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REPUBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELA MINISTERIO DEL POPULAR PARA LA EDUCACION SUPERIOR INSTITUTO UNIVERSITARIO POLITECNICO “SANTIAGO MARIÑO” CEDE – CIUDAD OJEDA

YACIMIENTOS

REALIZADO POR: Israel Castellano C.I 24.431.719

CIUDAD OJEDA, 20 DE JUNIO DEL 2020

INFORME

A)

Factores que influyen en la porosidad y permeabilidad de la

roca. Los factores que influyen en la permeabilidad son, en gran parte, los mismos que afectan la porosidad de las rocas, eso ocurre porque la permeabilidad de las rocas es directamente conforme a su porosidad, entre los factores podemos encontrar los siguientes: 

La presión de las capas suprayacentes; también se le puede conocer como presión de sobrecarga y se refiere a la fuerza que ofrece los estratos superiores sobre los inferiores. Forma y tamaño de los granos: Mientras más regulados y homogéneos estén los granos de la roca, es decir, mientras su forma y tamaño sean parejas, mayor será la permeabilidad.



Daño a la formación: La permeabilidad de alguna manera se puede ver afecta por los daños ocurridos en la formación rocosa durante los procesos de perforación, por otro lado ocurre la fracturación que extiende los canales porosos y por otro lado también si llega a ocurrir una pérdida de circulación los ripios se introducen en los espacios vacíos haciendo que la permeabilidad disminuya. B)

Que establece la ley de Darcy.

Un medio poroso tiene la permeabilidad de un Darcy cuando un fluido de una sola fase con una viscosidad de un centipoise y que llena totalmente el medio poroso, mana a través de él bajo condiciones de flujo viscoso a una tasa de un cm3 por segundo, por un área transversal de un cm2, por cm de longitud y menor a un diferencial de presión de una atmósfera.

C)

Características de las curvas de permeabilidades relativas.

Para definir la permeabilidad relativa, es imprescindible recordar el concepto de permeabilidad efectiva de un fluido, definida como la permeabilidad de una fase a saturaciones específicas, cuando hay dos o más fluidos, es decir, es la permeabilidad para un fluido particular (petróleo, gas o agua). Este parámetro irradia la facilidad que ofrece el medio poroso interconectado para el movimiento, de un punto a otro, de un fluido dado en presencia de al menos otro fluido en el sistema. Depende de las características de la roca, y de las proporciones o porcentajes respectivos de los distintos fluidos presentes. La permeabilidad relativa atañe a la relación entre la permeabilidad efectiva a una cierta saturación (k i) y la permeabilidad absoluta (k), constituye la fracción de la permeabilidad efectiva del fluido i (petróleo, gas o agua) entre la permeabilidad absoluta. 

D)

Importancia de la porosidad y la permeabilidad en la

productividad de los yacimientos.

La permeabilidad de una roca yacimiento, se define como su conductividad a los fluidos o la facultad que tiene para acceder que éstos se muevan a través de la red de poros interconectados. Si sus poros no están interconectados, no existe permeabilidad; por consiguiente, es de esperar que exista una relación entre la permeabilidad de un medio y la porosidad

efectiva.

Los factores que afectan la permeabilidad son iguales a los que afectan la porosidad efectiva, es decir la presión de sobrecarga; el tamaño, la empaquetadura y la forma de los granos; la repartición de los mismos de acuerdo con el tamaño y el grado de cementación y consolidación.

La unidad de permeabilidad es el Darcy. Explica que una roca tiene la permeabilidad de un Darcy cuando un fluido con una viscosidad de un centipoise avanza a una velocidad de un centímetro por segundo bajo un gradiente de presión de una atmósfera por centímetro. La Permeabilidad en un yacimiento de producción no es firme. Puede cambiar con el tiempo dependiendo de las condiciones de dicho pozo. Una muy alta permeabilidad hará que el tan necesario petróleo o gas natural fluya cómodamente hacia la superficie, mientras que una menor permeabilidad dificultará un poco la producción de petróleo o gas. Si un yacimiento se encuentra a una alta permeabilidad a la iniciación de la producción, esto no significa precisamente que la permeabilidad permanecerá así hasta el final de la fase de producción. Así como en la vida, las cosas también cambian en el yacimiento. E)

Importancia de los núcleos en los estudios de yacimiento.

Los núcleos son una muestra continua de roca, que se obtiene de la formación mediante perforación con una barrena especial hueca, la cual es capaz de cortar tramos de roca de hasta 20 m de longitud con un diámetro máximo de 20 cm. Estos tramos cilíndricos son llevados a la superficie para su posterior análisis. Una de las muchas ventajas de los núcleos es que permiten efectuar la caracterización geológica continua de la formación. Dependiendo del grado de heterogeneidad del núcleo, puede optarse por efectuar las mediciones en muestras cuyo diámetro es el mismo del núcleo (muestras de diámetro completo), o en muestras de un tamaño menor que se extraen del núcleo mediante barrenas, usualmente con orientaciones diferentes al eje de éste (muestras tapón). La información que se puede extraer del análisis de núcleos incluye lo siguiente: extensión área del yacimiento, definición de estructuras geológicas, capacidad de almacenamiento, transmisividad hidráulica,

contenido de fluidos, litología, variación espacial de los parámetros críticos del yacimiento, definición del grado de heterogeneidad del yacimiento, parámetros de las ecuaciones de Archie, presiones capilares, distribución de los fluidos, datos para calibrar los registros de pozos, permeabilidades relativas y mojabilidad preferencial. F)

Diferencias entre las pruebas convencionales y especiales de

los núcleos. Las

características

de

yacimiento

y

fluidos

de

los

yacimientos

convencionales habitualmente permiten que el petróleo o el gas natural fluyan con facilidad hacia el interior de los pozos. El término se utiliza para señalar la diferencia con respecto a los yacimientos de lutita u otros yacimientos no convencionales, en los que el gas podría distribuirse por todo el yacimiento a escala de cuenca, y donde las fuerzas de flotabilidad o la influencia de una columna de agua sobre la localización de los hidrocarburos presentes en el yacimiento no son significativas. A diferencia que los núcleos proporcionan datos esenciales para la exploración evaluación y producción de yacimientos de petróleo y gas. Estas muestras de rocas permiten que los geocientificos examinen directamente las secuencias depositacionales penetradas por una barrena de perforación. Además, brindan evidencias directas de la presencia, distribución y capacidad de producción de hidrocarburos y permiten la revelación de variaciones en los rasgos del yacimiento, que podrían no haber sido detectadas a través de las mediciones derivadas de los registros de fondo de pozo solamente.

EJERCICIOS 1.

Para un experimento se prepara núcleo cilíndrico de arena de 15

cms de diámetro y 35 cms de largo, el cual fue pesando, resultando 46500 gramos. El núcleo posteriormente fue saturado con agua de densidad 1 gramo por cm3, y pesado nuevamente resultando en 53900 gramos. En base a esta información, cuál será la porosidad del núcleo preparado y cual la densidad de la parte solida del núcleo.

2.

Un pozo exploratorio alcanzó un horizonte prospectivo a una

profundidad de te 6700 pies. La estructura es un monoclinal de buzamiento suave y un espesor de aproximadamente 25 pies, los registros del pozo permiten estimar porosidades entre 16 y 18 %, y no se observó indicios de capas de gas o acuíferos. La prueba DST indico una presión estática de yacimientos de 2800 lpc y la prueba de produccion dio una tasa de flujo de 600 bpd de petróleo de 31 grados API con una RGP de 520 pcn/bn, la experiencias en campos vecinos indican que el crudo tiene una presión de burbujeo en valores cercanos a 2800 bpd. Con estas condiciones, que se podría esperar del comportamiento de producción del yacimiento, y de los mecanismos de producción que actuaran en él en sus años iniciales de producción y futuros. Que recomendaría. DATOS PROF= 6700 pies h=25 pies porosidad= 16 y18% Py = 2800 psi qo= 600 bpd ºAPI = 31 RGP = 520 pcn/bn Pb= 2800psi Determinar = A) ¿Comportamiento de producción del yacimiento? B) Mecanismo de producción que actuaran en el en sus años iniciales de producción y futuro. C) Recomendación. En base a la información obtenida se determina lo siguiente como Py es menor igual a Pb es un yacimiento saturado, por ende el

comportamiento del fluido en la matriz se encuentra en estado bifásico, (oil-gas o oil wáter) con base a la gravedad API el crudo es liviano, en vista de que la RGP < 8000 pcn/bn y su ºAPI esta entre los 45