4.2 Metodología y Procedimiento empleados para la
4.2.4 Identificación y Caracterización de Petrofacie
Para realizar la caracterización del tipo de roca y determinar las unidades de flujo, se emplea principalmente las pruebas de presión capilar (por inyección de mercurio) de los análisis especiales, también se utilizan los gráficos de permeabilidad vs. porosidad de los análisis convencionales de núcleo entre otros métodos que permitan la determinación de los posibles tipos de rocas o petrofacies presentes en el yacimiento.
Los datos de presión capilar se obtienen mediante la inyección de petróleo en muestras de núcleo saturadas con agua (sistema agua/petróleo, proceso de drenaje), o inyección de aire en muestras saturadas con agua (sistema aire/agua, proceso de drenaje). En estos procesos el volumen de fluido inyectado y drenado del sistema poroso, mediante una definida presión externa aplicada, es medido. El volumen de los fluidos y la presión aplicada determinan un punto de la curva de presión capilar, de esta forma se van obteniendo los puntos al incrementar la presión de inyección, que determinan la curva que relaciona el volumen y presión.
Para determinar el tamaño de la distribución de apertura de poro en las rocas. Se utiliza la siguiente expresión:
R C
Pc= 2
γ
cosθ
(4.56)Donde:
Pc : Presión capilar en Lbs/pulg2
γ : Tensión superficial (480 dinas/cm2)
θ : Ángulo de contacto (140 grados) r : Radio de garganta de poro en µm C : Constante de conversión (0.145)
91
Winland (1972) y Pittman (1992) se fundamenta en medidas de presión capilar realizadas con inyección de mercurio, es necesario convertir cualquier otra clase de medición al sistema aire-mercurio, mediante la siguiente ecuación:
salmuera Hg salmuera Hg
Pc
Pc
)
cos
(
)
cos
(
θ
γ
θ
γ
=
(4.57) Donde: (γCosθ)Hg = 367 (γCosθ)Plato poroso = 72 (γCosθ)Centrifuga = 42Uno de los principales métodos para determinar los tipos de rocas se basa en el cálculo de radio de garganta poral obtenido de los análisis de presión capilar por inyección de mercurio; la clasificación de tipos de roca o petrofacies esta basada en el tamaño de la garganta poral en una escala de valores sugerido por Coals, Hartmann y Thomas (1985) como se observa en la siguiente tabla.
Tabla 4.1: Tipos de Roca
4.2.4.1. METODOLOGÍA PARA LA CARACTERIZACIÓN DE PETROFACIE
La metodología comienza con el análisis de la data convencional del núcleo, para lo cual se construye el gráfico Semi-Log de φ vs. K, la porosidad en escala lineal vs permeabilidad en escala logarítmica, se incluyo isolíneas de permeabilidad/porosidad (K/PHI); las diferentes agrupaciones de puntos que sigan la tendencia de una isolínea determinada representan distintos tipos de roca. Ver figura 4.11.
En este gráfico se puede observar dispersión, diversidad de tendencias y se determina aquellas muestras que puedan ser representativas del yacimiento, identificando grupos con similares calidades de flujo.
Megaporoso
> 10.0
Macroporoso
2.5-10.0
Mesoporoso
0.5-2.5
Microporoso
0.1-0.5
Nanoporoso
< 0.1
Tipo de Roca R (µ)
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Figura 4.11: Gráfico de K Vs. φ con Isolíneas de K/PHI.
Luego se realiza el perfil de garganta de poro, el cual es un gráfico que se realiza con la finalidad de obtener curvas de presión capilar, a diferentes niveles
de saturación. Ver figura 4.11.
Para la elaboración del perfil de garganta de poro se grafican en papel semi-log para las diferentes muestras de los núcleos, los valores obtenidos de presión capilar, en función de la saturación de la fase no mojante (mercurio), en este gráfico se observa si existen distinta curvas y si poseen distintos valores de saturación de agua irreducible, lo cual indica la presencia de varios tipos de rocas y la necesidad de caracterizar cada tipo de roca según tamaño de garganta poral, como se describe a continuación.
Figura 4.12: Perfil de Garganta de Poro.
Basados en trabajos de laboratorio, Winland (1972) y Pittman (1992) (clasificación de la geometría del poro, marco teórico) se consiguieron una serie
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de ecuaciones que relacionan el radio de garganta de poro, la porosidad y la permeabilidad a diferentes saturaciones de mercurio; comparando el radio de garganta predominante (Ri) calculado con el Ri obtenido por medio de las correlaciones empíricas determinadas por Winland (1972) y Pittman (1992) y se escoge la ecuación que mejor reproduzca los datos de presión capilar de laboratorio, aplicando el siguiente procedimiento:
•
• GGRRÁÁFFIICCOOSSDDEEÁÁPPIICCEESS((AAPPEEXXPPLLOOTTSS))
Es una herramienta que permite identificar el rango de saturación de la fase no mojante donde se alcanza el mayor desplazamiento, la cual se relaciona con el
radio de la garganta poral dominante “Ri”; para elaborar el Apex-Plots se grafica
la relación saturación de la fase no mojante/presión capilar vs saturación de la fase no mojante, determinando el punto de mayor inflexión, el cual representa la saturación de mercurio donde alcanza el mayor desplazamiento, el cual se relaciona con el radio de garganta poral “Ri”. Ver Figura 4.13.
Figura 4.13: Gráfico de Ápice.
•
• GRÁFICOS DE SATURACIÓN INCREMENTAL
Este gráfico permite determinar el valor del radio de garganta de poro para cada muestra en el que ocurre el mayor incremento en la saturación de la fase no mojante y por ende la petrofacies de cada muestra con la escala de valores sugerido por Coals, Hartmann y Thomas (1985); en este se grafica el volumen desplazado de mercurio contra el tamaño de garganta poral (provenientes de las pruebas de presión capilar) identificando el rango del tamaño de garganta poral donde ocurre el mayor desplazamiento de mercurio. Ver Figura 4.14.
0.0 1.0 2.0 3.0 4.0 5.0 6.0 7.0 8.0 0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 Saturación de Mercurio Shg/Pc R50
94 0 5 1 0 1 5 2 0 2 5 3 0 3 5 4 0 0 0 1 1 0 1 0 0 R AD IO D E G AR G AN T A (m ic r o n e s ) VOLUMEN DE Hg INCREMENTAL (% ) N A N O M IC R O M E S O M A C R O M E G A
Figura 4.14: Gráfico de Saturación Incremental.
•
• GGRRÁÁFFIICCOOSSUUNNOOAAUUNNOO((OONNEETTOOOONNEE))
Los gráficos uno a uno permiten comparar los valores de Ri obtenidos a partir del
perfil de garganta de poro (presión capilar) con los calculados usando las ecuaciones empíricas de Winland (1972) y Pittman (1992), para cada nivel de saturación de mercurio perteneciente al rango previamente establecido a través del gráfico de Ápices.
Se elabora graficado en papel cartesiano los Ri calculados del perfil de garganta
de poro vs los Ri calculados las ecuaciones empíricas de Winland y Pittman, la
tendencia de los puntos será una línea recta, escogiéndose el Ri que más se
acerque a una línea de 45 grados, es decir de la mayor correspondencia entre ambos. Ver Figura 4.15.
Figura 4.15: Gráfico de Uno a Uno (One-One). R40-Pc vs. R40-Pitmann 0 10 20 30 40 50 0 10 20 30 40 50 R40-Pc R 40-P itm ann R35-Pc vs. R35-Winland 0 10 20 30 40 50 0 10 20 30 40 50 R35-Pc R 35-W IN R45-Pc vs. R45-Pitmann 0 10 20 30 40 50 0 10 20 30 40 50 R45-Pc R 45-Pi tman n
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Este gráfico, será determinante en la escogencia del Ri por lo tanto su
interpretación debe hacerse con mucho cuidado, analizando siempre todos los
parámetros que influyen en el cálculo de los diferentes Ri (muestreo, tipo de
prueba de presión capilar, medición de la porosidad y permeabilidad, entre otros).
Luego de conocer la ecuación para el cálculo del Ri, se clasifican las muestras de los análisis convencionales de núcleos según el tipo de Petrofacies, obteniendo la calidad de las arenas muestreadas y del yacimiento.
Se grafica la porosidad en escala lineal vs permeabilidad en escala logarítmica, que incluye además isolíneas de tamaño de garganta poral (Ri); las diferentes
agrupaciones de puntos que sigan la tendencia de una isolínea de Ri que
representan distintas calidades de roca, con base en la convención establecida para los diferentes intervalos de Ri. Ver Figura 4.16.
Figura 4.16: Gráfico de Ri (Porosidad Vs Permeabilidad)
Una vez establecido el RSHg se clasifican las muestras con base a la convención
establecida para los diferentes intervalos de Ri estableciendo las petrofacies. A
tal efecto se define el gráfico específico que corresponda a la saturación determinada.
Se establece la amplitud (intervalo de variación) de porosidad, permeabilidad y cualquier otra propiedad petrofísica que caracterice cada tipo de roca para asociarla con cada petrofacies establecida anteriormente.
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