Este ensayo se realiza en una celda triaxial aumentando la presión confinante y la presión de poros simultáneamente a una tasa constante, hasta que la presión de poros alcance el valor de la presión de yacimientos. Para la segunda parte, la presión de poros se mantiene constante mientras la presión confinante aumenta hasta alcanzar al esfuerzo horizontal. Arenas Consolidadas: α = 0 Arenas NO Consolidadas: α = 1

PRESIÓN DE PORO Pp = Gp * prof BASES TEÓRICAS PRESIÓN DE PORO La presión de poros ó presión de fluidos en el yacimiento puede determinarse por herramientas de perfilaje (probador de formación: RFT, MDT), ó por pruebas de restauración de presión (DST, Build up). La Presión de Poro puede calcularse a través de: Pp = Gp * prof Métodos para determinar Gradiente de Poro: Método de Eaton: De Resistividad: Sónico: De Conductividad:

BASES TEÓRICAS Velocidad: Del Exponente “d” corregido “dc”: Método de Bower: Sónico: Si la profundidad es mayor o igual a la velocidad máxima a esa profundidad, entonces Si la profundidad es menor a la velocidad máxima a esa profundidad, entonces

BASES TEÓRICAS Donde: PP : Gradiente de Presión de Poro, psi/ft OBG : Gradiente de Sobrecarga, psi/ft PPN : Gradiente de Presión de Poro Normal, psi/ft Ro : Resistividad Observada en una arena acuífera, Ohm-m Rn : Resistividad Observada de la arena, ohm-m X : Exponente Eaton, Adimensional DTN : Tiempo de Tránsito Normal, mseg/ft DTO : Tiempo de Tránsito Observado, mseg/ft CO : Conductividad Observada en una arena acuífera, 1/ohm-m CN : Conductividad Observada en una arena, 1/ohm-m VO : Velocidad del intervalo observado VN : Velocidad del intervalo normal DCN : Exponente Dc observado, adimensional DCO : Exponente Dc normal, adimensional DT : Registro Sónico A : Valores Empíricos B : Valores Empíricos

ρ = C V e Campo de Esfuerzo BASES TEÓRICAS Campo de Esfuerzo Vertical o de Sobrecarga Cuando no se cuenta con un registro de densidad del pozo tomado desde la superficie, se genera un registro de densidad sintético, para lo cual se utiliza una correlación empírica denominada Relación de Gardner que se basa en datos del Registro sónico (DT). Esta correlación es la siguiente: ρ = C V e Campo de Esfuerzo Horizontal Mínimo Máximo Dirección de Esfuerzo Registros de Imagen

Según, Economides y Hill (1994) BASES TEÓRICAS Esfuerzo Horizontal Mínimo Pruebas de Campo Correlación Matemática Prueba de integridad extendida Prueba microfrac Según, Economides y Hill (1994) Prueba minifrac Esfuerzo Horizontal Máximo Es el esfuerzo principal mayor que actúa en tensión o en compresión, perpendicular al esfuerzo horizontal mínimo

Registros de Imágen BASES TEÓRICAS EMI (Electrical Micro Imaging Tool) CAST-V (Circumferential Acoustic Scanning Tool)

EMI (Electrical Micro Imaging Tool) BASES TEÓRICAS EMI (Electrical Micro Imaging Tool) - Basado en el diseño de 6 brazos independientes. - Resolución de 0.2”. - Paquete completo de navegación, incluye “Z-Accelerometer”. - Datos registrados a 120 muestras por pie. - Ofrece una imágen muy similar a un testigo (núcleo).

Principales Aplicaciones BASES TEÓRICAS Principales Aplicaciones Elipticidad del Hoyo EMI

CAST-V (Circumferential Acoustic Scanning Tool) BASES TEÓRICAS CAST-V (Circumferential Acoustic Scanning Tool) - Transductor focalizado Ultra-sónico. Registra Tiempo de tránsito y Amplitud. - Cabeza rotante para 360 grados de cubrimiento. - Transductor en contacto directo con el lodo, para mejorar la señal. - Diferentes tamaños de cabeza para adaptarse a diferentes tamaños de hoyo (3-5/8”; 4-3/8”; 5-5/8”; 7”).

Principales Aplicaciones BASES TEÓRICAS Principales Aplicaciones Elipticidad del Hoyo Identificación de los Esfuerzos Máximos y Mínimos Presentación de la Imagen. Cálculo de Buzamientos. Identificación de fracturas Identificación de la Geometría del pozo

Registros de Densidad / Tiempos de Transito BASES TEÓRICAS ESFUERZOS EN SITIO Minifrac Microfrac Pruebas de Integridad Magnitud Presión de Cierre = sh Ejemplo: Minifrac Registros de Imagen Orientación Registros de Densidad / Tiempos de Transito Sobrecarga (sv) Dtp / Dts

Presiones Anormales BASES TEÓRICAS Presión que existe entre los fluidos contenidos en los espacios porosos de las rocas Grano Fluido P Presión Normal Presión Anormal Presión Subnormal

BASES TEÓRICAS Presión Anormal Presión Normal

Causas de las Presiones Anormales BASES TEÓRICAS Causas de las Presiones Anormales - Compactación Incompleta - Diagénesis - Levantamiento Tectónico - Diferencial de densidad - Migración de fluidos - Fallas - Ósmosis

Drawdown crítico (Pc) BASES TEÓRICAS Drawdown crítico (Pc) Aumento en la taza de producción causa una disminución en la presión de fondo fluyente, Pwf La disminución en la presión de fondo fluyente se traduce en aumento de drawdown P, que a su vez causa que cambien los esfuerzos efectivos Este cambio en el esfuerzo efectivo causa que aumenten los esfuerzos de corte Si estos esfuerzos de corte inducidos por el drawdown son mayores que la resistencia al corte de la formación, puede ocurrir falla del material rocoso

Desarrollada por Veeken (Arenas No Consolidadas) BASES TEÓRICAS Drawdown crítico (Pc) 1.- Método basado en observaciones de campo Metodología Shell Desarrollada por Veeken (Arenas No Consolidadas)

Drawdown crítico (Pc) BASES TEÓRICAS Drawdown crítico (Pc) 2.- Método basado en ensayos de laboratorio Coates y Denoo BP - Wilson

BACK - UP

APLICACIÓN DE LA METODOLOGÍA 12500 12750 13000 13250 13500 13750 14000 14250 14500 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 APLICACIÓN DE LA METODOLOGÍA 0.0 1.0 2.0 3.0 4.0 5.0 6.0 7.0 8.0 10.0 20.0 30.0 40.0 50.0 60.0 70.0 80.0 90.0 100.0 SHg SHg / Pc R50

Definición de Petrofacies APLICACIONES DE LAS CURVAS DE PRESIÓN CAPILAR Definición de Petrofacies “Unidad de roca con propiedades petrofísicas similares y una relación consistente entre porosidad, permeabilidad, saturación de agua y radio de gargantas de poros. Representan unidades con capacidad de flujo similar” Se obtienen a partir de núcleos y correlaciones entre núcleos y perfiles, utilizando el Radio de Garganta de Poros como el principal parámetro de clasificación.

¿Cómo identificar Petrofacies? APLICACIONES DE LAS CURVAS DE PRESIÓN CAPILAR ¿Cómo identificar Petrofacies? Características petrofísicas: Porosidad / Permeabilidad / Garganta de Poros. Saturación de Agua Irreducible. Presión Capilar. Respuesta de los Perfiles.

Clasificación de Petrofacies APLICACIONES DE LAS CURVAS DE PRESIÓN CAPILAR Clasificación de Petrofacies Megaporoso > 10.0 Macroporoso 2.0-10.0 Mesoporoso 0.5-2.0 Microporoso 0.1-0.5 Nanoporoso < 0.1 Tipo de Roca R ()

Identificación de “Containers” APLICACIONES DE LAS CURVAS DE PRESIÓN CAPILAR “Container” Es una subdivisión del yacimiento formado por una o más petrofacies, y que responde como una unidad al momento del influjo. Identificación de “Containers” Relacionado a la calidad de flujo de la roca. Identificar petrofacies de gargantas de poros más grandes en contacto con petrofacies de gargantas de poros de menor tamaño.

Factores que controlan el flujo de fluidos APLICACIONES DE LAS CURVAS DE PRESIÓN CAPILAR Factores que controlan el flujo de fluidos Tipo de poros. Geometría del sistema poroso. Número de unidades de flujo. Ubicación de las unidades de flujo. Diferencial de presión entre las unidades de flujo y el hoyo.

Petrofacies 1 Petrofacies 2 APLICACIONES DE LAS CURVAS DE PRESIÓN CAPILAR Relación K / Phi Indicador de la calidad de flujo y almacenamiento de la roca Refleja la calidad de la roca expresada en términos de eficiencia de flujo Petrofacies 1 Petrofacies 2 Porosidad intercristalina (meso) Porosidad intergranular (macro) Phi = 30%, K = 10 md. Phi = 10%, K = 10 md. Mayor número de poros más pequeños. Mayor área de superficie. Mayor saturación de agua irreducible. Menor tamaño de gargantas de poros. Menor capacidad de flujo. Mayor tamaño de gargantas de poros. Menor área de superficie. Menor saturación de agua irreducible. Mayor capacidad de flujo.

DETERMINACIÓN DEL RADIO DE PORO APLICACIONES DE LAS CURVAS DE PRESIÓN CAPILAR DETERMINACIÓN DEL RADIO DE PORO A partir de las Curvas de Presión Capilar Radio de Poro 2C* *Cos R Pc = (* Cos)Hg = 367 C = 0.145 FACTORES DE CONVERSIÓN (a Pc(Hg)) Plato Poroso = 5.09 Centrífuga = 8.73

Por medio de Ec. Empíricas. APLICACIONES DE LAS CURVAS DE PRESIÓN CAPILAR Por medio de Ec. Empíricas. Ecuación de Pittman y Winland Ecuación de Winland H.D Winland (1972) Log R35 = 0.732 + 0.588 * Log Ka - 0.864 * Log  26 Muestras de Carbonatos Ecuaciones de Pittman Log R10 = 0.459 + 0.500 * Log Ka - 0.385 * Log Φ Log R15 = 0.333 + 0.509 * Log Ka - 0.344 * Log Φ Log R20 = 0.218 + 0.519 * Log Ka - 0.303 * Log Φ Log R25 = 0.204 + 0.531 * Log Ka - 0.350 * Log Φ Log R30 = 0.215 + 0.547 * Log Ka - 0.420 * Log Φ Log R35 = 0.255 + 0.565 * Log Ka - 0.523 * Log Φ Log R40 = 0.360 + 0.582 * Log Ka - 0.680 * Log Φ Log R45 = 0.609 + 0.608 * Log Ka - 0.974 * Log Φ Log R50 = 0.778 + 0.626 * Log Ka - 1.205 * Log Φ Log R55 = 0.948 + 0.632 * Log Ka - 1.426 * Log Φ Log R60 = 1.096 + 0.648 * Log Ka - 1.666 * Log Φ Log R65 = 1.372 + 0.643 * Log Ka - 1.979 * Log Φ Log R70 = 1.664 + 0.627 * Log Ka - 2.314 * Log Φ Log R75 = 1.880 + 0.609 * Log Ka - 2.626 * Log Φ E.D Pittman (1992) 202 Muestras de Areniscas 14 Formaciones (Ordovisico - Terciario) Ri Es el tamaño de la garganta de poro correspondiente a una saturación de mercurio determinada.

Curvas de Presión Capilar APLICACIONES DE LAS CURVAS DE PRESIÓN CAPILAR Curvas de Presión Capilar 1 10 100 1000 10000 Presión Capilar, psi 10  0.5  2  0.1  NANO MEGA MACRO MESO MICRO 0.0 20.0 40.0 60.0 80.0 100.0 Saturación de Mercurio, % Espacio Poroso

Gráfico de Saturación Incremental de Hg APLICACIONES DE LAS CURVAS DE PRESIÓN CAPILAR Gráfico de Saturación Incremental de Hg

Gráficos de Ápices (“Apex Plots”) APLICACIONES DE LAS CURVAS DE PRESIÓN CAPILAR Gráficos de Ápices (“Apex Plots”) 0.0 1.0 2.0 3.0 4.0 5.0 6.0 7.0 8.0 10.0 20.0 30.0 40.0 50.0 60.0 70.0 80.0 90.0 100.0 SHg SHg / Pc R50

R-calculado vs. R-Pc (“One-to-One Plots”) APLICACIONES DE LAS CURVAS DE PRESIÓN CAPILAR R-calculado vs. R-Pc (“One-to-One Plots”)

Ventajas de Garganta de Poros (R) sobre K / Phi APLICACIONES DE LAS CURVAS DE PRESIÓN CAPILAR Ventajas de Garganta de Poros (R) sobre K / Phi R es un número “medible” y cuantificable, K / Phi es un número adimensional. R puede ser determinado a partir de las curvas de Presión Capilar y relacionado a valores de K / Phi. Si dos de las tres variables (K, Phi, R) son conocidas, la otra variable puede ser calculada utilizando la ecuación correspondiente o estimada a partir del crossplot de K / Phi con las curvas de R superpuestas.

Saturación de Agua Función de: APLICACIONES DE LAS CURVAS DE PRESIÓN CAPILAR Saturación de Agua Función de: Geometría de Sistema Poroso (Poros y Gargantas de Poros). Presión de flotación ejercida por la Columna de Hidrocarburos.

Sw vs. Profundidad APLICACIONES DE LAS CURVAS DE PRESIÓN CAPILAR 12500 12750 13000 13250 13500 13750 14000 14250 14500 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 Profundidad Sw (%)

Aplicación de Metodología: Perfiles APLICACIONES DE LAS CURVAS DE PRESIÓN CAPILAR Aplicación de Metodología: Perfiles 1. Seleccionar las Petrofacies o Unidades de Flujo (intervalos de porosidad y resistividad uniforme de acuerdo a los perfiles). 2. Comparar la curva de Pc con la ubicación de las Petrofacies y observar si existe alguna relación entre la curva de Pc y la variación en Phi y Rt. 3. Calcular la relación K / Phi para cada muestra de Pc, y anotarlas en el perfil junto a la respectiva Petrofacies. 4. Graficar K y Phi para cada muestra de Pc y determinar R. Colocar el valor de R junto a su respectiva Petrofacies. 5. Colocar el valor de R en la curva de Pc y determinar el tipo de roca. 6. En las muestras que no tienen Pc, utilizar los valores de K y Phi de los análisis convencionales : • Comparar los valores de K y Phi dentro de cada Petrofacies. ¿Son estos consistentes?. • Utilizando un valor de K y Phi representativo para cada Petrofacies, determinar el valor de R. • Copiar los valores de R, por Petrofacies, en el gráfico de Pc y determinar el tipo de roca. • Graficar los valores de R en el perfil, por Petrofacies.