Perfiles

Republica Bolivariana de Venezuela

Ministerio del p.p. para la Educación Superior

La Universidad del Zulia

Núcleo C.O.L.

Programa: Ingeniería

Subprograma: Petróleo

Realizado por:

Tarrifa marilin 19.747.169

Miguel Urbina 20.255.792

Cabimas; junio de 2014

Introduccion

Esquema

1. Metodología a seguir para evaluar formaciones limpias utilizando el Modelo de Saturación de Agua de Gustavo Archie

2. Formaciones arcillosas.

2.1. Definición de arenas arcillosas.

2.2. Volumen de arcillosidad.

2.3. Tipos o formas de arcillas, laminar

2.4. Efecto de la arcillosidad sobre los diferentes perfiles.

2.5. Correcciones por arcillosidad.

2.6. Procedimiento general de interpretación.

Metodología a seguir para evaluar formaciones limpias utilizando el Modelo de Saturación de Agua de Gustavo Archie

Cuando hablamos de formaciones limpias nos referimos a aquellas formaciones donde se muestra poca presencia de arcillas y sus poros se encuentran saturados de agua o hidrocarburo.

La Saturación de un medio poroso con respecto a un fluido se define como la fracción del volumen poroso de una roca que está ocupada por dicho fluido.

La resistividad de una formación limpia es proporcional a la resistividad de la mezcla con la que este saturada. La constante de proporcionalidad se conoce como factor de formación. Considerando un factor de formación con una cantidad dada de porosidad, y supongamos que la porosidad se encuentra totalmente llena de agua salina de formación de resistividad dada.

Modelo de formación: 100% saturado de agua

La Resistividad de agua de formación (Rw), es muy baja, debido a que el agua salina es capaz de conducir la corriente eléctrica. La resistividad de la formación en si misma (Ro, o resistividad mojada donde la porosidad esta100% llena de agua) dependerá de la resistividad de la formación y algunos factores de resistividad de formación (Fr).

F: Factor de resistividad de la formación.

Ro: Resistividad de una roca de formación no arcillosa.

Rw: Resistividad con agua saturada al 100%

Archie desarrolla una relación entre la resistividad de cada formación y la porosidad. Archie analizo registros eléctricos de varios pozos, y porosidad de núcleos de zonas productoras de los mismos pozos. Él notó que había cierta relación entre la resistividad y la porosidad, y fue capaz de identificar las zonas de interés utilizando solo registros eléctricos. Esto lo realizo solo con el propósito de saber si existía una relación que hiciera posible la determinación de donde una zona podía ser productiva, basándose en mediciones de resistividad y porosidad de núcleo.

Los cambios en la porosidad de una formación pueden tener efectos diferentes simplemente con incrementar o disminuir la cantidad de flujo disponible para conducir una corriente eléctrica. El factor d4 resistividad de la formación (Fr) podría variar con el tipo de yacimiento. Esos cambios son expresados por el factor de tortuosidad (A) y el exponente de cementación (m).

Luego de diversos experimentos y análisis Archie

dedujo la siguiente fórmula:

Sw= Saturación de agua

n= Exponente de saturación

f= Porosidad

m= Exponente de cementación

a= Factor de formación para f=100%

Rw= Resistividad del agua

Rt= Resistividad de la roca a Sw

Con el conocimiento de la saturación de agua, es posible determinar el porcentaje de espacio porosos lleno con un fluido diferentes de agua y de a allí las reservas de hidrocarburo.

Saturación de agua connata: La saturación de agua connata (Swc) es la saturación de agua existente en el yacimiento al momento del descubrimiento, la cual se considera como el remanente del agua que inicialmente fue depositada con la formación y que debido a la fuerza de la presión capilar existente, no pudo ser desplazada por los hidrocarburos cuando éstos migraron al yacimiento. Generalmente la saturación de agua connata se considera inmóvil; sin embargo, al inyectar agua en un yacimiento, la primera que se produce tiene composición diferente a la inyectada, lo que indica que el agua connata es desplazada por la inyectada.

La determinación de la saturación inicial de agua se puede efectuar por tres diferentes métodos:

Núcleos tomados en pozos perforados.

Cálculos a partir de la presión capilar.

Cálculo a partir de registros eléctricos.

La saturación de agua connata se correlaciona con la permeabilidad, con el área superficial y con el tamaño de los poros. A mayor área superficial y menor tamaño de partículas, mayor es la saturación de agua connata.

Saturación residual de una fase: La saturación residual de una fase, generalmente expresada como Sxr, donde x corresponde a la fase (petróleo, agua o gas), corresponde a la saturación de dicha fase que queda en el yacimiento en la zona barrida, después de un proceso de desplazamiento.

Saturación crítica de una fase: La saturación crítica de una fase, generalmente expresada como Sxc, donde x corresponde a la fase (petróleo, agua o gas), corresponde a la mínima saturación requerida para que una fase pueda moverse en el yacimiento, es decir, corresponde a la máxima saturación a la cual la permeabilidad relativa de dicha fase es cero.

La saturación de agua cumple un papel muy importante en la industria de los hidrocarburos ya que permite por medio de ecuaciones determinar la probabilidad de producción y calcular el volumen de hidrocarburos existentes que se le atribuye al cálculo de reservas. Por eso se debe tener claro el significado de cada una de las propiedades y constantes involucradas dentro de los modelos utilizados. La saturación de agua de un nivel específico puede ser determinada en forma directa cuando existen núcleos en el pozo haciendo análisis en el laboratorio, y de forma indirecta cuando se utilizan modelos

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