UNIDAD 3: CONCEPTOS PETROFÍSICOS Y DEL COMPORTAMIENTO DE FASES 3.1 PETROFÍSICA La Petrofísica se encarga de caracterizarlas propiedades físicas y texturales de las rocas, especialmente la distribución de los poros, que sirven como depósitos para las acumulaciones de hidrocarburos, y que permiten considerarlas como posibles prospectos para la explotación. También caracteriza los fluidos contenidos en ellas, mediante la integración del entorno geológico, perfiles de pozos, análisis de muestras de roca y sus fluidos e historias de producción. Mediante la caracterización petrofísica de un yacimiento, se busca calcular con mayor precisión las reservas de hidrocarburos para evaluar la factibilidad económica de un proyecto. En cuanto a los parámetros necesarios para llevar a cabo dicha evaluación se encuentran la porosidad, la permeabilidad, la saturación de fluidos(agua e hidrocarburos ±petróleo y/o gas), el volumen de arcillosidad, el espesor del yacimiento y su área, la mineralogía de la formación, la movilidad del petróleo y la distribución del tamaño de los granos. Adicionalmente, se tienen que considerar la geometría del yacimiento, la temperatura, presión y litología, los cuales representan las características más importantes en la evaluación, completación y producción del yacimiento.
CONCEPTOS PETROFÍSICOS
PROPIEDADES DE LA ROCA
POROSIDAD
La porosidad se define como la relación entre el volumen poroso y el volumen total de la roca. Matemáticamente:
Dónde:
Vp = volumen poroso Vt = volumen total
De acuerdo a la interconexión del volumen poroso, la porosidad se define en porosidades absoluta, efectiva y no efectiva.
Clasificación de la porosidad
Porosidad absoluta. Es aquella porosidad que considera el volumen poroso de la roca esté o no interconectado. Esta propiedad es la que normalmente miden los porosímetros comerciales
Porosidad efectiva. Es la que considera los espacios interconectados y que finalmente permitirá que haya flujo de fluidos.
Porosidad no efectiva. Es la diferencia que existe entre la porosidad absoluta y efectiva.
Geológicamente la porosidad se clasifica en:
Porosidad primaria o intergranular. La cual se desarrolló al mismo tiempo que los sedimentos fueron depositados. Rocas sedimentarias con este tipo de porosidad son: areniscas (detríticas o clásticas) y calizas (no detríticas).
Porosidad secundaria, inducida o vugular. Ocurre por un proceso geológico o artificial subsiguiente a la depositación de sedimentos. Puede ser debida a la solución o fractura (artificial o natural) o cuando una roca se convierte en otra (caliza a dolomita).
TIPOS DE ARREGLOS DE POROSIDAD.
Empaque Cúbico: Es el arreglo de mínima compactación y por lo tanto máxima porosidad. Los ejes entre las esferas forman entre si ángulos 90 grados.
Empaque ortorrómbico: las esferas se acomodan de manera que sus ejes formen ángulos entre si de 60° grados en plano y de 90° en otro plano.
Empaque Tetragonal Esfenoidal: En este tipo de empaque, los ejes de las esferas forman entre sí en todas direcciones ángulos de 60°.
Empaque Rombohedral: En este tipo de empaque por su configuración es el arreglo de máxima compactación.
Tipo
de
empaque.
Cúbico, porosidad 47.6 %
Romboedral, porosidad 25.9 %
Ortorrómbico, porosidad 39.54 %
Tetragonal esfenoidal, porosidad 30.91 %
Idealmente se pueden formar los empaquetamientos los cuales tienen diferente valor de porosidad.
siguientes
tipos
de
PERMEABILIDAD: La permeabilidad 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.
Dónde:
K, permeabilidad intrínseca [L²]. C, constante adimensional relacionada con la configuración del fluido. d, diámetro promedio de los poros del material [L]. Tipos de permeabilidad
Permeabilidad absoluta. 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. Es la medida de la permeabilidad a un fluido que se encuentra en presencia de otro u otros fluidos que saturan el medio poroso. La permeabilidad efectiva es función de la saturación de fluidos, siempre las permeabilidades relativas son menores que la permeabilidad absoluta.
Permeabilidad relativa. 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. La sumatoria de las permeabilidades relativas es menor de 1.0. A la saturación residal de crudo, Sor o a la saturación de agua connota, Swc se tiene que kf ≈ kabs. Si un 2-3 % de fase no-mojante se introduce, esta se mete a los poros grandes y obstaculiza el flujo de la mojante (ver la sección de curvas de permeabilidades relativas). Si los poros fueran iguales, no habría obstáculos.
PRESIÓN CAPILAR Es la diferencia de presión a través de la interfase que separa dos fluidos inmiscibles, cuando se ponen en contacto en un medio poroso.
Pc= Pnm - Pm
Dónde:
Pc = Presión capilar. Pnm = Presión fase no mojante.
Pm = Presión fase mojante. SATURACIÓN Es el porcentaje del espacio poroso de una roca, ocupada por un fluido.
S= Vf/Vp Dónde: S = Saturación, Usualmente expresada en porcentaje. Vf = Volumen del fluido, cc. Vp = Volumen poroso, cc.
HUMECTABILIDAD Se define como el ángulo de contacto que los fluidos forman en la superficie solida o superficie de la matriz. En el caso de las rocas y por sus características de composición, existe la propensión a la humectabilidad al agua o al petróleo, lo cual, según la saturación y la presión capilar, afecta la tensión interfacita petróleo/agua y, por ende, el desplazamiento de crudos de diferentes densidades. Las condiciones de mojabilidad con respecto al ángulo son: Mojant
RESISTIVIDAD DE LA FORMACION, Rt
Es la resistencia eléctrica específica de la formación. Las unidades son: ohm-m2/m; es decir, el voltaje necesario para pasar un amperio a través de un cubo de un metro de longitud y un metro cuadrado de superficie. La unidad práctica de resistividad es: ohm-m.
RESISTIVIDAD DEL AGUA DE FORMACION, Rw Es la resistividad del agua contenida en el espacio poroso, cuyos iones son responsables de la conducción de la electricidad en la formación.
CONDUCTIVIDAD, C Es el inverso de la resistividad. Las unidades son mho/m. La unidad práctica es el milimho. En términos operacionales: C = 1000 / Rt
FACTOR DE FORMACION, F Es una función de la porosidad y de la geometría de poros. Se expresa como: F = (Ro / Rw) = φ m En muchas formaciones se usa una relación común dada por: F = a φ -m.
EXPONENTE DE CEMENTACION, m Al graficar el factor de formación, F, en función de la porosidad φ, en escala logarítmica, una regresión lineal a través de los puntos graficados define una línea recta, cuya pendiente es m y cuyo intercepto en el eje de F para φ = 1, es la tortuosidad, a. Usualmente la regresión es forzada por el punto φ = F = 1.
INDICE DE RESISTIVIDAD, RI Es una función de la saturación de agua y de la geometría de poros. Se expresa como: RI = (Rt / Ro) = Sw – n
3.2 COMPORTAMIENTO DE FASES
Fase
Cuando hablamos de fase nos referimos a cualquier parte del sistema, homogénea y físicamente diferente al del sistema de estudio. Un ejemplo sencillo, hielo, agua líquida y vapor de agua, tres fases distintas físicamente, homogéneas y claramente separadas.
Diagrama de fases
Un diagrama de fases es una representación gráfica de las condiciones de presión y temperatura en la que existen los sólidos, líquidos y gases. Si construyéramos un gráfico presión-temperatura en donde cada punto del gráfico representaría una condición determinada de p y t representaríamos una situación en la que puede encontrarse cada una de las sustancias en su estado físico. A bajas temperaturas y alta presiones es de esperar que los átomos se dispongan de una manera ordena (sólidos), a temperaturas altas y bajas presiones (gases) y temperaturas y presiones
intermedias
(líquidos).
A continuación el diagrama de fases del agua.
Para los hidrocarburos se han clasificado los yacimientos de acuerdo a un diagrama de fases
(Composición). Los yacimientos suelen clasificarse por las condiciones de temperatura y presión iníciales respecto a la región gas-petróleo (dos fases), en estos diagramas se relacionan temperatura y presión.
Diagrama de fases para los fluidos en el yacimiento
Existen varios términos importantes a destacar en e l gráfico mostrado que son:
Punto de Burbujeo (Pb): es la presión mínima en la cual estando en fase liquida se forma la primera burbuja de gas.
Punto de rocío (Pr): es la presión mínima en la cual estando en fase gaseosa se forma la primera gota de líquido.
Curva de Burbujeo: son los puntos de fase liquida en los cuales aparece la primera burbuja de gas. Curva de rocío: son los puntos en la fase gaseosa en los cuales aparece la primera gota de líquido. Punto cricondembárico (Pcdb): es la presión máxima en la cual coexiste gas y líquido Punto Cridondentérmico (Tcdet): máxima temperatura en la cual coexiste la fase líquida y gaseosa. Zona de condensación retrograda: puede definirse como, la condensación de líquido durante la expansión de gas a temperatura constante o la condensación de líquido durante calentamiento de gas a presión constante.
Punto Crítico: es el punto en el cual convergen las curvas de rocío y de burbujeo Técnicamente se han defino en forma General Dos tipos de yacimientos con sus respectivos subgrupos.
1.-Yacimiento de gas
1.1.-Gas Seco.
1.2.-Gas Húmedo.
1.3.-Gas condensado.
2.-Yacimiento de Petróleo
2.1.- Petróleo Volátil.
2.2.- Petróleo pesado.
Independientemente de esta clasificación, se han descubierto yacimientos que contienen todos los diferentes tipos de hidrocarburos y algunas veces varios de otros compuestos en casi todas las proporciones conocibles. Además como las temperaturas y presiones varían con la profundidad, en yacimientos muy grandes es considerable la modificación de estos factores. Debido a estas caracterices no existen definiciones precisas a la hora de clasificar un yacimiento en específico, sino que se recuren a términos muy generales.
La siguiente tabla muestra las composiciones molares y algunas propiedades adicionales de cinco fluidos monofásicos de yacimientos.
Desde un punto de vista más técnico, los diferentes tipos de yacimientos deben clasificarse de acuerdo con la localización de la temperatura y la presión iníciales a las que se encuentra el yacimiento, como ya vimos anteriormente existe un diagrama de fases para hidrocarburos que relaciona la presión y temperatura para los fluidos en un yacimiento. En forma general podemos encontrar diferentes diagramas de fases para cada tipo de yacimiento y que a su vez estos diagramas pueden variar con la disminución de presión en el yacimiento.
Yacimientos de gas
Diagrama de fases para yacimientos de gas Seco.
Los yacimientos de gas seco tienden a tener una temperatura mayor a la temperatura del punto Cridondentérmico, La mezcla de hidrocarburos se mantiene en fase gaseosa en el yacimiento y hasta la superficie independientemente de la reducción de la presión, la composición de hidrocarburos presente en el yacimiento es mayoritariamente gas metano (C1)>90%, en este tipo de yacimientos no se observa condensación retrograda debido a que siempre nos mantenemos fuera de la curva de rocío.
Diagrama de fases para yacimiento de gas Húmedo
Los yacimientos de gas Húmedo tienen una temperatura mayor a la temperatura de Punto Cridondentérmico, con la reducción de la presión en el yacimiento podemos atravesar la curva de rocío y obtendremos liquido de muy alta gravedad API en nuestro yacimiento, también en superficie obtendremos una mezcla de hidrocarburos líquidos y gaseosos, los compuestos que forman estas mezclan tienen un mayor componentes inter medios que los yacimientos de gas seco, el líquido producido en estos yacimientos generalmente es incoloro , con una gravedad API mayor a
Diagrama de fases para los yacimientos de gas Condensado
60º.
La temperatura en la que se encuentra el yacimiento está entre la temperatura Crítica y la temperatura Cridondentérmica, en condiciones iníciales del yacimiento podemos encontrar el hidrocarburo en fase gaseosa, al disminuir la presión y atravesar la curva de rocío por condensación del gas encontramos líquido en nuestra producción y también en el yacimiento. El líquido producido tiende a ser incoloro, amarrillo y se ha reportado en algunos casos negro, con una gravedad API entre 40º y 60º.El comportamiento de estos yacimiento es particular debido q cuando bajamos la presión isotérmicamente y al e star por debajo del punto de rocío produciremos líquido y gas en cierta proporción inicial, al continuar disminuyendo la presión la proporción de líquido aumentaría con respecto a la de gas encontrada originalmente, pero, se llegará a una condición de presión en el yacimiento en la cual la saturación de líquido será máxima y desde ese punto en adelante comenzará a disminuir el líquido producido.
Yacimientos de petróleo
Diagrama de fases para los Yacimiento de petróleo de volátil.
Los yacimientos de petróleo volátil o “cuasi–Crítico” se encuentran a una temperatura ligeramente menor a la temperatura del punto crítico, la mezcla de hidrocarburos en el estado inicial se encuentra cerca del punto crítico, con una pequeña disminución de presión podemos atravesar la curva de burbuja y comenzar a liberar el gas que se encuentra disuelto en petróleo, este tipo de yacimientos al disminuir poco la presión generan excesiva liberación de gas, lo que causa un agotamiento acelerado del crudo, el crudo producido posee una gravedad API mayor a 40º con un color amarillo oscuro a negro.
Diagrama de fases para los Yacimientos de petróleo negro
Estos yacimientos presentan una temperatura mucho menor a la temperatura crítica, tienen un mayor contenido de compuestos pesados (C7+) mayor al 40%, generalmente se debe disminuir mucho la presión para encontrar una producción de gas considerable en este tipo de yacimientos, el crudo producido tiene un color de verde oscuro a negro con una gravedad inferior al 40%. Una vez definidos los diagramas de fases de los yacimientos existes ciertos parámetros que relacionan el volumen de hidrocarburos en el yacimiento y superficie a una determina presión y temperatura. Estos parámetros de volumen presión y temperatura (PVT) son:
1.-Factor volumétrico de formación del petróleo (βo).
2.-Factor volumétrico de formación del gas (βg).
3.-Factor volumétrico de formación total (βt).
4.-Relacion gas-petróleo en solución (Rs).
5.- Relación gas-petróleo en producción (Rp).
