Data Collection Methods

El modelo de simulación que es denominado estático, se refiere a un modelo geológico de yacimiento de acuerdo a las estructuras y propiedades físicas entre las cuales se encuentran principalmente porosidad, permeabilidad, saturación. Este modelo estático-geológico es la base sobre la cual trabajan los ingenieros para obtener un modelo de simulación dinámico que represente al yacimiento petrolero en estudio. (Villegas Velásquez, 2007, pág. 20)

- Porosidad (Ø)

Las rocas sedimentarias están compuestas de la matriz o esqueleto (granos) y de los poros como se observa en la figura 3; siendo la porosidad, la fracción del volumen total de roca no ocupada o libre de material o poros. (Mannucci V., pág. 1)

Figura 3. Porosidad (Mannucci V., pág. 1)

16 La ecuación de la porosidad es:

[1.1]

Donde:

Ø: porosidad en fracción

VP: volumen poroso en pies cúbicos

VT: volumen total en pies cúbicos

VS: volumen sólido en pies cúbicos

Al tener datos del área y espesor del yacimiento, se puede calcular el volumen poroso del yacimiento a través de la siguiente fórmula:

[1.2]

Donde:

VP: volumen poroso en barriles de yacimiento

7758: constante en barriles sobre acre pies A: área en acres

H: altura en pies

Ø: porosidad en fracción

La porosidad de la roca puede ser clasificada por la comunicación de los poros y por su origen. Según la primera, la porosidad puede ser efectiva que corresponde al volumen de poros interconectados entre sí sobre el volumen total, sirve para el cálculo de petróleo y gas in situ y es medida con porosímetros; porosidad absoluta, que corresponde al volumen de poros interconectados o no entre sí sobre el volumen total. La diferencia entre ambas porosidades, es la porosidad residual o no efectiva como se observa en la siguiente ecuación. (Mannucci V., pág. 2)

17

[1.3]

Donde:

Ør: porosidad residual en fracción Øa: porosidad absoluta en fracción Øe: Porosidad efectiva en fracción

Según el origen se tiene la porosidad primaria originada durante la depositación de los estratos, sus poros son espacios entre granos individuales de sedimento, se encuentra en areniscas (detríticas o clásticas) y calizas oolíticas (no detríticas); y la porosidad secundaria constituida luego de la depositación, a causa de un proceso geológico, por disolución de material sólido soluble constitutivo de las rocas (porosidad en solución), por fractura y por dolomitización debido a un proceso mediante el cual las calizas se convierten en dolomitas con mayor porosidad. La porosidad también puede ser total en yacimientos denominados de doble porosidad y es calculada con la suma de las porosidades primaria y secundaria. (Mannucci V., pág. 3)

La porosidad puede ser determinada por métodos directos en laboratorio utilizado núcleos de corona de los pozos, tratados y preparados; y métodos indirectos de campo como los registros eléctricos como el neutrón, sónico y de densidad. (Mannucci V., pág. 11)

- Permeabilidad (K)

Es la capacidad que tiene una roca para dejar pasar a los fluidos a través de ella. Se considera como “la cantidad de fluido que pasa a través de una sección transversal unitaria en una unidad de tiempo”. (Mannucci V., pág. 12)

18 La permeabilidad puede ser clasificada en permeabilidad absoluta (K), en la cual se tiene un medio poroso saturado 100% por una solo fase; permeabilidad efectiva (Kei, i = o,w,g) que corresponde a cada fase cuando

fluyen dos o más fluidos en el medio poroso; su valor siempre es menor que 100% y permeabilidad relativa (Kri, i = o,w,g) que es la relación entre la

permeabilidad efectiva y la absoluta, depende de la saturación del fluido y es menor a 1. (Mannucci V., págs. 36,37)

[1.4]

Donde:

Kri: permeabilidad relativa en fracción Kei: permeabilidad efectiva en darcys K: permeabilidad absoluta en darcys

La permeabilidad puede ser determinada por métodos directos con la utilización de los núcleos o cores tomados de los pozos y por métodos indirectos con el uso de correlaciones, en función de la porosidad según el tipo de roca (correlaciones de Archie), presión capilar, pruebas de flujo, pruebas de restauración de presión y a veces por correlaciones empíricas según perfiles eléctricos de resistividad y porosidad. (Mannucci V., págs. 14, 15)

El concepto de permeabilidad fue dado por Darcy, quien observó el flujo de agua a través de filtros y fundamento una ley, según la cual, “la velocidad de un fluido homogéneo en un medio poroso es proporcional al gradiente de presión e inversamente proporcional a la viscosidad del fluido”, lo cual puede ser observado en la figura 4; (Mannucci V., págs. 14, 15) con la siguiente ecuación:

19 Donde: Q: tasa de flujo (cm3/s) K: permeabilidad A: área transversal (cm2) h: espesor

L: longitud del empaque (cm)

Siendo esta ley válida para un sistema de fluido monofásico y homogéneo, sin reacción roca – fluido y flujo laminar, y no es válida para números de Reynolds > 1. (Mannucci V., pág. 20)

Figura 4. Ley de Darcy aplicada al cálculo de permeabilidad (Mannucci V., pág. 20)

La Ley de Darcy es aplicada en el flujo hacia los pozos productores, a través del denominado Flujo radial en donde se supone un pozo con un radio rw en

una formación cilíndrica horizontal con radio exterior re y espesor h con

20

Figura 5. Flujo radial

(Mannucci V., pág. 20)

Para el flujo radial se utiliza la siguiente ecuación:

[1.6]

Donde:

Q: tasa de flujo K: permeabilidad H: espesor

Pe: presión en el radio exterior de drenaje Pw: presión en el radio del pozo

µ: viscosidad

re: radio exterior de drenaje

21 Cabe mencionar que las permeabilidades efectivas así como las permeabilidades relativas, en un sistema saturado por más de un fluido dependen de la humectabilidad y la saturación. Razón por la cual, las curvas de permeabilidades relativas que se observan en la figura 6 son función de la saturación de uno de los fluidos, que generalmente es la fase humectante del medio poroso determinada con la medida de parámetros básicos y la aplicación de la ecuación de Darcy en pruebas de laboratorio a través de procesos de flujo continuo, desplazamiento de un fluido por otro y pruebas de presión capilar; a partir de datos de campo o desde ecuaciones (correlaciones) teórica empíricas. (Mannucci V., pág. 121).

Figura 6. Curvas de permeabilidad relativas a dos fases (Mannucci V., pág. 121)

22 - Saturación (S)

Saturación es la “Fracción del volumen poroso del yacimiento ocupado por un determinado fluido, que puede ser petróleo, gas o agua” (Mannucci V., págs. 53,54), obteniéndose las siguientes ecuaciones para cada uno de los tres fluidos:

[1.7]

Donde:

So: saturación de petróleo Vo: volumen de petróleo Vp: volumen poroso

[1.8]

Donde:

Swi: saturación de agua connata Vwi: volumen de agua connata Vp: volumen poroso [1.9] Donde: Sg: saturación de gas Vg: volumen de gas Vp: volumen poroso

23 [1.10] Donde:

Sg: saturación de gas So: saturación de petróleo Swi: saturación de agua connata

La saturación puede ser determinada por métodos directos en laboratorio como el “Método de la Retorta” y el de “Extracción por Solventes” y métodos indirectos con la utilización de registros eléctricos especiales. (Mannucci V., pág. 55).

- Humectabilidad o mojabilidad

La humectabilidad es la tendencia de un fluido a adherirse a una superficie sólida, en presencia de otro fluido inmiscible, tratando de ocupar la mayor área de contacto con el sólido. Siendo el fluido mojante o humectante, aquel que presenta mayor tensión de adhesión con la roca del yacimiento. (Mannucci V., pág. 91).

Una medida de la humectabilidad, es por conveniencia a través de la fase más densa y tiene valores entre 0° y 180°. Siendo roca hidrófila (mojada por agua) cuando < 90°, roca con mojabilidad neutra (ambas fases tienen igual afinidad de mojar la roca) cuanto = 90°y roca oleófila (mojada por petróleo) cuando > 90°; como se observa en la figura 7. (Mannucci V., pág. 92).

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Figura 7. Fenómenos de humectabilidad

(Mannucci V., pág. 92)