Cap01 Conceptos Básicos de Petrofísica y Registros

PETROFÍSICA E INTERPRETACIÓN DE REGISTROS DE POZO Herramientas – Control de Calidad - Principios de Interpretación

Introducción a la Petrofísica e Interpretación de Registros Eléctricos Ing. Ing.Andrés AndrésE.E.Mantilla MantillaZ., Z.,Ph.D. Ph.D. Geol. Ricardo Bueno Silva Geol. Ricardo Bueno Silva, M.Sc.

Petrofísica Básica e Interpretación de Registros

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Petrogroup


Introducción


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Objetivo Último: Interés Económico

V rock NTG φ (1 − S w ) OOIP = 7758 Bo Np = OOIP × RF La Interpretación de Registros permite determinar parámetros que son de Fundamental Importancia para la Estimación de Reservas, entre otras aplicaciones. Petrofísica Básica e Interpretación de Registros

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Motivación Los REGISTROS DE POZO proveen información indirecta sobre propiedades de rocas y fluídos en el subsuelo, de excelente continuidad y resolución vertical. Son herramientas cuya integración con otros datos es muy importante. La PETROFÍSICA permite, a partir del conocimiento de la roca, la selección y utilización de MODELOS FÍSICOS Y/O RELACIONES EMPÍRICAS para entender la respuesta de los REGISTROS DE POZO en términos de las PROPIEDADES FÍSICAS DEL SISTEMA que son de interés técnico-económico. Petrofísica Básica e Interpretación de Registros

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Ramas de la Petrofísica

Convencional: Litología, Espesor Neto, Porosidad, Tipo de Fluidos y Saturación, Permeabilidad. Sísmica: Propiedades Elásticas y Acústicas de las Rocas. Mecánica: Propiedades Mecánicas y Mecanismos de Falla. Petrofísica Básica e Interpretación de Registros

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Objetivo del Curso

Conocer: Los principios de funcionamiento, tipos, usos y limitaciones de las herramientas convencionales de registros de pozo. Fundamentos de petrofísica necesarios para interpretar registros de pozo. Los modelos y aspectos más relevantes de la interpretación convencional de registros de pozo. Petrofísica Básica e Interpretación de Registros

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Conceptos Petrofísicos Básicos


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Estudio Petrofísico Estudio e Integración de: Propiedades del Medio Poroso —compuesto por roca y fluido — e.g., porosidad, permeabilidad, mineralogía, mojabilidad, presión capilar, módulos elásticos, resistencia a la compresión, etc.. Medidas de Herramientas de Registro que utilizan fenómenos físicos —como la propagación de ondas electromagnéticas y acústicas, la radiactividad natural e inducida, etc.—, para muestrear el subsuelo. Modelos Petrofísicos —analíticos o empíricos— que explican las relaciones entre propiedades de la roca y respuesta de las herramientas geofísicas. Petrofísica Básica e Interpretación de Registros

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Estudio Petrofísico Los objetivos del Estudio Petrofísico son, entre otros: Identificar Topes de Formaciones, y Correlacionar con Pozos de Referencia Zonificación de Acuerdo con la Litología y Calidad de las Rocas Reservorio Determinación de Contenido de Arcilla y Porosidad Determinación del Tipo y Saturación de Fluidos en los Intervalos Almacenadores Identificación y Orientación de Fracturas Estimación de Permeabilidad, Prop. Elásticas, Mecánicas, etc. Petrofísica Básica e Interpretación de Registros

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Información de Soporte para un Estudio Petrofísico Cortes y/o Corazones: Fluorescencia, Corte Descripción Sedimentológica Secciones Delgadas, Análisis Mineralógico Análisis Petrofísicos Básicos (φ y K) Microscopía Electrónica y Difracción de Rayos X Presión Capilar, Mojabilidad, y Permeabilidad Relativa Propiedades Eléctricas y Mecánicas

Registros Convencionales Registros de Mud Logging Registros de Imágenes Datos de Presión de Poro (MDT, SFTT) Parámetros de Perforación Datos de Cromatografía de Gases Petrofísica Básica e Interpretación de Registros

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Evaluación de la Roca: Formation Evaluation Log


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Evaluación de la Roca: Descripción de Cortes FORMACION MUGROSA INTERVALO XX09 – XX24’

Areniscas con manifestación de aceite Arenisca cuarzosa, parda muy clara, parda cremosa clara, friable, granosoportada, de grano muy fino a ocasional fino, subangular, bien sorteado, no calcárea, ligera matriz arcillosa (feldespatos alterados), hacia la base grada a arenisca limosa. Manchada uniformemente de aceite pardo claro, fluorescencia natural amarilla brillante, con corte rápido, en hongo, lechoso, deja residuo pardo claro, y pardo amarillento a luz UV, Petrofísica Básica e Interpretación de Registros

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Evaluación de la Roca: Descripción de Cortes

Corte a la Luz Natural Residuo Color Pardo Claro.


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Splintery Cavings:

Causa:

Concentración de Esfuerzos en Shales Masivos, Sobrepresión

Tipo de Lodo: Base Aceite o Base Agua Solución:

Incrementar el Peso del Lodo


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Platy/Tabular Cavings:

Causa:

Anisotropía de Esfuerzos en Rocas Físiles.

Tipo de Lodo: Base Aceite o Base Agua Soluciones:

Incrementar el Peso del Lodo, e Incrementar el Ángulo de Ataque, e.g., el ángulo con respecto de la estratificación.


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Blocky (“Rubble”) Cavings:

Causa:

Esfuerzos y Penetración de Lodo en Fracturas (e.g., rocas fracturadas; sal; a lo largo de fallas)

Tipo de Lodo: Base Aceite o Base Agua, más intenso en Base Aceite Soluciones:

Incrementar el Peso del Lodo, Cambiar el Tipo de Lodo, Prevenir la Penetración de Lodo en intervalos fracturados


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Cromatografía de Gases: Gráfico de Pixler 1000

INTERVALO 5407'-5406' GASNO

100

PRODUCTI VO

GAS

10

ACEI

ACEI TE NO

1

La relación C1/C2 separa dominios de diferente gravedad API. La pendiente positiva sugiere aceite productivo. El trazado de la pendiente casi paralela a los limites de las zonas, indica que el intervalo es permeable. La ocurrencia de manchamiento distribuido uniformemente, fluorescencia, y corte, sugieren que se trata de una zona con potencial como productivo de aceite. Petrofísica Básica e Interpretación de Registros

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Evaluación de la Roca: Secciones Delgadas Porosidad Visible (poros > 1 o 2 µm de diámetro), generalmente correlacionable con Porosidad Efectiva Tamaño de Grano Promedio, y Selección (rango de tamaños de grano) Geometría Poral: abundancia de los diferentes tipos de poro Distribución de Minerales (volumen de arcilla laminar, estructural y dispersa, y de otros minerales) Porcentajes de Tamaño de Grano (e.g., arena, limo, arcilla) Volumen de Arcillas, Granos y Cementos Composición Mineralógica de los Componentes Individuales (expresada en volumen) de tamaño superior a 4 µm (generalmente la porción no-arcillosa) Volumen de Componentes Radioactivos (muscovita, feldespato potásico, glauconita, fosfatos) Volumen de Minerales Solubles en Ácido en el sistema poral, y en los granos que conforman la roca Petrofísica Básica e Interpretación de Registros

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AEvaluación de la Roca: Secciones Delgadas Cuarzoarenita de Grano Medio, Pobre Selección con Caolinita y Sílice Cementante. Núcleo de pared. Nicoles paralelos.

• Porosidad Visual:

13%

• Cemento Caolinítico:

7%

• Cemento Silíceo:

4%


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Evaluación de la Roca: Secciones Delgadas Cuarzoarenita de Grano Grueso, Pobre Selección con Caolinita y Sílice Cementante. Núcleo Convencional. Izquierda: Nicoles paralelos. Derecha: Nicoles cruzados.

Aprox. 2 mm

Aprox. 2 mm

• Porosidad Total:

3.65%

• Cemento Caolinítico:

5.11%

• Cemento Silíceo:

trazas


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Evaluación de la Roca: Difracción de Rayos X

Porcentaje (en peso) de Especies Minerales Individuales, incluyendo todos los minerales arcillosos. Grado de Expansibilidad (Potential de Hinchamiento) de las Arcillas Presencia de Hierro en la Roca Petrofísica Básica e Interpretación de Registros

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Evaluación de la Roca: Microscopía Electrónica (SEM) Geometría Poral: Tamaño de Poros, Tamaño de Gargantas, Porosidad derivada de la Imagen. Minerales que están Recubriendo los Granos, y/o Puenteando los Poros Presencia de Lodo en el Sistema Poral: Daño por Invasión de Sólidos Presencia de Hierro en varios Minerales (Calcita, Dolomita, Ilita, Esmectita) Composición Química de la Roca (abundancia de elementos, particularmente Fe, Mg, Ca, Na, K, etc.) Calidad de Roca Petrofísica Básica e Interpretación de Registros

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Evaluación de la Roca: Microscopía Electrónica (SEM)

Sistema poroso afectado por cemento silíceo y material arcilloso principalmente caolinítico pore filling y pore lining.

Arenisca apretada, escasa porosidad, sistema poroso ocupado, interconexión baja, microgargantas a borde de grano. M.A. intermedio Petrofísica Básica e Interpretación de Registros

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Petrogroup

Evaluación de la Roca: Microscopía Electrónica (SEM)

A


B

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Tipo y Calidad del Almacenador a Partir de Registros

Litología Porosidad Arcillosidad Mojabilidad Saturación de Fluidos Presión Capilar Permeabilidad / Fracturas Conductivas Petrofísica Básica e Interpretación de Registros

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Diámetros de Invasión

ROCAS DE ALTA POROSIDAD

dj/dh = 2

ROCAS DE POROSIDAD INTERMEDIA

dj/dh = 5

ROCAS DE BAJA POROSIDAD

dj/dh = 10

De Asquith and Krygowsky, 2004, Basic Well Log Analysis, AAPG Methods in Exploration Series N.16 Petrofísica Básica e Interpretación de Registros

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Resolución Vertical y Profundidad de Investigación Resolución Vertical (pulgadas)

1000

Deep Induction

100 DLL(d) GR Density Neutron Short Normal SFL

Sonic

10

MSFL

Microlog

1

0.1 0.1

1

10

100

1000

Radio de Investigation (pulgadas) Modificado de John H. Doveton, 1999, Kansas Geol. Survey Petrofísica Básica e Interpretación de Registros

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Porosidad en Areniscas Medida Mediante Varias Técnicas de Laboratorio

Absolute or Total Porosity Effective Porosity Oven-Dried Core Porosity

Rock Matrix

Humidity-Dried Core Porosity

VWet Clay Quartz and Other Minerals, except Clay

Clay Layers

Clay Surfaces & Interlayers

Small Pores

Bound Water

Capillary Water

Irreducible or Immobile Water


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Large, Interconnected Pores

Hydrocarbon Pore Volume

Isolated Pores Irreducible of Immobile Water

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Tipo y Calidad del Almacenador a Partir de Registros Litología/Correlación Rayos Gamma: Intervalos con/sin Minerales Radiactivos Potencial Espontáneo: Intervalos Permeables/Impermeables PEF: Areniscas vs. Calizas vs. Dolomitas Crossplots: Densidad/Neutrón: Areniscas vs. Calizas vs. Dolomitas Umaa vs ρmaa: fracciones de hasta 3 minerales MID Plot: fracciones de hasta 3 minerales


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Tipo y Calidad del Almacenador a Partir de Registros Porosidad Análisis Petrofísicos Básicos, de Núcleos Porosidad Visual de Petrografía Registros: Densidad: asumiendo ρma y ρf , muy bueno si la geometría del hueco es buena y no hay gas.

Sónico: varios modelos, e.g., φS-Wyllie = f(∆tma y ∆tf ) Neutrón: directamente, después de múltiples correcciones Crossplots: entre ρb , φN , y ∆t Resonancia Magnética Nuclear Petrofísica Básica e Interpretación de Registros

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Tipo y Calidad del Almacenador a Partir de Registros Arcillosidad Rayos Gamma: Algunas veces —NO SIEMPRE— es un buen indicador de arcillosidad. Sobreestima la arcillosidad en presencia de Ortoclasa y/o Microclina; y la subestima en presencia de arcillas poco radioactivas, como Caolinita, Clorita, Glauconita.

Separación Densidad/Neutrón: En escalas compatibles, Neutrón a la izquierda de Densidad de Matriz indica arcillosidad

PEF: En areniscas, el contenido de arcilla aumenta el valor de PEF Rayos Gamma Espectral: (Th, K, U) La curva de Torio correlaciona con arcillosidad La relación Th/K es el indicador más creible de tipo de arcilla, entre los disponibles

Potencial Espontáneo Petrofísica Básica e Interpretación de Registros

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Petrogroup

Tipo y Calidad del Almacenador a Partir de Registros


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Tipo y Calidad del Almacenador a Partir de Registros Permeabilidad No hay un registro que cuantifique permeabilidad. Sin embargo, se pueden tener indicios a partir de: Potencial Espontáneo: Intervalos Permeables/Impermeables, con leve correlación de la Magnitud de la Permeabilidad

Resistividad: A partir de la separación entre curvas Utilizando el registro Microlog (micro-resistividad) Porosidad / Arcillosidad


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Petrogroup

Tendencias de Porosidad-Permeabilidad 5

4

2

1

10

Log (Permeability, md)

3

0 F ontaine ble u S ands tone Apiay -9, K 2 S ands tone s L a C ira 1880, S S . of F m . Mugros a & C olorado Troll, S ogne fjord S ands C lay -R ic h S am ple s , S R B Databas e

-1

-2 0

0.05

0.1

0.15

0.2 0.25 P oros ity , frac tion


0.3

0.35

0.4

0.45

(Mantilla, 2002) 34

Petrogroup

Tipo y Calidad del Almacenador: Fracturas Naturales


35

Petrogroup

Fracturas Naturales: Piedemonte Llanero


36

Petrogroup



37

Petrogroup



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Petrogroup

Presión Capilar Es la diferencia de presión, entre dos fluídos inmiscibles, a través de una interfase en equilibrio, como resultado de la mojablidad preferencial de las paredes del capilar, a una de las fases.

2σ cos θ Pc = rc σ : tensión interfacial θ : ángulo de contacto rc: radio del capilar Petrofísica Básica e Interpretación de Registros

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Petrogroup

Presión Capilar

Presión Capilar: Imbibición vs. Drenaje

Drenaje

Presión Umbral de Entrada, PTH

Imbibición Sor

Swi 0

100

Saturación de la Fase Mojante Petrofísica Básica e Interpretación de Registros

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Petrogroup

frecuencia

frecuencia

Factores que Controlan la Presión Capilar

diámetro de poro

Presión Capialr

diámetro de poro

Drenaje

Drenaje PTH Imbibición

Imbibición

Swi 0

Swi

Sor

PTH

Sor 100

0

100

Saturación de Agua

Saturación de Agua

La Presión Capilar depende del Tamaño de los Poros Petrofísica Básica e Interpretación de Registros

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Petrogroup

Influencia de la Presión Umbral de Entrada Corazones de la Formación Caballos en la Cuenca del Putumayo. Ambiente de Depositación: Canales Distributarios Note las Diferencias en Saturación, asociadas con cemento caolinitico. Lectura de GR en la Zona No Saturada: GR = 40 Petrofísica Básica e Interpretación de Registros

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Petrogroup

Influencia de la Presión Umbral de Entrada Corazones de la Formación Caballos en la Cuenca del Putumayo. Note las Diferencias en Saturación, asociadas con Cemento Calcáreo.

NO TODO LO QUE TIENE GR BAJO ES NET PAY !!


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Petrogroup

Factores que Controlan la Presión Capilar Macroporos o Algunas Fracturas Abiertas

Presencia de Fisuras en la Matriz

0

100

Saturación de Agua

Presión Capilar

Presión Capilar

Presión Capilar

Roca Homogénea

0

100

Saturación de Agua

0

100

Saturación de Agua

La Presión Capilar depende de la Distribución de Tamaño de los Poros Petrofísica Básica e Interpretación de Registros

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Petrogroup

Presión Capilar 5000

PRESION CAPILAR (psi)

4500 4000 3500

Permeabilidad Reservas

3000 2500 2000 1500 1000 500 0 0.00

0.20

0.40

0.60

0.80

1.00

SATURACION DE AIRE (Sa)


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Petrogroup

Presión Capilar 100

FRECUENCIA ACUMULADA (

90 5000

PRESION CAPILAR (psi)

4500 4000 3500 3000 2500 2000 1500 1000

70 60 50 40 30 20

500 0 0.00

80

0.20

0.40

0.60

0.80

1.00

SATURACION DE AIRE (Sa)

10 0 0.001

0.1

10

1000

RADIO DE GARGANTA DE POROS (micrones) Distribución de Tam año de Garganta de Poros. Muestras de Piedem onte Central


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Petrogroup

Frecuenci a

Efecto de la Distribución de Tamaños de Poro sobre la Distribución de Fluidos Fase: Mojante •Agua •Agua •Aceite

Mojante NoMojante

No- Mojante •Aceite •Gas •Gas

Frecuencia

Diámetro de Poro

Sistema bimodal de porosidad

d1
SMojante SNo-Mojante

SMojante

d1

SNo-Mojante

d2

Diámetro de Poro


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La fase mojante llena los poros pequeños y está presente en los demás. La fase no-mojante sólo está presente en los poros de tamaño medio a grande.

Sístema bimodal, mojado al agua: la Swi es más grande en los poros pequeños (d1) que en los grandes (d2).

Petrogroup

Frecuenci a

Efecto de la Distribución de Tamaños de Poro sobre la Distribución de Fluidos Fase: Mojante •Agua •Agua •Aceite

Mojante NoMojante

No- Mojante •Aceite •Gas •Gas

Frecuencia

Diámetro de Poro

Agua

Aceite Gas

Diámetro de Poro


La fase mojante llena los poros pequeños y está presente en los demás. La fase no-mojante sólo está presente en los poros de tamaño medio a grande.

Si las 3 fases coexisten en el yacimiento, se distribuyen de acuerdo con el grado de mojabilidad. Sistema es mojado al agua: El agua estará presente en todos los poros, el petróleo los intermedios y grandes, y el gas en los más grandes. 48

Petrogroup

• La presión umbral (PTH) es una medida del grado de mojabilidad de la roca, la tensión interfacial de la fase no-mojante/mojante, y el diámetro del poro más grande en el exterior de la roca. Una PTH alta indica, o bien un fuerte grado de mojabilidad, o poros de tamaño pequeño, o ambas cosas.

LOG 1/PC

Presión Capilar

Rol de la Distribución de Tamaño Poral (λ)

λ

PCO

PTH

• El tamaño de poro promedio influencia principalmente la magnitud de Pco, en tanto que la distribución de tamaños de poro está fuertemente asociada con el valor de λ.

Sw, fracción 0

S

* wt

S w − S wi = 1 − S wi


• Bajos valores de λ indican una distribución muy grande de tamaños de poro; Valores muy grandes de λ indican uniformidad en el tamaño de poros.

1 49

Petrogroup

Relación entre λ y la Distribución de Tamaño Poral Pore Size Range Distribution

Frequency Distribution

Very wide

f

λ

Capillary Pressure curve

0.5

Pc d

Wide

f

Sw

2

Pc d

Medium Range

f

Uniform

f

Sw

4

Pc d

Sw

∝

Pc d


•La pendiente de la curva de Pc en drenaje (λ) es un buen indicador cualitativo del rango de tamaños de poro. •A más horizontal la curva de Pc en su parte media, más uniforme es el tamaño de poro en la roca.

Sw

50

Petrogroup

Relación entre λ y la Distribución de Tamaño Poral Pore Size Range Distribution

Very wide

Capillary Pressure curve

λ 0.5

Pc Sw

Wide

•El parámetro λ se puede usar para determinar permeabilidades relativas analíticamente (caso drenaje, 2 fases):

2

Pc

K r , wt = ( S

Sw

Medium Range

Pc

Uniform

Pc

4

* wt

)

2 + 3λ

λ

2+ λ ⎡ ⎤ * 2 * λ Kr ,nwt = (1 − Swt ) ⎢1 − (Swt ) ⎥ ⎣ ⎦

Sw

∞ Sw


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Petrogroup

Mojabilidad Depende de la adhesión relativa de dos fluidos a una cierta superficie sólida. En un medio poroso con dos fluidos inmiscibles, la mojabilidad es una medida de la tendencia preferencial de un fluido a mojar la roca (e.g., esparcirse o adherirse).

Mojabilidad al agua 0° > θ < 70° Petrofísica Básica e Interpretación de Registros

Mojabilidad Neutra 70° > θ < 110° 52

Mojabilidad al Aceite 110° > θ < 180° Petrogroup

Mojabilidad Las composiciones mineralógica y de fluidos tienen una gran influencia sobre la mojabilidad. La mayoría de los Compuestos Polares en los crudos son Ácidos. Las Areniscas Limpias tienden a tener Mojabilidad entre Neutra y Al

Agua, debido a que la molécula de SiO2 reacciona con salmueras para formar ácidos débiles, e.g., Atraen Bases, Repelen Ácidos. Las Partículas Arcillosas tienen Carga Neta Negativa, y pueden reaccionar con algunas resinas y asfaltenos, dando a la roca un Cierto

Grado de Mojabilidad Al Aceite. Los Carbonatos son de Carácter Básico, por lo cual tienden a atraer compuestos ácidos del petróleo (Mojabilidad Al Aceite). Petrofísica Básica e Interpretación de Registros

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Petrogroup

Mojabilidad Tendencias de Mojabilidad en Silicatos y Carbonatos, a partir de mediciones de ángulo de contacto Chillingarian & Yen

Trieber et al Tendencia

Silicatos, %

Carbonatos,%

Carbonatos, %

Al Agua

43

8

8

Neutra

7

4

12

Al Aceite

50

88

80

Fuente: [Tiab & Donaldson, 1996] Petrofísica Básica e Interpretación de Registros

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Petrogroup

Efecto de la Mojabilidad en la Permeabilidad Relativa

1

Permeabilidad Relativa, kr

Permeabilidad Relativa, kr

1

kro

kro krw

0.5

0.5 krw

0

0.2 0.5 Saturación de Agua,

1

Sw

Sistema Mojado al Agua Petrofísica Básica e Interpretación de Registros

0

0.5 0.2 Saturación de Agua,

1

Sw

Sistema Mojado al Aceite 55

Petrogroup

Determinación de Fluidos: Interacción Matriz-Porosidad-Fluidos

Cubo sin sedimentos (porosidad = 100%), lleno de agua de resistividad Rw (Sw = 100%)

Rt = Rw

Cubo con sedimentos (porosidad = 60%), lleno de agua de resistividad Rw (Sw = 100%)

Cubo con sedimentos (porosidad = 60%), con 25% de hidrocarburos, y agua de resistividad Rw (Sw = 75%)

Rt = R o = F R w

F Rw Rt = 2 Sw

F= Petrofísica Básica e Interpretación de Registros

a

φm

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Petrogroup

Determinación de Fluidos: Ecuación de Archie Modificada

a Rw Sw = n m φ Rt Donde: Rt es la resistividad de la zona no invadida, en Ω-m Rw es la resistividad del agua de formación, en Ω-m φ es la porosidad, en fracción a es una constante empírica (usualmente a = 1) m es el exponente de cementación (usualmente m = 2) n es el exponente de saturación (usualmente n = 2, rocas cementadas mojadas al agua) Petrofísica Básica e Interpretación de Registros

57

Petrogroup

Determinación de Fluidos: Constante a Enfoque Petrofísico Riguroso: Se debe garantizar la validez de la F a porosidad = 100%.

Rt = FRw ; F =

a

φ

m

⇒ a =1

Cubo sin sedimentos (φ = 1), lleno de agua de resistividad Rw.

Rt = R w

Enfoque Práctico: Lo importante es obtener una relación que sea valida en el rango de porosidades que se tienen en la formación.

F = Petrofísica Básica e Interpretación de Registros

a

φm

58

Petrogroup

Determinación de Fluidos: Exponente de Cementación, m El factor de formación F depende del exponente de cementación, m. En ausencia de materiales conductivos en la matriz, m está en realidad relacionado con la tortuosidad que debe seguir la corriente eléctrica a través del espacio poroso interconectado. En muestras de arenisca Berea, se ha encontrado que m = 2. Este valor se ha tomado como una buena suposición para m. Petrofísica Básica e Interpretación de Registros

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(Keehm, 2003) Petrogroup

Determinación de Fluidos: Exponente de Cementación, m Factores que influyen sobre el valor de m: (Helander and Campbell) Grado de cementación Forma, selección, arreglo, del sistema de partículas Tipo de porosidad (móldica, intergranular, intercristalina, etc.) Tortuosidad del sistema poroso Constricciones en el sistema poroso Presencia de sólidos conductivos Compactación debida a la presión de sobrecarga (anisotropía) Expansión térmica Ramsom agrega anisotropía y presencia de fracturas abiertas. Petrofísica Básica e Interpretación de Registros

60

Petrogroup

Determinación de Fluidos: Exponente de Cementación, m Relacion entre Porosidad, Factor de Formación y m 1000

m=2.2 m=2.0

F=

m=1.8

1

φm

m=1.6 100 Factor de Formación

m=1.4 m=1.3 m=1.0

10

Esferas de Vidrio Tubos Longitudinales

1 0.01


Dificultad para Conducir la Corriente Eléctrica 0.1 Porosidad, fracción

61

1

Petrogroup


Bien Cementado Medianamente Cementado

Factor de Formación

100

Pobremente Cementado Muy Pobremente Cementado Inconsolidado

m=2.2 m=2.0

F=

m=1.8

1

φm

Arcillosidad / Selección / Fracturas

m=1.6 m=1.4 m=1.3 m=1.0

10

Cementación / Consolidación 1 0.01


0.1 Porosidad, fracción

62

1

Petrogroup

Determinación de Fluidos: Expresiones para Factor de Formación Archie

F=

Archie Modificada F = Humble Shell

F=

φm a

φm 0.62

(areniscas consolidadas de f media a φ alta) 1 0.019 F = m , m = 1.87 + (carbonatos apretados) 2.15

φ

Easy Square-Root F = Maxwell

1

F=


0.81

φ2

φ

(Tixier, compensación por arcillas)

(3 − φ )

(esferas dispersas)

2.0φ 63

Petrogroup

Determinación de Fluidos: Expresiones para Factor de Formación Otras relaciones reportadas por [Tiab & Donaldson, 1996]:

Areniscas poco consolidadas: F =

1

φ 1.5

Areniscas poco consolidadas del Mioceno - US Gulf Coast F =

Areniscas arcillosas: F = Petrofísica Básica e Interpretación de Registros

1 .65

φ

1.97

φ 1.29

(Mejor Conductividad de la Corriente Eléctrica)

1 .33

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Petrogroup


Bien Cementado

m=2.2 m=2.0


100

Medianamente Cementado

m=1.8

Pobremente Cementado

m=1.6

Muy Pobremente Cementado

m=1.4

Inconsolidado

m=1.3 m=1.0 Coporo-1

10

1 0.01


0.1 Porosidad, fracción

65

1

Petrogroup

Determinación de Fluidos: Exponente de Cementación, m Porosidad, fracción


1000 1000

Muestras en Condición Original @ P Atmosférica m = 2.32 Muestras Limpias y Restauradas @P Confinamiento m = 1.94

100 100

10 10

Dos Efectos: • Asfalto Recubriendo los Granos ↓F • Presión de Confinamiento ←φ 1.00 1.00

11 0.01 0.01 Petrofísica Básica e Interpretación de Registros

0.10 0.10

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Petrogroup

Determinación de Fluidos: Exponente de Saturación, n Rocas mojadas al aceite tienen alta resistividad: el aceite tiende a ser la fase continua, y está en contacto con las paredes de la roca. Keller mostró en un experimento que, para la misma roca, n se incrementa de 1.5 y 11.7 a medida que aumenta su mojabilidad al aceite.

Incremento en n

Sweeney & Jennings: valores de entre 1.6 y 5.7 en carbonatos tratados con ácido para forzarlos a ser mojados al agua. Aún después de aplicar el ácido, las moléculas polares se adsorben a muchas de las muestras. Petrofísica Básica e Interpretación de Registros

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Petrogroup

Determinación de Fluidos: Exponente de Saturación, n En general se utiliza: n <= 2.0 para rocas mojadas al agua, y n > 2.0 para rocas mojadas al aceite. Incremento en n

La ecuación de Archie es muy sensible al valor de n Para rocas pobremente cementadas, practicamente en todo el rango de n. Para rocas cementadas (m=2), particularmente cuando n < 8. Petrofísica Básica e Interpretación de Registros

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Petrogroup

Determinación de Fluidos: Exponente de Saturación, n Saturación de Agua vs. Exponente de Saturación n para Diferentes Valores de Ro/Rt Rocas Limpias

CORREGIR 0.125 por 0.0125

1 0.9 0.8

Sw

0.7

Ro/Rt = FRw/Rt

0.6

0.5

0.5

0.25 0.050

0.4

0.125 0.005

0.3 0.2

m=2

0.1 0 0

2

4

6

8

10

12

n


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Petrogroup

Determinación de Fluidos: Índice de Resistividad, Ir Ecuación de Archie modificada

Sw

n

a Rw F Rw Ro = m = = φ Rt Rt Rt

Por definición, Ir es la relación entre la resistividad de la zona virgen, y la resistividad de la roca 100% saturada de agua, e.g.,

Ir = Rt/Ro . Tomando logaritmos:

(

log S w

−n

)

⎛ Rt = log ⎜⎜ ⎝ Ro

⎞ ⎟⎟ ⎠

log (I r ) = − n log (S w )

⇒ Una gráfica log-log de Índice de Resistividad Ir vs. Sw permite estimar el valor de n Petrofísica Básica e Interpretación de Registros

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Petrogroup

Determinación de Fluidos: Índice de Resistividad, Ir 10000

Índice de Resistividad, Ir

1000

n 2 3

100

5 9

10

m=2 1 0.1

1 Saturación de Agua, fracción


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Petrogroup

El Modelo de Doble Capa Las arcillas tienen un déficit de carga eléctrica.

(Stern, 1924) Para balancear la carga, en presencia de electrolitos se adsorbe una capa de cationes cerca de la superficie de las láminas de arcilla. Petrofísica Básica e Interpretación de Registros

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Modelo Simple para Areniscas Arcillosas Areniscas limpias Matriz arenosa limpia

Swirr

HCs

φefectiva

Areniscas arcillosas Arcilla S + Limo wb

Matriz arenosa limpia

Swirr

HCs

φtotal Petrofísica Básica e Interpretación de Registros

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Petrogroup

Método Simple para Areniscas Arcillosas Si Vshale < 20% :

a Rw Sw = n m φ Rt

Donde φ es la porosidad TOTAL, en fracción

φt =

φ N + φD

2 2 2 φ N + φD φt = 2 Si Vshale > 20% : Utilizar porosidad EFECTIVA, y modelos que tengan en cuenta la conductividad de las arcillas, e.g., Doble Agua, Simandoux, Indonesia. Petrofísica Básica e Interpretación de Registros

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Petrogroup

Monitoreo de Fluidos con Resistividad La resistividad sería la propiedad física ideal a medir para monitorear el movimiento de fluidos. Problema: Por ser una propiedad eléctrica, está afectada por la presencia de materiales conductivos en el hueco (e.g., el

a Rw Rw Rt = m n = F n φ Sw Sw

revestimiento). Aunque ha habido varios diseños, las herramientas que miden resistividad en hueco entubado no están completamente desarrolladas. La técnica es aplicable a la identificación de zonas permeables y ttipo de fluido en pozos exploratorios Petrofísica Básica e Interpretación de Registros

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Petrogroup

Sesgo en el Muestreo Existe una tendencia a: Corazonar sólamente los almacenadores. Muestrear sólamente las mejores facies Esta tendencia da como resultado Modelos optimistas de presión capilar, y saturación de hidrocarburos. Sobreestimación en los cálculos de reservas Petrofísica Básica e Interpretación de Registros

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Sesgo en el Muestreo

Los plugs están tomados solamente en las mejores facies.

Facies de Calidad más Pobre


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Tipos de Roca Predicción K, Por, Tipos de roca y Sw.

Zona 5

Zona 7

Zona 4

Zona 6 Zona 3 Petrofísica Básica e Interpretación de Registros

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Petrogroup

Tipos de Roca

Zona 7

Zona 5

Zona 6


Zona 3

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Zona 4

Petrogroup

Estudio Petrofísico A C A E_11 C arb o n a to (az u l) 10558 10559

10580

10750

10583

0 .4 5

10760

10639

1 0 7 6 8 .7

10639

10731


80

Petrogroup

Ejercicio de Selección de Intervalos a Probar


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Petrogroup

Ejercicio de Selección de Intervalos a Probar


82

Petrogroup

Cap01 Conceptos Básicos de Petrofísica y Registros

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