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Escuela de Ingeniería de Petróleos Análisis Petrofísicos

ANALISIS PETROFISICOS PRESION CAPILAR Félix Arenas Rueda Ingeniero de Petróleos UNIVERSIDAD INDUSTRIAL DE SANTANDER ESCUELA DE INGENIERÍA DE PETRÓLEOS BUCARAMANGA

Escuela de Ingeniería de Petróleos Análisis Petrofísicos PRESION CAPILAR

Cuando dos fases están distribuidas continuamente a través de una roca porosa, una fase normalmente prefiere la superficie mojante de esta. Este fluido llena la fase mojante, y el otro fluido llena la fase no mojante. En los diminutos espacios porosos, existe una curvatura entre la interfase que separa los fluidos DIAGRAMA DE FUERZAS


DEFINICION: La Presión Capilar se define como la diferencia de presión a través de la interfase de fluidos en el punto medio. La presión capilar es normalmente expresada como la presión en la fase no mojante menos la presión en la fase mojante. Pc

= Pnw - Pw

Donde: Pc = Presión Capilar. Pnw = Presión en la fase no mojante. Pw = Presión en la fase mojante


OBJETIVOS: - Determinar la distribución de fluidos en el yacimiento - Determinar la saturación de aceite residual en un proceso de

inundación con agua - Identificación de zonas y tipos de roca - Identificar la saturación de agua crítica. - Datos para la simulación de yacimientos


Factores que afectan la Presión Capilar: •

Propiedades de la roca. Muestras con diferentes formas, tamaños y distribución de poros tendrán diferentes características de presión capilar.

•

Mojabilidad. La distribución de los fluidos dentro del espacio poroso depende de la mojabilidad de la roca. Yacimientos de gas son mojados por salmuera o aceite siendo el gas la fase no mojante.

•

Historia de saturación . La mojabilidad depende de la forma como se formo el yacimiento.

•

Fluidos presentes. presión capilar

Las propiedades de los fluidos afectan la


Modelos de tubos que afectan la Presión Capilar:

Una curva de presión capilar es un gráfico de la presión capilar Vs. La saturación del fluido humectante. Estas curvas reflejan el tipo de roca.

B

A 0

Saturación de Agua (SW) %

100

Diferentes tipos de curvas de presión capilar, por efecto del tamaño de poro.


TECNICAS PARA MEDIR LA PRESION CAPILAR:

•

PLATO POROSO (Con o sin presión de overburden)

CENTRIFUGA

•

•

INYECCION DE MERCURIO

IMBIBICION ESPONTANEA

•


TECNICAS: METODO DEL PLATO POROSO φ

1 2 h

3 AGUA

Pc = P1 - P2 Δδ = (δw - δair)

P2 = P4 – ghδw

P1 = P3 – ghδair

Pc = ghΔδ

Pc = gh(δw - δair)

P4 = P3

4

σ


TECNICAS: METODO DE INYECCION DE MERCURIO

 Determinar el tamaño de la garganta de poros  Determinar la permeabilidad de la muestra


TECNICAS: METODO DE INYECCION DE MERCURIO SAT. Hg PRESSURE

SATURACION

RADIO DE

VOLUMEN

VOLUMEN

DE AIRE

GARGANTA

INCREMENTAL

ACUMULADO

psia

%

Fracc.

(mm)

(%)

(%)

0.98

0.000

1.0000

92.580

0.000

0.000

1.53

1.786

0.9821

75.853

1.786

1.786

2.06

3.214

0.9679

51.551

1.429

3.214

3.01

5.000

0.9500

37.022

1.786

5.000

3.98

6.429

0.9357

26.383

1.429

6.429

5.00

7.857

0.9214

20.395

1.429

7.857

5.99

10.000

0.9000

16.598

2.143

10.000

6.99

11.786

0.8821

14.024

1.786

11.786

7.98

16.786

0.8321

12.139

5.000

16.786

8.96

20.714

0.7929

10.713

3.929

20.714

9.95

27.143

0.7286

9.591

6.429

27.143

10.95

32.143

0.6786

8.674

5.000

32.143

11.95

36.071

0.6393

7.912

3.929

36.071

12.95

38.929

0.6107

7.274

2.857

38.929

13.95

40.714

0.5929

6.734

1.786

40.714

14.93

42.857

0.5714

6.270

2.143

42.857

15.93

44.643

0.5536

5.866

1.786

44.643

16.92

46.429

0.5357

5.511

1.786

46.429

17.93

48.214

0.5179

5.194

1.786

48.214

18.93

50.000

0.5000

4.911

1.786

50.000

20.92

51.429

0.4857

4.550

1.429

51.429

22.92

53.214

0.4679

4.134

1.786

53.214

24.93

55.000

0.4500

3.787

1.786

55.000

27.20

55.357

0.4464

3.476

0.357

55.357

29.19

55.357

0.4464

3.211

0.000

55.357

31.69

55.714

0.4429

2.976

0.357

55.714

34.99

56.071

0.4393

2.719

0.357

56.071

40.36

56.786

0.4321

2.412

0.714

56.786

45.02

57.143

0.4286

2.125

0.357

57.143

50.82

57.857

0.4214

1.894

0.714

57.857

60.00

58.929

0.4107

1.643

1.071

58.929

69.76

60.714

0.3929

1.402

1.786

60.714

79.63

62.500

0.3750

1.216

1.786

62.500

94.66

64.286

0.3571

1.046

1.786

64.286

109.53

65.357

0.3464

0.891

1.071

65.357

124.96

66.786

0.3321

0.775

1.429

66.786

139.89

67.857

0.3214

0.685

1.071

67.857

160.47

68.929

0.3107

0.605

1.071

68.929

180.11

70.357

0.2964

0.533

1.429

70.357

199.13

71.071

0.2893

0.478

0.714

71.071

249.45

73.214

0.2679

0.408

2.143

73.214

304.70

75.357

0.2464

0.330

2.143

75.357

R50 = 4.91 entonces D50 = 9.82. El tamaño del filtro equivale al 20% de D50; es decir, 0.20 x 9.82 = 1.964 micras.


TECNICAS: METODO DE INYECCION DE MERCURIO

De acuerdo con la curva de presión capilar la Srnw es 7.14%


Selección del método de acuerdo a la aplicación requerida. Aplicación

Tipo de prueba

Selección de la muestra

Técnica

Preservación

Drenaje primario

Muestras con amplio rango de porosidades y perm eabilidades dentro de cada litología. Las muestras para las pruebas de centrifuga deben ser homogéneas

Plato poroso* o Centrifuga*

Extraída

Saturación residual de aceite

Imbibición

Muestras con amplio rango de porosidades y perm eabilidades dentro de cada litología. Las muestras deben ser homogéneas

Centrifuga*

Preservada

Crudo aceite y salmuera

Temperatura de yacimiento

Imbibición espontanea

Imbibición de agua e Imbibición de aceite

Muestras con amplio rango de porosidades y perm eabilidades dentro de cada litología

Imbibición espontanea*

Preservada

Crudo aceite y salmuera

Temperatura de yacimiento

Distribución de tamaño de poro

Drenaje

Muestras con amplio rango de porosidades y perm eabilidades dentro de cada litología

Inyección de mercurio

Extraída

Mercurio

Ambiente

Distribución inicial de fluido

Fluidos usados

Aire – salmuera

o aire - aceite

Temperatura

Ambiente

Escuela de Ingeniería de Petróleos Análisis Petrofísicos PRESION CAPILAR Core

Lithofacies Plugs Core

Pore types

Capillary f vs k Pressure

Gamma Ray Log

Flow Lines

High Quality 5 4 3

2 Low Quality 1

Escuela de Ingeniería de Petróleos Análisis Petrofísicos

FIN

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