PRACTICA N° 3 PRESION CAPILAR
ADRIANA ALEJANDRA VASQUEZ CABRERA COD. 200875851 ANDRES FERNANDO PERALTA COD. 2008275448 JORGE ANDRES TOVAR COD. 2008275444 CRISTIAN ESPARZA ORTIZ COD. 2008277538
SUBGRUPO 11 PRESENTADO EN LA ASIGNATURA: ANALISIS DE NUCLEOS CODIGO: GRUPO: 02 INGENIERO RICARDO PARRA PINZON
UNIVERSIDAD SURCOLOMBIANA FACULTAD DE INGENIERIA PROGRAMA INGENIERIA DE PETROLEOS NEIVA, MARZO 31 DE 2011
TABLA DE CONTENIDO 1. OBJETIVOS 2. ELEMENTOS TEORICOS 3. PROCEDIMIENTO 4. TABLA DE DATOS 5. TALLER Y MUESTRA DE CÁLCULO 6. TABLA DE RESULTADOS 7. ANALISIS DE RESULTADOS 8. FUENTES DE ERROR 9. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES 10. CUESTIONARIO 11. BIBLIOGRAFIA
TABLA DE CONTENIDO 1. OBJETIVOS 2. ELEMENTOS TEORICOS 3. PROCEDIMIENTO 4. TABLA DE DATOS 5. TALLER Y MUESTRA DE CÁLCULO 6. TABLA DE RESULTADOS 7. ANALISIS DE RESULTADOS 8. FUENTES DE ERROR 9. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES 10. CUESTIONARIO 11. BIBLIOGRAFIA
1. OBJETIVOS
Comprender claramente el concepto y la aplicabilidad de la presión capilar en la roca reservorio del yacimiento El Difícil. Graficar de presión capilar en función de la Saturación y analizar la relación existente.
OBJETIVOS ESPECIFICOS
Sabiendo que la presión capilar depende de la porosidad, de la tensión interfacial y un radio promedio poroso, poroso, se calcula una función a dimensional dimensional de la saturación llamada J, la cual es necesaria para clasificar un yacimiento en particular. A partir de presiones capilares constantes, se interpretará la relación entre la permeabilidad de la roca la cual está en función función de la saturación. Reconocer la influencia del factor de cementación y la constante de Archie con respecto a la Presión capilar y su utilidad para conocer la descripción litológica de las rocas. Calcular el Índice de resistividad teniendo en cuenta su dependencia de la Saturación de agua.
2. ELEMENTOS TEORICOS PRESIÓN CAPILAR Es la diferencia de presión entre el fluido de la fase no mojante y la fase mojante. En un sistema poroso, se observa que las fuerzas inducidas por la mojabilidad preferencial del medio con uno de los fluidos se extiende sobre toda la interfase, causando diferencias de presión mesurables entre los dos fluidos a través de la interfase. Cuando los fluidos están en contacto, las moléculas cercanas la interfase se atraen desigualmente por sus vecinas. Si la interfase es curveada la presión sobre un lado (cóncavo con respecto al fluido más denso) excede la del otro lado (convexo con respecto al fluido más denso), luego, esa diferencia es la presión capilar. La presión capilar siempre se considera positiva. Existen formaciones menos mojables, intermediamente mojables y fuertemente mojable. La presión capilar tiene aplicaciones en simulación de yacimientos y en ingeniería de yacimientos para calcular, principalmente, la altura de la zona de transición y la saturación de agua irreducible. La longitud sobre la cual la fuerza σ es aplicada en el capilar de radio r es 2πr . Luego el total de la fuerza capilar será 2 πr σ. Y la fuerza vertical es 2 πr σCos . Puesto que la presión se define como F / A, entonces:
FUNCIÓN J DE LEVERETT O CURVA PROMEDIA DE PRESIÓN CAPILAR Basado en el hecho que la presión depende de la porosidad, la fuerza interfacial y la geometría del poro, Leverett definió su función adimensional de saturación la cual la llamó la función J . La Función J de Leverett es una herramienta poderosa para el desarrollo de técnicas nuevas y veloces de mejoramiento de procesos que intentan obtener un punto de vista más exacto de la distribución de los fluidos del yacimiento. Algunos de estas aplicaciones son: recobro de inyección de agua, inicialización de modelos de simulación, que mejoran la distribución inicial de la saturación de agua para una representación tridimensional, distribución de presiones y saturaciones en yacimientos dinámicos y otros.
MOJABILIDAD Tendencia de un fluido en presencia de otro inmiscible con él a extenderse o adherirse a una superficie sólida. Los compuestos polares orgánicos en el crudo reaccionan con la superficie de la roca convirtiéndola en mojable por petróleo. Geológicamente el agua es mojable. El grado de mojabilidad está relacionado de la siguiente forma: Gas
90° hace referencia a un sistema mojado por aceite. En virtud a la variación del contenido mineralógico del medio poroso y a la depositación de compuestos orgánicos procedentes del crudo, habrá zonas de diferente mojabilidad.
TENSION INTERFACIAL Y SUPERFICIAL
La interfase que separa a dos fases es una región con solubilidad limitada, que a lo sumo tiene el espesor de unas pocas moléculas. Se puede visualizar como una barrera que se forma debido a que las fuerzas atractivas entre las moléculas de la misma fase son mucho mayores que aquellas que existen en dos fases diferentes. La tensión superficial es una propiedad termodinámica fundamental de la interfase. Se define como la energía disponible para incrementar el área de la interfase en una unidad. Cuando dos fluidos están en contacto, las moléculas cercana la interfase se atraen desigualmente por sus vecinas porque unas son más grandes que las otras, esto origina una superficie de energía libre/unidad de área que se llama tensión interfacial. En otras palabras, es la unidad de fuerza/unidad de longitud. La tensión interfacial, σ, es la tensión que existe entre la interfase de dos fluidos inmiscibles. Es una medida indirecta de la solubilidad. A medida que la tensión interfacial se hace más baja, las dos fases se aproximan más a la miscibilidad. PERMEABILIDAD Y LEY DE DARCY La permeabilidad es la capacidad que tiene el medio poroso para permitir el flujo de fluidos. Para flujo lineal la ley de Darcy4 dice que la velocidad de un fluido homogéneo en un medio poroso es proporcional a la fuerza de empuje (gradiente de presión) e inversamente proporcional a la viscosidad. Darcy requiere que el fluido se adhiera a los poros de la roca, sature 100 % el medio y flujo homogéneo y laminar ocurra. la Ley de Darcy puede aplicarse a condiciones muy particulares. Condiciones de campo.
v , es la velocidad aparente, bbl/(día-ft²) k , md μ, cp P , psia s , distancia a lo largo del flujo γ, Gravedad específica θ, Angulo medido en sentido horario desde la vertical a la posición s de la dirección. ΔD , diferencia de altura
Constante de Archie, índice de resistividad(saturación), (factor de cementación) PARÁMETROS ELÉCTRICOS:
A través de las determinaciones propuestas sobre cada muestra se obtienen los valores de resistividad y porosidad en las condiciones de saturación de agua de reservorio, con lo que es posible conformar un "set" de datos experimentales que permitan la optimización numérica de los parámetros eléctricos "a", "m" y "n" utilizando, por ejemplo, la ecuación de Archie :
Sw= Saturación de agua n= Exponente de saturación
m= Exponente de cementación a= Factor de formación para f=100% Rw= Resistividad del agua Rt= Resistividad de la roca a Sw
INDICE DE RESISTIVIDAD, IR
Es una función de agua y de la geometría de poros:
3. PROCEDIMIENTO
Procedimiento de laboratorio, cálculo de la Presión capilar
Preparacion del equipo
Saturacion del diafragma con el fluido mojante del yacimiento.
Preparación de corazones
Los corazones deben estar limpios y secos.
Prueba de presion capilar de dos fases.
1. Pesar los corazones
1. Colocar las muestras saturadas, sobre el diafragma poroso de tal forma que quede en contacto capilar.
2. Saturarlos con el fluido de prueba.
2. Cerrar la celda y permitir la entrada de gas regulando la presion.
3. Limpiar el exceso de liquido saturante de la superficie de los nucleos y pesarlos.
Se sugiere para sistema de gas salmuera , presiones de 1,2, 4,8 y 16 psig en ese orden.
3. Se requieren de 2 a 10 dias para establecer el equilibrio capilar, a una presion dada.
El equilibrio se supone cuando no hay mas desplazamiento de líquido a partir de la celda.
Remover la muestra de la celda y pesarla.
4. TABLA DE DATOS En el yacimiento el Difícil se corazonó el pozo D-22, se tomaron 50 pies del intervalo productor de la formación Zambrano y se analizó en el laboratorio. La tabla 1 resume los resultados de porosidad y permeabilidad de las muestras seleccionadas del intervalo productor. Tabla No. 1. Identificación A B C D E
Profundidad (Pies, b.n.m) 5450 – 5451 5460 – 5461 5470 – 5471 5490 – 5491 5480 – 5481
Permeabilidad (md) 480 150 68 25 51
Porosidad (Fracción) 0.211 0.188 0.135 0.122 0.128
La tabla No. 2 da la información del comportamiento de Presion Capilar Vs. Saturacion de agua sw, de cuatro muestras de la tabla No.1, obtenidas por el método del plato poroso para el sistema aire-salmuera (18500 p.p.m. de NaCl equivalente), a condiciones de laboratorio. Las densidades del condensado y de la salmuera a condiciones de yacimiento son 46.1 y 63.2 lbm/pie3 respectivamente. Las tensiones interfaciales aire-salmuera a condiciones de laboratorio y condensado- salmuera a condiciones de yacimiento fue de 72 y 23.8 dinas/cm respectivamente, el angulo asumido de contacto para el laboratorio es de cero (0°) y para el yacimiento de 30°. Tabla No. 2 Saturación 100 90 80 70 60 50 40 35 30 20
Muestra A 1 1,5 1,8 2,2 2,5 3,5 5,3 7,3 10,5 24
Datos de presión capilar, psi Muestra B Muestra C Muestra D 1 1 1 1,8 1,9 2,5 2,5 3,6 5 3,6 4,7 7,5 5,1 6,2 10,5 7,1 8,5 15 11 15 24 14,2 21,5 30 20,5 ------
5. TALLER DE PRESION CAPILAR Y MUESTRA DE CALCULOS
a) Con los resultados de la presión capilar obtenidos para las muestras seleccionadas por el método del plato poroso, graficar la presión capilar Vs saturación de agua para las cuatro muestras, a condiciones del laboratorio y explique el efecto del tamaño y distribución de los poros, de la historia del proceso de saturación, del tipo de fluidos y solidos envueltos en la formación Zambrano del yacimiento El Difícil. Teniendo en cuenta la tabla número 2 que aparece en la guía de laboratorio se realiza la siguiente grafica de Presión capilar Vs Saturación de agua a condiciones de laboratorio: Grafica No. 1 Presion Capilar Vs Satutacion 35 i s p , r a l i p a c n o i s e r P
30 25 20
Muestra A
15
Muestra B
10
Muestra C
5
Muestra D
0 0
20
40
60
80
100
Saturacion de agua, % Sw
El efecto que tiene el tamaño y distribución de los poros, está dado por que a medida que se aumenta el diámetro de los poros o de la sección poral que está distribuida en medio de los granos de la roca de yacimiento la altura h, alcanzada por el fluido de yacimiento a través del capilar, es así que un sistema de roca-yacimiento con poros de tamaño pequeño tendrá una zona de transición (espesor vertical sobre el cual la saturación de agua varía desde 100% hasta la saturación de agua irreducible Swc) más grande. El tamaño de los poros en las rocas-yacimiento, también está relacionado con la permeabilidad, y se puede decir que yacimientos con altas permeabilidades tendrán zonas de transición más pequeñas que yacimientos con baja permeabilidad. b) Con los resultados de la tabla (2) y la tensión interfacial a condiciones de laboratorio, elaborar la tabla 3 de la función J Vs Sw, para las 4 muestras.
Se calcula la Función J promedio, en función de las diferentes saturaciones teniendo en cuenta las tensión interfacial aire-salmuera a condiciones de Laboratorio fue de 72 dinas/cm y el Angulo de contacto asumido en el laboratorio fue 0°, con la siguiente ecuación:
Se procede a calcular la Función J en función de Sw: Muestra de cálculos para la muestra A:
Muestra de cálculos para la muestra B:
Muestra de cálculos para la muestra C:
Muestra de cálculos para la muestra D:
Muestra de cálculos para la Función J promedio, a la saturación de 100%:
Para hallar los datos de cada una de las muestras a las otras saturaciones del laboratorio se utilizaron los datos de la tabla No. 2:
Los datos de las 4 muestras a condiciones de laboratorio se presentan en la tabla No 1: Tabla No. 3 Función J
Saturación 100 90 80 70 60 50 40 35 30 20
Muestra A
Muestra B
Muestra C
Muestra D
0,14338525 0,21507788 0,25809345 0,31544755 0,35846313 0,50184838 0,75994184 1,04671234 1,50554515 3,44124605
0,08491644 0,1528496 0,21229111 0,3056992 0,43307386 0,60290675 0,93408088 1,2058135 1,7407871 --
0,0674703 0,12819358 0,24289309 0,31711043 0,41831588 0,57349758 1,01205456 1,45061153 ---
0,04303434 0,10758586 0,21517172 0,32275758 0,45186061 0,64551515 1,03282425 1,29103031 ---
Función J promedio J(Sw) 0,084701586 0,150926728 0,232112344 0,315253689 0,415428371 0,580941968 0,934725381 1,248541921 1,623166124 3,44124605
c) Representar gráficamente la función J Vs Sw, para las 4 muestras y trace entre los puntos de cada saturación el promedio y presente con estos puntos el comportamiento. Esta curva representa la función J promedio Vs saturación de agua a condiciones de laboratorio. Grafica No. 2
Funcion J promedio 3,5 3 Muestra A 2,5 J n 2 o i c n u 1,5 F
Muestra B Muestra C
1 Muestra D 0,5 0 0
20
40
60
80
Saturacion de agua, % Sw
100
Polinómica (Funcion J promedio)
d) Con la función J promedio, a condiciones de laboratorio, la porosidad y permeabilidad promedio, calcule la presión capilar promedio, para cada una de las saturaciones a condiciones de laboratorio. Se calcula la permeabilidad y la porosidad promedio utilizando los datos de la Tabla No. 1:
Ahora se calcula la presión capilar a condiciones de laboratorio, con la siguiente ecuación:
Ahora se procede a calcular la Pc promedio en cada porcentaje de saturación a condiciones de laboratorio, teniendo en cuenta la función J promedio, así (muestra de cálculo para 100%):
En la siguiente tabla se presentan, las presiones capilares promedio para cada una de las saturaciones a condiciones de laboratorio:
Tabla No. 4 Saturación 100 90 80 70 60 50 40 35 30 20
Función J promedio 0,084701586 0,150926728 0,232112344 0,315253689 0,415428371 0,580941968 0,934725381 1,248541921 1,623166124 3,441246054
Pc lab 0,897501307 1,5992255 2,459471448 3,340440388 4,401895225 6,155683746 9,904386588 13,22959889 17,19913155 36,4635774
e) Con la presión capilar promedio, Pc, las tensiones interfaciales a condiciones del yacimiento y del laboratorio, calcule la presión capilar promedio a condiciones del yacimiento, Pcy, y grafique la presión capilar promedio Vs Sw, a condiciones de yacimiento. Teniendo calculadas todas las presiones capilares promedio de cada porcentaje de saturación, las convertimos a las presiones capilares promedio en el yacimiento, para lo cual igualamos las ecuaciones de presión capilar en el yacimiento y en el laboratorio para dejar la primera en función de la segunda así:
Muestra de cálculo de la presión capilar promedio en el yacimiento saturada al 100%:
El resumen de todos los datos obtenidos anteriormente se hace en la siguiente tabla:
Tabla No. 5 Función J promedio 0,084701586 0,150926728 0,232112344 0,315253689 0,415428371 0,580941968 0,934725381 1,248541921 0,811583062 0,860311514
Saturación 100 90 80 70 60 50 40 35 30 20
Pc (10,596039)J(Sw) 0,897501307 1,5992255 2,459471448 3,340440388 4,401895225 6,155683746 9,904386588 13,22959889 17,19913155 36,4635774
Pcy (0,286261*Pc) 0,256919622 0,457795891 0,704050756 0,956237806 1,260090929 1,762132185 2,835239609 3,787118207 4,9234406 10,4381001
Grafica presión capilar promedio Vs saturación de agua, a condiciones de yacimiento: Grafica No.3 Pc Yacimiento Vs Sw 12
i s P , 10 o t n e i 8 m i c a y 6 r a l i p a 4 C n o i s 2 e r P
0 0
20
40
60
80
100
Saturacion de agua, % Sw
f) Convierta los valores de presión capilar promedio a condiciones de yacimiento en altura (h) y represéntelos a la derecha en el grafico anterior. Para este caso utilizamos la siguiente ecuación, la cual relaciona la función J (Sw), la tensión interfacial del sistema agua-condensado, el ángulo de contacto, las densidades del agua y el condensado, la permeabilidad y porosidad promedio de la roca y una constante de conversión, así:
De esta forma en la anterior ecuación se reemplazan los valores de las funciones J promedio a cada saturación para hallar las respectivas alturas (h): Muestra de cálculo para la presión capilar promedio de yacimiento 100 saturada:
En la siguiente, tabla se muestra la relación de las presiones capilares promedio a condiciones de yacimiento en cada momento de saturación: Tabla No. 6 Saturación 100 90 80 70 60 50 40 35 30 20
Pc yac (Psi) 0,25691962 0,45779589 0,70405076 0,95623781 1,26009093 1,76213218 2,83523961 3,78711821 4,9234406 10,4381001
h (ft) 2,16353366 3,85512329 5,92884847 8,05252889 10,611292 14,8390079 23,875702 31,8915217 41,4605524 87,8997906
En la siguiente grafica se muestra la presión capilar promedio a condiciones de yacimiento Vs saturación de agua y también se tienen en cuenta las alturas que representan las presiones capilares en cada saturación:
Grafica No. 4 Pc Yacimiento Vs Sw i 12 s P , o t 10 n e i m 8 i c a y 6 r a l i p a 4 C n o i s 2 e r P
100 90 80 70 60 50 40
t f , a r u t l A
30 20 10
0
0 0
20
40
60
80
Pcy, psi
100
h, ft
Saturacion de agua, % Sw
g) Con los resultados de las permeabilidades relativas de la tabla No 7. Graficar en coordenadas cartesianas las permeabilidades relativas al condensado y al agua como una función de la saturación de agua, en la misma escala de saturación de grafico hecho en e. Grafica No. 5 Permeabilidad relativa Vs Sw 1
s a 0,9 v i t 0,8 a l e r 0,7 s 0,6 e d a 0,5 d i l i 0,4 b a 0,3 e 0,2 m r e 0,1 P
Kro Krw
0 0
20
40
60
80
100
Saturacion de agua, % Sw
h) Con el comportamiento de las permeabilidades relativas del yacimiento el difícil y el grafico de presión capilar promedio a condiciones de yacimiento, defina la zona de condensado, la zona de agua y condensado por efecto de la capilaridad (zona de transición) y la zona de agua al 100%, la saturación irreducible de la fase mojante o
connata Swc, la presión de desplazamiento, Pd, el nivel de agua libre NAL, el contacto agua-condensado, la profundidad para alcanzar la saturación del 50%, si el contacto agua-petróleo, CAP, está a 5500 ft.
Grafica No. 6 Pc Yacimiento Vs Sw i 12 s P , o t 10 n e i Condensado 8 m i c a y 6 r a l i p a 4 C n o 2 i s e r P
100 90 80 70 60 50 40 30
Zona de transición
20 10
0
0
0 20
Swc
40
60
80
100
Contacto agua-condensado (5500 ft) NAL=5502,5 ft
Saturacion de agua, % Sw
Kro , Krw Vs Sw 1 r 0,9 K , a 0,8 v i t 0,7 a l e r 0,6 d a 0,5 d i l i 0,4 b a 0,3 e m r 0,2 e P 0,1
Kro Krw
0 0
20
40
60
Saturacion de agua, % Sw
De la anterior grafica se puede inferir:
Swc = 30% Pd = 0,3 psi Nivel de agua libre:
80
100
Profundidad para alcanzar una Sw de 50 %:
i) Usando el método de la función J y el método de la permeabilidad y cualesquiera otra información disponible, pronostique la presión capilar para las muestras E y tabule un conjunto completo de información de Presión capilar Vs Saturación de agua para esta muestra por dos métodos. Por el método de la función J: Se tiene en cuenta la siguiente ecuación:
Entonces como ya se tienen las funciones J promedio para cada saturación y los datos de porosidad y permeabilidad para la muestra E, reemplazamos estos datos en la ecuación y despejamos la presión capilar, así: Muestra de cálculo para la saturación al 100%:
Se despeja Pc de la anterior ecuación, así:
La siguiente tabla muestra las presiones capilares de la muestra E a los otros porcentajes de saturación, Sw
Tabla No. 7 Función J Saturación promedio 100 0,084701586 90 0,150926728 80 0,232112344 70 0,315253689 60 0,415428371 50 0,580941968 40 0,934725381 35 1,248541921 30 1,623166124 20 3,441246054
Pc, psi 1,41151775 2,51513303 3,86805856 5,25357554 6,92294619 9,68116349 15,5768213 20,8064474 27,0494085 57,346977
El comportamiento de la presión capilar de esta muestra se representa en la siguiente gráfica: Grafica No. 7 Pc,e Vs Sw 60 i s p . r a l i p a c n o i s e r P
50 40 30 20 10 0 0
20
40
60
80
100
Saturacion de agua, % Sw
Ahora se procede a calcular la presión capilar de la muestra E, con el método de la permeabilidad, así: Se realiza la siguiente tabla en donde se ubican las presiones capilares de la muestra C y D y los datos de saturación ya que los datos de permeabilidad de la muestra E se encuentran en medio de las dos primeras, los siguientes datos son tomados de la gráfica No. 1:
Tabla No. 8 Muestra md Presión Capilar, psi 2 4 5 6 7 9,5 12 15 20
Muestra C (68 md)
Muestra D (25 md)
88 76 68 60 56 48 44 40 36
92 84 80 76 72 63 56 50 44
Posteriormente se desarrolla un gráfico semi-log en el cual se grafican los anteriores datos correspondientes a las permeabilidades C (68 md) y D (25 md), en esta grafica trazamos una línea horizontal sobre la permeabilidad de 51 md (Muestra E) y allí encontrándonos con las respectivas líneas a cada presión hallaremos la saturación correspondiente, así: Grafica No. 8 K Vs Sw 100 2 psi d m k , d a d i l 10 i b a e m r e P
4 psi 5 psi 6 psi 7 psi 9,5 psi 12 psi
1
15 psi 0
20
40
60
80
100
20 psi
Saturacion de agua, % Sw
Tabulamos los datos de presión capilar obtenidos en la gráfica anterior teniendo en cuenta la saturación:
Tabla No. 9 Pc(Psi) 2 4 5 6 7 9,5 12 15 20
Sw % 89 78 71 64 60 52 47 43 38
Ahora teniendo en cuenta la anterior tabla se grafica presión capilar de la muestra E Vs saturación de agua: Grafica No. 9 Pc,E Vs % Sw 25 i s 20 P , E , r 15 a l i p a c n 10 o i s e r 5 P
Muestra E
0 0
20
40
60
80
100
Saturacion de agua, % Sw
6. PROPIEDADES ELECTRICAS DE LA FORMACION ZAMBRANO DEL YACIMIENTO EL DIFICIL En la tabla N° 5, da la información delas resistividades de la formación de las muestras saturadas 100% con salmuera de 18500 p.p.m. NaCl. Ro (Ω -m), a la temperatura del laboratorio de 90°F, si la resistividad Rw es de 0.26 Ω-m, calcular el Factor de formación, F
Tabla de N°10 Identificación (D22) Muestra A B C D E
Porosidad (fracción)
Ro (Ω-m)
Factor de formación (Ro/Rw)
0.211 0.188 0.135 0.122 0.128
8.6 9.6 13.5 14.8 16.1
33.07692308 36.92307692 51.92307692 56.92307692 61.92307692
a) Graficar en papel log-log el factor de formación, F, como una función de la porosidad y determine el factor de Cementación, m, y la constante Archie, a, y cuál es la relación del factor de formación, F, y la porosidad, Φ, (ecuación) a utilizar en la interpretación de registros eléctricos y según los resultados realizar una descripción de la litología de las rocas de la formación Zambrano del yacimiento el Difícil.
Factor de formación Vs Porosidad 100 ) F ( n o i c a m r o f e d r o t c a F
10 0,001
0,01
0,1
Porosidad (Fracción)
Ecuación del factor de formación:
Dónde:
1 y = 5,9848x-1,095
Luego utilizando la línea recta que mejor une los puntos se encontró la siguiente relación:
LITOLOGÍA
Calizas y Dolomitas (rocas duras)
EXPRESIÓN MATEMÁTICA *F
1
2
Areniscas no consolidadas (rocas blandas) Formula de HumbleOilCia.
* F 0.62
Areniscas consolidadas
* F 0.81
2.15
Areniscas en general (Carothers 1958)
F
Areniscas arcillosas (Carothers 1958)
F
Carbonatos (Carothers 1958)
2
1.45 1.54
1.65 1.33 0.85
F
2.15
Areniscas del Plioceno del sur de California. (Carothers 1958) Areniscas del Mioceno de Texas, Louisiana y Costa del Golfo (Carothers y Porter 1970) Rocas detríticas limpias (Sethi 1979)
F
2.45 1.08
F
1.97 1.29
F
1 ( 2.05 )
La ecuación que más se asemeja a la obtenida es
F
2.45 1.08
la cual pertenece al grupo
de Areniscas del Plioceno del sur de California, sin embargo, como la formación Zambrano pertenece a las edades del Proterozoico hasta el reciente, se puede inferir que la relación que existe es que en ambos casos se encuentran Areniscas, ya que la roca reservorio de esta zona es la Arenisca calcárea.
La tabla No. 11 resume las resistividades de la muestra, C, saturadas parcialmente, Rt (Ω-m), determinadas durante la prueba de presión capilar, calcular el índice de resistividad, IR. Tabla N°11 Saturación Sw
Muestra C
90 80 70 60 50 40
13.5 13.5 13.5 13.5 13.5 13.5
Resistividades de las Índice de muestras parcialmente resistividad IR saturadas, Rt (Rt/Ro) 182 13.48148148 209 15.48148148 239 17.7037037 297 22 344 25.48148148 432 32
b) Graficar en papel log – log el índice de resistividad, IR, como una función de la saturación y determine el exponente de saturación de agua innata, la resistividad, el exponente de saturación y analice la mojabilidad de la roca.
Indice de resistividad Vs Saturación ) 100 o R / t R ( d a d i v i t s i s e R e d e c i d 10 n I
10
100 Saturación (Sw)
y = 1672,9x-1,068
La saturación de agua es una propiedad que afecta de manera determinante la resistividad de la roca, ya que es esta por el contenido de iones es un fluido que conduce la corriente eléctrica, por tanto a mayor saturación de agua menor será la resistividad de la roca. Además que para nuestro caso el fluido mojante es el agua, este hecho está relacionado con la resistividad de manera que si el fluido mojante se adhiere a las paredes de la roca, en este caso el agua, también afecta la resistividad disminuyéndola. Hasta el momento sólo hemos considerado formaciones con el 100 % de saturación en agua. Es obvio que las resistividades aumentan a medida que disminuye la porosidad debido al decremento en el volumen de agua en la formación.
7. TABLA DE RESULTADOS Altura máxima Swc CAP NAL Función del factor de formación Índice de resistividad en función de la Saturación Fase mojante Fase no mojante Litología
87,8997906 ft 30% 5500 ft
Agua Condensado Areniscas
8. ANALISIS DE RESULTADOS
En la curva de presión capilar vs saturación (gráfica No 1), la muestra A presenta la mejor selección y proporción de granos en la roca, puesto que su curva a medida que desciende la saturación de agua no tiene cambio brusco en la presión capilar aunque es normal que a medida que desciende la saturación de agua la presión capilar aumenta, esto es porque el petróleo al ser extraído desplaza consigo agua, por lo tanto la saturación de agua disminuye pero una vez que va llegando a la saturación de agua irreducible el petróleo necesita mayor presión para desplazarse ya que esta agua con nata va ocupando los poros. De acuerdo a esto la muestra A presenta mejor comportamiento con respecto a las otras muestra, las cuáles poseen curvas para una saturación constante una mayor presión capilar , entonces el crudo necesita mayor presión para el desplazamiento indicando variación del diámetro de los poros, comenzando inicialmente con porosidades mayores hasta comenzar la declinación a porosidades menores.
Lo anterior también se confirma debido a la permeabilidad. La muestra A al ser la más permeable, es decir que el agua se adhiere fácilmente a la roca el crudo necesita menor presión al fluir por el medio poroso en relación con las otras muestras menos permeables éste si necesita mayor presión para empujar el agua que está en menor grado adherida a la roca.
Se realizó la función J De LEVERET promedio de las muestras la cual intenta obtener una mejor comprensión de la distribución de los fluidos del yacimiento. Esta función la cuál es adimensional sirve para eliminar discrepancias en las curvas de presión capilar vs saturación y las reduce a una curva común. Sabiendo que esta surge de la interpretación entre la razón de la permeabilidad y la porosidad la cual es equivalente a la raíz cuadrada del radio promedio de los poros.
Con respecto a la gráfica No 4, esta muestra la relación de la presión capilar del yacimiento y la altura por encima del agua del capilar en función de la saturación de agua. Lo que nos permite este esquema es comprender la distribución inicial de la saturación del yacimiento, entonces observamos la zona de transición medida en pies, la cual es la distancia vertical entre la saturación total del agua hasta la saturación irreducible, la cual es aproximadamente unos 86 ft de espesor.
Acerca de la gráfica de las permeabilidades relativas tanto del agua como del petróleo, se pude inferir que un 30% del agua en el yacimiento es irreducible y que aproximadamente un 16% del crudo es irreducible, estás proporciones de los fluidos van a ser las que son irremovibles en el medio poroso del yacimiento. También apartir del gráfico podemos establecer que la permeabilidad común para el agua y
el petróleo se encuentra para una saturación del agua de un 58% y para el crudo un 42%, según esto se pude concluir que la fase mojante es el agua debido también a que su curva de permeabilidad relativa es más suavizada en relación con la del petróleo.
Para la muestra E, no se tenían datos de presión capilar por tanto mediante la utilización de la función J promedio obtenida a partir de las otras muestras fue posible obtener los datos aproximados de Presión capilar para cada saturación; para este caso también es posible usar el método de la permeabilidad que mediante curvas a presión capilar constantes de muestras adyacentes a la muestras E permite obtener la saturación correspondiente teniendo en cuenta el dato de permeabilidad correspondiente, se observa aproximación entre los datos obtenidos por ambos métodos.
La litología también afecta la resistividad de la formación. En general los carbonatos exhiben resistividades más altas que las rocas clásticas, debido primordialmente a la geometría de los poros. En el caso de los carbonatos el agua sigue vías mucho más tortuosas y por lo tanto reduce la conductividad.
Los métodos de resistividad utilizan un trayecto eléctrico continuo a través de las rocas, que es provisto por la fase de agua. En una formación mojable por petróleo, el agua puede no ser continua. Esto incide en el exponente de saturación, n, de la ecuación de Archie, que relaciona la saturación con la resistividad. En condiciones de mojabilidad por agua n<= 2, pero en condiciones de mojabilidad por petróleo n> 2, en una formación mojable por petróleo, es probable que una evaluación de la saturación basada en la resistividad sea incorrecta, para el yacimiento de gas condensado el Difícil el exponente de saturación encontrado es , lo cual confirma que es una roca mojada por agua.
9. FUENTES DE ERROR En el momento de preparación del núcleo, es fundamental que este quede correctamente saturado (100%) con el fluido de prueba, ya que si no es así al correr la prueba se pueden obtener errores en la medición de las presiones.
Una saturación incorrecta del plato poroso también puede generar errores en la toma de datos.
Posibles pérdidas de presión por escape de aire desde de la cámara del equipo de prueba.
Una incorrecta medición de la saturación de la muestra también puede generar desviaciones, por lo tanto se requiere la mayor precisión posible.
Es importante tener en cuenta que se puede generar cierta desviación en cuanto a la toma de datos de las curvas de presión capilar.
10. CONCLUSIONES
La presión capilar es una propiedad de la roca del yacimiento, que a su vez es determinada tanto por otras propiedades de la roca como por propiedades del fluido que esta contiene.
La Funcion J, es un método fundamental en cuanto a los análisis que se deben realizar a diferentes muestras del yacimiento, ya que permite definir la relación de la Saturación de agua, porosidad, el tamaño de los poros, tensión interfacial de los fluidos y la permeabilidad con la Presión Capilar, mediante las curvas de presión capilar, dando como resultados una clasificación del yacimiento en cuanto a las propiedades del fluidos que contiene y características de la roca, como por ejemplo la litología.
Con la curva típica de presión capilar, que se obtiene graficando los datos de presión capilar Vs la saturación de agua es posible obtener datos esenciales de los fluidos del yacimiento, tales como Saturación de agua connata, las cotas del Nivel de agua libre (NAL), Contacto agua petróleo (CAP) descrita como la mayor profundidad a la cual se encuentra Sw del 100%, zona de transición definida como la zona en la cual la saturación de agua varía desde Swc hasta la saturación del 100%, la zona donde solo se encuentra petróleo, caso en particular condensado.
La presión capilar influye en la mojabilidad de este, de ahí se determina el fluido mojante y el no mojante presente en la roca, el grado de mojabilidad está definido de las siguiente manera para los fluidos que se encuentran en el yacimiento gas< petróleo
Un fenómeno importante a tener en cuenta es la Presión de desplazamiento la cual es definida como la presión mínimanecesaria para remover el fluido no mojante del yacimiento cuando se tiene un 100% de saturación de agua.
A partir de datos eléctricos de la formación, tales como resistividad también se pueden conocer datos importante de la roca y de los fluidos presentes en el yacimiento, tales como la litología, Fase mojante.
El petróleo y el gas se comportan igual que la matriz de la formación, o sea que no son conductores de corrientes eléctricas y, en consecuencia, cuando parte del agua de la formación es desplazada por sustancias no conductoras, como petróleo y gas, la conductividad disminuye con el consiguiente aumento de la resistividad. RECOMENDACIONES
Conocer claramente el procedimiento a seguir para la realización de la prueba permitiendo al estudiante relacionarse más con el proceso, preparación del equipo y de los corazones permitiendo así tener un concepto más amplio acerca de los cuidados y de los parámetros que exige la norma para obtener datos acertados.
Utilizar un grado de aproximación bastante riguroso en cuanto a los datos que se obtienen en la prueba como también los calculados, ya que esta determinación puede ocasionar algunas variaciones en los resultados obtenidos.
11. CUESTIONARIO 1. ¿Qué otros métodos se utilizan en la determinación de las curvas de presión capilar? Método de inyección de mercurio: El mercurio se comporta como fase no mojante frente a la gran mayoría de los minerales que constituyen la matriz porosa de las rocas de interés para la acumulación de hidrocarburos. En otras palabras, una roca porosa, puesta en contacto con mercurio, no sufre el proceso espontáneo de imbibición. Por el contrario, para introducir el mercurio en la red poral es necesario vencer (mediante la aplicación de una presión externa) las fuerzas capilares que se oponen al ingreso de esta fase líquida. Método de la centrífuga:
Se satura la muestra al 100 % con agua de formación. Se coloca la muestra en un tubo de centrifuga especialmente diseñado. Se hace girar la muestra a un régimen fijo de revoluciones hasta que se detiene la eliminación de agua por efecto de la fuerza generada. Se hace la lectura de agua desplazada sin detener la centrifuga. Para ello se emplea un estroboscopio que permite realizar la lectura en pleno régimen de giro. Se repiten las operaciones indicadas en los puntos "3" y "4" a regímenes crecientes de giro, hasta alcanzar el máximo régimen previsto.
Al final del proceso se dispone de una serie de pares de datos Régimen de giro - Volumen desplazado. Este juego de valores se transforma fácilmente a pares Presión Capilar - Saturación promedio de la muestra, pero requiere algún tratamiento numérico antes de convertirse en la curva de presión capilar del sistema.
Método de la membrana semipermeable: Este método, también conocido como método Método de Estados Restaurados es el método de referencia para las mediciones de Presión Capilar. Para las mediciones se emplea una cámara estanca en cuya base se coloca una membrana capilar (en general una porcelana muy homogénea) previamente saturada con la fase mojante del sistema.
Las muestras se saturan al 100% con la fase mojante (regularmente agua) y se colocan en el interior de la cámara estanca, en contacto capilar con la membrana semi-permeable. El contacto capilar se asegura con un material fino tal como tierra de diatomeas, que se coloca entre la muestra y la membrana. La aplicación sucesiva de presiones crecientes de la fase desplazante, permite establecer los puntos de saturación de las muestras.
2. ¿Cuáles son las ventajas y desventajas de este método? Ventajas: Una vez obtenido los datos, es práctico y sencillo la interpretación de estos para determinar la curva de presión capilar. La obtener la curva se puede realizar diferentes cálculos permitiendo el análisis para la descripción de los fluidos, en este caso mojantes. El método es directo y transformable a condiciones de yacimiento.
Desventajas: La medición es lleva algún tiempo, incluso puede durar un mes. Para determinar la saturaciones irreducibles, es necesario que la porosidad de la roca se relativamente buena. Es sólo aplicable en curvas de drenaje.
3. ¿Qué aplicaciones tienen las curvas de presión capilar? Las curvas de presión capilar, son de gran utilidad al momento de comprender la distribución de los fluidos del yacimiento. Al analizar las saturaciones residuales de los fluidos, permite comprender la cantidad de aceite que se puede recuperar ( presión de desplazamiento)y la saturación de agua de formación. Por medio de la presión capilar es posible analizar otro aspecto importante de los fluidos del yacimiento se refiere entonces a su mojabilidad. La presión capilar accede para la elaboración de cálculos de la roca tales como permeabilidad, medios porosos y distribución de granos. 4. ¿Cómo se transforman los datos de Presión Capilar a condiciones de Yacimiento? Hay dos formas para dicha conversión: para un sistema de agua y petróleo tenemos:
1. la siguiente ecuación es de consideración puesto que se debe tener en cuenta la variación del ángulo de contacto , ya que nos puede dar valores en un rango de [1, -1] debido a la función trigonométrica del coseno , la ecuación se puede reducir dependiendo de si los cambios entre variables a condiciones de laboratorio y yacimiento son considerables o no, como lo es el caso de la humectabilidad la cual no varía significativamente.
2. La otra ecuación es:
h=altura por encima contacto agua-petróleo a una saturación del 100 % h100= la altura de elevación en el capilar por encima de la presión capilar cero.
= densidades del agua y del petróleo (gr/cm3) y 0,0433 factor de conversión.
5. ¿Qué formulas se han desarrollado para estimar las permeabilidades a partir de los datos de presión Capilar? ¿Que otros datos se necesitan para efectuar los cálculos? Construyendo Gráficos del inverso de la presión Capilar vs. La Saturación de agua. Se pueden obtener las permeabilidades relativas utilizando las ecuaciones de Burdine. Para agua sw
Sw Swi 2 0 * Krw 1 1 Swi
0
ds Pc ds
Pc
2
2
Y para el crudo: sw
So Sor 2 0 Kro * 1 Swi 1
ds Pc ds
2
0 Pc 2
Basándonos en las ecuaciones podemos observar que para estimar las permeabilidades relativas es necesario tener datos como Sw, Swi, para el agua y So, Sor para el crudo.
