La presión capilar es una medida de la fuerza que atrae a un líquido a través de un tubo delgado o capilar. Existen cuatro parámetros clave relacionados con una curva de presión capilar: la saturación inicial de agua, la saturación residual de petróleo, la presión de desplazamiento y el tamaño del índice de distribución de poros. La presión capilar puede medirse en el laboratorio de varias maneras, como mediante el método de diagrama de poros, la inyección de mercurio, el mé

1. Presión capilar

2. Presión Capilar
• La presión capilar es una medida de la fuerza
que atrae a un líquido de un tubo delgado, o
capilar.
• La saturación de fluidos varía con la presión
capilar, que a su vez varía con la altura
vertical por encima del nivel de agua
libre. Típicamente, las mediciones de
laboratorio de la presión capilar se
representan en lineal X - Y de coordenadas
papel de gráfico.

3. La acumulación de hidrocarburos
en un yacimiento es un proceso
de drenaje y de la producción por
unidad de acuífero o de inyección
de agua es un proceso de
imbibición.
La curva de presión capilar es
diferente para estos dos
procesos.

4. • Si= saturación de la fase de humectación
irreductible.
• Sm= 1 - residual saturación fase no humectante.
• Pd= presión de desplazamiento, la presión
requerida para forzar el fluido no humectante en
los poros más grandes.
• LAMDA = tamaño del índice de distribución de
los poros; determina la forma de la curva de
presión capilar
Hay cuatro parámetros clave que están
relacionados con una curva capilar:
Si es la saturación de agua inicial en un
depósito. Se denomina SWIR a la saturación de
agua irreducible.
En otros lugares. (1 - Sm) es la saturación de petróleo residual
en un depósito de agua mojado, llamado suelo o Sor

5. Petrofísicos usan la saturación mínima presión de la
tapa (SWIR) y saturación de petróleo residual (Sor)
para ayudar a calibrar registro derivado saturación de
agua en yacimientos de petróleo y gas por encima de
la zona de transición, y para ayudar a detectar
yacimientos agotados.
No va a ayudar a calibrar SW en zonas parcialmente
agotadas.LAMDA aumenta con:
• la disminución de la permeabilidad.
• la mala clasificación de grano.
• tamaño de grano más pequeño.
• y por lo general con menor porosidad.
Estos efectos cambian la curva de presión de la tapa hacia
arriba y hacia la derecha, lo que resulta en valores SWIR

6. Mediciones de la Presión Capilar
La presión capilar puede ser medida en el laboratorio
de 4 diferentes maneras:
 Método de diagrama de poros.
 Método de inyección de mercurio.
 Método centrifugo.
 Método dinámico.

7. Método de Diagrama de Poros
El aparato y el conjunto de muestras se observan
a continuación. El método es exacto pero puede
tomar de días a meses en completar una curva de
presión en la parte superior.

8. Método de inyección de mercurio
Este método es razonablemente exacto y toma de
minutos a horas en completar una curva de
presion en el techo. La muestra de nucleo no
puede ser re-usada y requiere procedimientos
especiales de destrucción debido al mercurio.
Un factor de conversion es
necesario para conseguir
una presión capilar
equivalente a una salmuera,
lo cual es comparable con el
metodo de la placa porosa.

9. Metodo Centrifugo
El método es razonablemente exacto y toma horas
a dias en completar una curva de presión.
El análisis de datos es complicado y puede
contener errores.

10. Método Dinámico
El método es razonablemente
exacto y simula el flujo actual
del almacén cuando el nucleo
completo es analizado.
Este metodo puede tomar de
semanas a meses para
completar una curva de
presion.

11. Promediando la Presión Capilar
 No existe una curva universal de Presion Capilar ya
que las propiedades de la roca que afectan a las
presiones capilares en los almacenes tienen
variaciones extremas con su litologia.
 La funcion de Leverett ha resultado util para
correlacionar los datos de las presiones capilares
con los diferentes tipos de litologias.
 Esta funcion fue originalmente un intento de
convertir todos los datos de presion capilar a una
curva universal.

12. Esta función es usada para promediar los datos de
presiones capilares de un tipo de roca dada de un
almacén y algunas veces puede extenderse a
diferentes almacenes que contengan la misma
litología.

13. Aun asi,
esta función
no es
exacta para
correlaciona
r diferentes
litologías.
Si las funciones no tienen éxito en la
reducción de la dispersión de datos, se
sugiere que existen variaciones en ciertos
tipos de rocas.

15. El primero es el producto de la porosidad de saturación, PHI * SW, a
menudo llamado Número de Buckle. Se considera que es una medida de
la geometría del poro o el tamaño de grano. Los valores más altos son
granos mas finos. Estos valores varían considerablemente en el Bakken,
entre los valores bajos y medios, lo que indica la naturaleza estratificada
del depósito de limo / arena. Los valores en la Torquay son uniformemente
altos, lo que indica que el depósito es de mala calidad en todas las
muestras.
La segunda es la raíz cuadrada de la permeabilidad dividida por la
porosidad, sqrt (Kmáx / Phie), que es otra medida de la calidad del
yacimiento, directamente proporcional al radio de la garganta de poro y
Pc. Los altos números representan una buena conectividad y los valores
bajos indican la mala conectividad. Una vez más, el Bakken muestra las
variaciones debidas a las laminaciones y el Torquay muestra valores bajos
y la calidad del yacimiento poco atractivo.

16. Al comparar las gráficas de curvas de presión y distribución de garganta de
poro de cada muestra con los valores de los indicadores de calidad en la tabla
de resumen, se hace más evidente en cuanto a que los parámetros de un
análisis petrofísico podrían ser el mejor indicador de la calidad del
yacimiento.

17.  Al comparar las gráficas de curvas de presión y distribución de garganta
de poro de cada muestra con los valores de los indicadores de calidad
en la tabla de resumen, se hace más evidente en cuanto a que los
parámetros de un análisis petrofísico podrían ser el mejor
indicador de la calidad del yacimiento.