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INTRODUCCIÓN A LA INGENIERÍA DE PETRÓLEO (063 – 2612) UNIDAD V. MEDIO POROSO: ESTRUCTURA Y PROPIEDADES

UNIDAD V: MEDIO POROSO: ESTRUCTURA Y PROPIEDADES

PROF. LUIS CASTILLO CAMPOS

INTRODUCCIÓN A LA INGENIERÍA DE PETRÓLEO (063 – 2612) UNIDAD V. MEDIO POROSO: ESTRUCTURA Y PROPIEDADES

ROCA • Es una asociación de uno o varios minerales, natural, inorgánica, heterogénea, de proceso geológico definido. • Material natural en cuya génesis intervienen procesos geológicos y que, por su extensión, forman parte importante de la masa terrestre. • El término se aplica a agregados de distintos tamaños, desde la roca sólida del manto terrestre hasta la arena y la arcilla o barro. Las rocas se dividen en endógenas y exógenas, dependiendo si su formación se ha producido en el interior o en el exterior de la tierra. Las primeras incluyen las magmáticas y metamórficas, y las segundas, las residuales y sedimentarias.

Figura 1. Imagen de roca.

• Rocas ígneas: son aquellas rocas procedentes de la consolidación de una masa fundida del interior de la tierra. • Rocas metamórficas: son aquellas que resultan de la alteración de otras rocas, experimentando un cambio físico o químico en su forma a causa de las variaciones de presión, temperatura y de los fluidos que ocurren a grandes profundidades.

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Figura 2. Tipos de rocas ígneas.

• Rocas sedimentarias: son aquellas que se formaron por la acumulación de sedimentos, unos consolidados o coherentes, otros incoherentes, varias por precipitación química o bioquímica y algunas por la intervención de restos orgánicos. Las rocas reservorios o rocas que almacenan volúmenes de hidrocarburos son generalmente rocas sedimentarias. Éstas se componen de: granos o partículas, material cementante y poros o espacios vacios disponibles para la acumulación de fluidos.

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INTRODUCCIÓN A LA INGENIERÍA DE PETRÓLEO (063 – 2612) UNIDAD V. MEDIO POROSO: ESTRUCTURA Y PROPIEDADES Material cementante

Granos

Poros

Figura 3. Componentes de una roca.

Figura 4. Tipos de rocas metamórficas.

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Figura 5. Tipos de rocas sedimentarias.

CARACTERÍSTICAS DE LAS ROCAS RESERVORIOS O PROPIEDADES PETROFÍSICAS En una roca reservorio existen tres propiedades o características fundamentales para conseguir el máximo rendimiento en la exploración y producción de hidrocarburos. Estas propiedades son:

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Porosidad: se define como la fracción del volumen total de la roca no ocupada por el esqueleto mineral de la misma. En los yacimientos de petróleo, la porosidad representa el porcentaje del espacio total que puede ser ocupado por líquidos o gases. Dicha propiedad determina la capacidad de acumulación o de depósito de la arena y generalmente se expresa como porcentaje, fracción o decimal. • Es la característica física más conocida de un yacimiento de petróleo. Determina los volúmenes de petróleo o gas que pueden estar presentes y todas las operaciones de recuperación se basan en la determinación de su valor. • La porosidad de las formaciones del subsuelo puede variar considerablemente, las calizas densas y anhidritas pueden poseer prácticamente una porosidad de cero; las areniscas bien consolidadas alrededor de 10% a 15%, mientras que las no consolidadas pueden tener hasta un 30%. Las lutitas y arcillas pueden contener más del 40% de líquido con relación a su volumen, pero son de grano tan fino que resultan prácticamente impermeables para el flujo de fluidos. • La porosidad de las rocas petrolíferas varía generalmente entre 10% y 25%. • La porosidad se expresa como Ø. • La porosidad de una roca se determina a través de la siguiente relación: Ø = (Vp / Vt)*100

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Donde: Vp es el volumen poroso Vt es el volumen total de la roca Clasificación de la porosidad La porosidad se clasifica de la siguiente forma: Porosidad absoluta: es el porcentaje de espacio poroso con respecto al volumen total de la roca sin tener en cuenta si los poros están interconectados entre sí o no. La porosidad absoluta o total considera el volumen neto de la muestra de roca, incluyendo el espacio poroso ocupado por arcilla o lutita, líquido, gas, y el espacio poroso no permeable o aislado. Cualquier cantidad de petróleo o gas encerrado en poros aislados no puede ser extraída en el sentido

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que comúnmente se da al término “producción de petróleo”, y por tanto no puede aprovecharse y carece de interés comercial. Porosidad efectiva: es el porcentaje de espacio poroso intercomunicado con respecto al volumen total de la roca. Por consiguiente, es una indicación de la conductividad a los fluidos y es típica en arenas limpias. • Una roca puede tener una porosidad absoluta considerable y aun no tener conductividad a los fluidos debido a la falta de intercomunicación de los poros. Este es el caso de la lava y otras rocas ígneas. Porosidad primaria: resulta de los espacios disponibles que quedan entre los granos después que se acumulan los sedimentos. Porosidad secundaria: geológicos.

es aquella que resulta de la acción de agentes

Factores que afectan la porosidad efectiva • El tamaño y distribución (forma) de los granos. A mayor profundidad se encuentran granos más finos, el crudo es más liviano y las porosidades son menores (normalmente). • La compactación de la formación. A mayor compactación de los granos o partículas que forman una roca menor es la porosidad de la misma. La compactación es la reducción en volumen de sedimentos debido a compresión, cuya primera etapa se caracteriza por una reducción del volumen poroso. Generalmente, la compactación es el resultado de la acción mecánica del enterramiento de las formaciones y el peso de los sedimentos suprayacentes acumulados durante la subsidencia; sin embargo, compactación adicional puede ocurrir debido a fuerzas originadas durante movimientos tectónicos en varias direcciones. Este tipo de compresión ocurre sólo después de la compactación. • La cementación de los granos. Si existe mayor cantidad de material cementante la porosidad es menor. Es un proceso que reduce la porosidad, debido a que las finas partículas que conforman este cemento, tienden a ocupar el espacio poroso entre los elementos más gruesos. La cementación se desarrolla después de la depositación del sedimento, por interacción química

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entre los granos inestables y agua de formación, o por circulación en el espacio poroso de soluciones bajo fuerzas hidrodinámicas.

Figura 6. Efecto de la cementación sobre la porosidad.

• Meteorización y lixiviación. Entendiéndose por meteorización al proceso de desintegración física (por efecto de la temperatura) y química (por la acción del agua y plantas) de los materiales sólidos en o cerca de la superficie de la tierra. La meteorización física o mecánica rompe las rocas sin alterar su composición y la meteorización química descompone las rocas alterando lentamente los minerales que las integran. La lixiviación es el proceso de lavado que realiza el agua que se infiltra en el suelo. • La cantidad y clase de arcillas y estado de hidratación de las mismas. La arcilla en presencia de agua se expande y la porosidad disminuye. Ecuaciones para el cálculo de valores promedio de porosidad:
Promedio aritmético:

n ∑φi φ = in


Promedio ponderado por espesor:

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n ∑φi * hi φ= i n ∑ hi i

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Promedio ponderado por área:

n ∑φi * Ai φ= i n ∑ Ai i

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Promedio ponderado por volumen:

n ∑φi *Vi φ= i n ∑Vi i

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Saturación de fluidos: es el porcentaje de fluidos que está presente en una roca y no puede ser mayor al volumen poroso. Las saturaciones pueden ser de petróleo (Sw), gas (Sg) o agua (Sw). La suma de estos valores debe ser igual a 1, es decir: So + Sg + Sw = 1

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Los fluidos en un yacimiento se encuentran ocupando el espacio poroso de la roca, y son su constituyente más importante. Por un lado, las aguas subterráneas representan una reserva fundamental para la vida humana, sobre todo donde las aguas superficiales son escasas. Por el otro, los hidrocarburos son los que tienen el poder calorífico y la composición química necesarias para hacerlos económicamente explotables. A la fracción del espacio poroso que contiene agua se le llama saturación de agua (Sw); mientras que a la fracción restante, conteniendo petróleo y gas, se le denomina saturación de hidrocarburos (Sh). En su estado irreductible, a la saturación de agua se le denomina Swi, y sus valores varían entre 0,05 en formaciones de grano grueso, hasta 0,04 ó más, en formaciones de grano muy fino. Esta agua irreductible representa el agua retenida, por tensión superficial, en la superficie de los granos, en sus contactos y en los intersticios más finos, y no fluirá cuando la formación sea puesta en producción. Cuando el hidrocarburo presente es petróleo, a la saturación de hidrocarburo se le dice saturación de petróleo (So), y cuando es gas, saturación de gas (Sg). Si los tres

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fluidos están presentes en el espacio poroso, la suma de las tres saturaciones debe ser igual a 1,0 ó 100%. A condiciones iniciales, un yacimiento generalmente contiene gas y agua o petróleo y agua, estando el gas, en el segundo caso, disuelto en el petróleo. La cantidad de gas disuelto en el petróleo depende de la composición de los hidrocarburos presentes y de la presión y temperaturas a las cuales se encuentra el yacimiento. Una vez comenzada su explotación, la presión comienza a bajar hasta llegar a valores para los cuales el gas comienza a liberarse formando un casquete o capa de gas en el tope del yacimiento, presentándose el caso de la presencia de las tres fases fluidas en algunos niveles.

Figura 7. Saturaciones de fluidos.

Un término que se debería tratar acá es el de saturación de agua connata, que se define como la saturación de agua existente en el yacimiento al momento del descubrimiento del mismo y que generalmente se considera inmóvil.

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Permeabilidad: la permeabilidad de una roca de acumulación puede definirse como la conductividad de la roca a los fluidos o la facultad que la roca posee para permitir que los fluidos se muevan a través de la red de poros interconectados. Si los poros de la roca no están interconectados no existe permeabilidad. Se representa con la letra K. • Muchas rocas tales como barro, esquistos, anhidrita y algunas areniscas altamente cementadas, son impermeables al movimiento de agua, petróleo o gas, aunque ellas sean muy porosas. • La unidad de este parámetro es el Darcy o miliDarcy, en honor al ingeniero francés Henry Darcy. En 1856 el ingeniero francés Henry Darcy, trabajando con filtros de agua, desarrolló una relación la cual describe el flujo de fluidos a través de una roca porosa. • La Ley de Darcy establece que la tasa de flujo a través de una roca dada varía directamente con la permeabilidad (medida de la continuidad de los espacios porosos interconectados) y con la presión aplicada y varía inversamente con la viscosidad del fluido. • En una roca que tiene una permeabilidad de 1 Darcy, 1 cc de un fluido de viscosidad 1 cP, fluirá cada segundo a través de una porción de roca de 1 cm de longitud y que tiene una sección de flujo (transversal) de 1 cm2, si la variación de presión a través de la roca es 1 Atmósfera. • La permeabilidad media de los almacenes varía entre 5 y 500 miliDarcies, aunque hay depósitos de hasta 3.000 - 4.000 miliDarcies. • La Ley de Darcy es la siguiente: q = ( K*A*ΔP) / (μ*L)

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Donde: q es el caudal de flujo (cm3/s) K es la permeabilidad (Darcy) A es el área transversal (cm2) ΔP es el diferencial de presión (Atmósferas) μ es la viscosidad (cP) L es la longitud (cm)

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Figura 8. Definición de permeabilidad de acuerdo a la Ley de Darcy.

Clasificación de la permeabilidad La permeabilidad se clasifica de la siguiente forma: Permeabilidad absoluta: se refiere al tipo de permeabilidad que existe cuando hay una saturación de 100 % de un fluido homogéneo. Permeabilidad efectiva: la permeabilidad efectiva de una roca es la permeabilidad de la misma a un fluido en particular cuando la saturación de este fluido en la roca es menor de 100 %. • Es importante mencionar que la suma de las permeabilidades efectivas, siempre es menor que la permeabilidad absoluta. • Si sólo un fluido se encuentra circulando en el medio poroso, a la permeabilidad medida se le llama absoluta. Cuando un yacimiento contiene cualquiera de dos, o los tres tipos de fluido (agua, petróleo y gas), se considera la permeabilidad efectiva para cada uno de ellos. Permeabilidad relativa: las permeabilidades relativas se consideran cuando dos o tres tipos de fluidos (gas, petróleo y agua) están presentes en los mismos espacios porosos de un yacimiento de petróleo. Cuando el fluido es bifásico o trifásico, o sea que los fluidos se mueven al mismo tiempo, se habla de permeabilidades relativas, las cuales son definidas como la relación de la permeabilidad efectiva de una fase, en flujo multifásico, a la permeabilidad absoluta de esa fase durante el flujo monofásico.

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• Otra forma de decirlo es: la permeabilidad relativa representa la facilidad con la cual un fluido fluye a través de los espacios porosos interconectados en presencia de otros fluidos, comparada con la facilidad con la cual un fluido fluye cuando él solo está presente. • Se determina a través de la siguiente relación: Kr(o,w,g) = (Kefect.(o,w,g)) / (Kabs.(o,w,g))

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Importancia de determinar las permeabilidades relativas  Establecer cual de los fluidos tiene mayor preferencia a moverse en el medio poroso a una saturación determinada.  Determinar humectabilidad de las rocas.  Evaluar proyectos de inyección de agua o gas.  Establecer saturación de petróleo residual. OTRAS PROPIEDADES PETROFÍSICAS (PROPIEDADES PETROFÍSICAS MULTIFÁSICAS) Cuando un medio poroso se encuentra saturado con dos o más fluidos, sus propiedades petrofísicas dependen, no solamente de la estructura de la roca sino también de la naturaleza y nivel de saturación de los fluidos contenidos en los poros. Algunas de las propiedades multifásicas de las rocas son: HUMECTABILIDAD, PRESIÓN CAPILAR Y PERMEABILIDAD RELATIVA (ya definida). Humectabilidad: es la tendencia de un fluido de adherirse o absorberse sobre una superficie sólida en presencia de otros fluidos inmiscibles, tratando de ocupar la mayor área de contacto posible con dicho sólido. • Un fluido se denomina mojante o humectante cuando éste posee mayor tendencia a adherirse (humectar o mojar) a la roca. El fluido es no humectante cuando no se adhiere la roca o lo hace parcialmente.

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• El ángulo de contacto es el ángulo formado por la interfase de dos fluidos inmiscibles con la superficie de la roca y medido a través del fluido más denso. El ángulo de contacto varía entre 0 ° y 180 °. De acuerdo al concepto de humectabilidad, los yacimientos se pueden dividir en: Yacimientos hidrófilos: • Mojados preferencialmente por agua. • Ángulo de contacto menor de 90°. • El agua se desplaza por los canales de flujo más pequeños y el petróleo por los más grandes. • La mayoría de los yacimientos petrolíferos son hidrófilos. Yacimientos oleófilos: • Mojados preferencialmente por petróleo. • Ángulo de contacto mayor de 90°. • El petróleo se desplaza por los canales de flujo más pequeños y el agua por los más grandes. • Solo pocos yacimientos son oleófilos. Se ha observado que los crudos que mojan preferencialmente la roca son ricos en compuestos ácidos y bases orgánicas existentes en los asfaltenos y resinas de estos crudos. Estos compuestos tienen mayor poder de absorción sobre la superficie de la roca que el agua. De acuerdo a lo anterior, en yacimientos oleófilos el petróleo fluye con mayor dificultad que en yacimientos hidrófilos y esto trae como consecuencia que, bajo las mismas condiciones de desplazamiento, el recobro de petróleo sea menor en yacimientos oleófilos que en hidrófilos. No existen YACIMIENTOS GASÓFILOS, porque el gas es una fase no mojante, en relación al agua o al petróleo.

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Figura 9. Yacimiento hidrófilo (izquierda) y oleófilo (derecha).

Presión capilar: es la diferencia de presión entre dos fluidos inmiscibles a través de la interfase que se forma entre ellos cuando se ponen en contacto en un medio poroso. Pc = Pfnm – Pfm

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Donde: Pc: presión capilar, Lpc. Pfnm: presión de la fase no mojante, Lpc. Pfm: presión de la fase mojante, Lpc. En yacimientos de hidrocarburos se pueden tener tres tipos de presión capilar: a) Agua – Petróleo: • Yacimientos hidrófilos: Pcwo = Po – Pw • Yacimientos oleófilos: Pcwo = Pw – Po

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b) Gas – Petróleo: Pcgo = Pg – Po

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c) Agua – Gas: Pcwg = Pg – Pw

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BIBLIOGRAFÍA  Ahmed, T (2001). Reservoir Engineering Handbook. Segunda Edición. Gulf Professional Publishing. Houston, Texas.  Barberii, E. (1998). El pozo ilustrado. Editorial Foncied. Caracas.  Barberii, E. y Essenfeld, M. (2001). Yacimientos de Hidrocarburos. Editorial Foncied. Caracas.  Craft, B.C. y Hawkins, M.F. (1991). Applied Petroleum Reservoir Engineering. Prentice Hall Inc. New Jersey, U.S.A. Segunda Edición.  Montana A., Crespi R. y Liborio G. Minerales y Rocas. Barcelona: Grijalbo. Primera Edición.

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