Porosidad, Permeabilidad Y Presión Capilar

UNIVERSIDAD AUTÓNOMA DEL CARMEN

DES –DACQYP

* RECUPERACION SECUNDARIA Y MEJORADA*

Trabajo:

CONCEPTOS:

POROSIDAD, PERMEABILIDAD Y PRESIÓN CAPILAR

Integrantes:

THAIS PRICILA PRIEGO

GABRIELA IVETTE PÉREZ PÉREZ

IRENE DEL CARMEN CASTILLO SANCHEZ

JOCELIN ESQUIVEL FUENTES

MOISES MORALES VAZQUEZ

Profesor:

MIP MARIA GUADALUPE GALICIA MUÑOZ

13 de marzo del 2013, Cd. del Carmen, Campeche.

INDICE

INTRODUCCIÓN 3

PETROFÍSICA 4

¿PARA QUÉ SIRVEN ESAS PROPIEDADES? 4

FUENTES DE INFORMACIÓN 4

POROSIDAD 5

CLASIFICACIÓN DE LA POROSIDAD 5

MEDICIÓN DE LA POROSIDAD 7

PERMEABILIDAD 9

MÉTODOS PARA OBTENER PERMEABILIDAD 9

TIPOS DE PERMEABILIDADECUACIÓN DE DARCY 9

HISTÉRESIS CAPILAR 13

MOJABILIDAD 14

ÁNGULO DE CONTACTO 14

PRESIÓN CAPILAR 15

ZONA DE TRANSICIÓN CAPILAR 15

USOS Y APLICACIONES DE LA PC 15

CONCLUSIÓN 17

BIBLIOGRAFIA 18

INTRODUCCIÓN

Un yacimiento de petróleo puede definirse como un volumen poroso que contiene agua, petróleo y a veces una fase gaseosa. La proporción volumétrica del petróleo puede alcanzar a veces el 40%. El medio poroso del yacimiento o roca almacén es de origen sedimentario de tipo arenisca o caliza, consolidado o no. El diámetro de poro varía ampliamente según la roca, pero es de tamaño microscópico, desde algunas fracciones de milímetro a algunos micrómetros.

Cada medio poroso tiene sus características: porosidad, el porcentaje de volumen vacío; permeabilidad, una medida de la resistencia al movimiento de los fluidos; Mojabilidad, una medida de la naturaleza superficial de la roca.

Debido a su origen sedimentario, el medio poroso del yacimiento es a menudo

Heterogéneo, como consecuencia de las variaciones ocurridas durante el largo proceso de sedimentación que formó la roca. Estas heterogeneidades pueden existir a la escala de los poros o bien a la escala macroscópica en forma zonas muy o poco permeables, y eventualmente de grietas.

Las heterogeneidades complican las operaciones de producción porque tienden a producir caminos preferenciales y segregaciones.

PETROFÍSICA

Es el estudio de las propiedades físicas y químicas de las rocas y la interacción entre rocas y los fluidos que contiene (gases, hidrocarburos líquidos, hidrocarburos gaseosos y soluciones acuosas).

La petrofísica envuelve la integración de información proveniente de muestras de núcleo, fluidos, perfiles, sísmica, y otros para permitir la predicción y comprensión de las características y comportamiento del reservorio durante su vida productiva.

En la exploración y explotación de hidrocarburos, las propiedades que más interesan a los ingenieros, geólogos y geofísicos son las siguientes:

 Porosidad

 Saturación

 Permeabilidad

 Contactos de fluidos

 Volumen de esquistos

 Profundidad de las zonas productoras

 Propiedades físicas de rocas y fluidos

 Propiedades químicas de rocas y fluidos

 Movilidad de los fluidos

 Cambios de presión

¿Para qué sirven esas propiedades?

Para saber si:

- Existen espacios entre las rocas donde exista fluido

- Qué porcentaje de los poros está lleno con el fluido que nos interesa

- Que características tienen los fluidos del yacimiento

- Si estos fluidos pueden moverse

Fuentes de Información

POROSIDAD

Es una propiedad de la roca que describen los espacios que se encuentran entre la matriz de esta, por lo tanto es un indicador de la capacidad de almacenar fluidos.

Se representa con el símbolo griego Phi Æ

Varía de 0 a 1 o de 0 a 100

Está en función de:

- La razón de sepultamiento

- Profundidad de sepultamiento

CLASIFICACIÓN DE LA POROSIDAD

Morfología:

Caternaria:

Representa a los poros que están conectados a otros por más de una cavidad.

Los hidrocarburos pueden ser producidos en la etapa primaria por la presión natural del yacimiento así como en la secundaria y terciaria.

Caternaria + cul-de-sac = efectiva

Cul-de-sac:

Representa a los poros que están conectados a otros poros por una sola cavidad.

Los hidrocarburos no pueden ser desplazados y producidos con inyección de gas o agua pero si por la expansión de gas natural.

Cerrada:

Representa a los poros que no tienen cavidades que los conecten con otros poros de la formación.

Comparable con la porosidad inefectiva.

Conectividad:

Efectiva

Se refiere a todos los poros de la formación que se encuentran interconectados

Inefectiva

Consiste en poros de la formación aislados.

No proporciona producción a menos que se fracture o estimule al pozo.

Origen

Primaria (intergranular)

Se crea cuando la roca es formada, o sea cuando se van depositando los sedimentos.

Se sub-clasifica en:

Inter partículas: la poseen las areniscas siliclásticas.

Intra partículas: formada por los poros que se encuentran entre los granos de rocas carbonatadas.

Secundaria

Se crea por procesos posteriores a la depositación de la roca.

Se presenta en forma de cavidades de disolución o cavernas, fracturas o fisuras.

MEDICIÓN DE LA POROSIDAD

- Registros (sónicos, densidad, neutrón )

- Estudios sísmicos

- Núcleos (porosidad efectiva y absoluta)

MEDICIÓN EN EL LABORATORIO

Métodos gravimétricos

El volumen total se obtiene observando la pérdida de peso de la muestra cuando es sumergida en un líquido.

Los métodos gravimétricos más utilizados son:

- Recubrimiento de la muestra con parafina e inmersión en agua.

- Saturación de la muestra e inmersión en el líquido saturante.

- Inmersión de la muestra seca en mercurio.

Métodos volumétricos

Los métodos utilizados son el del picnómetro de mercurio y la inmersión de una muestra saturada.

Determinación del volumen de los granos

En estos métodos se utilizan muestras consolidadas y se le extraen los fluidos con un solvente que posteriormente se evapora. Los principales métodos utilizados son:

- Método de Melcher-Nuting.

- Método del porosímetro de Stevens.

- Densidad promedio de los granos.

Determinación del volumen poroso efectivo

Todos los métodos utilizados para determinar el volumen poroso miden el volumen poroso efectivo, y se basan en la extracción o introducción de fluidos en el espacio poroso.

Método de inyección de mercurio

Consiste en inyectar mercurio a alta presión en los poros de la muestra. El volumen de mercurio inyectado representa el volumen poroso efectivo de la muestra.

PERMEABILIDAD (K)

- Medida de la capacidad de una roca de transmitir fluidos.

- La unidad de campo más conveniente para medir la permeabilidad es el milidarcy = 0.001 Darcies

-

MÉTODOS PARA OBTENER PERMEABILIDAD

- Análisis de muestras de núcleo

- Análisis de pruebas de pozo

- Datos de producción

- Registros de pozo

Está en función de:

- El tamaño de los pasajes que conectan los poros

- El tamaño de los granos de la roca

- La distribución de los granos

Cambios en la k

La permeabilidad puede incrementarse por medio de tratamientos hidráulicos o de acidificación.

Puede reducirse durante trabajos de perforación, cementación y rehabilitación o acondicionamiento de un pozo.

TIPOS DE PERMEABILIDAD

Absoluta

Es la habilidad de una roca de transmitir un solo fluido o una sola fase.

Es modelado por la Ley de Darcy, y no se presenta

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