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Presión capilar

Capilaridad petro

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Page 1: Capilaridad petro

Presión capilar

Page 2: Capilaridad petro

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.

Page 3: Capilaridad petro

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.

Page 4: Capilaridad petro

• 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

Page 5: Capilaridad petro

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

superiores.

Page 6: Capilaridad petro

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.

Page 7: Capilaridad petro

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.

Page 8: Capilaridad petro

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.

Page 9: Capilaridad petro

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.

Page 10: Capilaridad petro

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.

Page 11: Capilaridad petro

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.

Page 12: Capilaridad petro

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.

Page 13: Capilaridad petro

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.

Page 14: Capilaridad petro
Page 15: Capilaridad petro

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.

Page 16: Capilaridad petro

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.

Page 17: Capilaridad petro

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.