05 Pasos de la Geologia del Petróleo
The 5 Steps to Heaven (literalmente 05 PASOS AL CIELO), los cuales son origen, migración, depositación, sellado y entrampamiento, son uno de los conceptos más importantes
de la geología petrolera. Eso les dice de qué forma el petróleo fue
formado, migró y quedó entrampado en el yacimiento. Favor darse cuenta
que estos sin pasos son válidos para recursos petrolíferos convencionales.ORIGEN
Generalmente, la materia organica proveniente de animales y plantas es
oxidada y se transforma en dioxido de carbono y agua. Por lo tanto, si
la materia orgánica se entierra rapidamente, se puede preservar y
convertirse en petróleo. Las siguientes condiciones permiten la
preservación de la materia orgánica:
- Alta tasa de sedimentación
- Tamaños finos de granos por lo que el oxigeno no será capaz de penetrar y oxidar la materia organica.
- Agua de fondo Anoxica
Estas condiciones se encuentran la mayor de las veces en arcillas y calizas finas, las cuales son las rocas madre comunes.
Los Tipos de materia orgánica pueen clasificarse en 03 grupos:
Tipo 1 – Lago de Agua Fresca
Los Tipos de materia orgánica pueen clasificarse en 03 grupos:
Tipo 1 – Lago de Agua Fresca
- algas finas
- Radio de H:C alrededor de 1.6 – 1.8
- Tendencia a haber mas petróleo con una pequeña cantidad de gas.
Tipo 2 – Ambiente Marino
- Células simples de plankton, algas y bacterias
- Radio de H:C alrededor de 1.4
- Tendencia a haber una mezcla entre petróleo y gas.
Tipo 3 – Pantano
- Vegetación terrestre, esporas, polen y plantas
- H:C < 1.0
- Tendencia a haber sobre todo gas y carbón.
Figura 1 – Tipos de Materia Orgánica
Luego la materia orgánica es procesada químicamente para transformarse
en roca madre o de origen , proceso que es conocido como "cooking" o
cocción. Las tres fases de la maduración de la materia orgánica son: diagenesis, catagenesis y metagenesis.
Figura 2 – Madurez Organica
Diagenesis
- Formación de kerógeno tipo 1,2,3 , dependiendo del tipo de materia orgánica.
- Inicia durante la deposición original en las superficies someras.
- La reacción no biogénica y la decadencia biogénica con la ayuda de bacterias, convierte la materia orgánica en metano, CO2, H2O y Kerógeno.
- Profundidades < 1.000 m
- Temperatura < 60 C
Catagenesis
- Maduracion del kerogeno
- Temperatura incrementa con la profundidad increases with depth.
- Alrededor de los 60 C el petróleo se comienza a formar a partir del kerogeno mientras que las moleculas son agrietadas o crackeadas.
- La generación del petroleo ocurre entre 60 – 160 C , lo cual se llama "ventana del petróleo".
Metagenesis
- Las temperaturas mas altas agrietan las moleculas de hidrocarburo liquido.
- La generación del gas ocurre entre 160 – 225 C.
- Sobre los225 C solo el carbon permanece en forma de grafito. No se forma hidrocarburos por debajo de esa tempartura.
Migracion
La migración de los hidrocarburos es el segundo paso y es el movimiento
desde el petróleo fluido en la roca madre hacia la roca reservorio. Hay
dos procesos de migración de petróleo que son primaria y secundaria.
Migracion Primaria
Migracion Primaria
- Ocurre primeramente cuando los hidrocarburos migran desde la roca madre hasta la roca reservorio.
- Es manejada por la presión de poro y su dirección puede ser tanto hacia arriba como hacia abajo
Migración Secundaria
- Es el movimiento de hidrocarburos a través de la roca yacimiento.
- La flotabilidad es una fuerza impulsada por la migración secundaria.
Origen, Migracion y Entrampamiento del Petroleo
EL ORIGEN DEL PETRÓLEO
Durante ciertas épocas geológicas caracterizadas por condiciones climáticas favorables, el petróleo se componía inicialmente de materias orgánicas provenientes de plantas y animales que crecían y se reproducían en abundancia. A medida que estos organismos pasaban por sus ciclos de crecimiento y extinción, la materia orgánica enterrada se descomponía lentamente, convirtiéndose en los combustibles fósiles que tenemos hoy en día: petróleo, gas, carbón y bitumen.
El petróleo, gas y bitumen estaban diseminados en los sedimentos (generalmente lutitas ricas en arcilla). A lo largo de millones de años, estas lutitas cargadas de materias orgánicas expulsaron el petróleo y el gas que contenían, bajo la acción de las tremendas presiones que ejercían las sobrecapas. El petróleo y el gas migraron dentro de los estratos permeables sobreyacentes o subyacentes, y luego migraron nuevamente dentro de trampas que ahora llamamos yacimientos.
Resulta interesante notar que la palabra “petróleo” se deriva del Latín petra, roca, y oleum, aceite, indicando que tiene su origen en las rocas que constituyen la corteza terrestre. Estos antiguos hidrocarburos de petróleo son mezclas complejas y existen en una variedad de formas físicas - mezclas de gas, aceites que varían de ligeros a viscosos, semisólidos y sólidos. Los gases pueden hallarse por separado o mezclados con los aceites. El color de los líquidos (aceites) puede variar de claro a negro. Los hidrocarburos semisólidos son pegajosos y negros (breas).
Las formas sólidas explotadas consisten generalmente en carbón, arena impregnada de brea o asfalto natural, tal como la gilsonita. Como lo sugiere el nombre “hidrocarburo”, el petróleo se compone de átomos de carbono enlazados con átomos de hidrógeno; el carbono tiene cuatro enlaces y el hidrógeno tiene uno. El hidrocarburo más simple es el metano (CH4). Los hidrocarburos más complejos tienen estructuras intrincadas, compuestas de múltiples anillos (cadenas cerradas) de carbono-hidrógeno, con cadenas laterales de carbono-hidrógeno. La estructura de los hidrocarburos más pesados suele contener trazas de azufre, nitrógeno y otros elementos.
LA MIGRACIÓN Y EL ENTRAMPAMIENTO DEL PETRÓLEO
Rocas Sedimentarias.
Es raro que se encuentre petróleo en cantidades comerciales dentro de la roca madre donde fue formado. Más bien se encontrará cerca de la roca madre, en la roca de la formación productiva. Normalmente se trata de “rocas sedimentarias” - cuerpos rocosos estratificados, formados en antiguos mares poco profundos por el limo y la arena de los ríos.
La arenisca es el tipo más común de rocas sedimentarias. Entre los granos de arena que forman un cuerpo rocoso de arenisca, existe un espacio que originariamente estaba lleno de agua salada. Cuando los poros están interconectados, la roca es permeable y los fluidos pueden fluir a través del cuerpo rocoso bajo el efecto de la gravedad o de la presión. El agua salada que llenaba el espacio poral es parcialmente desplazada por el petróleo y el gas que fueron expulsados fuera de la roca madre hacia la arenisca. Una pequeña cantidad de agua permanece dentro del espacio poral, cubriendo los granos de arena. Ésta se llama agua irreductible del yacimiento.
El petróleo y el gas pueden migrar a través de los poros, siempre que la gravedad o presión existente sea suficiente para desplazarlos, o hasta que se bloquee la trayectoria de flujo. A dicho bloqueo se le asigna el nombre de trampa. Las rocas carbonáticas, las calizas (carbonato de calcio) y las dolomitas (carbonato de calcio-magnesio) son rocas sedimentarias y constituyen algunos de los yacimientos petrolíferos más comunes. Los yacimientos de carbonato se formaron a partir de antiguos arrecifes coralinos y montículos algáceos que se desarrollaron en antiguos mares poco profundos.
Las rocas madres ricas en materias orgánicas también estaban ubicadas en las proximidades para suministrar petróleo y gas a estas rocas productivas. La mayoría de los estratos de caliza no tienen una matriz que les proporcione una permeabilidad suficiente para permitir la migración del petróleo y del gas a través de estos estratos. Sin embargo, muchos yacimientos de caliza contienen sistemas de fracturas y/o fisuras interconectadas (cavidades formadas cuando el agua ácida disolvió parte del carbonato).
Estas fracturas y fisuras, creadas después de la deposición, proporcionan la porosidad y la permeabilidad que son imprescindibles para permitir la migración y el entrampamiento del petróleo. Otra roca carbonática, la dolomita, presenta la permeabilidad de la matriz que permite la migración y el entrampamiento del fluido. Las dolomitas también pueden tener una porosidad de fractura y secundaria, lo cual hace que las estructuras de dolomita constituyan muy buenos candidatos para depósitos de petróleo.
Domos salinos. Una porción importante de la producción de petróleo y gas se relaciona con los domos de sal que están principalmente clasificados como intrusiones salinas de tipo penetrante y que suelen ser fungiformes. Los domos penetrantes fueron formados por el movimiento plástico de la sal que ascendía a través de sedimentos más densos, bajo la acción de las fuerzas de flotación causadas por la diferencia de densidad. Los estratos colindantes (arena, lutita y carbonato) fueron deformados por esta intrusión ascendente de sal, formando trampas estratigráficas y estructurales (ver la Figura 2c). Estas trampas se formaron alrededor de los flancos y por debajo de la protuberancia de los domos salinos en las capas de arenisca falladas y plegadas por el movimiento de la sal. Siendo impermeable al petróleo y al gas, la sal forma una excelente barrera para la acumulación de hidrocarburos.
Estratos de sal.
En los últimos años, se han descubierto importantes yacimientos de petróleo y gas por debajo de estratos horizontales de sal. Hasta hace poco, lo que existía por debajo de estos estratos extruidos de sal, llamados capas intrusivas, mantos y lentes de sal, constituía un misterio. Estos estratos no podían ser explorados de manera económica mediante la perforación, y la interpretación sísmica a través de la sal plástica no era confiable.
Hoy en día, las formaciones “subsalinas” pueden ser evaluadas mediante el análisis moderno de datos sísmicos tridimensionales para identificar los yacimientos potenciales. Una vez localizadas las formaciones probables, se perforan pozos a través del estrato de sal para determinar si existe algún depósito de petróleo y gas. Trampas. El petróleo, el gas y el agua migran lentamente a través de las rocas permeables, empujados por las fuerzas naturales producidas por los gradientes de gravedad (flotabilidad) y de presión.
Cuando se encuentran con una barrera impermeable, estas sustancias no pueden ir más lejos, resultando en la acumulación del petróleo y del gas. En general, a esta barrera se le asigna el nombre de trampa. Las diferentes densidades hacen subir la fase gaseosa, mientras que el agua se deposita en el punto más bajo y el petróleo permanece en el medio. Las trampas se categorizan como trampas estructurales o estratigráficas.
Las trampas estructurales resultan de una deformación local tal como el plegamiento y/o fallamiento de los estratos rocosos. Los ejemplos de barreras estructurales incluyen las trampas anticlinales, las trampas por falla y las trampas relacionadas con domos salinos (ver las Figuras 1a, 1b y 2c). Las trampas estratigráficas son formadas por procesos geológicos distintos de la deformación estructural, y están relacionadas con las variaciones en las Trampas Estructurales
Yacimiento
Una roca yacimiento es el lugar donde migran los hidrocarburos y se mantiene bajo tierra. Las rocas del yacimiento son de piedra arenisca, piedra caliza, yeso,
dolomita, etc. El tamaño del yacimiento y la forma depende de ambiente de
depósito o seddimentario.
los efectos importantes sobre las propiedades del yacimiento son los siguientes;
Porosidad= % de espacio poroso en el yacimiento
Permeabilidad = habilidad de la roca de permitir que los fluidos fluyan a través de ella.
los efectos importantes sobre las propiedades del yacimiento son los siguientes;
Porosidad= % de espacio poroso en el yacimiento
Permeabilidad = habilidad de la roca de permitir que los fluidos fluyan a través de ella.
- 1 – 10 md = fair sand
- 10 – 100 md = good sand
- 100 – 1000 md = very good
- 1000 md up = excellent
Ración de Grosor Neto – relación entre el yacimiento efectivo y el intervalo de yacimiento entero.
Sellado
El sello es una roca impermeable, que impide que los hidrocarburos pasen a través del mismo. Por lo tanto, se detiene una mayor migración de petróleo y gas. Por lo general, son los sedimentos de grano fino como la pizarra y evaporitas (sal). Además, el esquisto deformado en una zona de falla puede ser un sello.
Figura 4 – domo salino como trampa
(Ref: http://myweb.cwpost.liu.edu/vdivener/notes/salt-dome-3.jpg)
Trampa
La strampas son estructuras impermeables donde los hidrocarburos se acumulan bajo tierra. Debajo se muestran los dos tipos de trampas:
Estructurales
Las trampas estructurales se forman como resultado de cambios en la estructura del subsuelo. Pueden ser causados por el movimiento tectónico (fallo y doble) o movimiento de la sal. Los ejemplos de trampas estructurales son anticlinal, fallas y la trampa domo de sal.
Estratigráficas
Las trampas estratigráficas se producen en el propio yacimiento cuando éste se corta hasta la inmersión y no se necesita ningún otro control estructural. Los cambios en la litología pueden ser causados por variaciones en la deposición original o debido al procesamiento después de la deposición. Los ejemplos de trampas estratigráficas son pode en trampas, trampas y trampas de arrecifes de lentes.
Estructurales
Las trampas estructurales se forman como resultado de cambios en la estructura del subsuelo. Pueden ser causados por el movimiento tectónico (fallo y doble) o movimiento de la sal. Los ejemplos de trampas estructurales son anticlinal, fallas y la trampa domo de sal.
Estratigráficas
Las trampas estratigráficas se producen en el propio yacimiento cuando éste se corta hasta la inmersión y no se necesita ningún otro control estructural. Los cambios en la litología pueden ser causados por variaciones en la deposición original o debido al procesamiento después de la deposición. Los ejemplos de trampas estratigráficas son pode en trampas, trampas y trampas de arrecifes de lentes.
Figura 5 – trampas estructurales y estratigráficas
(Ref: https://rodrigonomics.files.wordpress.com/2011/08/structural-traps.jpg)
TEXTO ORIGINAL
5 Steps To Heaven in Petroleum Geology
http://www.drillingformulas.com/5-steps-to-heaven-in-petroleum-geology/
Qué es la Porosidad de la Roca?
La Porosidad es una de las más importantes propiedades de las rocas y es una forma de medir el espacio poroso en la misma.
Figura 1 – Porosidad
(Ref: http://www.tulane.edu/~sanelson/images/pores.gif)
En la figura 1 se nos muestra la ilustración de la porosidad y en ella
puede verse que la distribución y el tamaño de los granos puede afectar
la porosidad en una roca.
La Porosidad (ɸ) se expresa matemáticamente como el radio total del espacio vacio con respecto el volumen total de la roca.
La Porosidad (ɸ) se expresa matemáticamente como el radio total del espacio vacio con respecto el volumen total de la roca.
Porosidad (ɸ) = (Vp ÷ Vb) × 100
Donde
Vp =volumen poroso
Vb = Volumen de la roca
Porosity (ɸ) mostrado en forma de porcentaje
Cómo medir la Porosidad?
Abajo listamos diferentes métodos para medir la porosidad de la roca:
Vp =volumen poroso
Vb = Volumen de la roca
Porosity (ɸ) mostrado en forma de porcentaje
Cómo medir la Porosidad?
Abajo listamos diferentes métodos para medir la porosidad de la roca:
- Métodos Directos: mediciones desde nucleos por corriente de aire o liquidos.
- Métodos Indirectos: herramientas de registro de pozos (densitdad, neutron y sónico)
La Porosidad (ɸ) puede clasificarse de varias formas de acuerdo a ciertos criterios;
Porosidad Primaria: es la
porosidad de la roca que fue formada durante la sedimentación. La
porosidad primaria depende de diferentes factores, tales como el
ambiente deposicional, tamaño de los granos y forma, distribución de los
granos de arena, dementación entre las arenas, etc.
Porosidad Secundaria: es la que
se formo durante la diagénesis de la roca. La reaccion química disuelve
los granos de la roca en los espacios vaciós de la roca.
Porosidad Absoluta: es la razón
del espacio poroso total entre el volumen total de la roca. Esto no
toma en cuenta los espacios vacios que no estan conectados con los
otros.
Porosidad Efectiva: es la razón
entre los espacios porosos interconectados y el volumen total de la
roca. Esta es una forma apropiada para calculas el fluido en el
yacimiento.
Ejemplo:
Una muestra de nucleo es de 5 cm de largo y 3 cm de diametro. En el
laboratorio se succionan 3.25 cm3 desde los espacios porosos.
1. Cuá es el volumen total de la muestra?
Bulk volume = (π÷4) × Diametro2 × Longitud del Nucleo
Bulk volume = (π÷4) × 32 × 5
Bulk volume = 35.34 cm3
2. Cual es el espacio poroso?
Este es el volumen de aire aspirado así que el espacio de los poros es 3,52 cm2
3. Cual es la Porosidad en la roca?
Porosidad (ɸ) = (Vp ÷ Vb) × 100
Porosidad (ɸ) = (3.52 ÷ 35.34) × 100
Porosidad (ɸ) = 10 %
4. Es esta la porosidad efectiva o absoluta?
Es la efectiva porque eso mide el volumen de aire que puede removerse desde el núcleo.
February 7, 2016 - 2:34 pm | Geology, Petroleum Engineering
Permeabilidad Absoluta
La ecuación de Darcy’s es ampliamente usada en el campo petrolero para
medir el flujo en el medio poroso . la ecuación del flujo Lineal de
Darcy es la que se muestra a continuación:
Ecuación 1 – Ecuación de Darcy para Flujo Lineal
Figura 1 –Diagrama de Flujo Lineal
Donde;
q = rata de flujo, cc/sec
k = permeabilidad, Darcy (D)
A = Area transversal de flujo , cm2
μ = viscosidad del fluido, cp
Δp = presion, atm
ΔL = Longitud de la plataforma del fluido. length of fluid path, cm
For oilfield unit, the equation above is expressed below;
Where;
q = flow rate, stb/d
k = permeability, milli Darcy (mD)
A = cross sectional area to flow, ft2
μ = fluid viscosity, cp
Δp = pressure, psi
ΔL = length of fluid path, ft
Nota: para un flujo radial, se daran mas detalles en proximos articulos.
En flujo de 03 Dimensiones , la permeabilidad de cada eje de abajo esta representado por los siguientes signos:
kx – La permeabilidad en la dirección X (Horizontal))
ky – La permeabilidad en la dirección Y (Horizontal )
kz – La permeabilidad en la dirección Z (vertical )
kx y ky son paralelos un plano de estratificación de la formación, pero kz es perpendicular a plano de estratos.
Generalmente, la permeabilidad horizontal y vertical tiene un nivel significante de diferente. La variación en la permeabilidaden diferentes ´planos es llamada Permeabilidad Anisotrópica. En modelaje de yacimientos es común tener una Kx cercana a ky pero, kz debe ser signficativamente diferente.
Los yacimientos con formaciones en capas tienen varios valores de permeabilidad, por lo que estos valores de permeabilidad debe ser promedio para representar todo el paquete de arena. Existen dos métodos usados para permeabilidad media.
Peso promedio del Espesor
Donde;
kavg = permeabilidad promedio
k = permeabilidad de la capa
h = espesor del estrato
Significado Geometrico
donde;
kavg = permeabilidad promedio
Cóme medir la Permeabilidad Absoluta?
Este valor se determina haciendo fluir un fluido particular de viscosidad conocida a través de una muestra de núcleo a una tasa planeada y diferente presión. Entonces se usa la Ecuación 1para calcular la Permeabilidad Abosulta. Este valor representa la respuesta unicamente a una escala pequeña porque una muestra de núcleo es emasiado pequeña en comparación con el tamaño del yacimiento.
February 14, 2016 - 11:14 pm | Petroleum Engineering
Ecuación 1 – Ecuación de Darcy para Flujo Lineal
Figura 1 –Diagrama de Flujo Lineal
Donde;
q = rata de flujo, cc/sec
k = permeabilidad, Darcy (D)
A = Area transversal de flujo , cm2
μ = viscosidad del fluido, cp
Δp = presion, atm
ΔL = Longitud de la plataforma del fluido. length of fluid path, cm
For oilfield unit, the equation above is expressed below;
Where;
q = flow rate, stb/d
k = permeability, milli Darcy (mD)
A = cross sectional area to flow, ft2
μ = fluid viscosity, cp
Δp = pressure, psi
ΔL = length of fluid path, ft
Nota: para un flujo radial, se daran mas detalles en proximos articulos.
En flujo de 03 Dimensiones , la permeabilidad de cada eje de abajo esta representado por los siguientes signos:
kx – La permeabilidad en la dirección X (Horizontal))
ky – La permeabilidad en la dirección Y (Horizontal )
kz – La permeabilidad en la dirección Z (vertical )
kx y ky son paralelos un plano de estratificación de la formación, pero kz es perpendicular a plano de estratos.
Generalmente, la permeabilidad horizontal y vertical tiene un nivel significante de diferente. La variación en la permeabilidaden diferentes ´planos es llamada Permeabilidad Anisotrópica. En modelaje de yacimientos es común tener una Kx cercana a ky pero, kz debe ser signficativamente diferente.
Los yacimientos con formaciones en capas tienen varios valores de permeabilidad, por lo que estos valores de permeabilidad debe ser promedio para representar todo el paquete de arena. Existen dos métodos usados para permeabilidad media.
Peso promedio del Espesor
Donde;
kavg = permeabilidad promedio
k = permeabilidad de la capa
h = espesor del estrato
Significado Geometrico
donde;
kavg = permeabilidad promedio
Cóme medir la Permeabilidad Absoluta?
Este valor se determina haciendo fluir un fluido particular de viscosidad conocida a través de una muestra de núcleo a una tasa planeada y diferente presión. Entonces se usa la Ecuación 1para calcular la Permeabilidad Abosulta. Este valor representa la respuesta unicamente a una escala pequeña porque una muestra de núcleo es emasiado pequeña en comparación con el tamaño del yacimiento.
February 14, 2016 - 11:14 pm | Petroleum Engineering
Saturación del Fluido
La
Saturación del fluido trata sobre cuanto de estos está presente en el
espacio poroso de una roca. Esto afectará la habilidad de flujo de cada
tipo de fluido a través del medio poroso. Este es uno de los valores más
críticos de la Ingeniería de Yacimientos desde que muchos cálculos de
ingeniería comenzaron a requerir los valores de saturación de fluido en
la roca.
La Saturación del Fluido está expresada en términos del volumen del fluido dividido entre el total del espacio poroso:
Saturación del Gas (Sg) = Vg ÷ Vp
Saturación del Petróleo (So) = Vo ÷ Vp
Saturación del agua (Sw) = Vw ÷ Vp
Presiòn Capilar / Humectabilidad de la Roca
PRESIÓN CAPILAR: Es la fuerza debida a la diferencia entre las densidades en la roca que pueden forzar a los hidrocarburos a través de los poros de la roca, por lo que puede ocurrir en una zona de transición entre fluidos. Continúe leyendo
Compresibilidad de la Roca
Where
Vp = pore volume
dVp = change in volume
dp = change in pressure, psi
cf = rock compressibility, 1/psi
Note: The actual measurement of rock compressibility is expensive and it is required to have a formation sample. In practical, utilizing Hall correlation to determine rock compressibility is acceptable.
Hall’s rock compressibility correlation is a function only of porosity. The correlation is based on laboratory data and is considered reasonable for normally pressured sandstones.
http://infohost.nmt.edu/~petro/faculty/Engler524/PET524-1c-porosity.pdf
cf is typically in the range from 3 x 10-6 to 6 x 10-6 1/psi.
Ejemplo
Use the following data to determine volume change in reservoir rock per 100 psi of pressure drop.
Reservoir area = 2,000,000 square feet
Porosity = 15%
Rock compressibility = 3 x 10-6 1/psi
Formation thickness = 150 ft
Solucion
Reservoir rock volume = 2,000,000 x 150 = 300 x 106 square feet
Vp = reservoir rock volume x porosity
Vp = 300 x 106 x 0.15 = 45 x 106 ft3
d Vp /dp = cf × Vp
d Vp /dp = 3 x 10-6 x 45 x 106 = 135 ft3/psi
dp = 100 psi
d Vp = 13,500 ft3
% change in reservoir pore volume @ 100 psi decline = dVp ÷ Vp =13,500 ÷ 45 x 106 = 0.03 %
February 14, 2016 - 10:38 pm | Petroleum Engineering
Permeabilidad Efectiva y Absoluta
El yacimiento consiste de tres fluidos (gas , petróleo y agua) por los que comúmente se usan abreviaturas para referirse a cada fluido.
kg = permeabilidad efectiva del gas
ko = permeabilidad efectiva del petróleo
kw = permeabilidad efectiva del agua
Normalmente, es común indicar a la permeabilidad efectiva como una función de la permeabilidad absoluta de una roca. La permeabilidad relativa se define como una relación de la permeabilidad efectiva para una permeabilidad absoluta de roca. La permeabilidad relativa es ampliamente utilizada en ingeniería de yacimientos. Las funciones de abajo indican las permeabilidades relativas del gas, petróleo y agua.
Relative permeability to gas – krg = kg÷k
Relative permeability to oil – kro = ko÷k
Relative permeability to water – krw = kw÷k
Dónde;
k = permeabilidad absoluta
La permeabilidad relativa se representa normalmente en función de la saturación de agua en una roca (Figura 1). La Figura 1 muestra un gráfico de las curvas de permeabilidad relativa agua-aceite.
Figura-1 --- Gráfico de permeabilidad relativa
Figura 1 - Gráfico de permeabilidad relativa
A medida que la saturación de agua (Sw) disminuye, la permeabilidad relativa del petróleo (Kro) disminuye y la permeabilidad relativa del agua aumenta (Krw). Si la saturación de agua está por debajo de la saturación de agua connata (Swc), solo fluirá aceite, pero no fluirá agua (Figura 2).
Figura-2 --- Flujo-de-aceite-solo-cuando-Sw-less-Swc
Figura 2 - Flujo de aceite solo cuando Sw <Swc
Cuando la saturación de agua (Sw) en una roca es igual a la saturación de agua connata (Swc), el agua comienza a fluir (Figura 3).
Figura 3 --- El agua comienza a fluir
Figura 3 - El agua comienza a fluir
El flujo de aceite continúa disminuyendo y el flujo de agua continúa disminuyendo porque la saturación de agua aumenta. Si la saturación de agua (Sw) está entre la saturación de agua connato (Swc) y 1 menos Sor (relación de aceite irreducible), tanto el aceite como el agua fluyen (Figura 4).
Figura 4 --- Flujo de agua y aceite
Figura 4 - Flujo de aceite y agua
Una vez que la saturación de agua en una roca aumenta a 1 menos Sor (saturación de aceite irreducible), el aceite no fluirá, sino solo el agua. Más allá de este punto, el petróleo no se moverá en absoluto, pero el agua continuará aumentando a medida que aumenta la saturación de agua (Sw) en una roca (Figura 5).
Figura 5 --- El aceite no fluye
Figura 5 - El aceite no fluye
Aplicaciones de la permeabilidad relativa
La permeabilidad relativa de la roca se utiliza para predecir el flujo de cada fase de fluido, la eficiencia de desplazamiento y las reservas recuperables esperadas.
February 28, 2016 - 3:01 pm | Petroleum Engineering
El mecanismo de movimiento de fluidos del yacimiento es la manera en la cual varias fuentes de energía en el reservorio permiten que los fluidos fluyan hasta la superficie. La Recuperación de los fluidos en el yacimiento esta clasificada en tres categorías (primaria, secundaria y terciaria)
k = permeabilidad absoluta
La permeabilidad relativa se representa normalmente en función de la saturación de agua en una roca (Figura 1). La Figura 1 muestra un gráfico de las curvas de permeabilidad relativa agua-aceite.
Figura-1 --- Gráfico de permeabilidad relativa
Figura 1 - Gráfico de permeabilidad relativa
A medida que la saturación de agua (Sw) disminuye, la permeabilidad relativa del petróleo (Kro) disminuye y la permeabilidad relativa del agua aumenta (Krw). Si la saturación de agua está por debajo de la saturación de agua connata (Swc), solo fluirá aceite, pero no fluirá agua (Figura 2).
Figura-2 --- Flujo-de-aceite-solo-cuando-Sw-less-Swc
Figura 2 - Flujo de aceite solo cuando Sw <Swc
Cuando la saturación de agua (Sw) en una roca es igual a la saturación de agua connata (Swc), el agua comienza a fluir (Figura 3).
Figura 3 --- El agua comienza a fluir
Figura 3 - El agua comienza a fluir
El flujo de aceite continúa disminuyendo y el flujo de agua continúa disminuyendo porque la saturación de agua aumenta. Si la saturación de agua (Sw) está entre la saturación de agua connato (Swc) y 1 menos Sor (relación de aceite irreducible), tanto el aceite como el agua fluyen (Figura 4).
Figura 4 --- Flujo de agua y aceite
Figura 4 - Flujo de aceite y agua
Una vez que la saturación de agua en una roca aumenta a 1 menos Sor (saturación de aceite irreducible), el aceite no fluirá, sino solo el agua. Más allá de este punto, el petróleo no se moverá en absoluto, pero el agua continuará aumentando a medida que aumenta la saturación de agua (Sw) en una roca (Figura 5).
Figura 5 --- El aceite no fluye
Figura 5 - El aceite no fluye
Aplicaciones de la permeabilidad relativa
La permeabilidad relativa de la roca se utiliza para predecir el flujo de cada fase de fluido, la eficiencia de desplazamiento y las reservas recuperables esperadas.
Tipos de Recuperación de Petróleo
El mecanismo de movimiento de fluidos del yacimiento es la manera en la cual varias fuentes de energía en el reservorio permiten que los fluidos fluyan hasta la superficie. La Recuperación de los fluidos en el yacimiento esta clasificada en tres categorías (primaria, secundaria y terciaria)
Recuperación Primaria
Es el primer mecanismo en el cual la extracción es por energía natural del yacimiento.
Figura 1 – Recuperación Primaria
Recuperación Secundaria
Este es conducido por la adición de energía extra hacia el yacimiento como la inyección instantanea de gas , invasión de agua, etc. La energía adicional se usa para mantener la presión del yacimiento y de esta forma pueda producir de manera eficaz y producir más de un factor de recuperación.
Figura 2 – Recuperación Secundaria
Recuperacion Terciaria
La Recuperación terciaria o Recuperación Mejorada se refiere a los diversos métodos para aumentar la recuperación de petróleo. Por ejemplo, una inyección de corriente, la inyección de dióxido de carbono, inyección del polímero, etc. Esta recuperación puede cambiar las propiedades de las rocas o inyectar gas que no es del yacimiento para mejorar la eficiencia del petroleo final recuperado. El agua normal o de inyección de gas del yacimiento no se clasifica en esta categoría. Esto se realiza normalmente después de la recuperación secundaria. Sin embargo, en algunas áreas, la recuperación terciaria puede ser iniciada después de la recuperación primaria.
Figura 3 – Recuperación Terciaria
References
Abhijit Y. Dandekar, 2013. Petroleum Reservoir Rock and Fluid Properties, Second Edition. 2 Edition. CRC Press.
L.P.
Dake, 1983. Fundamentals of Reservoir Engineering, Volume 8
(Developments in Petroleum Science). New impression Edition. Elsevier
Science.
Tarek
Ahmed PhD PE, 2011. Advanced Reservoir Management and Engineering,
Second Edition. 2 Edition. Gulf Professional Publishing.
References
Richard C. Selley, 2014. Elements of Petroleum Geology, Third Edition. 3 Edition. Academic Press.
Norman
J. Hyne, 2012. Nontechnical Guide to Petroleum Geology, Exploration,
Drilling & Production, 3rd Ed. 3 Edition. PennWell Corp.
Richard C. Selley, 1997. Elements of Petroleum Geology, Second Edition. 2 Edition. Academic Press.
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Available at:
http://energy.usgs.gov/portals/0/Rooms/geochemistry_research/images/first_stage.gif
[Accessed 14 October 15].
Geología Aplicada al Petróleo y Estudios Petrofisicos
La geología del petróleo es una aplicación especializada de la Geología
que estudia todos los aspectos relacionados con la formación de
yacimientos petrolíferos y su prospección. Entre sus objetivos están la
localización de posibles yacimientos, caracterizar su geometría espacial
y la estimación de sus reservas potenciales.
En la geología del petróleo se combinan diversos métodos o técnicas exploratorias para seleccionar las mejores oportunidades para encontrar hidrocarburos (petróleo y gas natural). El desarrollo de la geología del petróleo tuvo lugar principalmente entre las décadas de los años 1970 y 1980, cuando las empresas del petróleo crearon grandes departamentos de geología y destinaron importantes recursos a la exploración. Los geólogos de esta industria aportaron a su vez nuevos avances a la Geología, desarrollando, por ejemplo, nuevos tipos de análisis estratigráfico (estratigrafía secuencial, microfacies, quimioestratigrafía, etc.) y geofísicos.
¿Qué son los estudios geofísicos?
Los estudios geofísicos son técnicas desarrolladas a partir de métodos físicos que ayudan a revelar la presencia o ausencia de cuerpos y estructuras dentro del subsuelo que no pueden verse a simple vista pero que, por sus propiedades físicas distintas al medio que les rodea pueden ser detectados.
Los yacimientos son tan solo algunos ejemplos de lo suele buscarse aplicando métodos geofísicos terrestres.
Tipos de estudios geofísicos.
Existen distintos tipos de estudios geofísicos, y cada uno de ellos es utilizado para diferentes propósitos, pues tienen distintas características y frecuentemente responden a distintas propiedades físicas del subsuelo.
Uno de los más utilizados y confiables de la industria petrolera es el método sismico, consisten en producir artificialmente ondas sísmicas con una explosión pequeña o el impacto sobre la superficie de un objeto de gran peso (a veces, portado por un camión especial para esta tarea). Estos estudios detectan muy bien la presencia de hidrocarburos. La Sísmica de Refracción, basada en la observación de los tiempos de llegada de los primeros movimientos del terreno en diversos sitios, generados por una fuente de energía específica en un sitio determinado.
Los métodos magnéticos, por ejemplo, son capaces de evidenciar contrastes en la susceptibilidad magnética del subsuelo, lo que comúnmente se utiliza para localizar cuerpos mineralizados de interés comercial.
Los métodos
eléctricos por otro lado, son sensibles en las diferencias de
conductividad del subsuelo, lo que ayuda a identificar cuerpos acuosos, o
cavernas y túneles no visibles desde la superficie.
De la misma manera, el método gravimétrico es sensible a los contrastes de densidad, los sísmicos a los parámetros elásticos del subsuelo y los electromagnéticos a la conductividad.
La polarización inducida y el sondeo eléctrico vertical son dos ejemplos de estudios de los métodos eléctricos, pero uno responde a un efecto conocido como polarización eléctrica de los materiales y otro a la conductividad.
#geologiapetrolera
#geologia #oil #petroleo #geofisica #propeccion #perforacion #drilling #sismica
ESCRITO POR @geologiapetrolera
Los estudios geofísicos son técnicas desarrolladas a partir de métodos físicos que ayudan a revelar la presencia o ausencia de cuerpos y estructuras dentro del subsuelo que no pueden verse a simple vista pero que, por sus propiedades físicas distintas al medio que les rodea pueden ser detectados.
Los yacimientos son tan solo algunos ejemplos de lo suele buscarse aplicando métodos geofísicos terrestres.
Tipos de estudios geofísicos.
Existen distintos tipos de estudios geofísicos, y cada uno de ellos es utilizado para diferentes propósitos, pues tienen distintas características y frecuentemente responden a distintas propiedades físicas del subsuelo.
Uno de los más utilizados y confiables de la industria petrolera es el método sismico, consisten en producir artificialmente ondas sísmicas con una explosión pequeña o el impacto sobre la superficie de un objeto de gran peso (a veces, portado por un camión especial para esta tarea). Estos estudios detectan muy bien la presencia de hidrocarburos. La Sísmica de Refracción, basada en la observación de los tiempos de llegada de los primeros movimientos del terreno en diversos sitios, generados por una fuente de energía específica en un sitio determinado.
Los métodos magnéticos, por ejemplo, son capaces de evidenciar contrastes en la susceptibilidad magnética del subsuelo, lo que comúnmente se utiliza para localizar cuerpos mineralizados de interés comercial.
Los métodos
eléctricos por otro lado, son sensibles en las diferencias de
conductividad del subsuelo, lo que ayuda a identificar cuerpos acuosos, o
cavernas y túneles no visibles desde la superficie.De la misma manera, el método gravimétrico es sensible a los contrastes de densidad, los sísmicos a los parámetros elásticos del subsuelo y los electromagnéticos a la conductividad.
La polarización inducida y el sondeo eléctrico vertical son dos ejemplos de estudios de los métodos eléctricos, pero uno responde a un efecto conocido como polarización eléctrica de los materiales y otro a la conductividad.
#geologiapetrolera
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ESCRITO POR @geologiapetrolera
