Transcript Prop._Fisicas_y_Geomecanica_de_las_Rocas_Final

FÍSICA DE YACIMIENTOS
PROPIEDADES FÍSICAS Y
GEOMECÁNICA DE LAS ROCAS
ING. AMÉRICO PEROZO
Maracaibo, Enero de 2007
CONTENIDO
• INTRODUCCIÓN
• PROPIEDADES FÍSICAS DE
LAS ROCAS
• GEOMECÁNICA DE LAS
ROCAS
INTRODUCCIÓN
Todas las rocas que cubren la tierra de acuerdo con la forma como ellas han
sido formadas, se agrupan en tres clases principales: ígneas, metamórficas y
sedimentarias.
Rocas Ígneas: Se forman del enfriamiento y solidificación del material de roca
que se encuentra debajo de la corteza terrestre en estado líquido. Pueden ser
formadas debajo de la superficie por enfriamiento muy lento o formadas en la
superficie cuando el material fundido es forzado hacia la superficie de la tierra.
En esta categoría se encuentran granitos, dioritas, lavas, basaltos, etc.
Rocas Metamórficas: Originalmente pueden ser ígneas o sedimentarias, sus
características originales han sido cambiadas grandemente por las acciones
de presión, temperatura y otros factores que actuaron sobre ellas dentro de la
corteza de la tierra. Ejemplo de estas rocas son: filitas, esquistos, etc.
INTRODUCCIÓN
Rocas Sedimentarias: Estas rocas provienen de la consolidación de
sedimentos formados sobre la superficie de la tierra o ambientes marinos,
originados por descomposición mecánica de fragmentos de rocas preexistentes por efecto de meteorización, erosión y transporte (depositación
mecánica), también por precipitaciones químicas de soluciones o por
secreción de organismos vivientes (depositación química). Frecuentemente,
fueron depositados en capas o estratos.
En su mayoría todo el petróleo producido en el mundo proviene de rocas
sedimentarias. Para localizar los yacimientos que contienen petróleo, se
requiere del conocimiento de la naturaleza de los sedimentos.
Las rocas sedimentarias están en su mayoría formadas por minerales que
permanecen estables sometidos a condiciones normales de esfuerzos y
temperatura derivados de procesos y pueden ser divididas en dos grandes
grupos mecánicos y químicos.
INTRODUCCIÓN
Las rocas sedimentarias se clasifican según su composición en:
Rocas Carbonáticas: Son formadas por carbonatos de calcio y de
magnesio precipitados en las aguas marinas por procesos químicos y
bioquímicos. Ejemplo: Calizas y dolomitas.
Rocas Clásticas: Están formadas de restos provenientes de la alteración y
descomposición de rocas pre-existentes que pueden ser transportadas,
frecuentemente a distancias considerables, por el viento, agua o hielo
desde el sitio de erosión hasta el sitio de depositación. Estos sedimentos,
los cuales se asientan bajo la acción de la gravedad a distancias desde
sus orígenes son denominados “Exógenos”.
Las partículas están
usualmente unidas por un cemento de origen químico o bioquímico
formando posteriormente la despositación. Ejemplo: Calizas y dolomitas.
INTRODUCCIÓN
Clasificación de las Rocas Sedimentarias
Roca Fuente
Descomposición
Química
Restos Orgánicos
Descomposición
Mecánica
Soluciones
Minerales Preexistentes
Precipitaciones
Restos Biológicos y
Precipitaciones
Lutita
Areniscas
Conglomerados
Carbón Orgánico
Evaporitas
(Algunas Calizas)
Calizas
Lutitas Diatomeas
Fosforitas
Dolomitas
INTRODUCCIÓN
SIMPLE
ARENAS
CALIZAS
LUTITA
ARCILLOSAS
ARENA
COMPLEJA
MICA
LUTITA
DOLOMITAS
INTRODUCCIÓN
PETROFÍSICA
Petrofísica, es la especialidad que caracteriza las
propiedades
físicas
de
las
rocas
mediante la
integración del entorno geológico, perfiles de pozos,
análisis de muestras de roca (Núcleos) y sus fluidos
(Propiedades) e historias de producción.
PROPIEDADES
FÍSICAS DE LAS
ROCAS
BASES TEÓRICAS
POROSIDAD
Es el volumen poroso por unidad de volumen de formación. Es la
fracción del volumen total de una muestra que está ocupada por
poros o espacios vacios.
Vp
Ø = Volumen Poroso
Volumen Total
Vt
En términos físicos relacionado con yacimiento, la porosidad no es más
que la capacidad de almacenamiento del mismo.
BASES TEÓRICAS
POROSIDAD
Clasificación y empaque de los granos que forman la roca
BASES TEÓRICAS
FACTORES QUE AFECTAN A LA POROSIDAD
1. Tipo de empaque.
2. Material cementante.
3. Presión de las capas suprayacentes y confinantes.
4. Geometría de distribución de los grano.
5. Arcillosidad.
BASES TEÓRICAS
CLASIFICACIÓN DE LA POROSIDAD SEGÚN LA
DISTRIBUCIÓN Y FORMA DE LOS POROS:
Porosidad Primaria:
La matriz de la roca esta compuesta de
granos individuales, los cuales son más o menos esféricos y se
encuentran empacados de alguna forma donde existen poros entre
ellos, que es conocida como porosidad intergranular o de la matriz.
Porosidad Secundaria: La porosidad secundaria es causada por
la acción de las agua de formación (Formando cavidades de
disolución o pequeñas cavernas) o de las fuerzas tectónicas
(Causadas por redes de fracturas o fisuras) sobre la matriz de la
roca después de la depositación.
BASES TEÓRICAS
Porosidad
Primaria
Porosidad Total (Øt):
Incluye poros conectados y
no conectados
Porosidad Efectiva (Øe):
Incluye poros conectados
BASES TEÓRICAS
Permeabilidad: Medida de la facilidad con que una roca
permite el flujo de fluidos a través de sus poros
interconectados.
Ley de Darcy
K, es una constante de proporcionalidad,
que relaciona la tasa de flujo y un
diferencial de presión aplicada.
Es intrínseca del medio poroso y no
q
depende del fluido, su tasa o la presión
diferencial (Flujo Darciano).
k= qL
AP
x=L
A
q
P
La unidad de permeabilidad es el Darcy, la cual es muy grande, tanto
que la parte de mil es generalmente utilizada: el milidarcy (md). El
símbolo para la permeabilidad es k.
BASES TEÓRICAS
Tipos de Permeabilidad
Absoluta: Medio poroso que está completamente saturado
(100%) con el fluido que se mueve a través de los canales
porosos.( HORIZONTAL; VERTICAL)
Efectiva: Facilidad con que una roca permite el flujo de un
fluido, en presencia de otros u otros fluidos.
Kefec < Kabs.
Relativa: Cociente entre la permeabilidad efectiva a un fluido y
una permeabilidad base.
BASES TEÓRICAS
Medición de Permeabilidad
Puede ser medida en laboratorio
sobre
tapones
o
núcleos
completos.
Generalmente se usa gas, el
cual, no reacciona
con
la
roca, pero ocasiona efectos no
Darcianos (Mayor K).
La K debe corregirse a líquido
con la función de Klinkenberg.
Celda de Hassler
BASES TEÓRICAS
Permeabilidad
Permeabilidad
Vertical 1000 md
Permeabilidad
Horizontal 1500
md
POROSIDAD
40%
BASES TEÓRICAS
Permeabilidad Relativa
a) No normalizada: se usa la permeabilidad absoluta como base:
kg
ko
kw
k ro 
k rw 
k rg 
k
k
k
b) Normalizadas: se usan como bases las permeabilidades máximas
(extremas) al fluido en cuestión:
k ro 
ko
ko max
k rw 
kw
k w max
k rg 
kg
k g max
Las permeabilidades máximas se calculan así:
Agua - Petróleo: Somax =1 -Swc
Swmax = 1-Sorw
Gas - Petróleo : Somax = 1 - Swc - Sgc
Sgmax = 1-Sorg - Swc
BASES TEÓRICAS
1.0
Kro max.
L
RÓ
PERMEABILIDAD RELATIVA
T
PE
EO
Curva típica
de Kr Agua-Petróleo
Krw max.
0
1
AGUA
Swc
Sorw
SATURACIÓN DE AGUA
Kro max.
TR
ÓL
E
O
Krg max.
PE
PETRÓLEO
S
GA
Curva típica
de Kr Gas-Petróleo
PERMEABILIDAD RELATIVA
1.0
Sorw
0
Swc
Sgc
SATURACIÓN DE LÍQUIDO (So + Swc)
1
BASES TEÓRICAS
Factores que afectan las Curvas de Kr
• Si durante el proceso de desplazamiento no hay cambios
importantes en la tensión interfacial, Kr depende de:
– Saturación:
• A medida que aumenta la saturación de un fluido,
incrementa la permeabilidad relativa hasta un valor
máximo.
–
–
–
–
Historia de saturación (Histéresis).
Distribución del tamaño de los poros.
Humectabilidad de la matriz de la roca.
Temperatura.
BASES TEÓRICAS
Efecto de la Historia de Saturación
(Histéresis)
•
Drenaje (Desaturación): Medio poroso inicialmente saturado con la
fase mojante y Kr se obtiene, disminuyendo la saturación de la fase
mojante por desplazamiento con la fase no mojante.
•
Imbibición (Restauración): Kr se obtiene, aumentando la saturación de
la fase mojante.
•
Kr para la fase no mojante en imbibición son menores que en drenaje
por entrampamiento de la fase no mojante por la mojante. La fase no
mojante se queda en los poros en forma discontinua e inmóvil.
La historia de saturación debe tenerse en cuenta al estudiar:
• Conificación de agua y gas.
• Inyección de agua en presencia de gas libre.
• Efecto del gas atrapado sobre Swor.
• Inyección de tapones alternados Agua - Gas (WAG).
PERMEABILIDAD RELATIVA, % PERM.ABSOLUTA (agua)
BASES TEÓRICAS
160
140
120
Histéresis
de las curvas
de Permeabilidad
Relativa
100
DRENAJE
80
PETRÓLEO
60
40
DIRECCIÓN DEL
CAMBIO DE
SATURACIÓN
IMBIBICIÓN
20
AGUA
0
0
20
40
60
80
SATURACIÓN DE AGUA
100
BASES TEÓRICAS
Efecto de la Distribución del Tamaño de
los Poros
• Arenas consolidadas tienen menor permeabilidad relativa
a la fase mojante y mayor a la no mojante que arenas no
consolidadas.
• Se debe ser muy cuidadoso en la selección de
correlaciones.
• Índice de distribución del tamaño de los poros , es buena
base para correlacionar curvas de permeabilidad relativa.
BASES TEÓRICAS
Curvas de permeabilidad relativa
para arenas consolidadas y no consolidadas
. 100
LÍQUIDO
.40
.20
0
0
. 20
.
CO
NS
OLI
D
. 60
A
DAD
SOLI
CON
DA
I DA
OL
NS
CO
NO
PERMEABILIDAD RELATIVA
. 80
ADA
NO
CO
NS
OL
IDA
DA
GAS
. 80
40 .
60.
SATURACIÓN DE LÍQUIDO
100
BASES TEÓRICAS
Efecto de la Humectabilidad
• En yacimientos hidrófilos el petróleo fluye por los canales
de mayor área de flujo y el agua por las de menor áreas de
flujos.
• En yacimientos oleófilos ocurre lo contrario.
• Bajo condiciones similares de desplazamiento,
recuperación de petróleo es mayor en hidrófilos.
la
• En yacimientos con humectabilidad intermedia, el volumen
de petróleo residual es pequeño.
BASES TEÓRICAS
Curvas de permeabilidad relativa
para yacimientos oleófilos e hidrófilos
PERMEABILIDAD RELATIVA
. 100
HIDRÓFILO
. 75
. 50
AGUA
PETRÓLEO
. 25
OLEÓFILO
0
. 25
.
50
.
75.
SATURACIÓN DE AGUA
100
BASES TEÓRICAS
Efecto de la Temperatura
• Al aumentar T:
– Kro aumenta y Krw disminuye
– El agua humecta en mayor grado la roca del
yacimiento.
– La histéresis entre drenaje e imbibición disminuye.
– La saturación residual de petróleo disminuye.
– La saturación irreducible del agua aumenta.
Swir = 0,001364 T + 0,0945
BASES TEÓRICAS
1.0
1.0
.9
.9
.8
.8
70°F
.7
.7
150°F
.6
.6
180°F
Kro .5
.5 Krw
250°F
.4
.4
.3
.3
.2
.2
.1
.1
0.0
0.0
1.0
0 .1
.2
.3
.4
.5
Sw
.6
.7
.8
.9
Efecto de la
Temperatura sobre
las permeabilidades
relativas al agua y al
petróleo
BASES TEÓRICAS
Efecto de la Temperatura sobre Swir
50
40
2
3
4
5
6
30
Swir
2
20
4.5
10
0
60
100
140
T, °F
180
BASES TEÓRICAS
+ Puntos P rome dios
1 .0
0 .9
0 .8
0 .7
Krow (Swc)
Permeabilidad
relativa máxima
del petróleo
(Desplazamiento
agua-petróleo)
0 .6
0 .5
0 .4
0 .3
0 .2
0 .1
+ +
+
+
+
+
+ +
+
+
+ + + ++
+
+ +
+
++
+
+
+ ++
++
+
+
+
+
+
+
+ + + +
+
+
++ + + +
+ +
+
+ +
+ + + +
+
+
+ + + ++
+
+
+ +
+
+ +
+
+
+ +
+
+ +
+
+
+ +
+
+
+ +
+
+
+
0 .0
0 .1
0.2
0.3
0 .4
0 .5
S wc
0.6
0.7
0.8
0.9 1.0
BASES TEÓRICAS
Correlaciones de Wyllie y Gardner
• Especificación en tres tipos de arenas:
• Permeabilidad relativa agua - petróleo:
Tipo de Arena
k row
k rw
– No consolidada, bien escogida
(1  S )
– No consolidada, pobremente escogida
(1  S ) (1  S
– Arena cementada, calizas, etc
* 2
*2
(1  S w ) (1  S w )
*
So
S wc

1  S wc
* 3
w
* 2
w
S
*1, 5
w
) S
*3
w
* 3.5
w
*4
Sw
BASES TEÓRICAS
Correlaciones de Wyllie y Gardner
(Cont.)
• Especificación en tres tipos de arenas:
• Permeabilidad relativa gas - petróleo:
Tipo de Arena
– No consolidada, bien escogida
– No consolidada, pobremente escogida
– Arena cementada, calizas, etc
S wc
S 
1  S wc
*
o
k rog
k rw
*3
(1  So* )3
So
S
*3 , 5
o
S
*4
o
(1  S ) (1  S
* 2
o
*1, 5
o
)
(1  S ) (1  S )
* 2
o
*2
o
BASES TEÓRICAS
Correlaciones Corpoven Total para Kr
•
Permiten estimar para desplazamiento agua - petróleo y gas - petróleo.
a) Saturaciones residuales
Sorw = 0,32 (1-Swc)
Sorg = 0,40 (1-Swc)
b) Permeabilidades relativas máximas
i) Al petróleo en desplazamiento petróleo - agua en
función de Swc.
ii) Al agua en desplazamiento petróleo - agua, en
función de (1-Sorw - Swc)
iii) Al gas en desplazamiento petróleo - gas en función de 1Sorg - Swc.
c) Permeabilidades relativas Agua - Petróleo.
d) Permeabilidades relativas Agua - Petróleo.
•
Fueron desarrolladas para los yacimientos petrolíferos del Oriente de
Venezuela, usando:
» 91 análisis de presión capilar.
» 81 análisis de desplazamiento agua - petróleo.
» 35 análisis de desplazamiento gas - petróleo.
BASES TEÓRICAS
Correlaciones Corpoven Total Permeabilidades Relativas Agua - Petróleo
– Obtenidas, modificando las ecuaciones de Corey y Burdine.
K rw
 K rwmax  *( 23  ) 

Sw

 0,2 

*
*
K row  K romax ( S of
) 2 1  (1  S of
)
con : S
*
orw
*
S of
( 2  ) / 

S orw

1  S wir

1
*
*
 ( S o  S orw ) 1 
2


*

4 S orw
1

*
*
*
(1  S orw )( S o  S ora ) 

BASES TEÓRICAS
Correlaciones Corpoven Total - Permeabilidades
Relativas agua-petróleo (Cont.)
Ó también:
*

 
0
,
68

S
*
w
S of  
 1 
2

 
y si   1,668
k rw
k rwmax *4 , 2

Sw
0,2

1,882 
1
* 
0,68  S w 
*
*
K row  K romax ( S or
) 2 1  (1  S of
) 2, 2

BASES TEÓRICAS
Correlaciones Corpoven Total
Permeabilidades Relativas Gas - Petróleo
• Obtenidas, modificando las ecuaciones de Corey y Burdine.
2
k rog
 S o  S org  *( 2 ) / 

 So

1  S wc  S org 

2
 S o  0,4(1  S wc )  *2 , 2
k rog  
So

 0,6(1  S wc ) 
 k rg 
k rg  k rog 


 k rog 

BASES TEÓRICAS
Correlaciones de Corey y Cols.
• Aplicables a desplazamientos gas - petróleo y agua - petróleo en
arenas consolidadas y no consolidadas.
• Permeabilidad relativa gas - petróleo:
a) Arenas consolidadas:
*
k rog  (1  S g
)4
*3
*
k rg  S g
(2  S g
)
S
*
g

Sg
1  S wc
So  S g  S wc  1
• No es aceptable su uso en formaciones estratificadas, en canales
o que tengan grandes cantidades de material de cementante.
BASES TEÓRICAS
Correlaciones de Corey y Cols. (Cont.)
b) Arenas no consolidadas:
k rog  (1  S g* ) 3
k rg  S g*3
Permeabilidad relativa agua - petróleo
a) Arena consolidadas
k  (1  2S * )3 / 2
row
k rw  S
w
2  (1  2S
* 1/ 2
w
*4
w
Estas correlaciones, también se llaman de “Naar y Handerson”
c) Arenas no consolidadas
*
k row  (1  S w
)3
k rw  S
*3
w
)

BASES TEÓRICAS
Correlaciones de Honarpour
Preferencialmente mojada por agua:
2.9
Krw = 0.035388*
3.6
Sw - Siw
- 0.010874
1 - Swir - Sorw
Sw - Sorw
1 - Siw - Sorw
+ 0.56556*(Sw) * (Sw - Siw)
Preferencialmente mojada por petróleo:
1.91
Krw = 1.5814*
Sw - Siw
1 - Siw
- 0.58617*
Sw - Sorw
* (Sw - Siw) - 1.2484* O* (1 - Siw)*(Sw - Siw)
1 - Siw - Sorw
Todas las condiciones de Mojabilidad para la Kro:
1.8
So
1 - Siw
Kro = 0.76067*
1 - Sorw
- Sorw
*
So - Sorw
1 - Siw - Sorw
2.0
+ 2.631 * O * (1 - Sorw)* (So - Sorw)
BASES TEÓRICAS
1.0
0.9
PERMEABILIDAD RELATIVA
Comparación de
las
permeabibilidad
es relativas
Agua-Petróleo
usando varias
correlaciones
A
V
I
T
A
L
E
R
D
A
D
I
L
I
B
A
E
M
R
E
P
0.8
Swc=0.2
= 1.666 TOTAL
= 2 Corey y Cols
0.7
Kro
0.6
x
Wyllie y Cardner
Corey y Cols
Naar y Henderson
0.5
0.4
0.3
TOTAL
0.2
0.1
0.0
Corey y Cols
Near y Henderson
Wyllie y Gardner
x
x TOTAL
x
0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8
SATURACIÓN DE AGUA
0.9 1.0
BASES TEÓRICAS
1.0
Comparación de
las
permeabilidades
relativas GasPetróleo usando
varias
correlaciones
PERMEABILIDAD RELATIVA
0.9
Swc= 0.2
= 1.666 TOTAL
= 2 Corey y Cols
0.8
0.7
CoreyyCols
Wyllie yGardner
0.6
0.5
Kro
0.4
0.3
Kro
0.2
Total
0.1
0.0
0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1.0
SATURACIÓN DE AGUA
BASES TEÓRICAS
Permeabilidades Relativas Trifásicas: Gas Petróleo - Agua
• Cuando existe flujo simultáneo trifásico.
i) Yacimientos con empuje combinado de agua y gas.
ii) Inyección alterna o simultánea de agua y gas.
iii) Inyección de vapor.
iv) Combustión en sitio.
- Proceso muy difícil de medir experimentalmente.
- Modelo probabilístico fundamentado en teoría de flujo por
canales.
- Metodología propuesta por Stone:
i)
k rg  F ( S g )
o´ k rg  F ( S o  S w )
Se determina de curvas o correlaciones bifásicas gas-líquido.
BASES TEÓRICAS
Permeabilidades Relativas Trifásicas: Gas - Petróleo Agua (cont)
ii)
k rw  F ( S w )
Se determina de curvas o correlaciones bifásicas agua-petróleo :
iii)
kro  (krow  krw )( krog  krg )  (krg  krw )
Esta ecuación puede dar valores negativos. Dietrich y Bonder la
modificaron así:
k ro  (k row  k rw )( k rog  k rg ) / k romax  (k rg  k rw )
k romax  k ro a S 0  1  S wc ( S g  0)
BASES TEÓRICAS
Seudo Curvas de Permeabilidad Relativa
• Curvas falsas de permeabilidad relativa para tomar en cuenta
fenómenos macroscópicos:
•
•
•
•
Conificación.
Adedamiento.
Estratigrafía.
Canalización por zonas de alta k.
• Se obtienen a partir de.
• Curvas experimentales.
• Correlaciones.
• El procedimiento de obtener puede ser:
• Tanteo.
• Métodos matemáticos.
BASES TEÓRICAS
Buzamiento
arriba
Kr
Seudo curvas zonales
Sw
1.0
Buzamiento
abajo
1.0
Región 1
Región 2
Kr
0.8
0.8
0.6
0.6
0.4
0.4
0.2
0.2
0
0.2
0.4
0.6
S
0.8
1.0
0
Kro
Krg
Sw
BASES TEÓRICAS
Tipos de Seudo Curvas
•
Zonales:
– Se divide el yacimiento en varias zonas de acuerdo con el modelo geológico.
– Reflejan el tipo de distribución de fluidos.
a) Difusa: cuando ambas fases (petróleo - agua o petróleo - gas) fluyen
b) Segregada: los fluidos están separados por una interfase (Dietz).
c) Parcial: el fluido desplazante se canaliza a través del desplazado,
quedando la celda parcialmente barrida.
d) Reflejan conificación: la curva kwr aparece levantada en comparación
con las curvas normales.
e) Refleja estratificación: cuando se quiere reducir un modelo 3D, a uno
equivalente 2D o reducir el número de estratos en el modelo.
BASES TEÓRICAS
Seudo curvas
que reflejan
la
distribución
de los fluidos
Mixed
Kr
Segregated
Kr
Sw
Pc
Kr
Sw
Pc
Sw
a) DIFUSA
Partial
Sw
Pc
Sw
Sw
b) SEGREGADA
c) PARCIAL
BASES TEÓRICAS
Seudo curvas que reflejan conificaciones
Original Woc
Shifted Kf
Kr
Sw
BASES TEÓRICAS
Humectabilidad
• Ángulo de Contacto:
• Formado por la interfase de dos fluidos inmiscibles con la
superficie de la roca, medido a través del más denso. Varia
entre 0 y 180°.
• Ángulo contacto < 90 - humectante.
• Ángulo contacto = 90 - intermedio.
• Ángulo contacto > 90 - no humectante.
BASES TEÓRICAS
Humectabilidad
• Hidrófilos:
• Ángulo de contacto < 90.
• Mojados preferencialmente por agua.
• El agua se desplaza por los canales de flujo pequeños.
• El petróleo se desplaza por los canales más grandes.
• Abarca la mayoría de los yacimientos petrolíferos.
• Oleófilos:
• Ángulo de contacto mayor de 90°.
• Mojados preferencialmente por petróleo.
• El petróleo se desplaza por los canales más pequeños,
el agua por los más grandes.
• Pocos yacimientos son oleófilos. Ricos en compuestos
polares como ácidos y bases orgánicas existentes en los
asfaltenos.
• No hay yacimientos Gasófilos.
BASES TEÓRICAS
Distribución de los Fluidos en
Yacimientos Hidrófilos y Oleófilos
A) YACIMIENTO HIDROFILO
ROCA
B) YACIMIENTO OLEOFILO
AGUA
PETRÓLEO
BASES TEÓRICAS
a) YACIMIENTO
YACIMIENTO HIDRÓFILO
HIDRÓFILO
a)
FASE INICIAL
INICIAL
FASE
FASE SUBORDINADA
SUBORDINADA
FASE
ABANDONO
ABANDONO
b) YACIMIENTO
YACIMIENTO OLEÓFILO
OLEÓFILO
b)
FASE INICIAL
INICIAL
FASE
GRANO
GRANO
DE ARENA
ARENA
DE
FASE SUBORDINADA
SUBORDINADA
FASE
PETRÓLEO
PETRÓLEO
ABANDONO
ABANDONO
AGUA
AGUA
Distribución
de fluidos
durante una
invasión
con agua
BASES TEÓRICAS
Compresibilidad Efectiva de la Formación
(cont)
1  V p 
1  V p 
Cf  



V p   pm 
V p   p 
T

T
V p  C f V p p
VP2  VP1  C f VP1 ( P1  P2 ) ó
 2  1  C f 1 ( P1  P2 )
BASES TEÓRICAS
Compresibilidad Efectiva de la Formación
• Compresibilidad: Cambio de volumen por unidad de volumen inicial
causado por variación de presión (▲T constante).
• En una roca con fluido a presión P y presión de sobrecarga Ps, la
matriz está a:
Pm = Ps - P
Al bajar p se produce:
- Compactación (reducción del volumen de la roca).
- Aumento del volumen de los granos.
- Reducción del volumen poroso, porosidad y permeabilidad.
BASES TEÓRICAS
Compresibilidad del Petróleo, Co
• Compresibilidad de una substancia es el cambio unitario de
volumen con presión a temperatura constante.
CO  
1  VO 


VO  P T
Donde:
Co = Compresibilidad del petróleo,
Vo = Volumen.
P = Presión
1
lpc
BASES TEÓRICAS
Compresibilidad del Petróleo, Co
• Esta ecuación se convierte en:
CO
1

BO1
 Bo1  B02

 p p
2
 1



T
Crudo Subsaturado
p1  pb
Bo2  Bo ( Bob ) p2  p ( pb )
Bo1  Bob
Bo  BoB 1  Co ( p  pb ) p  pb
Co 
Bo  Bob
BoB ( p b  p)


BASES TEÓRICAS
Curva de porosidad
/esfuerzo
de una roca mostrando
las regiones: Elástica, de
Colapso
de Poros y Compactada
REGION DE
COLAPSO DE
POROS
REGION
COMPACTADA
POROSIDAD
REGION
ELASTICA
CARGA
DESCARGA
ESFUERZO
BASES TEÓRICAS
Deformaciones Elásticas e Inelásticas
• Al declinar P, Pm aumenta y cambia . En este cambio hay 3
regiones.
• Elástica:
- Pequeña reducción al aumentar pm.
- Al eliminar el aumento de pm , la porosidad regresa
a su valor inicial.
• Colapso de poros:
- A tensiones elevadas poros y granos colapsan
- Reducción drástica de porosidad.
- Roca se comporta inelásticamente
- Eliminar el esfuerzo no hace regresar  a su
valor inicial (Histéresis).
• Compactada:
- A tensiones muy elevadas - colapso total.
- Reacomodo de granos.
- Porosidad baja que permanece constante.
BASES TEÓRICAS
Saturación
La Saturación de una formación es la fracción del volumen de poros
ocupados por el fluido considerado.
La Saturación de Agua, es
entonces, la fracción (o porcentaje) del volumen de poros que
contiene agua de la formación. Pero si nada mas existe agua en los
poros, una formación tiene una saturación de agua del 100 %. El
símbolo para la saturación es S; varios subíndices son utilizados para
denotar saturación de un fluido en particular (Sw para saturación de
agua; So para saturación de petróleo; Sh para saturación de
hidrocarburos, etc.).
La Saturación de petróleo, o gas es la fracción del volumen de poros
que contiene petróleo o gas. Los poros deben estar saturados con
algún líquido. Así, la sumatoria de todas las saturaciones en una roca
de formación dada debe ser un total del 100 %.
BASES TEÓRICAS
Saturación
AGUA
GAS
PETROLEO
GRANOS DE
ARENA
MATERIAL
CEMENTANTE
BASES TEÓRICAS
Distribución de Los Fluidos en el Poro
Cuarzo
Cuarzo
Sw>Swir
El agua sí se mueve
Petróleo
Sw=Swir
El agua no se mueve
Cuarzo
Cuarzo
Agua irreducible
BASES TEÓRICAS
Presión Capilar
Es una función dependiente de saturación que permite calcular:
• Saturación de agua sobre el nivel de agua libre.
• Tamaño de la garganta de poros y distribución.
• Permeabilidad relativa en ausencia de datos medidos.
Los valores de presión obtenidos deben convertirse a las
condiciones de los fluidos del yacimiento, antes de calcular la
altura sobre el nivel de agua libre.
BASES TEÓRICAS
Presión Capilar

Las fuerzas capilares se manifiestan a través de un diferencial
de presión en la interfaz entre la fase mojante/ no-mojante
llamado presión capilar (Pc)

Por convención P2 es la presión de la fase más densa, no
necesariamente mojante, por lo que Pc puede ser negativa
P2
2R
Fase no-mojante

Fase mojante
P1
Pc = P2 - P1
Interfaz
(P1 < P2)
BASES TEÓRICAS
Presión Capilar
BASES TEÓRICAS
Presión Capilar
BASES TEÓRICAS
Presión Capilar
Fuente: Advanced Interpretation of Wireline Logs, Schlumberger
BASES TEÓRICAS
Presión Capilar
SERIE DE CURVAS DE PRESION CAPILAR EN FUNCION DE LA PERMEABILIDAD
BASES TEÓRICAS
Curvas de Presión Capilar

El
tamaño
y
distribución de los
poros en la rocayacimiento varía

Mientras mayor sea la
proporción de poros
pequeños,
mayores
serán
las
fuerzas
capilares
presentes
que retendrán la fase
mojante

Las curvas de Presión
Capilar, indican las
fuerzas capilares (Pc)
asociadas
a
cada
fracción del volumen
poroso de la roca
BASES TEÓRICAS
APLICACIONES DE LAS CURVAS DE Pc
1. Porosidad efectiva (mediciones).
2. Saturación irreducible de agua (valores aproximados, sin embargo, valores
más precisos en sitio se obtienen de perfiles eléctricos).
3. Variación de la saturación de agua encima del contacto agua - petróleo.
4. Deducir por correlaciones la permeabilidad absoluta de muestras irregulares
o ripios.
5. Indicaciones de permeabilidad relativa de fase mojante y no mojante.
6. Posible mojabilidad y ángulo de contacto, si una roca es naturalmente mojada
por petróleo ó mojada por agua.
7. A través de las mediciones de presión capilar se pueden determinar las
petrofacies.
BASES TEÓRICAS
MÉTODOS PARA MEDIR PRESIÓN CAPILAR
MÉTODO
PLATO POROSO
CENTRÍFUGA
VENTAJAS
• Muy exacto.
• Se pueden usar fluidos
del yacimiento.
DESVENTAJAS
• Muy lento (días, semanas, meses).
• El rango de presión es limitado para la presión
de plato poroso.
• La fase mojante del plato poroso debería ser
igual a la muestra del núcleo.
• Los huecos en el disco poroso actúan como
capilares, permitiendo solamente el flujo de la
fase mojante hasta cuando se exceda la presión
de desplazamiento.
• Es rápido.
• El cálculo es indirecto. La saturación varía a lo
• Permite hacer mediciones de drenaje
largo de la muestra
e imbibición.
• Permite alcanzar presiones capilares
más elevadas que con el método de
estados restaurados.
• Permite definir la presión umbral de
muestras poco permeables.
BASES TEÓRICAS
MÉTODOS PARA MEDIR PRESIÓN CAPILAR
(Cont.)
MÉTODO
VENTAJAS
• Compara favorablemente con el método
• Permite trabajar sobre muestras de de
estados restaurados sólo hasta la saturación
geometría variable.
• Permite hacer mediciones de drenaje de
agua irreducible ya que al pasar a fase
e imbibición.
humectante
• Permite definir la presión umbral.
• Permite alcanzar presiones capilares se hace discontinúa y es infinitamente compresible.
• Inutiliza las muestras para ensayos posteriores.
muy elevadas.
• El cálculo es sencillo y directo.
• Permite obtener la distribución de
diámetros porales (garganta porales)
del sistema.
• Es rápido.
INYECCIÓN DE
MERCURIO
DESVENTAJAS
GEOMECÁNICA
DE LAS ROCAS
BASES TEÓRICAS
Geomecánica
Disciplina de la ingeniería que estudia el comportamiento mecánico
(propiedades mecánicas) de los materiales geológicos bajo cambios
externos, ya sean esfuerzos, deformaciones, cambios de temperatura o
cambios
químicos;
producto
de
la
operaciones
petroleras
perforación, completación y producción de pozos.
Esfuerzo
Capacidad de un material sólido de resistir carga por unidad de área.
Esfuerzo de Tensión y Corte
Esfuerzo Regional
de
BASES TEÓRICAS
Esfuerzo de Tensión
Tracción
P
P
Compresión
P
P
Esfuerzo de Corte
BASES TEÓRICAS
Esfuerzo vertical o de sobrecarga
Esfuerzo Horizontal
Esfuerzo Horizontal Mínimo
Esfuerzo Horizontal Máximo
Presión de Poro
ESFUERZO
DE
SOBRECARGA
ESFUERZO
HORIZONTAL
PRESIÓN DE
YACIMIENTO
BASES TEÓRICAS
Esfuerzos Regionales
Dependiendo de las magnitudes relativas de cada esfuerzo, se
pueden definir tres regímenes de esfuerzos:
Normal
Transcurrente
Inversa
v >H > h
H > v > h
H > h > v
BASES TEÓRICAS
Presión de Poro
BASES TEÓRICAS
Deformación
Relación que existe entre la nueva magnitud o forma de un
elemento y su configuración original o no alterada, cuando
es sometido a fuerzas externas.
BASES TEÓRICAS
Resistencia
Máximo esfuerzo que un material sólido puede aguantar antes
de perder su capacidad de soportar cargas:
Resistencia a la Tensión.
Resistencia al Corte.
Resistencia a la compresión.
BASES TEÓRICAS
Teoría de Elasticidad
La teoría de elasticidad trata con situaciones donde existen
relaciones lineales entre la aplicación de esfuerzos y las
deformaciones resultantes.
 z  E z
BASES TEÓRICAS
ESFUERZO - DEFORMACIÓN
Diagrama Esfuerzo Deformación
Diagrama de Tipo de
Materiales
BASES TEÓRICAS
Mecanismos de Fallas
Los mecanismos de fallas en las formaciones productoras
pueden resumirse en cuatro tipos:
t
• Cohesión.
• Tensión.
• Colapso de poros.
Cohesión
Co
Esfuerzo de corte
Resistencia
al corte
Inestable

Colapso
de poros
Estable
• De corte o cizallamiento.
TensiónTo
Esfuerzo de normal efectivo
BASES TEÓRICAS
Perfiles Acústicos
Los registros acústicos miden el tiempo de tránsito de las
ondas compresionales y de las ondas de corte entre un
emisor y un receptor a una distancia determinada.
Monopolares
Emisor omnidireccional de ondas acústicas
Permite procesar el tren de onda compresional (Ondas P)
Dipolares
Emisor direccional de ondas acústicas
Permite procesar el tren de onda completo (Ondas P y S)
BASES TEÓRICAS
Dipolares
BASES TEÓRICAS
Módulos Elásticos Dinámicos
Módulo de Young (E): Mide el grado de deformación de un material como
consecuencia de la aplicación de un esfuerzo, es decir, al aplicar un esfuerzo
(), en un material ocurre una deformación (), en forma proporcional.
Ed  2Gd (1 d )
Relación Poisson (): Permite cuantificar el grado de deformación lateral (x) y
longitudinal (y) al aplicar a un material un esfuerzo compresivo.
d 
1
2
 t s 

 t p 



 t s 

 t p 



2
1
2
1
BASES TEÓRICAS
Módulos Elásticos Dinámicos
Módulo de Corte (G): Mide la resistencia al corte de la roca cuando ésta es
sometida a un campo de esfuerzo. Representa la resistencia de un cuerpo a
ser deformado.
b
Gd 
*a
2
ts
Módulo Volumétrico (K): Mide la resistencia de la muestra a la compresión
hidrostática. Este es definido como la relación del esfuerzo hidrostático (σp)
relativo a la deformación volumétrica (εv). El inverso de K es conocido como
módulo de compresibilidad volumétrica (C).
Kd 
Ed
3(1  2d)
BASES TEÓRICAS
Módulos Elásticos Estáticos
Prueba de Compresión Triaxial
Se realiza para determinar la
resistencia al corte, la rigidez y
características de deformación de
las muestras.
BASES TEÓRICAS
Ensayos de Compresibilidad
En este ensayo se comprime un cilindro de roca en una celda y a
medida que aumenta la presión axial se aumenta la presión de
confinamiento, de manera que la deformación solamente ocurre
axialmente.
La expresión utilizada para calcular
compresibilidades hidrostáticas es la
siguiente:
Cb = ( VP / P ) / VP
A su vez la compresibilidad hidrostática
puede ser llevada a compresibilidad
uniaxial a tráves de la siguiente
ecuación
Cm = (1+ )Cb / 3 (1- )
BASES TEÓRICAS
Ensayos Geomecánicos de Laboratorio
1.- Compresión no confinada (UCS)
Se comprime uniaxialmente un cilindro de roca sin confinamiento
(esfuerzo radial o de confinamiento = 0) con una relación diámetro
longitud 1 : 2 hasta alcanzar su resistencia máxima. La finalidad de
este ensayo es determinar la resistencia a la compresión, el módulo
de Young, la relación de Poisson, el módulo de corte y el módulo
volumétrico como propiedades índices.
Direcciones de los esfuerzos en el ensayo UCS.
BASES TEÓRICAS
Correlación Knudsen
Knudsen encontró una relación entre la porosidad de la formación
y la resistencia a la compresión no confinada UCS.
Hasta 30% de porosidad:
(Arenas Consolidadas)
Mayor de 30% de Porosidad:
(Arenas No Consolidadas)
UCS = 258 e-9 
UCS = 111.5 e-11.6 
Correlación de Anderson
Anderson estableció una correlación que permite el cálculo de
UCS a partir de otras variables como volumen de arcilla, módulo
volumétrico, relación de Poisson y velocidad de la onda
compresional de un registro sónico.
UCS  3.3x1020 * K 2 * Vp4 * ((1   ) /(1   ))2 * (1  2 ) * (1  0.78Vsh)
BASES TEÓRICAS
2.- Ensayo de Cilindro Brasileño
To

2P
Dt
3.- Ensayo de Coeficiente de Biot
Este ensayo se realiza en una celda triaxial aumentando la presión
confinante y la presión de poros simultáneamente a una tasa
constante, hasta que la presión de poros alcance el valor de la
presión de yacimientos. Para la segunda parte, la presión de poros
se mantiene constante mientras la presión confinante aumenta
hasta alcanzar al esfuerzo horizontal.
Cs
 1
Cb
Arenas Consolidadas: α = 0
Arenas NO Consolidadas: α = 1
BASES TEÓRICAS
PRESIÓN DE PORO
La presión de poros ó presión de fluidos en el yacimiento puede determinarse
por herramientas de perfilaje (probador de formación: RFT, MDT), ó por
pruebas de restauración de presión (DST, Build up).
La Presión de Poro puede calcularse a través de:
Pp = Gp * prof
Métodos para determinar Gradiente de Poro:
Método de Eaton:
De Resistividad:
Sónico:
De Conductividad:
BASES TEÓRICAS
Velocidad:
Del Exponente “d” corregido “dc”:
Método de Bower:
Sónico: Si la profundidad es mayor o igual a la velocidad
máxima a esa profundidad, entonces
Si la profundidad es menor a la velocidad máxima a esa
profundidad, entonces
BASES TEÓRICAS
Donde:
PP : Gradiente de Presión de Poro, psi/ft
OBG : Gradiente de Sobrecarga, psi/ft
PPN : Gradiente de Presión de Poro Normal, psi/ft
Ro : Resistividad Observada en una arena acuífera, Ohm-m
Rn : Resistividad Observada de la arena, ohm-m
X : Exponente Eaton, Adimensional
DTN : Tiempo de Tránsito Normal, mseg/ft
DTO : Tiempo de Tránsito Observado, mseg/ft
CO : Conductividad Observada en una arena acuífera, 1/ohm-m
CN : Conductividad Observada en una arena, 1/ohm-m
VO : Velocidad del intervalo observado
VN : Velocidad del intervalo normal
DCN : Exponente Dc observado, adimensional
DCO : Exponente Dc normal, adimensional
DT : Registro Sónico
A : Valores Empíricos
B : Valores Empíricos
BASES TEÓRICAS
Campo de Esfuerzo
Campo de Esfuerzo Vertical o de Sobrecarga
v 
D

D
b
gdz  C   b z
0
0
Cuando no se cuenta con un registro de densidad del pozo tomado desde la
superficie, se genera un registro de densidad sintético, para lo cual se utiliza
una correlación empírica denominada Relación de Gardner que se basa en
datos del Registro sónico (DT). Esta correlación es la siguiente:
ρ =CVe
Campo de Esfuerzo Horizontal
Mínimo
Máximo
Dirección de Esfuerzo
Registros de Imagen
BASES TEÓRICAS
Esfuerzo Horizontal Mínimo
Pruebas de Campo
Prueba de integridad extendida
Prueba microfrac
Prueba minifrac
Correlación Matemática
h 

 

v  1 
Pp
1
1




Según, Economides y Hill
(1994)
Esfuerzo Horizontal Máximo
Es el esfuerzo principal mayor que actúa en tensión o en
compresión, perpendicular al esfuerzo horizontal mínimo
BASES TEÓRICAS
Registros de Imágen
EMI (Electrical Micro Imaging Tool)
CAST-V (Circumferential Acoustic Scanning Tool)
BASES TEÓRICAS
EMI (Electrical Micro Imaging Tool)
- Basado en el diseño de 6 brazos
independientes.
- Resolución de 0.2”.
- Paquete completo de navegación, incluye
“Z-Accelerometer”.
- Datos registrados a 120 muestras por pie.
- Ofrece una imágen muy similar a un
testigo (núcleo).
BASES TEÓRICAS
Principales
Aplicaciones
Elipticidad del Hoyo
EMI
BASES TEÓRICAS
CAST-V (Circumferential Acoustic Scanning Tool)
- Transductor focalizado Ultra-sónico.
Registra Tiempo de tránsito y Amplitud.
- Cabeza rotante para 360 grados de
cubrimiento.
- Transductor en contacto directo con el
lodo, para mejorar la señal.
- Diferentes tamaños de cabeza para
adaptarse a diferentes tamaños de
hoyo
(3-5/8”; 4-3/8”; 5-5/8”; 7”).
BASES TEÓRICAS
Principales Aplicaciones
Elipticidad del Hoyo
•Presentación de la Imagen.
•Cálculo de Buzamientos.
•Identificación de fracturas
Identificación de los Esfuerzos
Máximos y Mínimos
Identificación de la Geometría del pozo
BASES TEÓRICAS
ESFUERZOS EN SITIO
• Minifrac
• Microfrac
• Pruebas de Integridad
Magnitud
Registros de Imagen
Registros de
Densidad / Tiempos
de Transito
Orientación
Sobrecarga
(v)
Ejemplo: Minifrac
z'
Presión de Cierre = h
 v    ( z )dz
0
Dtp / Dts
BASES TEÓRICAS
Presiones Anormales
Presión que existe entre los fluidos contenidos en los espacios
porosos de las rocas
Presión Normal
P
Grano
Grano
Presión Anormal
Fluido
Presión Subnormal
P
Grano
P
BASES TEÓRICAS
Presión Normal
Presión Anormal
BASES TEÓRICAS
Causas de las Presiones Anormales
- Compactación Incompleta
- Diagénesis
- Levantamiento Tectónico
- Diferencial de densidad
- Migración de fluidos
- Fallas
- Ósmosis
BASES TEÓRICAS
Drawdown crítico (Pc)
Aumento en la taza de producción causa una disminución en la
presión de fondo fluyente, Pwf
La disminución en la presión de fondo fluyente se traduce en
aumento de drawdown P, que a su vez causa que cambien los
esfuerzos efectivos
Este cambio en el esfuerzo efectivo causa que aumenten los
esfuerzos de corte
Si estos esfuerzos de corte inducidos por el drawdown son
mayores que la resistencia al corte de la formación, puede ocurrir
falla del material rocoso
BASES TEÓRICAS
Drawdown crítico (Pc)
1.- Método basado en observaciones de campo
Metodología Shell
Desarrollada por Veeken
(Arenas No Consolidadas)
BASES TEÓRICAS
Drawdown crítico (Pc)
2.- Método basado en ensayos de laboratorio
Coates y Denoo
3H  h 1
 1  2 
 Pp 
  Co cot()
2
2
1 

Pwc 
1  1  2 
1  

2  1 
BP - Wilson
Pwc  (1  )3h  H  UCS  Pp(1  2)
BACK - UP
12500
12750
13000
13250
13500
13750
14000
8.0
14250
7.0
14500
0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100
APLICACIÓN
DE LA
METODOLOGÍA
SHg / Pc
6.0
5.0
4.0
3.0
2.0
1.0
40
R50
VOLUMEN DE Hg INCREMENTAL (%)
35
0.0
0.0 10.0 20.0 30.0 40.0 50.0 60.0 70.0 80.0 90.0 100.0
SHg
30
25
20
15
10
5
0
0
0
NANO
1
RADIO DE GARGANTA (micrones)
MICRO
MESO
MACRO
10
100
MEGA
APLICACIONES DE LAS CURVAS DE PRESIÓN CAPILAR
Definición de Petrofacies
“Unidad de roca con propiedades petrofísicas similares y una
relación consistente entre porosidad, permeabilidad, saturación
de agua y radio de gargantas de poros. Representan unidades
con capacidad de flujo similar”
Se obtienen a partir de núcleos y correlaciones entre núcleos y
perfiles, utilizando el Radio de Garganta de Poros como el
principal parámetro de clasificación.
APLICACIONES DE LAS CURVAS DE PRESIÓN CAPILAR
¿Cómo identificar Petrofacies?
Características petrofísicas:
• Porosidad / Permeabilidad / Garganta de Poros.
• Saturación de Agua Irreducible.
• Presión Capilar.
• Respuesta de los Perfiles.
APLICACIONES DE LAS CURVAS DE PRESIÓN CAPILAR
Clasificación de Petrofacies
Tipo de Roca
Megaporoso
Macroporoso
Mesoporoso
Microporoso
Nanoporoso
R ()
> 10.0
2.0-10.0
0.5-2.0
0.1-0.5
< 0.1
APLICACIONES DE LAS CURVAS DE PRESIÓN CAPILAR
“Container”
Es una subdivisión del yacimiento formado por una o más
petrofacies, y que responde como una unidad al momento del
influjo.
Identificación de “Containers”
• Relacionado a la calidad de flujo de la roca.
• Identificar petrofacies de gargantas de poros más grandes
en contacto con petrofacies de gargantas de poros de
menor tamaño.
APLICACIONES DE LAS CURVAS DE PRESIÓN CAPILAR
Factores que controlan el flujo de fluidos
• Tipo de poros.
• Geometría del sistema poroso.
• Número de unidades de flujo.
• Ubicación de las unidades de flujo.
• Diferencial de presión entre las unidades de flujo y el hoyo.
APLICACIONES DE LAS CURVAS DE PRESIÓN CAPILAR
Relación K / Phi
• Indicador de la calidad de flujo y almacenamiento de la roca
• Refleja la calidad de la roca expresada en términos de eficiencia de flujo
Petrofacies 1
Porosidad intercristalina (meso)
Phi = 30%, K = 10 md.
• Mayor número de poros más pequeños.
• Mayor área de superficie.
• Mayor saturación de agua irreducible.
• Menor tamaño de gargantas de poros.
• Menor capacidad de flujo.
Petrofacies 2
Porosidad intergranular (macro)
Phi = 10%, K = 10 md.
• Mayor tamaño de gargantas de poros.
• Menor área de superficie.
• Menor saturación de agua irreducible.
• Mayor capacidad de flujo.
APLICACIONES DE LAS CURVAS DE PRESIÓN CAPILAR
DETERMINACIÓN DEL RADIO DE PORO
A partir de las Curvas de Presión Capilar
Pc =
2C* *Cos
R
(* Cos)Hg = 367
C = 0.145
FACTORES DE CONVERSIÓN (a Pc(Hg))
Plato Poroso = 5.09
Centrífuga = 8.73
Radio de Poro
APLICACIONES DE LAS CURVAS DE PRESIÓN CAPILAR
Por medio de Ec. Empíricas.
Ecuación de Pittman y Winland
H.D Winland (1972)
26 Muestras de
Carbonatos
E.D Pittman (1992)
202 Muestras de Areniscas
14 Formaciones
(Ordovisico - Terciario)
Ri
Es el tamaño de la garganta de poro
correspondiente a una saturación de
mercurio determinada.
Ecuación de Winland
Log R35 = 0.732 + 0.588 * Log Ka - 0.864 * Log 
Ecuaciones de Pittman
Log R10 = 0.459 + 0.500 * Log Ka
Log R15 = 0.333 + 0.509 * Log Ka
Log R20 = 0.218 + 0.519 * Log Ka
Log R25 = 0.204 + 0.531 * Log Ka
Log R30 = 0.215 + 0.547 * Log Ka
Log R35 = 0.255 + 0.565 * Log Ka
Log R40 = 0.360 + 0.582 * Log Ka
Log R45 = 0.609 + 0.608 * Log Ka
Log R50 = 0.778 + 0.626 * Log Ka
Log R55 = 0.948 + 0.632 * Log Ka
Log R60 = 1.096 + 0.648 * Log Ka
Log R65 = 1.372 + 0.643 * Log Ka
Log R70 = 1.664 + 0.627 * Log Ka
Log R75 = 1.880 + 0.609 * Log Ka
- 0.385 * Log Φ
- 0.344 * Log Φ
- 0.303 * Log Φ
- 0.350 * Log Φ
- 0.420 * Log Φ
- 0.523 * Log Φ
- 0.680 * Log Φ
- 0.974 * Log Φ
- 1.205 * Log Φ
- 1.426 * Log Φ
- 1.666 * Log Φ
- 1.979 * Log Φ
- 2.314 * Log Φ
- 2.626 * Log Φ
APLICACIONES DE LAS CURVAS DE PRESIÓN CAPILAR
Curvas de Presión Capilar
10000
NANO
0.1 
1000
Presión Capilar, psi
MICRO
0.5 
MESO
100
2
MACRO
10 
10
MEGA
1
100.0
80.0
60.0
40.0
Saturación de Mercurio, % Espacio Poroso
20.0
0.0
APLICACIONES DE LAS CURVAS DE PRESIÓN CAPILAR
Gráfico de Saturación Incremental de Hg
40
VOLUMEN DE Hg INCREMENTAL (%)
35
30
25
20
15
10
5
0
0
0
NANO
1
RADIO DE GARGANTA (micrones)
MICRO
MESO
MACRO
10
100
MEGA
APLICACIONES DE LAS CURVAS DE PRESIÓN CAPILAR
Gráficos de Ápices (“Apex Plots”)
8.0
7.0
6.0
SHg / Pc
5.0
4.0
3.0
2.0
1.0
0.0
0.0
R50
10.0 20.0 30.0 40.0 50.0 60.0 70.0 80.0 90.0 100.0
SHg
APLICACIONES DE LAS CURVAS DE PRESIÓN CAPILAR
R-calculado vs. R-Pc (“One-to-One Plots”)
R40-Pc vs. R40-Pitmann
R35-Pc vs. R35-Pitmann
40
40
30
20
10
R40-Pitmann
40
R35-Pitmann
50
50
30
20
0
30
20
10
10
0
0
10
20
30
40
50
0
10
R35-Pc
20
30
40
R35-Pc
0
50
10
20
R35-Pc vs. R35-Winland
R50-Pc vs. R50-Pitmann
50
50
40
40
30
20
30
20
10
10
0
0
0
10
20
30
R35-Pc
40
50
30
R40-Pc
R50-Pitmann
0
R35-WIN
R35-WIN
R35-Pc vs. R35-Winland
50
0
10
20
30
R50-Pc
40
50
40
50
APLICACIONES DE LAS CURVAS DE PRESIÓN CAPILAR
Ventajas de Garganta de Poros (R) sobre K / Phi
• R es un número “medible” y cuantificable, K / Phi es un número
adimensional.
• R puede ser determinado a partir de las curvas de Presión Capilar
y relacionado a valores de K / Phi.
• Si dos de las tres variables (K, Phi, R) son conocidas, la otra
variable puede ser calculada utilizando la ecuación correspondiente
o estimada a partir del crossplot de K / Phi con las curvas de R
superpuestas.
APLICACIONES DE LAS CURVAS DE PRESIÓN CAPILAR
Saturación de Agua
Función de:
• Geometría de Sistema Poroso (Poros y Gargantas de Poros).
• Presión de flotación ejercida por la Columna de Hidrocarburos.
APLICACIONES DE LAS CURVAS DE PRESIÓN CAPILAR
Sw vs. Profundidad
12500
12750
Profundidad
13000
13250
13500
13750
14000
14250
14500
0
10
20
30
40
50
Sw (%)
60
70
80
90
100
APLICACIONES DE LAS CURVAS DE PRESIÓN CAPILAR
Aplicación de Metodología: Perfiles
1. Seleccionar las Petrofacies o Unidades de Flujo (intervalos de porosidad y resistividad
uniforme de acuerdo a los perfiles).
2. Comparar la curva de Pc con la ubicación de las Petrofacies y observar si existe alguna
relación entre la curva de Pc y la variación en Phi y Rt.
3. Calcular la relación K / Phi para cada muestra de Pc, y anotarlas en el perfil junto a la
respectiva Petrofacies.
4. Graficar K y Phi para cada muestra de Pc y determinar R. Colocar el valor de R junto a
su respectiva Petrofacies.
5. Colocar el valor de R en la curva de Pc y determinar el tipo de roca.
6. En las muestras que no tienen Pc, utilizar los valores de K y Phi de los análisis
convencionales :
• Comparar los valores de K y Phi dentro de cada Petrofacies. ¿Son estos consistentes?.
• Utilizando un valor de K y Phi representativo para cada Petrofacies, determinar el valor
de R.
• Copiar los valores de R, por Petrofacies, en el gráfico de Pc y determinar el tipo de
roca.
• Graficar los valores de R en el perfil, por Petrofacies.