REPÚBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELA MINISTERIO DEL PODER POPULAR PARA LA EDUCACIÓN INSTITUTO UNIVERSITARIO POLITECNICO SANTIAGO MARIÑO AMPLIACIÓN –MARACAIBO CATEDRA: MAPAS DE SUBSUELO SECCIÓN: SAIA PROF.: JONATHAN GIMENEZ
MAPA DE ISOPROPIEDADES DE LOS YACIMIENTOS
REALIZADO POR: ANAIS A ANGULO P C.I.: V-23.855.590 ING. DE PETRÓLEO
MARACAIBO, FEBRERO DE 2017 1
ÍNDICE GENERAL
pp.. ÍNDICE GENERAL………………………………………………………………….. GENER AL…………………………………………………………………..
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INTRODUCCIÓN………………………………………………………...……… ......
III
Porosidad……………………..…………………………………………………… .………
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Tipos o clasificación de de la Porosidad……………....…………………..………… ...
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Mapas de Porosidad ………………………………………….……………………….
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Interpretación de Mapas de Porosidad……………..……………… Porosidad……………..……………………………… ……………….. ..
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Permeabilidad………………………………………………………………………… ...….
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Tipos de Permeabilidad ………………..………………………………………………
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Mapas de Permeabilidad .......………………………………………….………….……….
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Interpretación de Mapas de Permeabilidad …………..…………………………….. Saturación de Fluidos…………………………………………………………………….
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Fuentes de Información para la Obtención de este Tipo de Datos (Porosidad, Permeabilidad, Saturación de Fluidos). ………………….……………………… ...….
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Mapas de Reservas ……………………………………………….……………………..…
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Tipos de Mapas de Reservas……………………………………….………..………..
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Método de Cálculo de Reservas……………………………………………….……....
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CONCLUSIÓ N……………………………………………………………………….
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INTRODUCCIÓN El presente trabajo está enfocado principalmente en la ampliación del conocimiento sobre laspropiedades petrofísicas de las rocas reservorio, puesto que estas son parte fundamental de laformación básica del Ingeniero en Petróleos.La importancia de las propiedades petrofísicas, como porosidad, permeabilidad permeabilidad y saturación de fluidos, radica en que influyen directamente en la existencia dehidrocarburos en el yacimiento. Dichas propiedades tienen características específicas, que serándadas a conocer en el desarrollo de cada uno de los temas del vigente trabajo. La porosidad de la roca reservorio depende no solo de la forma de los granos que la conformansino también de su tiempo de posicionamiento, existen varios factores que podrían alterarla, loscuales pueden mejorar la circulación del hidrocarburo a través de ella o impedir el flujo del mismo; se puede determinar una medida de porosidad mediante la utilización de diferentes métodos yasean en laboratorio o in situ. La permeabilidad es imprescindible para la existencia de hidrocarburo en el yacimiento, ya quegracias a esta propiedad de las rocas, el gas, el agua, y para nuestro interés primordial el petróleopuede fluir, migrar desde la roca madre, hasta depositarse en el yacimiento.Siendo la saturación otra de las propiedades petrofísicas de gran importancia que permitendeterminar la distribución de fluidos mediante porcentajes o fracciones ya sea de petróleo, agua ogas, se debe tomar en cuenta la relatividad de esta propiedad una vez efectuado la fase deproducción. Lo expuesto en el presente trabajo servirá como material de ayuda para fortalecer los conocimientos previos obtenidos en la formación académica.
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POROSIDAD La porosidad de los suelos se define como el volumen de espacios vacíos (huecos) o cavidades que pueden ser ocupados por aire o algún tipo de fluido que existen en la masa del suelo, esta propiedad va muy ligada a la textura y estructura del suelo. Es denotada con el símbolo ø, es un parámetro adimensional, generalmente reportado en porcentaje, y los límites de sus valores para cualquier medio poroso van de 0 a 1.
Puede ser calculada mediante la siguiente fórmula:
Tipos o Clasificación de la Porosidad Según la conectividad de los poros. Absoluta: La porosidad absoluta es considera como el volumen poroso el total de poros estén o no interconectados. i nterconectados.
Efectiva: La porosidad efectiva se refiere al porcentaje de poros interconectados que permiten la circulación de fluidos. O se considera como el volumen poroso solamente conectado entre sí.
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No Efectiva: Esta porosidad no efectiva representa la diferencia entre las porosidades anteriores, es decir, la porosidad absoluta y la efectiva.
Según su origen y tiempo de deposición de las capas. Porosidad Primaria: Es aquella que se desarrolla u origina en el momento de la formación del estrato (los poros formados en esta forma son espacios vacíos entre granos individuales de sedimento). Es propia de las rocas sedimentarias como las areniscas (Detríticas o Clásticas) y calizas oolíticas (No-Detríticas), formándose empaques del tipo cúbico u ortorrómbico.
Porosidad Secundaria o Inducida: Es aquella que se forma a posteriori, debido a un proceso geológico subsecuente a la depositación del material del estrato o capa. Esta porosidad puede ser: Porosidad en solución: Disolución de material solidó soluble constitutivo de las rocas. Porosidad por Fractura: Originada en rocas sometidas a varias acciones de diastrofismo. Porosidad por Dolomitización: Proceso mediante el cual las calizas se convierten en dolomitas, que son más porosas. Los empaques de granos que presentan las rocas con porosidad secundaria son en general del tipo romboedral, aunque es frecuente encontrar sistemas porosos de morfología compleja. compleja. Porosidad Total: Corresponde a los llamados "yacimientos de doble porosidad"
Øt = øp + øs
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Mapas de Porosidad Losmapas de porosidad o mapas de isoporosidades fueron elaborados con las porosidades promedio de los pozos en cada reservorio, y se los utiliza para verificar zonas de alta porosidad para posibles pozos a perforarse.
Distribución de porosidad en un yacimiento.
Interpretación de Mapas de Porosidad Existen varios factores que afectan la porosidad de un yacimiento incluyendo el tamaño de grano y su forma, el arreglo o empacamiento de los granos, el contenido de arcilla, el nivel de compactación y la cementación. Para poder comprender el impacto que tienen el tamaño de grano y el empacamiento en la porosidad, se considera primero un sistema con los sedimentos bien seleccionados y en un arreglo cúbico, éste tiene una porosidad del 47.64%, mientras que un arreglo romboédrico tiene una porosidad del 25.9%, como se muestra en la figura 2.3. Esto quiere decir que el tamaño de los sedimentos (bien clasificados) no afecta a la porosidad mientras el arreglo sea el mismo, por lo que la porosidad en este ejemplo es independiente del tamaño de grano pero depende mucho mucho del arreglo.
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Sin embargo, cuando los sedimentos están mal clasificados, es decir que clastos o granos de varios tamaños se encuentran mezclados, la porosidad se reduce. Si partículas muy pequeñas están mezcladas con granos más grandes, la porosidad se ve afectada. Otro factor que tiene influencia en la porosidad es la forma (esfericidad y redondez) de los sedimentos. Usualmente en la roca del yacimiento los sedimentos pueden llegar a tener diversas formas, ya generalmente no se encuentranperfectamente redondeados. Los sedimentos irregulares, a diferencia de los redondeados, tienden a acomodarse de manera más separada y hasta cierto punto desordenado, permitiendo que el espacio vacío sea mayor, generando mayor porosidad. La compactación y la cementación, son factores que provocan la disminución de la porosidad y están relacionados con las porosidades primaria y secundaria.
PERMEABILIDAD Es la capacidad que tiene un material de permitirle que un flujo magnético lo atraviese sin alterar su estructura interna. Se afirma que un material es permeable si deja pasar a través de él una cantidad apreciable de fluido en un tiempo dado, e impermeable si la cantidad de fluido es despreciable. Se representa con la letra K y se calcula mediante la ecuación de Darcy:
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Dónde: q= Caudal a través del cilindro de arena (Bls/dia) K= Constante de proporcionalidad (darcys) A= Área transversal (pie2) P= Presión diferencial (psi)
L= Longitud (pie)
Tipos de Permeabilidad Permeabilidad Absoluta (ka) La permeabilidad absoluta se define como la capacidad que tiene una roca de permitir el flujo de fluidos a través de sus poros interconectados, cuando el medio poroso se encuentra completamente saturado por un fluido.
Permeabilidad Efectiva (ke) Es la conductividad de un material poroso a una fase cuando dos o más fases están presentes y también se mide en Darcy. Cuando dos o más fases están fluyendo simultáneamente en un medio poroso permeable, como por ejemplo en un proceso de desplazamiento, la permeabilidad efectiva a una fase dada es menor que la permeabilidad absoluta y es función de la saturación de la fase.
Permeabilidad Relativa (kr) Es la razón entre la l a permeabilidad efectiva y una permeabilidad base. Se pueden utilizar tres bases diferentes, dependiendo del uso de los cálculos:
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Mapas de Permeabilidad Permeabilidad Conocido también como mapa de isopermebailidad, este mapa tiene como objeto ver zonas en las que puede existir mayor desplazamiento de fluidos, y son elaborados con datos de permeabilidad obtenidos obtenidos de los últimos Build Up o del análisis de cores.
Ejemplo de mapa de permeabilidad
Interpretación de Mapas de Permeabilidad Como herramientas los Mapas de Permeabilidad de pozo y sus respectivos métodos interpretativos están evolucionando en en exactitud y sofisticación, sofisticación, y están están jugando un papel importante en lo que hace al proceso de toma de decisiones geológicas. Actualmente, los perfiles petrofísicos son una de las herramientas más útiles e importantes disponible para un geólogo del petróleo. La permeabilidad es la propiedad que tiene una roca de permitir el tránsito de fluidos. Se relaciona a la porosidad pero no siempre es dependiente de ella. La permeabilidad es controlada por el tamaño de los pasajes (gargantas del poro o capilar) que unen los poros es medida en darcies o millidarcies, y se representa por el símbolo Ka. La capacidad de una roca de transmitir un solo fluido, cuando esta 100% saturada con ese fluido, se llama permeabilidad absoluta. La permeabilidad eficaz se refiere a la presencia de dos fluidos en una roca, y es la capacidad de la roca de transmitir un fluido en presencia de otro fluido fl uido cuando los dos fluidos son inmiscibles. inmiscible s.
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SATURACION DE FLUIDOS Es la fracción de volumen poroso ocupada por cualquier fluido ya sea agua, petróleo o gas.
Dónde: Sf= Saturacion de fluido Vf= Volumen de fluido Vp= Volumen poroso La sumatoria de las saturaciones de todos los fluidos que se encuentran presentes en el espacio poroso de una roca, r oca, debe ser igual a 1. Si consideramos un medio poroso saturado por petróleo, agua y gas, tenemos:
Dónde: So= Saturación de petróleo Sw= Saturación de agua Sg= Saturación de gas
FUENTES DE INFORMACION PARA LA OBTENCION DE ESTE TIPO T IPO DE DATOS (POROSIDAD, PERMEABILIDAD, SATURACION DE FLUIDOS) Porosidad - Obtención Obtención Para poder determinar la porosidad de la roca de un yacimiento básicamente existen dos procesos diferentes: análisis de núcleos e interpretación de registros de pozos. El análisis de núcleos es el procedimiento más utilizado para cuantificar la porosidad y es un método directo, en el que se analizan grandes o pequeñas porciones de la roca (núcleo). Con los registros de pozos se obtiene de manera indirecta el valor de la porosidad.
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Permeabilidad - Obtención Existen tres técnicas principales para determinar el valor de la permeabilidad que son: pruebas de pozo, correlaciones empíricas y análisis de núcleos. Existen varios tipos de pruebas de pozo, pero todas involucran la medición de un cierto gasto del fluido en movimiento desde el yacimiento hasta el pozo, con lo que se determina una permeabilidad promedio, a diferencia de los análisis de núcleos que permiten tener un valor directo y puntual de la permeabilidad. Las correlaciones también permiten determinar la permeabilidad, basadas en datos obtenidos con anterioridad, estas correlaciones son de gran utilidad cuando se carece de muestras de núcleos y las condiciones no son aptas para realizar una prueba de pozo.
Saturación de Fluidos - Obtención La saturación de fluidos se determina en pequeñas muestras de roca, tomadas de un núcleo completo recién sacado del pozo o preservado, que contenga los fluidos existentes en el yacimiento. Existe otros procedimientos de laboratorio para determinar la saturación de fluidos, por ejemplo, cuando una muestra de roca es utilizada para obtener otras propiedades como la presión capilar que normalmente se relaciona con la saturación de fluidos, por lo que es necesario conocerla a medida que se realizan pruebas de comportamiento capilar. La saturación de fluidos también puede ser determinada indirectamente por medio de la interpretación cuantitativa de registros geofísicos de poz o.
MAPAS DE RESERVAS Los mapas mostrarán de manera conjunta la información isópaca y estructural. Los mapas deben ser presentados a escala 1:20.000. Los mapas deben ser presentados en idioma español y bajo el siguiente esquema: esquema: El Norte Geográfico. Reticulado de Coordenadas UTM. Nombre y número de las parcelas. par celas.
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Deben usarse los símbolos presentados en la Leyenda Oficial La condición y características de cada pozo debe estar representada siguiendo la nomenclatura de la Leyenda Oficial Registro Tipo del área. Los volúmenes de Reservas Probadas deben identificarse con la palabra Yacimiento ylos volúmenes de Reservas Probables o Posibles, deben identificarse con la palabra Prospecto. Las curvas estructurales deben trazarse con líneas negras continuas y las profundidades deben indicarse en pies. El mapa isópaco deberá estar basado en los valores de Arena Neta, bien sea petrolífera (ANP) o gasífera (ANG), y no en la Arena Neta Total Yacimiento (ANT). Las curvas deben trazarse con líneas negras de segmentos cortos, indicando el espesor de la arena en pies. Los límites del yacimiento (fallas, acuñamientos de arenas, barreras de permeabilidad, etc.) deben estar claramente identificados en el mapa mediante los símbolos y código de colores incluidos en la Leyenda Oficial. En los yacimientos delimitados por contactos de fluidos, debe indicarse este contacto según las condiciones originales del yacimiento e indicar el valor de la profundidad a la cual se encuentran.
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TIPO DE MAPAS DE RESERVAS Reservas probadas Son volumen de hidrocarburos contenido en los yacimientos, los cuales han sido constatados mediante pruebas de producción, que, según la información geológica y de ingeniería de yacimientos, pueden ser producidos comercialmente; es decir, hay pruebas de producción que me indica, que ese petróleo está ahí con una curva de declinación de producción. Por ejemplo; se puede determinar las reservas con un balance de materiales o con una simulación de yacimiento.
Reservas probables Volúmenes contenidos en áreas donde la información geológica y de ingeniería indica, desde el punto de vista de su recuperación, un grado menor de certeza comparado con el de las reservas probadas. Al decir un grado menor de certeza, se refiere, a lo mejor que ya no estoy produciendo de ahí; pero hay unos parámetros que me indica, que si puede haber este petróleo y que si lo puedo producir.
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Entonces las reservas probables pueden ser estimadas suponiendo condiciones económicas futuras favorables; es decir, a lo mejor no puede ser ahorita pero en el futuro si, diferente a las utilizadas para las reservas probadas. En este caso se tiene un 50% de probabilidades de éxito; es decir, el Ministerio dice: si las probabilidades de que eso exista y de que se pueda producir de forma económicamente rentable es de un 50%, eso lo vamos a considerar como una reserva de tipo probable, porque los estudios de producción en un momento me dijeron que ahí hay, pero no lo puedo producir, ya que, si no le gano no voy a perder; es decir, que se queda ahí. Entonces; a veces hay pozos que están cerrados; por ejemplo, digamos que un pozo que produce 10 barriles de petróleo y que viene con producción de agua, se gasta cierto dinero en producir ese petróleo, ¿Por qué? Porque yo tengo que separar el petróleo del agua, además tengo que ver que hago con esa agua y tengo que distribuirla, y para distribuirla tiene que haber una tubería que va desde los separadores hasta el tangue y tiene que haber una tubería que va hasta la estación de flujo. Entonces, si este costo de producción es aproximadamente 10$ y si cuesta 8$ el barril se deja ahí, ya que, no voy a estar perdiendo 2$ por cada barril que se produzca y cuando sea económicamente rentable se abre el pocito. En conclusión, cada pozo va a tener un costo de producción.
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Reservas posibles Volúmenes contenidos en áreas donde la información geológica y de ingeniería indica, desde el punto de vista de su recuperación, un grado menor de certeza comparado con el de las reservas probables. Estas estimaciones se hacen cuando se suponen condiciones económicas y gubernamentales futuras favorables, si se utilizan métodos probabilísticos para su estimación, estas deben tener por lo menos un 10% de probabilidades de éxito. Las reservas posibles es igual a las reservas probables, solamente que el porcentaje de éxito, ya no es de un 50%, sino es inferior a un 10%.
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METODO DE CALCULO DE RESERVAS Método Determinístico: Es cuando se obtiene un solo valor para el mejor estimado de reservas basadas en el conocimiento geológicas, de ingeniería y datos económicos. Dentro de ellos se encuentra el Método Volumétrico, el cual emplea el modelo geológico que geométricamente describe al yacimiento en estudio, así como las propiedades de las rocas y los fluidos fl uidos que contienen. Dicha metodología es la que hoy en día utiliza el Ministerio de Energía y Petróleo de la República Bolivariana de Venezuela para el cálculo de las reservas originales en sitio y el factor de recobro de las mismas. Las estimaciones que se realizan con este método son:
Método Probabilístico: Es cuando se emplea la información geológica, de ingeniería y datos económicos para generar un rango de estimación de reservas y sus probabilidades asociadas. Dentro de esta metodología se encuentra la técnica de Monte Carlos, la cual implica tomar una muestra de distribución de probabilidad de cada parámetro estadístico, sustituyéndolo en la ecuación del método volumétrico y con ello obtener una aproximación del valor del POES en el yacimiento en estudio.
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Método por Analogía: Se inicia en la etapa exploratoria, donde el descubrimiento de nuevos reservorios se realiza gracias a la predicción del petróleo y gas original en sitio correlacionando con yacimientos vecinos, puesto que no se dispone de información fiable para tener idea del potencial económico futuro. Este método toma en consideración las características similares y comparaciones con campos cercanos.
Curvas de declinación de Producción: Producción: Se emplean para calcular las reservas remanentes del yacimiento, gracias a la extrapolación del comportamiento de producción, con la finalidad de diagnosticar el tipo de mecanismo de empuje del reservorio, el factor de recobro y su historial de producción. Permitan establecer un modelo dinámico de los volúmenes de hidrocarburo presentes en el yacimiento, puesto que se basan en las fluctuaciones presentes en cada pozo o por medidas económicas aplicadas durante la proceso. Las curvas principales de declinación están referidas a: Producción Diaria vs Tiempo y Producción Diaria vs. Producción Acumulada. Acumulada.
Balance de Materiales: Como en publicaciones anteriores, el concepto de balance de materiales engloba las distintas ecuaciones que se emplean para cuantificar las reservas de hidrocarburo por acción de los diversos mecanismos de producción.
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En este sentido, la interpretación de yacimientos mediante el método antes referido requiere de datos como el historial de presiones, propiedades de la roca y fluidos presentes, historial de producción actual y acumulada, análisis PVT entre otros. Se emplea para calcular el POES, la producción acumulada, los mecanismos de empuje, también permite correlacionar los resultados obtenidos con el método volumétrico.
Simulación Numérica de Yacimientos: Engloba el empleo de modelos matemáticos con el objeto de simular el medio poroso del reservorio, así como el comportamiento de los fluidos en él y la estimación de los volúmenes de hidrocarburos presentes en sitio. Permite evaluar los diversos escenarios así como predice el desempeño del reservorio en estudio. Se basa en el principio de la disgregación del yacimiento en diferentes bloques, lo cual permite tomar en cuenta las heterogeneidades y desarrollo de cada bloque en particular. El método descrito presenta validez si se obtiene una buena descripción geológica y una detallada caracterización de los fluidos. Asimismo, se considera como una herramienta de gran utilidad y mayor precisión que los métodos antes referidos.
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CONCLUSIÓN La caracterización de yacimientos petroleros es una etapa de estudio primordial para establecer o definir la vida productora de un yacimiento. En esta etapa se recolecta toda la información necesaria para poder determinar y respaldar el procedimiento más adecuado para explotar al yacimiento. Cuando se realiza una buena caracterización del yacimiento se tiene excelente conocimiento de sus propiedades que ayudan a evitar la toma de malas decisiones que conlleven a una pérdida económica y un daño al yacimiento. La caracterización de un yacimiento petrolero debe hacerse de manera continua ya que varias de sus propiedades pueden alterarse o modificarse con la explotación de los hidrocarburos. Asimismo, constantemente se presentan nuevas técnicas de obtención y procesamiento de datos, aspectos que también deben tomarse en cuenta para la recaracterizaciones de los yacimientos. El resultado de toda la información adquirida en la caracterización del yacimiento, se debe analizar de manera integral, para poder tomar buenas decisiones en la explotación del yacimiento.
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