Petroleum engineering

1. Exploración y Producción
Comunidad de Conocimientos de Petrofísica Octubre 2000
Conceptos Básicos
de Petrofísica

2. Exploración y Producción
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Conceptos Básicos
de Petrofísica
POROSIDAD
φ =
V
V
p
V = Vm + Vp
φ =
−
= −
V V
V
V
V
m m
1
Es la relación entre el volumen total ocupado por los poros (Vp)
y el volumen total del sólido (V)
POROSIDAD

3. Exploración y Producción
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Conceptos Básicos
de Petrofísica
PARAMETROS MICROESTRUCTURALES QUE
AFECTAN A LA POROSIDAD INICIAL
• GEOMETRIA DEL GRANO
• DISTRIBUCION DEL GRANO

4. Exploración y Producción
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Conceptos Básicos
de Petrofísica
EFECTO DE DISTRIBUCION Y TAMAÑO DE
GRANO EN LA POROSIDAD
φ = 47.6 % φ = 25.9 %
φ = 47.6 %

5. Exploración y Producción
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Conceptos Básicos
de Petrofísica
POROSIDAD PRIMARIA
• Intercristalina
• Intergranular
• Planos Estratigráficos
POROSIDAD SECUNDARIA
• Disolución
• Dolomitización (Reemplazo de Ca por Mg)
• Fracturamiento

6. Exploración y Producción
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Conceptos Básicos
de Petrofísica
POROSIDAD EFECTIVA
Relación entre el volumen de poros interconectados y el volumen
total de poros
ne
e
t +
=
total efectiva no efectiva

7. Exploración y Producción
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Conceptos Básicos
de Petrofísica
Se usa para calcular el cambio de volumen que sufren las rocas a medida
que la presión formacional se reduce por efecto de producción. Depende
de la porosidad y la presión neta de sobrecarga. Se expresa como cambio
de volumen por volumen por unidad de presión
Compresibilidad = ∆V / ∆P
10000
8.0
8.5
9.0
9.5
10.0
10.5
11.0
11.5
12.0
000 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000 9000
Presión de confinamiento (lpc)
Porosidad
(%)
18870.3
18876.8
18877.4
18879.2
18882.7
18888.6
18891.2
18907.5
18894.2
18901.5
COMPRESIBILIDAD

8. Exploración y Producción
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Conceptos Básicos
de Petrofísica
p
V
V
poros
de
Volumen
Total
roca
la
en
petróleo
de
Volumen
S 0
0 =
=
SATURACIONES DE FLUIDOS
Define la cantidad de cada fluido almacenado
dentro del espacio poroso
VISCOSIDAD
Define la resistencia del fluido al flujo

9. Exploración y Producción
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Conceptos Básicos
de Petrofísica
PERMEABILIDAD
Define la capacidad de la roca de permitir el movimiento de fluidos
dentro de sus poros. Se puede estimar de varias maneras
LEY DE DARCY
qx = k ( A /µ )( dp / dx )
k = constante de permeabilidad
La permeabilidad de un medio se mide en una unidad conocida como el Darcy. Un
Darcy corresponde a un flujo de 1 cm3 /seg de un fluido que tiene una viscosidad
de 1 centipoise y que pasa por una sección transversal de 1 cm2 bajo un gradiente
de presión de 1 atm/cm.

10. Exploración y Producción
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Conceptos Básicos
de Petrofísica
DIMENSIONES DE K
2
2
2
2
3
L
L
F
L
L
L
t
F
t
L
dp
A
dx
q
k =
=
µ
Unidades de superficie
1 cm2 = 1.013 x 108 Darcies

11. Exploración y Producción
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Conceptos Básicos
de Petrofísica
Para una formación dada con características únicas de
geometría poral, permite definir el factor de formación, F, y el
índice de resistividad, RI, a partir de los cuales se obtienen:
• Tortuosidad, a
• Exponente de saturación, n
• Factor de cementación, m
Estos parámetros se usan en la ecuación para el
cálculo de Sw a partir de la respuesta de perfiles
RESISTIVIDAD DE FORMACION, Rt

12. Exploración y Producción
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Conceptos Básicos
de Petrofísica
FACTOR DE FORMACION, F
Es una función de la porosidad y de la geometría de poros. Se expresa como:
F = (Ro / Rw) = φ - m
En muchas formaciones se usa una relación común dada por
F = a φ - m
FACTOR DE CEMENTACION, m
Si se grafica el factor de formación, F, en función de la porosidad,φ, en papel log-log, una
regresión lineal a través de los puntos graficados define una línea recta, cuya pendiente
es m y cuyo intercepto en el eje de F para φ = 1, es la tortuosidad, a.
Usualmente la regresión es forzada por el punto φ = F = 1

13. Exploración y Producción
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Conceptos Básicos
de Petrofísica
1.0
10.0
100.0
1000.0
0.010 0.100 1.000
Porosidad (fracción)
Factor
de
Formación
F = a / φ
φ
φ
φm
FACTOR DE FORMACION vs. POROSIDAD

14. Exploración y Producción
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Conceptos Básicos
de Petrofísica
INDICE DE RESISTIVIDAD, RI
Es una función de la saturación de agua y de la geometría de poros. Se expresa como:
RI = (Rt / Ro) = Sw - n
EXPONENTE DE SATURACION, n
Si se grafica el índice de resistividad, RI, en función de la saturación de agua, Sw, en
papel log-log, partiendo del punto (1,1), una regresión lineal a través de los puntos
graficados define una línea recta cuya pendiente es n.
El exponente de saturación, n, está afectado por la presencia de arcillas y por la presión
de confinamiento

15. Exploración y Producción
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Conceptos Básicos
de Petrofísica
INDICE DE RESISTIVIDAD vs. SATURACION DE AGUA
1.00
10.00
100.00
0.01 0.10 1.00
Saturación de Agua, Sw (fracción)
Indice
de
Resistividad
(Rt/Ro)
Swn = 1 / RI

16. Exploración y Producción
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Conceptos Básicos
de Petrofísica
El factor de formación y la porosidad están relacionados por una
ley empírica conocida como Ley de Archie
F a m
= −
φ
a = 1.00 para calizas, 0.81 para arenas
El parámetro m se conoce como factor de cementación y varía
según el grado de consolidación de la roca. Valores típicos de m
son:
Roca Valor de m
No consolidada 1.3
Poco cementada 1.6 - 1.7
Moderadamente cementada
(arenas consolidadas φ <
15%)
1.8 - 1.9
LEY DE ARCHIE
Swn = (a*Rw) / (φ
φ
φ
φm*Rt)

17. Exploración y Producción
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Conceptos Básicos
de Petrofísica
CAPACIDAD DE INTERCAMBIO DE CATIONES, CIC
En la superficie de las arcillas se produce un intercambio de iones que puede
alterar la porosidad y reducir la permeabilidad y la resistividad de la formación,
dando origen a valores erróneos de la saturación de agua calculada.
La CIC varía con el tipo y cantidad de arcillas presentes. Se expresa en
miliequivalentes por 100 grs de roca seca y se determina mediante titración. Su
uso en las ecuaciones de Waxman-Smits permite calcular la saturación de agua
en formaciones arcillosas

18. Exploración y Producción
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Conceptos Básicos
de Petrofísica
HUMECTABILIDAD
Refleja el grado de preferencia de las rocas por el fluido en particular,
controlando la distribución de los fluidos dentro del medio poroso. Tiene fuerte
impacto en el uso de la información de presión capilar, índice de resistividad y
desplazamiento con agua.
La prueba más común es el índice de humectabilidad de Amott, basada en que
un fluido mojante se imbibirá espontáneamente en un medio poroso, hasta que
el fluido original no mojante alcance su saturación residual.
El índice de humectabilidad varía entre 0 y 1.
• Valores cercanos a 1 indican un fluido fuertemente mojante, mientras que
valores cercanos a 0 indican un fluido fuertemente no mojante.
• Entre 0 y 1 existe mojabilidad intermedia

19. Exploración y Producción
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Conceptos Básicos
de Petrofísica
HUMECTABILIDAD - Angulo de contacto
El ángulo de contacto es la medida más universal de la humectabilidad de superficies
minerales.
Una gota de líquido suspendida en una fase acuosa, en contacto con una placa de
mineral, tomará la forma de acuerdo a la preferencia del mineral por la fase acuosa o
por el líquido
Angulo de contacto
medido en la fase acuosa
Angulo de contacto
medido en la fase acuosa