INTRODUCCIÓN La gran importancia de las propiedades petrofísicas de las rocas para almacenar hidrocarburos es de gran conocimiento en el campo la exploración y explotación de este, ya que está constituido por una capa de roca porosa que contiene considerables y variadas cantidades de aceite, gas y/o agua que han sido atrapadas en una irregularidad geológica llamada trampa. Cada trampa tiene características físicas diferentes; por ello este trabajo brinda a dar un conocimiento sobre estas propiedades que son: porosidad, permeabilidad, saturación, capilaridad, densidad, peso específico y resistividad; lo cual incluyen directamente en la formación y almacenamiento para que pueda existir este yacimiento de hidrocarburos. Además de dar unos ejemplos aplicados al campo de los hidrocarburos hidrocarburos para dar una mejor énfasis y mayor entendimiento para sus aplicación con las formulas dadas por dichas propiedades.
OBJETIVOS Objetivo General
Dar a conocer cuáles son las propiedades petrofísicas de las rocas para almacenar hidrocarburos. La importancia que tiene las propiedades petrofísicas para la formación de yacimientos de hidrocarburos
Objetivo especifico
Ejemplificar las propiedades petrofísicas.
LA POROSIDAD Medida del espacio intersticial entre grano y grano, la cual representa la relación entre el volumen poroso y el volumen total de la roca. Las rocas muy porosas no son necesariamente altamente permeables ya que los poros no pueden conectarse entre sí para permitir el flujo del líquido o del gas. Los poros son pequeños espacios abiertos existentes en los materiales rellenos por soluciones acuosas y/o gaseosas. Los poros pueden clasificarse en función de su tamaño en:
Megaporos: Macro capilares: Micro capilares:
256-0.062mm 0.062-0.0001mm <0.0001mm
La porosidad teórica está dada por la siguiente ecuación: =
× 100
Donde: : Porosidad total (%) : Volumen agregado de partículas sólidas ( ) : Volumen total de la muestra ( )
En términos físicos relacionados con yacimiento, la porosidad no es más que la capacidad de almacenamiento del mismo. La densidad de la sustancia libre de poros es difícil de estimar.Po rello se recurre a otro tipo de mediciones. La porosidad total efectiva es la porosidad medible mediante intrusión de mercurio hasta una presión forzada de 1000 atmósferasa, aunque se puede llegar hasta varios miles de atmósferas: donde: =
× 100
: porosidad total efectiva (%) : volumen de mercurio intuido ( ) : volumen de la muestra seca ( )
Clasificación de la porosidad según la distribución y forma de los poros:
POROSIDAD PRIMARIA: Resulta de los vacíos que quedan entre minerales después sedimentos.
los granos y fragmentos que se acumulan como
Controlada por Facies sedimentarias Cantidad de matriz Madurez textural Tamaño de grano grado de selección Redondez
POROSIDAD SECUNDARIA: Resulta por acción de agentes geológicos tales como lixiviación, fracturamiento o fisuración que ocurren después de la litificación de los sedimentos.
Controlada por Procesos Diagenéticos Creadores Disolución Fracturamiento Dolomitizacion
Destructores Cementación
Compactación Bioturbación Dolomitizacion
Calidad de Porosidad <5 % muy pobre 5 - 10 % pobre 10 - 15 % moderada 15 - 20 % buena 20 - 30 muy % buena > 30 % Excelente
Permeabilidad Medidad de la facilidad con que los fluidos se desplazan en un medio poroso. En terminos de fisica de yacimiento, no es mas que la capacidad de flujo del medio, y su unidad de medida es el Darcy. Son necesarios tres requisitos para la permeabilidad: Porosidad Poros interconectados Pors tamaño super capilar
La permeabilidad se cuantifica en base del coeficiente de permeabilidad, definido como la velocidad de traslacion del agua en el seno del terreno y para un gradiente unitario. =
×
Donde: K: coeficiente de permeabilidad Q: caudal (
)
I: Gradiente ( )
A: Sección ( ) Clasificacion dela permeabilidad
Absoluta (K) medio poroso que esta completamente saturado (100%) con el fluido que se mueve a través de los canales porosos.
Efectiva (Ke): facilidad con que una roca permite el flujo de un fluido, en presencia de otro u otros fluidos. Cuando en una roca coexisten dos o mas fluidos, cada uno de ellos se mueve usando sus propios canales de flujo. La permeabilidd en cada uno de esos canales es la permeabilidad efectiva a ese fluido K efec < K abs
Relativa Kr: la permeabilidad efectiva a un fluido, expresada como fraccion de una permeabilidad base, se denomina relativa al fluido Kr = Ke / K base
Hay tres permeabilidades base de uso normal:
Permeabilidad absoluta al aire Ka Permeabilidad absoluta al agua Kw Permeabilidad efectiva al petroleo ala saturacion residual de la fase mojante Ko
Saturacion Es la fracion de volumen poroso ocupado por un determinado fluido La saturacion de petroleo o gas, es la fraccion del volumen de poros que contiene petroleo o gas. Los poros deben estar saturados con algun liquido. La sumatoria de todas las saturaciones en una roca de formacion dada, debe ser del 100%, por lo tanto se cumple: Sw + So + Sg = 1
Saturación de agua irreducible: y es la fracción de agua que está adherida al grano y la cual no se mueve. Se obtiene a partir de pruebas de laboratorio (Presiones Capilares, permeabilidad relativa agua petróleo). Su valor varía entre 5% en deformaciones de granos muy gruesos hasta 45% en formaciones de granos muy finos.
Saturación de petróleo residual: es la fracción del hidrocarburo que no puede ser desplazada por métodos convencionales de producción. Se obtiene a partir de pruebas de laboratorio (permeabilidad relativa). Su valor varía entre 5% y 60% dependiendo de la gravedad API del crudo y su viscosidad.
La densidad y peso específico La densidad es la relación entre la masa y el volumen de la sustancia, midiéndose en unidades de masa / unidades de volumen. La densidad o densidad real se define como la masa por unidad de volumen de una sustancia, esto es la razón entre la masa en reposo y su volumen, considerando sólo la parte impermeable (esto es, excluyendo el volumen ocupado por los poros): = : Densidad (
)
M: Masa de la sustancia (Kg) V: Volumen de la parte impermeable ( )
La densidad global (a veces también denominada densidad aparente) es la masa por unida de volumen de un material en su estado natural, incluyendo poros y todo tipo de espacios abiertos: = : Densidad global (
)
: Masa global del material (Kg) : Volumen global del material ( )
El peso específico es la relación numérica entre el peso de un cuerpo y el peso de igual volumen de agua 4°C, esto es la relación entre las densidades del cuerpo y la del agua. Esta propiedad es adimensional (no se expresa en términos de unidades determinadas).
El peso específico o peso específico verdadero de una sustancia es la razón entre la masa de una unidad de volumen de la sustancia y la masa de la misma unida de volumen de agua destilada. Para los sólidos, el volumen considerado es el de la parte impermeable. El peso específico global se define de manera similar, aunque considera el volumen total del cuerpo incluyendo los poros.
CAPILARIDAD La capilaridad es una propiedad de los líquidos que depende de su tensión superficial (la cual a su vez, depende de la cohesión o fuerza intermolecular del líquido), que le confiere la capacidad de subir o bajar por un tubo capilar.
La Tensión superficial se define como la fuerza ejercida en el límite de las superficies entre una fase líquida y una fase de vapor por unidad de longitud. 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 se utiliza el término Tensión interfacial. Las fuerzas capilares se originan de la acción molecular de dos o más fluidos inmiscibles (petróleo, agua, gas) que coexisten en el medio poroso. Se expresa en términos del diferencial de presión en la interface entre la Fase Mojante y la Fase No Mojante.
HUMECTABILIDAD Es la tendencia de una superficie sólida a dejarse mojar preferencialmente por un fluido en presencia de otros fluidos, con los cuales es inmiscible. El fluido que se adhiere sobre la superficie se denomina fase humectante. En yacimientos de hidrocarburos usualmente el agua o aceite son las fases humectantes. El ángulo de contacto es usado como una medida de la humectabilidad. La humectabilidad de la roca afecta las saturaciones del fluido y las características de permeabilidades relativas de un sistema fluido roca.
CLASIFICACIÓN SEGÚN EL ÁNGULO DE CONTACTO: Humectabilidad intermedia: el sólido no presenta preferencia humectante por agua o aceite.En este caso el ángulo de contacto θ = 90°
Humectabilidad por agua: indica que el sólido tiene preferencia por el agua.Para esta humectabilidad el ángulo de contacto θ < 90° .
Humectabilidad por aceite: el sólido es preferencialmente humectado por aceite. En este ca so el ángulo de contacto θ > 90°.
MOJABILIDAD La mojabilidad es la preferencia de un sólido por estar en contacto con un fluido en lugar de otro. Una gota de un fluido preferentemente mojante va a desplazar a otro fluido dispersándose por las uperficie, por el contrario un fluido no mojante formará gotas, disminuyendo su contacto con lasuperficie del sólido. El equilibrio de estos casos creará un ángulo de contacto θ entre los fluidos de la superficie, que está determinado por el equilibrio de fuerzas resultante de la interacción de las tensiones interfaciales. A menor ángulo de contacto, mayor mojabilidad. La mojabilidad está relacionada con otros efectos, como la capilaridad.
Clasificación en base a la Mojabilidad En base a la mojabilidad, los fluidos pueden clasificarse en:
Mojantes: Son aquellos que tienen la mayor tendencia a adherirse a la roca, por lo general es el agua ya que la mayoría de las rocas yacimiento son preferencialmente mojadas por agua. No mojantes: Los que no se adhieren a la roca o lo hacen parcialmente.
Los yacimientos pueden ser clasificados en: yacimientos hidrófilosy yacimientos oleófilos.
Yacimientos hidrófilos (Mojabilidad por agua)
Poseen un ángulo de contacto θ menor a 90º. El agua es la fase mojante. En los canales de flujo más pequeños del yacimiento, habrá solo desplazamiento de agua. El petróleo se desplaza por los canales de flujo más grandes. La mayoría de los yacimientos petrolíferos son hidrófilos.
Yacimientos oleófilos (Mojabilidad por petróleo)
Presentan un ángulo de contacto θ > 90º El petróleo es la fase mojante. En los canales de flujo más pequeños habrá solo desplazamiento de petróleo; el agua se desplaza por los canales más grandes. Pocos yacimientos son oleófilos.
RESISTIVIDAD capacidad que una substancia tiene de resistir o impedir el flujo de una corriente eléctrica, es decir al grado de dificultad que encuentran los electrones en sus desplazamientos. Un valor alto de resistividad indica que el material es mal conductor. En las rocas de los yacimientos los minerales sedimentarios que componen la matriz no conducen corrientes eléctricas (no conductores), y por consiguiente, el flujo de corriente está asociado con el agua contenida dentro de los poros. Las mediciones de resistividad del agua en conjunción con la porosidad se usan en los cálculos de saturación en agua, y en consecuencia, en la saturación enhidrocarburos.
Fórmula para calcular la resistividad: =
.
Donde: :
resistividad especifica ( Ω x m)
S: Seccion del conductor ( ) R: resistencia electrica (Ohm) L: longitud (m)
FACTORES QUE INFLUYEN EN LA RESISTIVIDAD Litología En general, los carbonatos exhiben resistividades más altas que las rocas clásticas debidas primordialmente a la geometría de los poros.
Porosidad: En ambientes someros cerca de la superficie terrestre, la porosidad de las rocas está ocupada porsoluciones acuosas que facilitan la conducción iónica. La resistividad eléctrica disminuye conmayor interconexión entre poros, y en general se tiene que a mayor porosidad efectiva menor esla resistividad. Salinidad de las soluciones acuosas: A mayor salinidad de las soluciones, mayor es el contenido de iones que pueden conducircorriente eléctrica. Porcentaje de Saturación:Si los poros no están ocupados por soluciones acuosas, el medio tendrá una mayor resistividad. Temperatura:A mayor temperatura, disminuye la viscosidad de las soluciones acuosas, facilitando la movilidadde los iones y por lo tanto, disminuye la resistividad. Presión:Para rocas sedimentarias, a mayor Presión, aumenta el grado de compactación, disminuyendo la porosidad y aumentando potencialmente la
resistividad. Mientras que para rocas muy compactas(rocas ígneas y metamórficas) la presión provoca fracturamiento, disminuyendo potencialmente laresistividad de las rocas.
EJERCICIOS POROSIDAD Determinar la porosidad y la densidad de los granos si se tienen los siguientes datos: Peso de la muestra seca = 311 g Gravedad especifica de la salmuera = 1.05 g/cc Peso de la muestra saturada con agua connata = 3.31 g La muestra tiene una forma cilíndrica con diámetro de 4 cm y 10 cm de altura. = =
4
=
4
(4) . 10 = 125.66
= . − = 331 − 311 = 20
= =
∅= =
=
=
19.05 125.66
−
=
=
20 = 19.05 1.05
. 100% = 15.16% 311
(125.66 − 19.05)
= 2.92
Considerando un reservorio volumétrico, el volumen inicial de gas en el yacimiento es 2000 Mmpie3, el volumen de la roca es de 500 MMm3, la saturación de agua connata es de 37%. Calcular la porosidad del reservorio. = 2000
= 500 .
(3.281 ) 1
= 17659.819
= . ∅(1 − ) ∅=
∅=
(1 − )
2000 17659.819 (1 − 0.37)
= 0.1798 = 17.98 %
Saturación Con los siguientes datos obtenidos de un núcleo. Calcular la saturac ión del petróleo, gas y agua.
= Peso de la muestra saturada de los tres fluidos = 53.50 g = Volumen de agua recuperada durante la extracción = 1.50 cc = Peso de la muestra después de extracción y secada = 51.05 g = Densidad del petróleo de la muestra = 0.8 g/cc = Volumen de la muestra = 23.6 cc = Densidad de los granos de la muestra = 2.63 g/cc = 1
=
.100% =
1.5 4.19
. 100% = 35.8 %
= − = 53.5 − 51.05 = 2.45 = . = 1
. 1.5 = 1.5
= = − = 2.45 − 1.5 = 0.95 =
= + =
=
0.95 = .1875 0.8
1.1875 4.19
. 100% = 28.34 %
1 − = = 1 − 0.358 − 0.2834 = 0.3586 = 35.86 %
Permeabilidad Se hace la prueba para calcular la permeabilidad de una muestra de 10 cm de longitud y 4 cm de diámetro, en el cual circula en fluido de 1 cp de viscosidad a un caudal de 0.5 cm3/seg. La presión de entrada es 50 psi y la de salida es de 14.7 psia.
=−
. . ∆ .
=
4
=
4
(4 ) = 12.57
= 50 14.7 = 64.7
= 64.7 .
.
= 4.4
= 14.7 = 1 ∆ = − = ( 1 − 4.4) = −3.4 . 1 . 10 .. =− = − . ∆ 12.57 . (−3.4) 0.5
= 0.117
A través de un núcleo de 2 cm2 de sección transversal y 3 cm de longitud fluye agua salada de 1 cp de viscosidad a un caudal de 0.5 cm3/seg bajo una presión diferencial de 2 atm. ¿Cuál será la permeabilidad absoluta de esta roca? =−
. . ∆ . . .
=
. . ∆
0.5 . 1 . 3 = = 0.375 2 . 2
Densidad y peso específico Una muestra de roca de 1.21 Kg tiene un volumen de 600 cm3 y un contenido de humedad de 10.2%. Calcule: la densidad, el peso específico. Datos: m: 1.21 Kg
V: 600
w: 10.2%
Densidad =
=
1210 600
= 2.02
Peso específico =
.
= . = 2.02
9.81
= 19.8162
Capilaridad El alcohol a 30°C se eleva por un tubo capilar hasta una altura de 55 mm y el agua a 150 mm. Determine el coeficiente de tensión superficial del alcohol. Alcohol = 0.8
;
=?
Agua = 1 ℎ=2
..
;
= 71
= 2
..
R1 = R2 (Radios)
. ℎ
=
. ℎ
= (alcohol) = (agua) . ℎ(ℎ)/ ℎ()
(alcohol) = 71 ∗ 0.8 ∗
5.5
= 20.8( ) 1∗15