Petrofisica

Determinación de las unidades de flujo

Las unidades de flujo son volúmenes de roca que poseen una relación consistente entre porosidad, permeabilidad, saturación de agua irreducible y radio de garganta de poro. Las petrofacies representan unidades con capacidad de flujo similar y se obtienen mediante análisis de núcleos o correlación núcleo-perfil.

A) Gráfico Estratigráfico de Lorenz Modificado (Stratigraphic Modified Lorenz Plol)

Este gráfico ofrece una guía sobre el número de unidades de flujo en cada pozo necesarias para honrar el marco geológico del yacimiento, además de permitir realizar una selección preliminar de los intervalos (Tope y Base). Para la construcción del Stratigraphic Modified Lorenz Plot (SMLP) se grafica el porcentaje de capacidad de flujo acumulado contra el porcentaje de capacidad de almacenamiento acumul.ido, ordenado en secuencia estratigráfica y utilizando la data "pie a pie" del pozo, basándose en los puntos de inflexión resultantes para la selección de los intervalos.

B) Perfil de Flujo Estratigráfico (Stratigraphic Flow Profile)

El Perfil de Flujo Estratigráfico (SFP) es usado para verificar e interpretar las unidades de flujo previamente seleccionadas del SMLP, y debe constar de una curva de correlación (Gamma Ray o Volumen de Arcilla), porosidad, permeabilidad, radio de garganta de poro, relación K/o, porcentaje de capacidad de almacenamiento y porcentaje de capacidad de flujo.

Es a través de este gráfico donde se puede apreciar las arenas con mejores propiedades petrofísicas, además se podía incluir resultados de registros de producción, intervalos cañoneados, descripción litológica que permitan integrar y validar las Unidades de Flujo con la información de Yacimiento.

Calculo del diámetro de la garganta poral

Son las conexiones entre los espacios porales y deben mantenerse abiertas para permitir el flujo. Puede determinarse mediante dos métodos

A) Núcleos

Presiones capilares

Láminas delgadas

B) Correlaciones porosidad –permeabilidad

Método de R35

Poros

Guion de matriz Garganta Poral

Métodos para la determinación del diámetro de la garganta poral:

Puede determinarse mediante tres métodos:

Inyección de Mercurio

Desarrollado por H.D Winland (Amoco). El sistema poroso efectivo que domina el flujo a través de la roca corresponde a una saturación de mercurio de 35%. Después que el 35% del sistema poroso se satura con la fase no mojante (Hg), el sistema poroso restante no contribuye al flujo, sino al almacenamiento de los fluidos.

Pc = 2 δ cosθ / r

r = 2 δ cosθ / Pc

Donde:

Pc = Presión capilar.

δ = Tensión interfacial entre los fluidos.

θ = Ángulo de contacto de la interfase de fluidos con el medio poroso.

Resolviendo esta ecuación para el sistema mercurio-aire y expresando el resultado para el cálculo de diámetros porales se obtiene: Diámetro poral = 200 / Pc, con la presión capilar (Pc) expresada en psi. El factor 200 es sólo aproximado y diferentes autores emplean factores algo diferentes (que no se apartan en más del 10% del valor indicado). El valor 200 indica que con una presión de 200 psi se inundan, con mercurio, todos los poros cuya garganta de acceso es de 1 micrón o superior. Del mismo modo para llegar a poros con gargantas del orden de 0.01 micrones es necesario emplear presiones cercanas a la 20,000 psi. Las curvas de presión capilar obtenidas en el núcleo de yacimientos, constituyen una forma de medir la distribución del tamaño de los poros, tales curvas se obtienen mediante la inyección de mercurio en el núcleo conteniendo aire o la inyección de petróleo en la muestra conteniendo agua. En estos métodos la cantidad de

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