IV Caracteristicas Fisicas de Las Rocas Reservorio o Almacen

UNIVERSIDAD NACIONAL DE CAJAMARCA Facultad: INGENIERÍA Escuela académico profesional: INGENIERÍA GEOLÓGICA

Porosidad (Φ) =/

Donde: VT : volumen total de la roca Vp : volumen Poroso (ocupado por los espacios no sólidos) Vs : volumen Solido (ocupado por los granos)

Permeabilidade K


Porosidad (Ø) Este concepto cuantifica la parte del volumen total de una roca que no es ocupado por los granos solidos de la roca. Se expresa en fracción y en porcentaje. CLASIFICACION DE LA POROSIDAD: - (a)SEGÚN LA COMUNICACIÓN DE SUS POROS: - POROSIDAD EFECTIVA ( Øe) - POROSIDAD ABSOLUTA(Øa) - POROSIDAD RESIDUAL ( Øre). - (b)SEGÚN SU ORIGEN Y TIEMPO DE DEPOSICION: - POROSIDAD PRIMARIA (Øp) - POROSIDAD SECUNDARIA (Øs) - POROSIDAD TOTAL (ØT)

poro

Roca poro

Roca poro poro Roca poro poro


a1. Porosidad Absoluta: relación del volumen total que no es roca (Vp) y el volumen total de la roca ( VT ). a2. Porosidad Efectiva: relación de volumen que no es roca pero únicamente conectado y el volumen total de la roca. La porosidad efectiva es la que se usa en los cálculos de volumen, debido a que es la que representa el aceite móvil en el yacimiento.

a3. Porosidad Residual: Esta porosidad corresponde a la diferencia entre las dos porosidades anteriores Øre = Øabsoluta - Øefectiva


(b)SEGÚN SU ORIGEN Y TIEMPO DE DEPOSISCION:

La porosidad se clasifica en primaria y secundaria. La porosidad primaria se forma al momento del deposito de los sedimentos, esta incluye porosidad interparticula e intraparticula.

La p o ro s id ad p rim aria interparticular o intragranular es la que se forma entre los granos al momento de su depositación.


(b)SEGÚN SU ORIGEN Y TIEMPO DE DEPOSISCION: La porosidad secundaria se forma después de la depositación y se desarrolla durante la diagénesis y esta Ø puede ser disolución, dolomitización, y fracturamiento de la roca debido a esfuerzos.

Fractura

POROSIDAD TOTAL.- Corresponde a los llamados ”yacimientos de doble porosidad”, y no es mas que la suma de la porosidad primaria y la porosidad

secundaria. Ø Total = Ø primaria + Ø secundaria


FACTORES QUE AFECTAN LA POROSIDAD Entre los factores que afectan la porosidad de la roca se encuentran:

Tipo de Empaque  Presencia de material cementante  Geometria y tamaño de distribución de los granos  Presencia de las capas suprayacentes 


Calidad de la roca en función de la porosidad Como la porosidad es una medida de la capacidad de almacenamiento de la roca, la calidad de la roca yacimiento puede ser determinada en función a la porosidad, como se observa en la tabla mostrada a continuación.


•Se cortan de formas y tamaños necesarios; a diferentes profundidades.

Normalmente los núcleos o plugs son cilíndricos y de tamaño de 5 a 10 cms de largo. •Se retira todo el fluido acomodado en el medio poroso. •Se secan las muestras mediante el uso de un horno, cuidando de que las T °s

tiempos de exposición no sean tan altos como para afectar químicamente a la roca (extracción del agua de cristalización). Para calcular la porosidad se deben estimar 2 de las 3 variables siguientes: VT, Vp, Vs. Volumen Total (VT)

Ws= Peso de la muestra en el aire. Wtol= Peso de la muestra. rtol= Densidad TOLUENO: Hidrocarburo líquido derivado del benceno


Volumen Sólidos (Vs) Por densidad : Debe ser una roca limpia. Si es una arenisca r=2.65 g/cm3; caliza r=2.71 g/cm3; dolomita r=2.78 g/cm3 Vs=Ws/rroca •

Ws = Peso de la muestra limpia y seca en el aire. rroca = Densidad de la roca Por granulometría: Se tritura la muestra al

máximo y se someten los granos separados a métodos volumétricos o granulométricos, similares a aquellos para determinar VT. •

Volumen Poroso (Vp) Método de saturación: Se pesa la muestra limpia y seca, en el aire; se satura de tolueno y se pesa, en el aire. •

Wsat = Peso de la muestra en el aire saturada de Tolueno. Ws = Peso de la muestra limpia y seca en el aire. rtol = Densidad tolueno = 0.87191 g/cm3


PERMEABILIDAD DEFINICIÓN La permeabilidad es una característica petrofísica de las rocas reservorios, que se define como la capacidad que tiene una roca de permitir el flujo de fluidos a través de sus poros interconectados. Si los poros de la roca no se encuentran interconectados no puede existir permeabilidad.


TIPOS DE PERMEABILIDAD Permeabilidad absoluta. (K) Es aquella permeabilidad que se mide cuando un fluido satura 100 % el espacio poroso. Normalmente, el fluido de prueba es aire o agua. 

Permeabilidad efectiva. ( Ko, Kg y Kw) Es la medida de la permeabilidad a un fluido que se encuentra en presencia de otro u otros fluidos que saturan el medio poroso 

Permeabilidad relativa. (Kro, K Es la relación existente entre la permeabilidad efectiva y la permeabilidad absoluta. Esta medida es muy importante en ingeniería de yacimientos, ya que da una medida de la forma como un fluido se desplaza en el medio poroso 


FACTORES QUE INFLUYEN EN LA PERMEABILIDAD • El tamaño de los granos.

• El empaquetamiento. • La redondez y esfericidad de los

granos • La distribución. • La litificación (cementación y

consolidación).


Ley de DARCY

Q: flujo, cc/seg ΔP: diferencial de presion (presion entrada-presion de salida), Atmosferas A: area, cm2 μ: viscosidad del fluido, Centipoises L: longitud, cm K: permeabilidad, Darcies (Note que por analisis dimensional, la permeabilidad tiene unidades de area L2)

< 5 mD 5 – 10 mD 10 – 100 mD 100 – 1000 mD

Roca apretada Regular Buena Muy buena


LEY EMPÍRICA DE DARCY Si comparamos el caudal de flujo de un fluido con determinada viscosidad (µ) (diferente a la viscosidad del agua) con el caudal de flujo del agua en el mismo medio, es evidente que la rata de flujo es inversamente proporcional a la viscosidad. Ley de Darcy generalizada para un fluido homogéneo

Si L se mide en una dirección buzamiento arriba y el ángulo de buzamiento con la horizontal es α, luego h = L senα y la ley de Darcy se convierte

donde Δ p/L es el gradiente de presión en la dirección de flujo, α se considera positivo cuando el flujo es buzamiento arriba y negativo cuando es buzamiento abajo.


La densidad en API (Instituto Americano del Petróleo) se define a partir de la densidad relativa o “specific gravity 60/60ºF” mediante la siguiente expresión: Físicamente, la densidad API da una idea de la composición del crudo: • Crudo con mayor su ºAPI, con mayor proporción de destilados ligeros y por lo tanto más favorable para la obtención de productos destilados de mayor valor añadido como gasolinas y gasóleos. • crudo con menor ºAPI, más pesado, necesitará de un esquema de refino más complejo que incluya procesos de conversión para obtener los mismos destilados.

DENSIDAD

La densidad es una pro adquiere relevancia en los sistemas de inyección, la combustible inyectada en la combustión sí depende de l porque pueden producirse va la relación aire/combustible ser reguladas por un sistem adecuado, además es un in poder calórico y se utiliza co de control en los procesos de


a. DENSIDAD DEL PETROLEO Dada la gravedad ºAPI de un petróleo, la gravedad específica del petróleo, γ0, viene dada por:

Donde, γ0, es la gravedad especifica del petróleo, adimensional. La densidad del petróleo en Lb/pie3 es 62,4 x γ0, y en kg/m3 es 1000 x γ0, ambas a condiciones normales (60 F, 15 C o 288 K). La densidad del petróleo a cualquier otra temperatura T, está dada por:

O

Donde, T es la temperatura en F y ρosc la densidad del petróleo a condiciones normales.


b. DENSIDAD DEL AGUA La densidad del agua a la temperatura de saturación T, está dada por:

Con:

G = - 6,6 + 0,0325 T + 0,000657 T2 Donde, ρw está en lb/pie3 y T e n º F . Para el vapor, la densidad depende de la presión de saturación y de la calidad. Al igual que otras propiedades del vapor y algunas del agua serán discutidas en el capítulo siguiente.

UNIVERSIDAD NACIONAL DE CAJAMARCA Facultad: INGENIERÍA Escuela académicoDE profesional: INGENIERÍA GEOLÓGICA 5.3. SATURACIÓN LA ROCA RESERVORIO

La saturación de petróleo o gas es la fracción del volumen poroso que contiene el petróleo o gas. Los poros deben saturarse con algún líquido. De este modo, la suma, de todas las saturaciones de una determinada roca de formaci6n debe ser igual al 100%. Mientras sea más baja la permeabilidad de la roca de yacimiento mayor será el intervalo de transición por el contrario, si el intervalo de transición es corto, la permeabilidad será alta.

a. SATURACIÓN RESIDUAL DEL PETRÓLEO La saturación residual de petróleo remanente en la zona de vapor, después del paso del vapor, Sor st, es frecuentemente usada en cálculos de recuperación térmica. Esta es principalmente una función de la viscosidad original del petróleo µo y de la temperatura prevaleciente T. Bursell, da los siguientes valores para Sor st, los cuales son bastantes representativos de petróleos pesados.


Donde: Sx = Saturacion de la fase X. Vx = Volumen que ocupa la fase X. Vp = Volumen poroso total de la roca. La sumatoria de las saturaciones de todos los fluidos que se encuentran presentes en el espacio poroso de una roca, debe ser igual a 1. Si consideramos un medio poroso saturado por petroleo, agua y gas, tenemos:

Donde: So = Saturacion de petroleo. Sw = Saturacion de agua. Sg = Saturacion de gas.


HUMECTABILIDAD


PRESIÓN CAPILAR (Pc)


TORTUOSIDAD Se define como el indicador de la desviación que exhibe el sistema físico r poros respecto a un sistema "equivalente" de tubos capilares. La tortuosidad se define debido a que los poros si existen y las presencia interfase originan presiones capilares que afectan los proceso desplazamiento de las sustancias ya que los poros interconectados que roca representan los canales de flujo de los fluidos en el yacimiento petróleo, gas) no son tubos capilares rectos ni tampoco tienen pared lis expresa mediante la relación: (La/L) al cuadrado Donde: La= Longitud real del trayecto de flujo. L= Longitud de la muestra de la roca.

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