presion capilar
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PRACTICA Ndeg 3
PRESION CAPILAR
ADRIANA ALEJANDRA VASQUEZ CABRERA COD 200875851
ANDRES FERNANDO PERALTA COD 2008275448
JORGE ANDRES TOVAR COD 2008275444
CRISTIAN ESPARZA ORTIZ COD 2008277538
SUBGRUPO 11
PRESENTADO EN LA ASIGNATURA ANALISIS DE NUCLEOS
CODIGO GRUPO 02
INGENIERO RICARDO PARRA PINZON
UNIVERSIDAD SURCOLOMBIANA
FACULTAD DE INGENIERIA
PROGRAMA INGENIERIA DE PETROLEOS
NEIVA MARZO 31 DE 2011
TABLA DE CONTENIDO
1 OBJETIVOS
2 ELEMENTOS TEORICOS
3 PROCEDIMIENTO
4 TABLA DE DATOS
5 TALLER Y MUESTRA DE CAacuteLCULO
6 TABLA DE RESULTADOS
7 ANALISIS DE RESULTADOS
8 FUENTES DE ERROR
9 CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
10 CUESTIONARIO
11 BIBLIOGRAFIA
1 OBJETIVOS
Comprender claramente el concepto y la aplicabilidad de la presioacuten capilar en la
roca reservorio del yacimiento El Difiacutecil
Graficar de presioacuten capilar en funcioacuten de la Saturacioacuten y analizar la relacioacuten
existente
OBJETIVOS ESPECIFICOS
Sabiendo que la presioacuten capilar depende de la porosidad de la tensioacuten
interfacial y un radio promedio poroso se calcula una funcioacuten a dimensional de
la saturacioacuten llamada J la cual es necesaria para clasificar un yacimiento en
particular
A partir de presiones capilares constantes se interpretaraacute la relacioacuten entre la
permeabilidad de la roca la cual estaacute en funcioacuten de la saturacioacuten
Reconocer la influencia del factor de cementacioacuten y la constante de Archie con
respecto a la Presioacuten capilar y su utilidad para conocer la descripcioacuten litoloacutegica
de las rocas
Calcular el Iacutendice de resistividad teniendo en cuenta su dependencia de la
Saturacioacuten de agua
2 ELEMENTOS TEORICOS
PRESIOacuteN CAPILAR Es la diferencia de presioacuten entre el fluido de la fase no mojante y la fase mojante En un sistema poroso se observa que las fuerzas inducidas por la mojabilidad preferencial del medio con uno de los fluidos se extiende sobre toda la interfase causando diferencias de presioacuten mesurables entre los dos fluidos a traveacutes de la interfase Cuando los fluidos estaacuten en contacto las moleacuteculas cercanas la interfase se atraen desigualmente por sus vecinas Si la interfase es curveada la presioacuten sobre un lado (coacutencavo con respecto al fluido maacutes denso) excede la del otro lado (convexo con respecto al fluido maacutes denso) luego esa diferencia es la presioacuten capilar La presioacuten capilar siempre se considera positiva Existen formaciones menos mojables intermediamente mojables y fuertemente mojable La presioacuten capilar tiene aplicaciones en simulacioacuten de yacimientos y en ingenieriacutea de yacimientos para calcular principalmente la altura de la zona de transicioacuten y la saturacioacuten de agua irreducible La longitud sobre la cual la fuerza σ es aplicada en el capilar de radio r es 2πr Luego el total de la fuerza capilar seraacute 2πrσ Y la fuerza vertical es 2πrσCos Puesto que la presioacuten se define como F A entonces
FUNCIOacuteN J DE LEVERETT O CURVA PROMEDIA DE PRESIOacuteN CAPILAR Basado en el hecho que la presioacuten depende de la porosidad la fuerza interfacial y la geometriacutea del poro Leverett definioacute su funcioacuten adimensional de saturacioacuten la cual la llamoacute la funcioacuten J La Funcioacuten J de Leverettes una herramienta poderosa para el desarrollo de teacutecnicas nuevas y veloces de mejoramiento de procesos que intentan obtener un punto de vista maacutes exacto de la distribucioacuten de los fluidos del yacimiento Algunos de estas aplicaciones son recobro de inyeccioacuten de agua inicializacioacuten de modelos de simulacioacuten que mejoran la distribucioacuten inicial de la saturacioacuten de agua para una representacioacuten tridimensional distribucioacuten de presiones y saturaciones en yacimientos dinaacutemicos y otros
MOJABILIDAD
Tendencia de un fluido en presencia de otro inmiscible con eacutel a extenderse o adherirse a una superficie soacutelida Los compuestos polares orgaacutenicos en el crudo reaccionan con la superficie de la roca convirtieacutendola en mojable por petroacuteleo Geoloacutegicamente el agua es mojable El grado de mojabilidad estaacute relacionado de la siguiente forma Gas ltOillt Agua Cuando dos fluidos inmiscibles estaacuten en contacto el aacutengulo formado por ellos (medido sobre el agua) se llama aacutengulo de contacto Medida de la mojabilidad El aacutengulo de contacto es una medida indirecta de
mojabilidad Si θ lt 90deg se dice que el sistema es mojado por agua y si θ gt 90deg hace referencia a un sistema mojado por aceite En virtud a la variacioacuten del contenido mineraloacutegico del medio poroso y a la depositacioacuten de compuestos orgaacutenicos procedentes del crudo habraacute zonas de diferente mojabilidad
TENSION INTERFACIAL Y SUPERFICIAL
La interfase que separa a dos fases es una regioacuten con solubilidad limitada que a lo sumo tiene el espesor de unas pocas moleacuteculas Se puede visualizar como una barrera que se forma debido a que las fuerzas atractivas entre las moleacuteculas de la misma fase son mucho mayores que aquellas que existen en dos fases diferentes La tensioacuten superficial es una propiedad termodinaacutemica fundamental de la interfase Se define como la energiacutea disponible para incrementar el aacuterea de la interfase en una unidad Cuando dos fluidos estaacuten en contacto las moleacuteculas cercana la interfase se atraen desigualmente por sus vecinas porque unas son maacutes grandes que las otras esto origina una superficie de energiacutea libreunidad de aacuterea que se llama tensioacuten interfacial En otras palabras es la unidad de fuerzaunidad de longitud La tensioacuten interfacial σ es la tensioacuten que existe entre la interfase de dos fluidos inmiscibles Es una medida indirecta de la solubilidad A medida que la tensioacuten interfacial se hace maacutes baja las dos fases se aproximan maacutes a la miscibilidad PERMEABILIDAD Y LEY DE DARCY La permeabilidad es la capacidad que tiene el medio poroso para permitir el flujo de fluidos Para flujo lineal la ley de Darcy4 dice que la velocidad de un fluido homogeacuteneo en un medio poroso es proporcional a la fuerza de empuje (gradiente de presioacuten) e inversamente proporcional a la viscosidad Darcy requiere que el fluido se adhiera a los poros de la roca sature 100 el medio y flujo homogeacuteneo y laminar ocurra la Ley de Darcy puede aplicarse a condiciones muy particulares Condiciones de campo
v es la velocidad aparente bbl(diacutea-ftsup2) k md μ cp P psia s distancia a lo largo del flujo γ Gravedad especiacutefica θ Angulo medido en sentido horario desde la vertical a la posicioacuten s de la direccioacuten ΔD diferencia de altura Constante de Archie iacutendice de resistividad(saturacioacuten) (factor de cementacioacuten)
PARAacuteMETROS ELEacuteCTRICOS
A traveacutes de las determinaciones propuestas sobre cada muestra se obtienen los valores de resistividad y porosidad en las condiciones de saturacioacuten de agua de reservorio con lo que es posible conformar un set de datos experimentales que permitan la optimizacioacuten numeacuterica de los paraacutemetros eleacutectricos a m y n utilizando por ejemplo la ecuacioacuten de Archie
Sw= Saturacioacuten de agua n= Exponente de saturacioacuten m= Exponente de cementacioacuten a= Factor de formacioacuten para f=100 Rw= Resistividad del agua Rt= Resistividad de la roca a Sw
INDICE DE RESISTIVIDAD IR
Es una funcioacuten de agua y de la geometriacutea de poros
3 PROCEDIMIENTO
Procedimiento de laboratorio caacutelculo de
la Presioacuten capilar
Preparacion del equipo
Saturacion del diafragma con el fluido
mojante del yacimiento
Preparacioacuten de corazones
Los corazones deben estar limpios y secos
1 Pesar los corazones
2 Saturarlos con el fluido de prueba
3 Limpiar el exceso de liquido saturante de la
superficie de los nucleos y pesarlos
Prueba de presion capilar de dos fases
1 Colocar las muestras saturadas sobre el
diafragma poroso de tal forma que quede en
contacto capilar
2 Cerrar la celda y permitir la entrada de
gas regulando la presion
Se sugiere para sistema de gas salmuera
presiones de 12 48 y 16 psig en ese orden
3 Se requieren de 2 a 10 dias para establecer el equilibrio capilar a
una presion dada
El equilibrio se supone cuando no hay mas desplazamiento de
liacutequido a partir de la celda
Remover la muestra de la celda y pesarla
4 TABLA DE DATOS
En el yacimiento el Difiacutecil se corazonoacute el pozo D-22 se tomaron 50 pies del intervalo
productor de la formacioacuten Zambrano y se analizoacute en el laboratorio La tabla 1 resume
los resultados de porosidad y permeabilidad de las muestras seleccionadas del
intervalo productor
Tabla No 1
Identificacioacuten Profundidad (Pies bnm)
Permeabilidad (md) Porosidad (Fraccioacuten)
A 5450 ndash 5451 480 0211
B 5460 ndash 5461 150 0188
C 5470 ndash 5471 68 0135
D 5490 ndash 5491 25 0122
E 5480 ndash 5481 51 0128
La tabla No 2 da la informacioacuten del comportamiento de Presion Capilar Vs Saturacion
de agua sw de cuatro muestras de la tabla No1 obtenidas por el meacutetodo del plato
poroso para el sistema aire-salmuera (18500 ppm de NaCl equivalente) a
condiciones de laboratorio Las densidades del condensado y de la salmuera a
condiciones de yacimiento son 461 y 632 lbmpie3 respectivamente Las tensiones
interfaciales aire-salmuera a condiciones de laboratorio y condensado- salmuera a
condiciones de yacimiento fue de 72 y 238 dinascm respectivamente el angulo
asumido de contacto para el laboratorio es de cero (0deg) y para el yacimiento de 30deg
Tabla No 2
Saturacioacuten Datos de presioacuten
capilar psi
Muestra A Muestra B Muestra C Muestra D
100 1 1 1 1
90 15 18 19 25
80 18 25 36 5
70 22 36 47 75
60 25 51 62 105
50 35 71 85 15
40 53 11 15 24
35 73 142 215 30
30 105 205 -- --
20 24 -- -- --
5 TALLER DE PRESION CAPILAR Y MUESTRA DE CALCULOS
a) Con los resultados de la presioacuten capilar obtenidos para las muestras seleccionadas
por el meacutetodo del plato poroso graficar la presioacuten capilar Vs saturacioacuten de agua para
las cuatro muestras a condiciones del laboratorio y explique el efecto del tamantildeo y
distribucioacuten de los poros de la historia del proceso de saturacioacuten del tipo de fluidos y
solidos envueltos en la formacioacuten Zambrano del yacimiento El Difiacutecil
Teniendo en cuenta la tabla nuacutemero 2 que aparece en la guiacutea de laboratorio se realiza
la siguiente grafica de Presioacuten capilar Vs Saturacioacuten de agua a condiciones de
laboratorio
Grafica No 1
El efecto que tiene el tamantildeo y distribucioacuten de los poros estaacute dado por que a medida
que se aumenta el diaacutemetro de los poros o de la seccioacuten poral que estaacute distribuida en
medio de los granos de la roca de yacimiento la altura h alcanzada por el fluido de
yacimiento a traveacutes del capilar es asiacute que un sistema de roca-yacimiento con poros de
tamantildeo pequentildeo tendraacute una zona de transicioacuten (espesor vertical sobre el cual la
saturacioacuten de agua variacutea desde 100 hasta la saturacioacuten de agua irreducible Swc) maacutes
grande
El tamantildeo de los poros en las rocas-yacimiento tambieacuten estaacute relacionado con la
permeabilidad y se puede decir que yacimientos con altas permeabilidades tendraacuten
zonas de transicioacuten maacutes pequentildeas que yacimientos con baja permeabilidad
b) Con los resultados de la tabla (2) y la tensioacuten interfacial a condiciones de laboratorio
elaborar la tabla 3 de la funcioacuten J Vs Sw para las 4 muestras
0
5
10
15
20
25
30
35
0 20 40 60 80 100
Pre
sio
n c
apila
r p
si
Saturacion de agua Sw
Presion Capilar Vs Satutacion
Muestra A
Muestra B
Muestra C
Muestra D
Se calcula la Funcioacuten J promedio en funcioacuten de las diferentes saturaciones teniendo en
cuenta las tensioacuten interfacial aire-salmuera a condiciones de
Laboratorio fue de 72 dinascm y el Angulo de contacto asumido en el laboratorio fue 0deg
con la siguiente ecuacioacuten
Se procede a calcular la Funcioacuten J en funcioacuten de Sw
Muestra de caacutelculos para la muestra A
Muestra de caacutelculos para la muestra B
Muestra de caacutelculos para la muestra C
Muestra de caacutelculos para la muestra D
Muestra de caacutelculos para la Funcioacuten J promedio a la saturacioacuten de 100
Para hallar los datos de cada una de las muestras a las otras saturaciones del
laboratorio se utilizaron los datos de la tabla No 2
Los datos de las 4 muestras a condiciones de laboratorio se presentan en la tabla No 1
Tabla No 3
Saturacioacuten
Funcioacuten J
Muestra A Muestra B Muestra C Muestra D Funcioacuten J
promedio J(Sw)
100 014338525 008491644 00674703 004303434 0084701586
90 021507788 01528496 012819358 010758586 0150926728
80 025809345 021229111 024289309 021517172 0232112344
70 031544755 03056992 031711043 032275758 0315253689
60 035846313 043307386 041831588 045186061 0415428371
50 050184838 060290675 057349758 064551515 0580941968
40 075994184 093408088 101205456 103282425 0934725381
35 104671234 12058135 145061153 129103031 1248541921
30 150554515 17407871 -- -- 1623166124
20 344124605 -- -- -- 344124605
c) Representar graacuteficamente la funcioacuten J Vs Sw para las 4 muestras y trace entre los
puntos de cada saturacioacuten el promedio y presente con estos puntos el comportamiento
Esta curva representa la funcioacuten J promedio Vs saturacioacuten de agua a condiciones de
laboratorio
Grafica No 2
0
05
1
15
2
25
3
35
0 20 40 60 80 100
Fun
cio
n J
Saturacion de agua Sw
Funcion J promedio
Muestra A
Muestra B
Muestra C
Muestra D
Polinoacutemica (Funcion J promedio)
d) Con la funcioacuten J promedio a condiciones de laboratorio la porosidad y
permeabilidad promedio calcule la presioacuten capilar promedio para cada una de las
saturaciones a condiciones de laboratorio
Se calcula la permeabilidad y la porosidad promedio utilizando los datos de la Tabla No
1
Ahora se calcula la presioacuten capilar a condiciones de laboratorio con la siguiente
ecuacioacuten
Ahora se procede a calcular la Pc promedio en cada porcentaje de saturacioacuten a
condiciones de laboratorio teniendo en cuenta la funcioacuten J promedio asiacute (muestra de
caacutelculo para 100)
En la siguiente tabla se presentan las presiones capilares promedio para cada una de
las saturaciones a condiciones de laboratorio
Tabla No 4
Saturacioacuten Funcioacuten J promedio
Pc lab
100 0084701586 0897501307
90 0150926728 15992255
80 0232112344 2459471448
70 0315253689 3340440388
60 0415428371 4401895225
50 0580941968 6155683746
40 0934725381 9904386588
35 1248541921 1322959889
30 1623166124 1719913155
20 3441246054 364635774
e) Con la presioacuten capilar promedio Pc las tensiones interfaciales a condiciones del
yacimiento y del laboratorio calcule la presioacuten capilar promedio a condiciones del
yacimiento Pcy y grafique la presioacuten capilar promedio Vs Sw a condiciones de
yacimiento
Teniendo calculadas todas las presiones capilares promedio de cada porcentaje de
saturacioacuten las convertimos a las presiones capilares promedio en el yacimiento para lo
cual igualamos las ecuaciones de presioacuten capilar en el yacimiento y en el laboratorio
para dejar la primera en funcioacuten de la segunda asiacute
Muestra de caacutelculo de la presioacuten capilar promedio en el yacimiento saturada al 100
El resumen de todos los datos obtenidos anteriormente se hace en la siguiente tabla
Tabla No 5
Saturacioacuten Funcioacuten J promedio
Pc (10596039)J(Sw)
Pcy (0286261Pc)
100 0084701586 0897501307 0256919622
90 0150926728 15992255 0457795891
80 0232112344 2459471448 0704050756
70 0315253689 3340440388 0956237806
60 0415428371 4401895225 1260090929
50 0580941968 6155683746 1762132185
40 0934725381 9904386588 2835239609
35 1248541921 1322959889 3787118207
30 0811583062 1719913155 49234406
20 0860311514 364635774 104381001
Grafica presioacuten capilar promedio Vs saturacioacuten de agua a condiciones de yacimiento
Grafica No3
f) Convierta los valores de presioacuten capilar promedio a condiciones de yacimiento en
altura (h) y represeacutentelos a la derecha en el grafico anterior
Para este caso utilizamos la siguiente ecuacioacuten la cual relaciona la funcioacuten J (Sw) la
tensioacuten interfacial del sistema agua-condensado el aacutengulo de contacto las densidades
del agua y el condensado la permeabilidad y porosidad promedio de la roca y una
constante de conversioacuten asiacute
0
2
4
6
8
10
12
0 20 40 60 80 100
Pre
sio
n C
apila
r ya
cim
ien
to P
si
Saturacion de agua Sw
Pc Yacimiento Vs Sw
De esta forma en la anterior ecuacioacuten se reemplazan los valores de las funciones J
promedio a cada saturacioacuten para hallar las respectivas alturas (h)
Muestra de caacutelculo para la presioacuten capilar promedio de yacimiento 100 saturada
En la siguiente tabla se muestra la relacioacuten de las presiones capilares promedio a
condiciones de yacimiento en cada momento de saturacioacuten
Tabla No 6
Saturacioacuten Pc yac (Psi)
h (ft)
100 025691962 216353366
90 045779589 385512329
80 070405076 592884847
70 095623781 805252889
60 126009093 10611292
50 176213218 148390079
40 283523961 23875702
35 378711821 318915217
30 49234406 414605524
20 104381001 878997906
En la siguiente grafica se muestra la presioacuten capilar promedio a condiciones de
yacimiento Vs saturacioacuten de agua y tambieacuten se tienen en cuenta las alturas que
representan las presiones capilares en cada saturacioacuten
Grafica No 4
g) Con los resultados de las permeabilidades relativas de la tabla No 7 Graficar en
coordenadas cartesianas las permeabilidades relativas al condensado y al agua como
una funcioacuten de la saturacioacuten de agua en la misma escala de saturacioacuten de grafico
hecho en e
Grafica No 5
h) Con el comportamiento de las permeabilidades relativas del yacimiento el difiacutecil y el
grafico de presioacuten capilar promedio a condiciones de yacimiento defina la zona de
condensado la zona de agua y condensado por efecto de la capilaridad (zona de
transicioacuten) y la zona de agua al 100 la saturacioacuten irreducible de la fase mojante o
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
0
2
4
6
8
10
12
0 20 40 60 80 100
Alt
ura
ft
Pre
sio
n C
apila
r ya
cim
ien
to P
si
Saturacion de agua Sw
Pc Yacimiento Vs Sw
Pcy psi
h ft
0010203040506070809
1
0 20 40 60 80 100
Pe
rme
ab
ilid
ad
es
rela
tiva
s
Saturacion de agua Sw
Permeabilidad relativa Vs Sw
Kro
Krw
connata Swc la presioacuten de desplazamiento Pd el nivel de agua libre NAL el contacto
agua-condensado la profundidad para alcanzar la saturacioacuten del 50 si el contacto
agua-petroacuteleo CAP estaacute a 5500 ft
Grafica No 6
De la anterior grafica se puede inferir
Swc = 30
Pd = 03 psi
Nivel de agua libre
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
0
2
4
6
8
10
12
0 20 40 60 80 100
Pre
sio
n C
apila
r ya
cim
ien
to P
si
Saturacion de agua Sw
Pc Yacimiento Vs Sw
0
01
02
03
04
05
06
07
08
09
1
0 20 40 60 80 100
Per
mea
bili
dad
rela
tiva
Kr
Saturacion de agua Sw
Kro Krw Vs Sw
Kro
Krw
Contacto agua-condensado (5500 ft)
Condensado
Swc
Zona de transicioacuten
NAL=55025 ft
Profundidad para alcanzar una Sw de 50
i) Usando el meacutetodo de la funcioacuten J y el meacutetodo de la permeabilidad y cualesquiera otra
informacioacuten disponible pronostique la presioacuten capilar para las muestras E y tabule un
conjunto completo de informacioacuten de Presioacuten capilar Vs Saturacioacuten de agua para esta
muestra por dos meacutetodos
Por el meacutetodo de la funcioacuten J
Se tiene en cuenta la siguiente ecuacioacuten
Entonces como ya se tienen las funciones J promedio para cada saturacioacuten y los datos
de porosidad y permeabilidad para la muestra E reemplazamos estos datos en la
ecuacioacuten y despejamos la presioacuten capilar asiacute
Muestra de caacutelculo para la saturacioacuten al 100
Se despeja Pc de la anterior ecuacioacuten asiacute
La siguiente tabla muestra las presiones capilares de la muestra E a los otros
porcentajes de saturacioacuten Sw
Tabla No 7
Saturacioacuten Funcioacuten J promedio Pc psi
100 0084701586 141151775
90 0150926728 251513303
80 0232112344 386805856
70 0315253689 525357554
60 0415428371 692294619
50 0580941968 968116349
40 0934725381 155768213
35 1248541921 208064474
30 1623166124 270494085
20 3441246054 57346977
El comportamiento de la presioacuten capilar de esta muestra se representa en la siguiente
graacutefica
Grafica No 7
Ahora se procede a calcular la presioacuten capilar de la muestra E con el meacutetodo de la
permeabilidad asiacute
Se realiza la siguiente tabla en donde se ubican las presiones capilares de la muestra C
y D y los datos de saturacioacuten ya que los datos de permeabilidad de la muestra E se
encuentran en medio de las dos primeras los siguientes datos son tomados de la
graacutefica No 1
0
10
20
30
40
50
60
0 20 40 60 80 100
Pre
sio
n c
apila
r p
si
Saturacion de agua Sw
Pce Vs Sw
Tabla No 8
Muestra md Muestra C (68
md) Muestra D (25
md)
Presioacuten Capilar psi
2 88 92
4 76 84
5 68 80
6 60 76
7 56 72
95 48 63
12 44 56
15 40 50
20 36 44
Posteriormente se desarrolla un graacutefico semi-log en el cual se grafican los anteriores
datos correspondientes a las permeabilidades C (68 md) y D (25 md) en esta grafica
trazamos una liacutenea horizontal sobre la permeabilidad de 51 md (Muestra E) y alliacute
encontraacutendonos con las respectivas liacuteneas a cada presioacuten hallaremos la saturacioacuten
correspondiente asiacute
Grafica No 8
Tabulamos los datos de presioacuten capilar obtenidos en la graacutefica anterior teniendo en
cuenta la saturacioacuten
1
10
100
0 20 40 60 80 100
Per
mea
bili
dad
k m
d
Saturacion de agua Sw
K Vs Sw
2 psi
4 psi
5 psi
6 psi
7 psi
95 psi
12 psi
15 psi
20 psi
Tabla No 9
Pc(Psi) Sw
2 89
4 78
5 71
6 64
7 60
95 52
12 47
15 43
20 38
Ahora teniendo en cuenta la anterior tabla se grafica presioacuten capilar de la muestra E Vs
saturacioacuten de agua
Grafica No 9
6 PROPIEDADES ELECTRICAS DE LA FORMACION ZAMBRANO DEL
YACIMIENTO EL DIFICIL
En la tabla Ndeg 5 da la informacioacuten delas resistividades de la formacioacuten de las muestras
saturadas 100 con salmuera de 18500 ppm NaCl Ro (Ω-m) a la temperatura del
laboratorio de 90degF si la resistividad Rw es de 026 Ω-m calcular el Factor de
formacioacuten F
0
5
10
15
20
25
0 20 40 60 80 100
Pre
sio
n c
apila
r E
Psi
Saturacion de agua Sw
PcE Vs Sw
Muestra E
Tabla de Ndeg10
Identificacioacuten (D-22)
Muestra
Porosidad (fraccioacuten)
Ro (Ω-m) Factor de formacioacuten
(RoRw)
A 0211 86 3307692308
B 0188 96 3692307692
C 0135 135 5192307692
D 0122 148 5692307692
E 0128 161 6192307692
a) Graficar en papel log-log el factor de formacioacuten F como una funcioacuten de la
porosidad y determine el factor de Cementacioacuten m y la constante Archie a y
cuaacutel es la relacioacuten del factor de formacioacuten F y la porosidad Φ (ecuacioacuten) a
utilizar en la interpretacioacuten de registros eleacutectricos y seguacuten los resultados
realizar una descripcioacuten de la litologiacutea de las rocas de la formacioacuten Zambrano
del yacimiento el Difiacutecil
Ecuacioacuten del factor de formacioacuten
Doacutende
y = 59848x-1095
10
100
0001 001 01 1
Fact
or
de
fo
rmac
ion
(F)
Porosidad (Fraccioacuten)
Factor de formacioacuten Vs Porosidad
Luego utilizando la liacutenea recta que mejor une los puntos se encontroacute la siguiente
relacioacuten
LITOLOGIacuteA EXPRESIOacuteN MATEMAacuteTICA
Calizas y Dolomitas (rocas duras) 2
1F
Areniscas no consolidadas (rocas blandas) Formula de HumbleOilCia
152
620F
Areniscas consolidadas 2
810F
Areniscas en general (Carothers
1958) 541
451F
Areniscas arcillosas (Carothers
1958) 331
651
F
Carbonatos (Carothers 1958) 152
850
F
Areniscas del Plioceno del sur de
California (Carothers 1958) 081
452
F
Areniscas del Mioceno de Texas
Louisiana y Costa del Golfo
(Carothers y Porter 1970)
291
971
F
Rocas detriacuteticas limpias (Sethi 1979) )052(
1
F
La ecuacioacuten que maacutes se asemeja a la obtenida es 081
452
F la cual pertenece al grupo
de Areniscas del Plioceno del sur de California sin embargo como la formacioacuten
Zambrano pertenece a las edades del Proterozoico hasta el reciente se puede inferir
que la relacioacuten que existe es que en ambos casos se encuentran Areniscas ya que la
roca reservorio de esta zona es la Arenisca calcaacuterea
La tabla No 11 resume las resistividades de la muestra C saturadas parcialmente Rt
(Ω-m) determinadas durante la prueba de presioacuten capilar calcular el iacutendice de
resistividad IR
Tabla Ndeg11
Saturacioacuten Sw
Muestra C Resistividades de las
muestras parcialmente saturadas Rt
Iacutendice de resistividad IR
(RtRo)
90 135 182 1348148148
80 135 209 1548148148
70 135 239 177037037
60 135 297 22
50 135 344 2548148148
40 135 432 32
b) Graficar en papel log ndash log el iacutendice de resistividad IR como una funcioacuten de
la saturacioacuten y determine el exponente de saturacioacuten de agua innata la
resistividad el exponente de saturacioacuten y analice la mojabilidad de la roca
La saturacioacuten de agua es una propiedad que afecta de manera determinante la
resistividad de la roca ya que es esta por el contenido de iones es un fluido que
conduce la corriente eleacutectrica por tanto a mayor saturacioacuten de agua menor seraacute la
resistividad de la roca Ademaacutes que para nuestro caso el fluido mojante es el agua este
hecho estaacute relacionado con la resistividad de manera que si el fluido mojante se adhiere
a las paredes de la roca en este caso el agua tambieacuten afecta la resistividad
disminuyeacutendola
Hasta el momento soacutelo hemos considerado formaciones con el 100 de saturacioacuten en
agua Es obvio que las resistividades aumentan a medida que disminuye la porosidad
debido al decremento en el volumen de agua en la formacioacuten
y = 16729x-1068
10
100
10 100
Ind
ice
de
Re
sist
ivid
ad (R
tR
o)
Saturacioacuten (Sw)
Indice de resistividad Vs Saturacioacuten
7 TABLA DE RESULTADOS
Altura maacutexima 878997906 ft
Swc 30 CAP 5500 ft
NAL Funcioacuten del factor de
formacioacuten
Iacutendice de resistividad
en funcioacuten de la Saturacioacuten
Fase mojante Agua Fase no mojante Condensado
Litologiacutea Areniscas
8 ANALISIS DE RESULTADOS
En la curva de presioacuten capilar vs saturacioacuten (graacutefica No 1) la muestra A presenta
la mejor seleccioacuten y proporcioacuten de granos en la roca puesto que su curva a
medida que desciende la saturacioacuten de agua no tiene cambio brusco en la presioacuten
capilar aunque es normal que a medida que desciende la saturacioacuten de agua la
presioacuten capilar aumenta esto es porque el petroacuteleo al ser extraiacutedo desplaza
consigo agua por lo tanto la saturacioacuten de agua disminuye pero una vez que va
llegando a la saturacioacuten de agua irreducible el petroacuteleo necesita mayor presioacuten
para desplazarse ya que esta agua con nata va ocupando los poros De acuerdo a
esto la muestra A presenta mejor comportamiento con respecto a las otras
muestra las cuaacuteles poseen curvas para una saturacioacuten constante una mayor
presioacuten capilar entonces el crudo necesita mayor presioacuten para el desplazamiento
indicando variacioacuten del diaacutemetro de los poros comenzando inicialmente con
porosidades mayores hasta comenzar la declinacioacuten a porosidades menores
Lo anterior tambieacuten se confirma debido a la permeabilidad La muestra A al ser la
maacutes permeable es decir que el agua se adhiere faacutecilmente a la roca el crudo
necesita menor presioacuten al fluir por el medio poroso en relacioacuten con las otras
muestras menos permeables eacuteste si necesita mayor presioacuten para empujar el agua
que estaacute en menor grado adherida a la roca
Se realizoacute la funcioacuten J De LEVERET promedio de las muestras la cual intenta
obtener una mejor comprensioacuten de la distribucioacuten de los fluidos del yacimiento Esta
funcioacuten la cuaacutel es adimensional sirve para eliminar discrepancias en las curvas de
presioacuten capilar vs saturacioacuten y las reduce a una curva comuacuten Sabiendo que esta
surge de la interpretacioacuten entre la razoacuten de la permeabilidad y la porosidad la cual
es equivalente a la raiacutez cuadrada del radio promedio de los poros
Con respecto a la graacutefica No 4 esta muestra la relacioacuten de la presioacuten capilar del
yacimiento y la altura por encima del agua del capilar en funcioacuten de la saturacioacuten de
agua Lo que nos permite este esquema es comprender la distribucioacuten inicial de la
saturacioacuten del yacimiento entonces observamos la zona de transicioacuten medida en
pies la cual es la distancia vertical entre la saturacioacuten total del agua hasta la
saturacioacuten irreducible la cual es aproximadamente unos 86 ft de espesor
Acerca de la graacutefica de las permeabilidades relativas tanto del agua como del
petroacuteleo se pude inferir que un 30 del agua en el yacimiento es irreducible y que
aproximadamente un 16 del crudo es irreducible estaacutes proporciones de los fluidos
van a ser las que son irremovibles en el medio poroso del yacimiento Tambieacuten
apartir del graacutefico podemos establecer que la permeabilidad comuacuten para el agua y
el petroacuteleo se encuentra para una saturacioacuten del agua de un 58 y para el crudo un
42 seguacuten esto se pude concluir que la fase mojante es el agua debido tambieacuten a
que su curva de permeabilidad relativa es maacutes suavizada en relacioacuten con la del
petroacuteleo
Para la muestra E no se teniacutean datos de presioacuten capilar por tanto mediante la
utilizacioacuten de la funcioacuten J promedio obtenida a partir de las otras muestras fue
posible obtener los datos aproximados de Presioacuten capilar para cada saturacioacuten
para este caso tambieacuten es posible usar el meacutetodo de la permeabilidad que mediante
curvas a presioacuten capilar constantes de muestras adyacentes a la muestras E
permite obtener la saturacioacuten correspondiente teniendo en cuenta el dato de
permeabilidad correspondiente se observa aproximacioacuten entre los datos obtenidos
por ambos meacutetodos
La litologiacutea tambieacuten afecta la resistividad de la formacioacuten En general los carbonatos
exhiben resistividades maacutes altas que las rocas claacutesticas debido primordialmente a
la geometriacutea de los poros En el caso de los carbonatos el agua sigue viacuteas mucho
maacutes tortuosas y por lo tanto reduce la conductividad
Los meacutetodos de resistividad utilizan un trayecto eleacutectrico continuo a traveacutes de las
rocas que es provisto por la fase de agua En una formacioacuten mojable por petroacuteleo
el agua puede no ser continua Esto incide en el exponente de saturacioacuten n de la
ecuacioacuten de Archie que relaciona la saturacioacuten con la resistividad En condiciones
de mojabilidad por agua nlt= 2 pero en condiciones de mojabilidad por petroacuteleo ngt
2 en una formacioacuten mojable por petroacuteleo es probable que una evaluacioacuten de la
saturacioacuten basada en la resistividad sea incorrecta para el yacimiento de gas
condensado el Difiacutecil el exponente de saturacioacuten encontrado es lo cual
confirma que es una roca mojada por agua
9 FUENTES DE ERROR
En el momento de preparacioacuten del nuacutecleo es fundamental que este quede
correctamente saturado (100) con el fluido de prueba ya que si no es
asiacute al correr la prueba se pueden obtener errores en la medicioacuten de las
presiones
Una saturacioacuten incorrecta del plato poroso tambieacuten puede generar errores
en la toma de datos
Posibles peacuterdidas de presioacuten por escape de aire desde de la caacutemara del
equipo de prueba
Una incorrecta medicioacuten de la saturacioacuten de la muestra tambieacuten puede
generar desviaciones por lo tanto se requiere la mayor precisioacuten posible
Es importante tener en cuenta que se puede generar cierta desviacioacuten en
cuanto a la toma de datos de las curvas de presioacuten capilar
10 CONCLUSIONES
La presioacuten capilar es una propiedad de la roca del yacimiento que a su vez es
determinada tanto por otras propiedades de la roca como por propiedades del
fluido que esta contiene
La Funcion J es un meacutetodo fundamental en cuanto a los anaacutelisis que se deben
realizar a diferentes muestras del yacimiento ya que permite definir la relacioacuten
de la Saturacioacuten de agua porosidad el tamantildeo de los poros tensioacuten interfacial
de los fluidos y la permeabilidad con la Presioacuten Capilar mediante las curvas de
presioacuten capilar dando como resultados una clasificacioacuten del yacimiento en
cuanto a las propiedades del fluidos que contiene y caracteriacutesticas de la roca
como por ejemplo la litologiacutea
Con la curva tiacutepica de presioacuten capilar que se obtiene graficando los datos de
presioacuten capilar Vs la saturacioacuten de agua es posible obtener datos esenciales de
los fluidos del yacimiento tales como Saturacioacuten de agua connata las cotas del
Nivel de agua libre (NAL) Contacto agua petroacuteleo (CAP) descrita como la mayor
profundidad a la cual se encuentra Sw del 100 zona de transicioacuten definida
como la zona en la cual la saturacioacuten de agua variacutea desde Swc hasta la
saturacioacuten del 100 la zona donde solo se encuentra petroacuteleo caso en
particular condensado
La presioacuten capilar influye en la mojabilidad de este de ahiacute se determina el fluido
mojante y el no mojante presente en la roca el grado de mojabilidad estaacute
definido de las siguiente manera para los fluidos que se encuentran en el
yacimiento gaslt petroacuteleoltagua en el caso del yacimiento El difiacutecil se gracias a
los datos dados se infiere que el fluido mojante es el agua y el no mojante es el
condensado Ademaacutes de que el aacutengulo de contacto tambieacuten permite definir que
fluido es la fase mojante asiacute para aacutengulos de contacto Agua-petroacuteleolt 90deg se
define la fase mojante como el agua
Un fenoacutemeno importante a tener en cuenta es la Presioacuten de desplazamiento la
cual es definida como la presioacuten miacutenimanecesaria para remover el fluido no
mojante del yacimiento cuando se tiene un 100 de saturacioacuten de agua
A partir de datos eleacutectricos de la formacioacuten tales como resistividad tambieacuten se
pueden conocer datos importante de la roca y de los fluidos presentes en el
yacimiento tales como la litologiacutea Fase mojante
El petroacuteleo y el gas se comportan igual que la matriz de la formacioacuten o sea
que no son conductores de corrientes eleacutectricas y en consecuencia cuando
parte del agua de la formacioacuten es desplazada por sustancias no conductoras
como petroacuteleo y gas la conductividad disminuye con el consiguiente aumento de
la resistividad
RECOMENDACIONES
Conocer claramente el procedimiento a seguir para la realizacioacuten
de la prueba permitiendo al estudiante relacionarse maacutes con el
proceso preparacioacuten del equipo y de los corazones permitiendo asiacute
tener un concepto maacutes amplio acerca de los cuidados y de los
paraacutemetros que exige la norma para obtener datos acertados
Utilizar un grado de aproximacioacuten bastante riguroso en cuanto a los
datos que se obtienen en la prueba como tambieacuten los calculados
ya que esta determinacioacuten puede ocasionar algunas variaciones en
los resultados obtenidos
11 CUESTIONARIO
1 iquestQueacute otros meacutetodos se utilizan en la determinacioacuten de las curvas de presioacuten
capilar
Meacutetodo de inyeccioacuten de mercurio
El mercurio se comporta como fase no mojante frente a la gran mayoriacutea de los minerales que constituyen la matriz porosa de las rocas de intereacutes para la acumulacioacuten de hidrocarburos En otras palabras una roca porosa puesta en contacto con mercurio no sufre el proceso espontaacuteneo de imbibicioacuten Por el contrario para introducir el mercurio en la red poral es necesario vencer (mediante la aplicacioacuten de una presioacuten externa) las fuerzas capilares que se oponen al ingreso de esta fase liacutequida
Meacutetodo de la centriacutefuga
Se satura la muestra al 100 con agua de formacioacuten
Se coloca la muestra en un tubo de centrifuga especialmente disentildeado
Se hace girar la muestra a un reacutegimen fijo de revoluciones hasta que se detiene la eliminacioacuten de agua por efecto de la fuerza generada
Se hace la lectura de agua desplazada sin detener la centrifuga Para ello se emplea un estroboscopio que permite realizar la lectura en pleno reacutegimen de giro
Se repiten las operaciones indicadas en los puntos 3 y 4 a regiacutemenes crecientes de giro hasta alcanzar el maacuteximo reacutegimen previsto
Al final del proceso se dispone de una serie de pares de datos Reacutegimen de giro - Volumen desplazado Este juego de valores se transforma faacutecilmente a pares Presioacuten Capilar - Saturacioacuten promedio de la muestra pero requiere alguacuten tratamiento numeacuterico antes de convertirse en la curva de presioacuten capilar del sistema
Meacutetodo de la membrana semipermeable
Este meacutetodo tambieacuten conocido como meacutetodo Meacutetodo de Estados Restaurados es el meacutetodo de referencia para las mediciones de Presioacuten Capilar
Para las mediciones se emplea una caacutemara estanca en cuya base se coloca una membrana capilar (en general una porcelana muy homogeacutenea) previamente saturada con la fase mojante del sistema
Las muestras se saturan al 100 con la fase mojante (regularmente agua) y se colocan en el interior de la caacutemara estanca en contacto capilar con la membrana semi-permeable El contacto capilar se asegura con un material fino tal como tierra de diatomeas que se coloca entre la muestra y la membrana
La aplicacioacuten sucesiva de presiones crecientes de la fase desplazante permite establecer los puntos de saturacioacuten de las muestras
2 iquestCuaacuteles son las ventajas y desventajas de este meacutetodo
Ventajas
Una vez obtenido los datos es praacutectico y sencillo la interpretacioacuten de estos para
determinar la curva de presioacuten capilar
La obtener la curva se puede realizar diferentes caacutelculos permitiendo el anaacutelisis
para la descripcioacuten de los fluidos en este caso mojantes
El meacutetodo es directo y transformable a condiciones de yacimiento
Desventajas
La medicioacuten es lleva alguacuten tiempo incluso puede durar un mes
Para determinar la saturaciones irreducibles es necesario que la porosidad de la
roca se relativamente buena
Es soacutelo aplicable en curvas de drenaje
3 iquestQueacute aplicaciones tienen las curvas de presioacuten capilar
Las curvas de presioacuten capilar son de gran utilidad al momento de comprender la
distribucioacuten de los fluidos del yacimiento Al analizar las saturaciones residuales de
los fluidos permite comprender la cantidad de aceite que se puede recuperar (
presioacuten de desplazamiento)y la saturacioacuten de agua de formacioacuten Por medio de la
presioacuten capilar es posible analizar otro aspecto importante de los fluidos del
yacimiento se refiere entonces a su mojabilidad La presioacuten capilar accede para la
elaboracioacuten de caacutelculos de la roca tales como permeabilidad medios porosos y
distribucioacuten de granos
4 iquestCoacutemo se transforman los datos de Presioacuten Capilar a condiciones de
Yacimiento
Hay dos formas para dicha conversioacuten para un sistema de agua y petroacuteleo
tenemos
1 la siguiente ecuacioacuten es de consideracioacuten puesto que se debe tener en
cuenta la variacioacuten del aacutengulo de contacto ya que nos puede dar valores en
un rango de [1 -1] debido a la funcioacuten trigonomeacutetrica del coseno la
ecuacioacuten se puede reducir dependiendo de si los cambios entre variables a
condiciones de laboratorio y yacimiento son considerables o no como lo es
el caso de la humectabilidad la cual no variacutea significativamente
2 La otra ecuacioacuten es
h=altura por encima contacto agua-petroacuteleo a una saturacioacuten del 100
h100= la altura de elevacioacuten en el capilar por encima de la presioacuten capilar
cero
= densidades del agua y del petroacuteleo (grcm3) y 00433 factor de
conversioacuten
5 iquestQueacute formulas se han desarrollado para estimar las permeabilidades a partir de los datos de presioacuten Capilar iquestQue otros datos se necesitan para efectuar los caacutelculos
Construyendo Graacuteficos del inverso de la presioacuten Capilar vs La Saturacioacuten de agua Se pueden obtener las permeabilidades relativas utilizando las ecuaciones de Burdine Para agua
1
0 2
0 22
1
Pc
dsPc
ds
Swi
SwiSwKrw
sw
Y para el crudo
1
0 2
0 22
1
Pc
dsPc
ds
Swi
SorSoKro
sw
Basaacutendonos en las ecuaciones podemos observar que para estimar las
permeabilidades relativas es necesario tener datos como Sw Swi para el
agua y So Sor para el crudo
BIBLIOGRAFIA
Paris de Ferrer Magdalena ldquoFUNDAMENTOS DE INGENIERIA DE YACIMIENTOSrdquo
Capitulo 5 Propiedades de la roca Presioacuten capilar Pag 271-294
Paginas consultadas para obtener informacioacuten acerca de la utlizacion de datos
eleacutectricos para interpretacioacuten de pozos
httptranslategooglecomtranslatehl=esamplangpair=en|esampu=httpwwwanswer
scomtopiccementation-factor
httpesscribdcomdoc27993174Perfilaje-Electrico-de-Pozo
httpsisbibunmsmedupebibvirtualdataTesisBasicfalla_vecap3pdf
httpwwwslbcom~mediaFilesresourcesoilfield_reviewspanish07aut07p44_
61ashx
Paginas consultadas para la obtencioacuten de datos sobre otros meacutetodos para obtencioacuten de
curvas de Presioacuten Capilar
httpwwwinlabcomarMembranahtm httpwwwinlabcomarCentrifugahtm httpwwwinlabcomarPc_Hghtm
Aplicaciones las curvas de Presioacuten Capilar
httpwwwagatlabscomspanishcontentcapillarypressurehtm
TABLA DE CONTENIDO
1 OBJETIVOS
2 ELEMENTOS TEORICOS
3 PROCEDIMIENTO
4 TABLA DE DATOS
5 TALLER Y MUESTRA DE CAacuteLCULO
6 TABLA DE RESULTADOS
7 ANALISIS DE RESULTADOS
8 FUENTES DE ERROR
9 CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
10 CUESTIONARIO
11 BIBLIOGRAFIA
1 OBJETIVOS
Comprender claramente el concepto y la aplicabilidad de la presioacuten capilar en la
roca reservorio del yacimiento El Difiacutecil
Graficar de presioacuten capilar en funcioacuten de la Saturacioacuten y analizar la relacioacuten
existente
OBJETIVOS ESPECIFICOS
Sabiendo que la presioacuten capilar depende de la porosidad de la tensioacuten
interfacial y un radio promedio poroso se calcula una funcioacuten a dimensional de
la saturacioacuten llamada J la cual es necesaria para clasificar un yacimiento en
particular
A partir de presiones capilares constantes se interpretaraacute la relacioacuten entre la
permeabilidad de la roca la cual estaacute en funcioacuten de la saturacioacuten
Reconocer la influencia del factor de cementacioacuten y la constante de Archie con
respecto a la Presioacuten capilar y su utilidad para conocer la descripcioacuten litoloacutegica
de las rocas
Calcular el Iacutendice de resistividad teniendo en cuenta su dependencia de la
Saturacioacuten de agua
2 ELEMENTOS TEORICOS
PRESIOacuteN CAPILAR Es la diferencia de presioacuten entre el fluido de la fase no mojante y la fase mojante En un sistema poroso se observa que las fuerzas inducidas por la mojabilidad preferencial del medio con uno de los fluidos se extiende sobre toda la interfase causando diferencias de presioacuten mesurables entre los dos fluidos a traveacutes de la interfase Cuando los fluidos estaacuten en contacto las moleacuteculas cercanas la interfase se atraen desigualmente por sus vecinas Si la interfase es curveada la presioacuten sobre un lado (coacutencavo con respecto al fluido maacutes denso) excede la del otro lado (convexo con respecto al fluido maacutes denso) luego esa diferencia es la presioacuten capilar La presioacuten capilar siempre se considera positiva Existen formaciones menos mojables intermediamente mojables y fuertemente mojable La presioacuten capilar tiene aplicaciones en simulacioacuten de yacimientos y en ingenieriacutea de yacimientos para calcular principalmente la altura de la zona de transicioacuten y la saturacioacuten de agua irreducible La longitud sobre la cual la fuerza σ es aplicada en el capilar de radio r es 2πr Luego el total de la fuerza capilar seraacute 2πrσ Y la fuerza vertical es 2πrσCos Puesto que la presioacuten se define como F A entonces
FUNCIOacuteN J DE LEVERETT O CURVA PROMEDIA DE PRESIOacuteN CAPILAR Basado en el hecho que la presioacuten depende de la porosidad la fuerza interfacial y la geometriacutea del poro Leverett definioacute su funcioacuten adimensional de saturacioacuten la cual la llamoacute la funcioacuten J La Funcioacuten J de Leverettes una herramienta poderosa para el desarrollo de teacutecnicas nuevas y veloces de mejoramiento de procesos que intentan obtener un punto de vista maacutes exacto de la distribucioacuten de los fluidos del yacimiento Algunos de estas aplicaciones son recobro de inyeccioacuten de agua inicializacioacuten de modelos de simulacioacuten que mejoran la distribucioacuten inicial de la saturacioacuten de agua para una representacioacuten tridimensional distribucioacuten de presiones y saturaciones en yacimientos dinaacutemicos y otros
MOJABILIDAD
Tendencia de un fluido en presencia de otro inmiscible con eacutel a extenderse o adherirse a una superficie soacutelida Los compuestos polares orgaacutenicos en el crudo reaccionan con la superficie de la roca convirtieacutendola en mojable por petroacuteleo Geoloacutegicamente el agua es mojable El grado de mojabilidad estaacute relacionado de la siguiente forma Gas ltOillt Agua Cuando dos fluidos inmiscibles estaacuten en contacto el aacutengulo formado por ellos (medido sobre el agua) se llama aacutengulo de contacto Medida de la mojabilidad El aacutengulo de contacto es una medida indirecta de
mojabilidad Si θ lt 90deg se dice que el sistema es mojado por agua y si θ gt 90deg hace referencia a un sistema mojado por aceite En virtud a la variacioacuten del contenido mineraloacutegico del medio poroso y a la depositacioacuten de compuestos orgaacutenicos procedentes del crudo habraacute zonas de diferente mojabilidad
TENSION INTERFACIAL Y SUPERFICIAL
La interfase que separa a dos fases es una regioacuten con solubilidad limitada que a lo sumo tiene el espesor de unas pocas moleacuteculas Se puede visualizar como una barrera que se forma debido a que las fuerzas atractivas entre las moleacuteculas de la misma fase son mucho mayores que aquellas que existen en dos fases diferentes La tensioacuten superficial es una propiedad termodinaacutemica fundamental de la interfase Se define como la energiacutea disponible para incrementar el aacuterea de la interfase en una unidad Cuando dos fluidos estaacuten en contacto las moleacuteculas cercana la interfase se atraen desigualmente por sus vecinas porque unas son maacutes grandes que las otras esto origina una superficie de energiacutea libreunidad de aacuterea que se llama tensioacuten interfacial En otras palabras es la unidad de fuerzaunidad de longitud La tensioacuten interfacial σ es la tensioacuten que existe entre la interfase de dos fluidos inmiscibles Es una medida indirecta de la solubilidad A medida que la tensioacuten interfacial se hace maacutes baja las dos fases se aproximan maacutes a la miscibilidad PERMEABILIDAD Y LEY DE DARCY La permeabilidad es la capacidad que tiene el medio poroso para permitir el flujo de fluidos Para flujo lineal la ley de Darcy4 dice que la velocidad de un fluido homogeacuteneo en un medio poroso es proporcional a la fuerza de empuje (gradiente de presioacuten) e inversamente proporcional a la viscosidad Darcy requiere que el fluido se adhiera a los poros de la roca sature 100 el medio y flujo homogeacuteneo y laminar ocurra la Ley de Darcy puede aplicarse a condiciones muy particulares Condiciones de campo
v es la velocidad aparente bbl(diacutea-ftsup2) k md μ cp P psia s distancia a lo largo del flujo γ Gravedad especiacutefica θ Angulo medido en sentido horario desde la vertical a la posicioacuten s de la direccioacuten ΔD diferencia de altura Constante de Archie iacutendice de resistividad(saturacioacuten) (factor de cementacioacuten)
PARAacuteMETROS ELEacuteCTRICOS
A traveacutes de las determinaciones propuestas sobre cada muestra se obtienen los valores de resistividad y porosidad en las condiciones de saturacioacuten de agua de reservorio con lo que es posible conformar un set de datos experimentales que permitan la optimizacioacuten numeacuterica de los paraacutemetros eleacutectricos a m y n utilizando por ejemplo la ecuacioacuten de Archie
Sw= Saturacioacuten de agua n= Exponente de saturacioacuten m= Exponente de cementacioacuten a= Factor de formacioacuten para f=100 Rw= Resistividad del agua Rt= Resistividad de la roca a Sw
INDICE DE RESISTIVIDAD IR
Es una funcioacuten de agua y de la geometriacutea de poros
3 PROCEDIMIENTO
Procedimiento de laboratorio caacutelculo de
la Presioacuten capilar
Preparacion del equipo
Saturacion del diafragma con el fluido
mojante del yacimiento
Preparacioacuten de corazones
Los corazones deben estar limpios y secos
1 Pesar los corazones
2 Saturarlos con el fluido de prueba
3 Limpiar el exceso de liquido saturante de la
superficie de los nucleos y pesarlos
Prueba de presion capilar de dos fases
1 Colocar las muestras saturadas sobre el
diafragma poroso de tal forma que quede en
contacto capilar
2 Cerrar la celda y permitir la entrada de
gas regulando la presion
Se sugiere para sistema de gas salmuera
presiones de 12 48 y 16 psig en ese orden
3 Se requieren de 2 a 10 dias para establecer el equilibrio capilar a
una presion dada
El equilibrio se supone cuando no hay mas desplazamiento de
liacutequido a partir de la celda
Remover la muestra de la celda y pesarla
4 TABLA DE DATOS
En el yacimiento el Difiacutecil se corazonoacute el pozo D-22 se tomaron 50 pies del intervalo
productor de la formacioacuten Zambrano y se analizoacute en el laboratorio La tabla 1 resume
los resultados de porosidad y permeabilidad de las muestras seleccionadas del
intervalo productor
Tabla No 1
Identificacioacuten Profundidad (Pies bnm)
Permeabilidad (md) Porosidad (Fraccioacuten)
A 5450 ndash 5451 480 0211
B 5460 ndash 5461 150 0188
C 5470 ndash 5471 68 0135
D 5490 ndash 5491 25 0122
E 5480 ndash 5481 51 0128
La tabla No 2 da la informacioacuten del comportamiento de Presion Capilar Vs Saturacion
de agua sw de cuatro muestras de la tabla No1 obtenidas por el meacutetodo del plato
poroso para el sistema aire-salmuera (18500 ppm de NaCl equivalente) a
condiciones de laboratorio Las densidades del condensado y de la salmuera a
condiciones de yacimiento son 461 y 632 lbmpie3 respectivamente Las tensiones
interfaciales aire-salmuera a condiciones de laboratorio y condensado- salmuera a
condiciones de yacimiento fue de 72 y 238 dinascm respectivamente el angulo
asumido de contacto para el laboratorio es de cero (0deg) y para el yacimiento de 30deg
Tabla No 2
Saturacioacuten Datos de presioacuten
capilar psi
Muestra A Muestra B Muestra C Muestra D
100 1 1 1 1
90 15 18 19 25
80 18 25 36 5
70 22 36 47 75
60 25 51 62 105
50 35 71 85 15
40 53 11 15 24
35 73 142 215 30
30 105 205 -- --
20 24 -- -- --
5 TALLER DE PRESION CAPILAR Y MUESTRA DE CALCULOS
a) Con los resultados de la presioacuten capilar obtenidos para las muestras seleccionadas
por el meacutetodo del plato poroso graficar la presioacuten capilar Vs saturacioacuten de agua para
las cuatro muestras a condiciones del laboratorio y explique el efecto del tamantildeo y
distribucioacuten de los poros de la historia del proceso de saturacioacuten del tipo de fluidos y
solidos envueltos en la formacioacuten Zambrano del yacimiento El Difiacutecil
Teniendo en cuenta la tabla nuacutemero 2 que aparece en la guiacutea de laboratorio se realiza
la siguiente grafica de Presioacuten capilar Vs Saturacioacuten de agua a condiciones de
laboratorio
Grafica No 1
El efecto que tiene el tamantildeo y distribucioacuten de los poros estaacute dado por que a medida
que se aumenta el diaacutemetro de los poros o de la seccioacuten poral que estaacute distribuida en
medio de los granos de la roca de yacimiento la altura h alcanzada por el fluido de
yacimiento a traveacutes del capilar es asiacute que un sistema de roca-yacimiento con poros de
tamantildeo pequentildeo tendraacute una zona de transicioacuten (espesor vertical sobre el cual la
saturacioacuten de agua variacutea desde 100 hasta la saturacioacuten de agua irreducible Swc) maacutes
grande
El tamantildeo de los poros en las rocas-yacimiento tambieacuten estaacute relacionado con la
permeabilidad y se puede decir que yacimientos con altas permeabilidades tendraacuten
zonas de transicioacuten maacutes pequentildeas que yacimientos con baja permeabilidad
b) Con los resultados de la tabla (2) y la tensioacuten interfacial a condiciones de laboratorio
elaborar la tabla 3 de la funcioacuten J Vs Sw para las 4 muestras
0
5
10
15
20
25
30
35
0 20 40 60 80 100
Pre
sio
n c
apila
r p
si
Saturacion de agua Sw
Presion Capilar Vs Satutacion
Muestra A
Muestra B
Muestra C
Muestra D
Se calcula la Funcioacuten J promedio en funcioacuten de las diferentes saturaciones teniendo en
cuenta las tensioacuten interfacial aire-salmuera a condiciones de
Laboratorio fue de 72 dinascm y el Angulo de contacto asumido en el laboratorio fue 0deg
con la siguiente ecuacioacuten
Se procede a calcular la Funcioacuten J en funcioacuten de Sw
Muestra de caacutelculos para la muestra A
Muestra de caacutelculos para la muestra B
Muestra de caacutelculos para la muestra C
Muestra de caacutelculos para la muestra D
Muestra de caacutelculos para la Funcioacuten J promedio a la saturacioacuten de 100
Para hallar los datos de cada una de las muestras a las otras saturaciones del
laboratorio se utilizaron los datos de la tabla No 2
Los datos de las 4 muestras a condiciones de laboratorio se presentan en la tabla No 1
Tabla No 3
Saturacioacuten
Funcioacuten J
Muestra A Muestra B Muestra C Muestra D Funcioacuten J
promedio J(Sw)
100 014338525 008491644 00674703 004303434 0084701586
90 021507788 01528496 012819358 010758586 0150926728
80 025809345 021229111 024289309 021517172 0232112344
70 031544755 03056992 031711043 032275758 0315253689
60 035846313 043307386 041831588 045186061 0415428371
50 050184838 060290675 057349758 064551515 0580941968
40 075994184 093408088 101205456 103282425 0934725381
35 104671234 12058135 145061153 129103031 1248541921
30 150554515 17407871 -- -- 1623166124
20 344124605 -- -- -- 344124605
c) Representar graacuteficamente la funcioacuten J Vs Sw para las 4 muestras y trace entre los
puntos de cada saturacioacuten el promedio y presente con estos puntos el comportamiento
Esta curva representa la funcioacuten J promedio Vs saturacioacuten de agua a condiciones de
laboratorio
Grafica No 2
0
05
1
15
2
25
3
35
0 20 40 60 80 100
Fun
cio
n J
Saturacion de agua Sw
Funcion J promedio
Muestra A
Muestra B
Muestra C
Muestra D
Polinoacutemica (Funcion J promedio)
d) Con la funcioacuten J promedio a condiciones de laboratorio la porosidad y
permeabilidad promedio calcule la presioacuten capilar promedio para cada una de las
saturaciones a condiciones de laboratorio
Se calcula la permeabilidad y la porosidad promedio utilizando los datos de la Tabla No
1
Ahora se calcula la presioacuten capilar a condiciones de laboratorio con la siguiente
ecuacioacuten
Ahora se procede a calcular la Pc promedio en cada porcentaje de saturacioacuten a
condiciones de laboratorio teniendo en cuenta la funcioacuten J promedio asiacute (muestra de
caacutelculo para 100)
En la siguiente tabla se presentan las presiones capilares promedio para cada una de
las saturaciones a condiciones de laboratorio
Tabla No 4
Saturacioacuten Funcioacuten J promedio
Pc lab
100 0084701586 0897501307
90 0150926728 15992255
80 0232112344 2459471448
70 0315253689 3340440388
60 0415428371 4401895225
50 0580941968 6155683746
40 0934725381 9904386588
35 1248541921 1322959889
30 1623166124 1719913155
20 3441246054 364635774
e) Con la presioacuten capilar promedio Pc las tensiones interfaciales a condiciones del
yacimiento y del laboratorio calcule la presioacuten capilar promedio a condiciones del
yacimiento Pcy y grafique la presioacuten capilar promedio Vs Sw a condiciones de
yacimiento
Teniendo calculadas todas las presiones capilares promedio de cada porcentaje de
saturacioacuten las convertimos a las presiones capilares promedio en el yacimiento para lo
cual igualamos las ecuaciones de presioacuten capilar en el yacimiento y en el laboratorio
para dejar la primera en funcioacuten de la segunda asiacute
Muestra de caacutelculo de la presioacuten capilar promedio en el yacimiento saturada al 100
El resumen de todos los datos obtenidos anteriormente se hace en la siguiente tabla
Tabla No 5
Saturacioacuten Funcioacuten J promedio
Pc (10596039)J(Sw)
Pcy (0286261Pc)
100 0084701586 0897501307 0256919622
90 0150926728 15992255 0457795891
80 0232112344 2459471448 0704050756
70 0315253689 3340440388 0956237806
60 0415428371 4401895225 1260090929
50 0580941968 6155683746 1762132185
40 0934725381 9904386588 2835239609
35 1248541921 1322959889 3787118207
30 0811583062 1719913155 49234406
20 0860311514 364635774 104381001
Grafica presioacuten capilar promedio Vs saturacioacuten de agua a condiciones de yacimiento
Grafica No3
f) Convierta los valores de presioacuten capilar promedio a condiciones de yacimiento en
altura (h) y represeacutentelos a la derecha en el grafico anterior
Para este caso utilizamos la siguiente ecuacioacuten la cual relaciona la funcioacuten J (Sw) la
tensioacuten interfacial del sistema agua-condensado el aacutengulo de contacto las densidades
del agua y el condensado la permeabilidad y porosidad promedio de la roca y una
constante de conversioacuten asiacute
0
2
4
6
8
10
12
0 20 40 60 80 100
Pre
sio
n C
apila
r ya
cim
ien
to P
si
Saturacion de agua Sw
Pc Yacimiento Vs Sw
De esta forma en la anterior ecuacioacuten se reemplazan los valores de las funciones J
promedio a cada saturacioacuten para hallar las respectivas alturas (h)
Muestra de caacutelculo para la presioacuten capilar promedio de yacimiento 100 saturada
En la siguiente tabla se muestra la relacioacuten de las presiones capilares promedio a
condiciones de yacimiento en cada momento de saturacioacuten
Tabla No 6
Saturacioacuten Pc yac (Psi)
h (ft)
100 025691962 216353366
90 045779589 385512329
80 070405076 592884847
70 095623781 805252889
60 126009093 10611292
50 176213218 148390079
40 283523961 23875702
35 378711821 318915217
30 49234406 414605524
20 104381001 878997906
En la siguiente grafica se muestra la presioacuten capilar promedio a condiciones de
yacimiento Vs saturacioacuten de agua y tambieacuten se tienen en cuenta las alturas que
representan las presiones capilares en cada saturacioacuten
Grafica No 4
g) Con los resultados de las permeabilidades relativas de la tabla No 7 Graficar en
coordenadas cartesianas las permeabilidades relativas al condensado y al agua como
una funcioacuten de la saturacioacuten de agua en la misma escala de saturacioacuten de grafico
hecho en e
Grafica No 5
h) Con el comportamiento de las permeabilidades relativas del yacimiento el difiacutecil y el
grafico de presioacuten capilar promedio a condiciones de yacimiento defina la zona de
condensado la zona de agua y condensado por efecto de la capilaridad (zona de
transicioacuten) y la zona de agua al 100 la saturacioacuten irreducible de la fase mojante o
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
0
2
4
6
8
10
12
0 20 40 60 80 100
Alt
ura
ft
Pre
sio
n C
apila
r ya
cim
ien
to P
si
Saturacion de agua Sw
Pc Yacimiento Vs Sw
Pcy psi
h ft
0010203040506070809
1
0 20 40 60 80 100
Pe
rme
ab
ilid
ad
es
rela
tiva
s
Saturacion de agua Sw
Permeabilidad relativa Vs Sw
Kro
Krw
connata Swc la presioacuten de desplazamiento Pd el nivel de agua libre NAL el contacto
agua-condensado la profundidad para alcanzar la saturacioacuten del 50 si el contacto
agua-petroacuteleo CAP estaacute a 5500 ft
Grafica No 6
De la anterior grafica se puede inferir
Swc = 30
Pd = 03 psi
Nivel de agua libre
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
0
2
4
6
8
10
12
0 20 40 60 80 100
Pre
sio
n C
apila
r ya
cim
ien
to P
si
Saturacion de agua Sw
Pc Yacimiento Vs Sw
0
01
02
03
04
05
06
07
08
09
1
0 20 40 60 80 100
Per
mea
bili
dad
rela
tiva
Kr
Saturacion de agua Sw
Kro Krw Vs Sw
Kro
Krw
Contacto agua-condensado (5500 ft)
Condensado
Swc
Zona de transicioacuten
NAL=55025 ft
Profundidad para alcanzar una Sw de 50
i) Usando el meacutetodo de la funcioacuten J y el meacutetodo de la permeabilidad y cualesquiera otra
informacioacuten disponible pronostique la presioacuten capilar para las muestras E y tabule un
conjunto completo de informacioacuten de Presioacuten capilar Vs Saturacioacuten de agua para esta
muestra por dos meacutetodos
Por el meacutetodo de la funcioacuten J
Se tiene en cuenta la siguiente ecuacioacuten
Entonces como ya se tienen las funciones J promedio para cada saturacioacuten y los datos
de porosidad y permeabilidad para la muestra E reemplazamos estos datos en la
ecuacioacuten y despejamos la presioacuten capilar asiacute
Muestra de caacutelculo para la saturacioacuten al 100
Se despeja Pc de la anterior ecuacioacuten asiacute
La siguiente tabla muestra las presiones capilares de la muestra E a los otros
porcentajes de saturacioacuten Sw
Tabla No 7
Saturacioacuten Funcioacuten J promedio Pc psi
100 0084701586 141151775
90 0150926728 251513303
80 0232112344 386805856
70 0315253689 525357554
60 0415428371 692294619
50 0580941968 968116349
40 0934725381 155768213
35 1248541921 208064474
30 1623166124 270494085
20 3441246054 57346977
El comportamiento de la presioacuten capilar de esta muestra se representa en la siguiente
graacutefica
Grafica No 7
Ahora se procede a calcular la presioacuten capilar de la muestra E con el meacutetodo de la
permeabilidad asiacute
Se realiza la siguiente tabla en donde se ubican las presiones capilares de la muestra C
y D y los datos de saturacioacuten ya que los datos de permeabilidad de la muestra E se
encuentran en medio de las dos primeras los siguientes datos son tomados de la
graacutefica No 1
0
10
20
30
40
50
60
0 20 40 60 80 100
Pre
sio
n c
apila
r p
si
Saturacion de agua Sw
Pce Vs Sw
Tabla No 8
Muestra md Muestra C (68
md) Muestra D (25
md)
Presioacuten Capilar psi
2 88 92
4 76 84
5 68 80
6 60 76
7 56 72
95 48 63
12 44 56
15 40 50
20 36 44
Posteriormente se desarrolla un graacutefico semi-log en el cual se grafican los anteriores
datos correspondientes a las permeabilidades C (68 md) y D (25 md) en esta grafica
trazamos una liacutenea horizontal sobre la permeabilidad de 51 md (Muestra E) y alliacute
encontraacutendonos con las respectivas liacuteneas a cada presioacuten hallaremos la saturacioacuten
correspondiente asiacute
Grafica No 8
Tabulamos los datos de presioacuten capilar obtenidos en la graacutefica anterior teniendo en
cuenta la saturacioacuten
1
10
100
0 20 40 60 80 100
Per
mea
bili
dad
k m
d
Saturacion de agua Sw
K Vs Sw
2 psi
4 psi
5 psi
6 psi
7 psi
95 psi
12 psi
15 psi
20 psi
Tabla No 9
Pc(Psi) Sw
2 89
4 78
5 71
6 64
7 60
95 52
12 47
15 43
20 38
Ahora teniendo en cuenta la anterior tabla se grafica presioacuten capilar de la muestra E Vs
saturacioacuten de agua
Grafica No 9
6 PROPIEDADES ELECTRICAS DE LA FORMACION ZAMBRANO DEL
YACIMIENTO EL DIFICIL
En la tabla Ndeg 5 da la informacioacuten delas resistividades de la formacioacuten de las muestras
saturadas 100 con salmuera de 18500 ppm NaCl Ro (Ω-m) a la temperatura del
laboratorio de 90degF si la resistividad Rw es de 026 Ω-m calcular el Factor de
formacioacuten F
0
5
10
15
20
25
0 20 40 60 80 100
Pre
sio
n c
apila
r E
Psi
Saturacion de agua Sw
PcE Vs Sw
Muestra E
Tabla de Ndeg10
Identificacioacuten (D-22)
Muestra
Porosidad (fraccioacuten)
Ro (Ω-m) Factor de formacioacuten
(RoRw)
A 0211 86 3307692308
B 0188 96 3692307692
C 0135 135 5192307692
D 0122 148 5692307692
E 0128 161 6192307692
a) Graficar en papel log-log el factor de formacioacuten F como una funcioacuten de la
porosidad y determine el factor de Cementacioacuten m y la constante Archie a y
cuaacutel es la relacioacuten del factor de formacioacuten F y la porosidad Φ (ecuacioacuten) a
utilizar en la interpretacioacuten de registros eleacutectricos y seguacuten los resultados
realizar una descripcioacuten de la litologiacutea de las rocas de la formacioacuten Zambrano
del yacimiento el Difiacutecil
Ecuacioacuten del factor de formacioacuten
Doacutende
y = 59848x-1095
10
100
0001 001 01 1
Fact
or
de
fo
rmac
ion
(F)
Porosidad (Fraccioacuten)
Factor de formacioacuten Vs Porosidad
Luego utilizando la liacutenea recta que mejor une los puntos se encontroacute la siguiente
relacioacuten
LITOLOGIacuteA EXPRESIOacuteN MATEMAacuteTICA
Calizas y Dolomitas (rocas duras) 2
1F
Areniscas no consolidadas (rocas blandas) Formula de HumbleOilCia
152
620F
Areniscas consolidadas 2
810F
Areniscas en general (Carothers
1958) 541
451F
Areniscas arcillosas (Carothers
1958) 331
651
F
Carbonatos (Carothers 1958) 152
850
F
Areniscas del Plioceno del sur de
California (Carothers 1958) 081
452
F
Areniscas del Mioceno de Texas
Louisiana y Costa del Golfo
(Carothers y Porter 1970)
291
971
F
Rocas detriacuteticas limpias (Sethi 1979) )052(
1
F
La ecuacioacuten que maacutes se asemeja a la obtenida es 081
452
F la cual pertenece al grupo
de Areniscas del Plioceno del sur de California sin embargo como la formacioacuten
Zambrano pertenece a las edades del Proterozoico hasta el reciente se puede inferir
que la relacioacuten que existe es que en ambos casos se encuentran Areniscas ya que la
roca reservorio de esta zona es la Arenisca calcaacuterea
La tabla No 11 resume las resistividades de la muestra C saturadas parcialmente Rt
(Ω-m) determinadas durante la prueba de presioacuten capilar calcular el iacutendice de
resistividad IR
Tabla Ndeg11
Saturacioacuten Sw
Muestra C Resistividades de las
muestras parcialmente saturadas Rt
Iacutendice de resistividad IR
(RtRo)
90 135 182 1348148148
80 135 209 1548148148
70 135 239 177037037
60 135 297 22
50 135 344 2548148148
40 135 432 32
b) Graficar en papel log ndash log el iacutendice de resistividad IR como una funcioacuten de
la saturacioacuten y determine el exponente de saturacioacuten de agua innata la
resistividad el exponente de saturacioacuten y analice la mojabilidad de la roca
La saturacioacuten de agua es una propiedad que afecta de manera determinante la
resistividad de la roca ya que es esta por el contenido de iones es un fluido que
conduce la corriente eleacutectrica por tanto a mayor saturacioacuten de agua menor seraacute la
resistividad de la roca Ademaacutes que para nuestro caso el fluido mojante es el agua este
hecho estaacute relacionado con la resistividad de manera que si el fluido mojante se adhiere
a las paredes de la roca en este caso el agua tambieacuten afecta la resistividad
disminuyeacutendola
Hasta el momento soacutelo hemos considerado formaciones con el 100 de saturacioacuten en
agua Es obvio que las resistividades aumentan a medida que disminuye la porosidad
debido al decremento en el volumen de agua en la formacioacuten
y = 16729x-1068
10
100
10 100
Ind
ice
de
Re
sist
ivid
ad (R
tR
o)
Saturacioacuten (Sw)
Indice de resistividad Vs Saturacioacuten
7 TABLA DE RESULTADOS
Altura maacutexima 878997906 ft
Swc 30 CAP 5500 ft
NAL Funcioacuten del factor de
formacioacuten
Iacutendice de resistividad
en funcioacuten de la Saturacioacuten
Fase mojante Agua Fase no mojante Condensado
Litologiacutea Areniscas
8 ANALISIS DE RESULTADOS
En la curva de presioacuten capilar vs saturacioacuten (graacutefica No 1) la muestra A presenta
la mejor seleccioacuten y proporcioacuten de granos en la roca puesto que su curva a
medida que desciende la saturacioacuten de agua no tiene cambio brusco en la presioacuten
capilar aunque es normal que a medida que desciende la saturacioacuten de agua la
presioacuten capilar aumenta esto es porque el petroacuteleo al ser extraiacutedo desplaza
consigo agua por lo tanto la saturacioacuten de agua disminuye pero una vez que va
llegando a la saturacioacuten de agua irreducible el petroacuteleo necesita mayor presioacuten
para desplazarse ya que esta agua con nata va ocupando los poros De acuerdo a
esto la muestra A presenta mejor comportamiento con respecto a las otras
muestra las cuaacuteles poseen curvas para una saturacioacuten constante una mayor
presioacuten capilar entonces el crudo necesita mayor presioacuten para el desplazamiento
indicando variacioacuten del diaacutemetro de los poros comenzando inicialmente con
porosidades mayores hasta comenzar la declinacioacuten a porosidades menores
Lo anterior tambieacuten se confirma debido a la permeabilidad La muestra A al ser la
maacutes permeable es decir que el agua se adhiere faacutecilmente a la roca el crudo
necesita menor presioacuten al fluir por el medio poroso en relacioacuten con las otras
muestras menos permeables eacuteste si necesita mayor presioacuten para empujar el agua
que estaacute en menor grado adherida a la roca
Se realizoacute la funcioacuten J De LEVERET promedio de las muestras la cual intenta
obtener una mejor comprensioacuten de la distribucioacuten de los fluidos del yacimiento Esta
funcioacuten la cuaacutel es adimensional sirve para eliminar discrepancias en las curvas de
presioacuten capilar vs saturacioacuten y las reduce a una curva comuacuten Sabiendo que esta
surge de la interpretacioacuten entre la razoacuten de la permeabilidad y la porosidad la cual
es equivalente a la raiacutez cuadrada del radio promedio de los poros
Con respecto a la graacutefica No 4 esta muestra la relacioacuten de la presioacuten capilar del
yacimiento y la altura por encima del agua del capilar en funcioacuten de la saturacioacuten de
agua Lo que nos permite este esquema es comprender la distribucioacuten inicial de la
saturacioacuten del yacimiento entonces observamos la zona de transicioacuten medida en
pies la cual es la distancia vertical entre la saturacioacuten total del agua hasta la
saturacioacuten irreducible la cual es aproximadamente unos 86 ft de espesor
Acerca de la graacutefica de las permeabilidades relativas tanto del agua como del
petroacuteleo se pude inferir que un 30 del agua en el yacimiento es irreducible y que
aproximadamente un 16 del crudo es irreducible estaacutes proporciones de los fluidos
van a ser las que son irremovibles en el medio poroso del yacimiento Tambieacuten
apartir del graacutefico podemos establecer que la permeabilidad comuacuten para el agua y
el petroacuteleo se encuentra para una saturacioacuten del agua de un 58 y para el crudo un
42 seguacuten esto se pude concluir que la fase mojante es el agua debido tambieacuten a
que su curva de permeabilidad relativa es maacutes suavizada en relacioacuten con la del
petroacuteleo
Para la muestra E no se teniacutean datos de presioacuten capilar por tanto mediante la
utilizacioacuten de la funcioacuten J promedio obtenida a partir de las otras muestras fue
posible obtener los datos aproximados de Presioacuten capilar para cada saturacioacuten
para este caso tambieacuten es posible usar el meacutetodo de la permeabilidad que mediante
curvas a presioacuten capilar constantes de muestras adyacentes a la muestras E
permite obtener la saturacioacuten correspondiente teniendo en cuenta el dato de
permeabilidad correspondiente se observa aproximacioacuten entre los datos obtenidos
por ambos meacutetodos
La litologiacutea tambieacuten afecta la resistividad de la formacioacuten En general los carbonatos
exhiben resistividades maacutes altas que las rocas claacutesticas debido primordialmente a
la geometriacutea de los poros En el caso de los carbonatos el agua sigue viacuteas mucho
maacutes tortuosas y por lo tanto reduce la conductividad
Los meacutetodos de resistividad utilizan un trayecto eleacutectrico continuo a traveacutes de las
rocas que es provisto por la fase de agua En una formacioacuten mojable por petroacuteleo
el agua puede no ser continua Esto incide en el exponente de saturacioacuten n de la
ecuacioacuten de Archie que relaciona la saturacioacuten con la resistividad En condiciones
de mojabilidad por agua nlt= 2 pero en condiciones de mojabilidad por petroacuteleo ngt
2 en una formacioacuten mojable por petroacuteleo es probable que una evaluacioacuten de la
saturacioacuten basada en la resistividad sea incorrecta para el yacimiento de gas
condensado el Difiacutecil el exponente de saturacioacuten encontrado es lo cual
confirma que es una roca mojada por agua
9 FUENTES DE ERROR
En el momento de preparacioacuten del nuacutecleo es fundamental que este quede
correctamente saturado (100) con el fluido de prueba ya que si no es
asiacute al correr la prueba se pueden obtener errores en la medicioacuten de las
presiones
Una saturacioacuten incorrecta del plato poroso tambieacuten puede generar errores
en la toma de datos
Posibles peacuterdidas de presioacuten por escape de aire desde de la caacutemara del
equipo de prueba
Una incorrecta medicioacuten de la saturacioacuten de la muestra tambieacuten puede
generar desviaciones por lo tanto se requiere la mayor precisioacuten posible
Es importante tener en cuenta que se puede generar cierta desviacioacuten en
cuanto a la toma de datos de las curvas de presioacuten capilar
10 CONCLUSIONES
La presioacuten capilar es una propiedad de la roca del yacimiento que a su vez es
determinada tanto por otras propiedades de la roca como por propiedades del
fluido que esta contiene
La Funcion J es un meacutetodo fundamental en cuanto a los anaacutelisis que se deben
realizar a diferentes muestras del yacimiento ya que permite definir la relacioacuten
de la Saturacioacuten de agua porosidad el tamantildeo de los poros tensioacuten interfacial
de los fluidos y la permeabilidad con la Presioacuten Capilar mediante las curvas de
presioacuten capilar dando como resultados una clasificacioacuten del yacimiento en
cuanto a las propiedades del fluidos que contiene y caracteriacutesticas de la roca
como por ejemplo la litologiacutea
Con la curva tiacutepica de presioacuten capilar que se obtiene graficando los datos de
presioacuten capilar Vs la saturacioacuten de agua es posible obtener datos esenciales de
los fluidos del yacimiento tales como Saturacioacuten de agua connata las cotas del
Nivel de agua libre (NAL) Contacto agua petroacuteleo (CAP) descrita como la mayor
profundidad a la cual se encuentra Sw del 100 zona de transicioacuten definida
como la zona en la cual la saturacioacuten de agua variacutea desde Swc hasta la
saturacioacuten del 100 la zona donde solo se encuentra petroacuteleo caso en
particular condensado
La presioacuten capilar influye en la mojabilidad de este de ahiacute se determina el fluido
mojante y el no mojante presente en la roca el grado de mojabilidad estaacute
definido de las siguiente manera para los fluidos que se encuentran en el
yacimiento gaslt petroacuteleoltagua en el caso del yacimiento El difiacutecil se gracias a
los datos dados se infiere que el fluido mojante es el agua y el no mojante es el
condensado Ademaacutes de que el aacutengulo de contacto tambieacuten permite definir que
fluido es la fase mojante asiacute para aacutengulos de contacto Agua-petroacuteleolt 90deg se
define la fase mojante como el agua
Un fenoacutemeno importante a tener en cuenta es la Presioacuten de desplazamiento la
cual es definida como la presioacuten miacutenimanecesaria para remover el fluido no
mojante del yacimiento cuando se tiene un 100 de saturacioacuten de agua
A partir de datos eleacutectricos de la formacioacuten tales como resistividad tambieacuten se
pueden conocer datos importante de la roca y de los fluidos presentes en el
yacimiento tales como la litologiacutea Fase mojante
El petroacuteleo y el gas se comportan igual que la matriz de la formacioacuten o sea
que no son conductores de corrientes eleacutectricas y en consecuencia cuando
parte del agua de la formacioacuten es desplazada por sustancias no conductoras
como petroacuteleo y gas la conductividad disminuye con el consiguiente aumento de
la resistividad
RECOMENDACIONES
Conocer claramente el procedimiento a seguir para la realizacioacuten
de la prueba permitiendo al estudiante relacionarse maacutes con el
proceso preparacioacuten del equipo y de los corazones permitiendo asiacute
tener un concepto maacutes amplio acerca de los cuidados y de los
paraacutemetros que exige la norma para obtener datos acertados
Utilizar un grado de aproximacioacuten bastante riguroso en cuanto a los
datos que se obtienen en la prueba como tambieacuten los calculados
ya que esta determinacioacuten puede ocasionar algunas variaciones en
los resultados obtenidos
11 CUESTIONARIO
1 iquestQueacute otros meacutetodos se utilizan en la determinacioacuten de las curvas de presioacuten
capilar
Meacutetodo de inyeccioacuten de mercurio
El mercurio se comporta como fase no mojante frente a la gran mayoriacutea de los minerales que constituyen la matriz porosa de las rocas de intereacutes para la acumulacioacuten de hidrocarburos En otras palabras una roca porosa puesta en contacto con mercurio no sufre el proceso espontaacuteneo de imbibicioacuten Por el contrario para introducir el mercurio en la red poral es necesario vencer (mediante la aplicacioacuten de una presioacuten externa) las fuerzas capilares que se oponen al ingreso de esta fase liacutequida
Meacutetodo de la centriacutefuga
Se satura la muestra al 100 con agua de formacioacuten
Se coloca la muestra en un tubo de centrifuga especialmente disentildeado
Se hace girar la muestra a un reacutegimen fijo de revoluciones hasta que se detiene la eliminacioacuten de agua por efecto de la fuerza generada
Se hace la lectura de agua desplazada sin detener la centrifuga Para ello se emplea un estroboscopio que permite realizar la lectura en pleno reacutegimen de giro
Se repiten las operaciones indicadas en los puntos 3 y 4 a regiacutemenes crecientes de giro hasta alcanzar el maacuteximo reacutegimen previsto
Al final del proceso se dispone de una serie de pares de datos Reacutegimen de giro - Volumen desplazado Este juego de valores se transforma faacutecilmente a pares Presioacuten Capilar - Saturacioacuten promedio de la muestra pero requiere alguacuten tratamiento numeacuterico antes de convertirse en la curva de presioacuten capilar del sistema
Meacutetodo de la membrana semipermeable
Este meacutetodo tambieacuten conocido como meacutetodo Meacutetodo de Estados Restaurados es el meacutetodo de referencia para las mediciones de Presioacuten Capilar
Para las mediciones se emplea una caacutemara estanca en cuya base se coloca una membrana capilar (en general una porcelana muy homogeacutenea) previamente saturada con la fase mojante del sistema
Las muestras se saturan al 100 con la fase mojante (regularmente agua) y se colocan en el interior de la caacutemara estanca en contacto capilar con la membrana semi-permeable El contacto capilar se asegura con un material fino tal como tierra de diatomeas que se coloca entre la muestra y la membrana
La aplicacioacuten sucesiva de presiones crecientes de la fase desplazante permite establecer los puntos de saturacioacuten de las muestras
2 iquestCuaacuteles son las ventajas y desventajas de este meacutetodo
Ventajas
Una vez obtenido los datos es praacutectico y sencillo la interpretacioacuten de estos para
determinar la curva de presioacuten capilar
La obtener la curva se puede realizar diferentes caacutelculos permitiendo el anaacutelisis
para la descripcioacuten de los fluidos en este caso mojantes
El meacutetodo es directo y transformable a condiciones de yacimiento
Desventajas
La medicioacuten es lleva alguacuten tiempo incluso puede durar un mes
Para determinar la saturaciones irreducibles es necesario que la porosidad de la
roca se relativamente buena
Es soacutelo aplicable en curvas de drenaje
3 iquestQueacute aplicaciones tienen las curvas de presioacuten capilar
Las curvas de presioacuten capilar son de gran utilidad al momento de comprender la
distribucioacuten de los fluidos del yacimiento Al analizar las saturaciones residuales de
los fluidos permite comprender la cantidad de aceite que se puede recuperar (
presioacuten de desplazamiento)y la saturacioacuten de agua de formacioacuten Por medio de la
presioacuten capilar es posible analizar otro aspecto importante de los fluidos del
yacimiento se refiere entonces a su mojabilidad La presioacuten capilar accede para la
elaboracioacuten de caacutelculos de la roca tales como permeabilidad medios porosos y
distribucioacuten de granos
4 iquestCoacutemo se transforman los datos de Presioacuten Capilar a condiciones de
Yacimiento
Hay dos formas para dicha conversioacuten para un sistema de agua y petroacuteleo
tenemos
1 la siguiente ecuacioacuten es de consideracioacuten puesto que se debe tener en
cuenta la variacioacuten del aacutengulo de contacto ya que nos puede dar valores en
un rango de [1 -1] debido a la funcioacuten trigonomeacutetrica del coseno la
ecuacioacuten se puede reducir dependiendo de si los cambios entre variables a
condiciones de laboratorio y yacimiento son considerables o no como lo es
el caso de la humectabilidad la cual no variacutea significativamente
2 La otra ecuacioacuten es
h=altura por encima contacto agua-petroacuteleo a una saturacioacuten del 100
h100= la altura de elevacioacuten en el capilar por encima de la presioacuten capilar
cero
= densidades del agua y del petroacuteleo (grcm3) y 00433 factor de
conversioacuten
5 iquestQueacute formulas se han desarrollado para estimar las permeabilidades a partir de los datos de presioacuten Capilar iquestQue otros datos se necesitan para efectuar los caacutelculos
Construyendo Graacuteficos del inverso de la presioacuten Capilar vs La Saturacioacuten de agua Se pueden obtener las permeabilidades relativas utilizando las ecuaciones de Burdine Para agua
1
0 2
0 22
1
Pc
dsPc
ds
Swi
SwiSwKrw
sw
Y para el crudo
1
0 2
0 22
1
Pc
dsPc
ds
Swi
SorSoKro
sw
Basaacutendonos en las ecuaciones podemos observar que para estimar las
permeabilidades relativas es necesario tener datos como Sw Swi para el
agua y So Sor para el crudo
BIBLIOGRAFIA
Paris de Ferrer Magdalena ldquoFUNDAMENTOS DE INGENIERIA DE YACIMIENTOSrdquo
Capitulo 5 Propiedades de la roca Presioacuten capilar Pag 271-294
Paginas consultadas para obtener informacioacuten acerca de la utlizacion de datos
eleacutectricos para interpretacioacuten de pozos
httptranslategooglecomtranslatehl=esamplangpair=en|esampu=httpwwwanswer
scomtopiccementation-factor
httpesscribdcomdoc27993174Perfilaje-Electrico-de-Pozo
httpsisbibunmsmedupebibvirtualdataTesisBasicfalla_vecap3pdf
httpwwwslbcom~mediaFilesresourcesoilfield_reviewspanish07aut07p44_
61ashx
Paginas consultadas para la obtencioacuten de datos sobre otros meacutetodos para obtencioacuten de
curvas de Presioacuten Capilar
httpwwwinlabcomarMembranahtm httpwwwinlabcomarCentrifugahtm httpwwwinlabcomarPc_Hghtm
Aplicaciones las curvas de Presioacuten Capilar
httpwwwagatlabscomspanishcontentcapillarypressurehtm
1 OBJETIVOS
Comprender claramente el concepto y la aplicabilidad de la presioacuten capilar en la
roca reservorio del yacimiento El Difiacutecil
Graficar de presioacuten capilar en funcioacuten de la Saturacioacuten y analizar la relacioacuten
existente
OBJETIVOS ESPECIFICOS
Sabiendo que la presioacuten capilar depende de la porosidad de la tensioacuten
interfacial y un radio promedio poroso se calcula una funcioacuten a dimensional de
la saturacioacuten llamada J la cual es necesaria para clasificar un yacimiento en
particular
A partir de presiones capilares constantes se interpretaraacute la relacioacuten entre la
permeabilidad de la roca la cual estaacute en funcioacuten de la saturacioacuten
Reconocer la influencia del factor de cementacioacuten y la constante de Archie con
respecto a la Presioacuten capilar y su utilidad para conocer la descripcioacuten litoloacutegica
de las rocas
Calcular el Iacutendice de resistividad teniendo en cuenta su dependencia de la
Saturacioacuten de agua
2 ELEMENTOS TEORICOS
PRESIOacuteN CAPILAR Es la diferencia de presioacuten entre el fluido de la fase no mojante y la fase mojante En un sistema poroso se observa que las fuerzas inducidas por la mojabilidad preferencial del medio con uno de los fluidos se extiende sobre toda la interfase causando diferencias de presioacuten mesurables entre los dos fluidos a traveacutes de la interfase Cuando los fluidos estaacuten en contacto las moleacuteculas cercanas la interfase se atraen desigualmente por sus vecinas Si la interfase es curveada la presioacuten sobre un lado (coacutencavo con respecto al fluido maacutes denso) excede la del otro lado (convexo con respecto al fluido maacutes denso) luego esa diferencia es la presioacuten capilar La presioacuten capilar siempre se considera positiva Existen formaciones menos mojables intermediamente mojables y fuertemente mojable La presioacuten capilar tiene aplicaciones en simulacioacuten de yacimientos y en ingenieriacutea de yacimientos para calcular principalmente la altura de la zona de transicioacuten y la saturacioacuten de agua irreducible La longitud sobre la cual la fuerza σ es aplicada en el capilar de radio r es 2πr Luego el total de la fuerza capilar seraacute 2πrσ Y la fuerza vertical es 2πrσCos Puesto que la presioacuten se define como F A entonces
FUNCIOacuteN J DE LEVERETT O CURVA PROMEDIA DE PRESIOacuteN CAPILAR Basado en el hecho que la presioacuten depende de la porosidad la fuerza interfacial y la geometriacutea del poro Leverett definioacute su funcioacuten adimensional de saturacioacuten la cual la llamoacute la funcioacuten J La Funcioacuten J de Leverettes una herramienta poderosa para el desarrollo de teacutecnicas nuevas y veloces de mejoramiento de procesos que intentan obtener un punto de vista maacutes exacto de la distribucioacuten de los fluidos del yacimiento Algunos de estas aplicaciones son recobro de inyeccioacuten de agua inicializacioacuten de modelos de simulacioacuten que mejoran la distribucioacuten inicial de la saturacioacuten de agua para una representacioacuten tridimensional distribucioacuten de presiones y saturaciones en yacimientos dinaacutemicos y otros
MOJABILIDAD
Tendencia de un fluido en presencia de otro inmiscible con eacutel a extenderse o adherirse a una superficie soacutelida Los compuestos polares orgaacutenicos en el crudo reaccionan con la superficie de la roca convirtieacutendola en mojable por petroacuteleo Geoloacutegicamente el agua es mojable El grado de mojabilidad estaacute relacionado de la siguiente forma Gas ltOillt Agua Cuando dos fluidos inmiscibles estaacuten en contacto el aacutengulo formado por ellos (medido sobre el agua) se llama aacutengulo de contacto Medida de la mojabilidad El aacutengulo de contacto es una medida indirecta de
mojabilidad Si θ lt 90deg se dice que el sistema es mojado por agua y si θ gt 90deg hace referencia a un sistema mojado por aceite En virtud a la variacioacuten del contenido mineraloacutegico del medio poroso y a la depositacioacuten de compuestos orgaacutenicos procedentes del crudo habraacute zonas de diferente mojabilidad
TENSION INTERFACIAL Y SUPERFICIAL
La interfase que separa a dos fases es una regioacuten con solubilidad limitada que a lo sumo tiene el espesor de unas pocas moleacuteculas Se puede visualizar como una barrera que se forma debido a que las fuerzas atractivas entre las moleacuteculas de la misma fase son mucho mayores que aquellas que existen en dos fases diferentes La tensioacuten superficial es una propiedad termodinaacutemica fundamental de la interfase Se define como la energiacutea disponible para incrementar el aacuterea de la interfase en una unidad Cuando dos fluidos estaacuten en contacto las moleacuteculas cercana la interfase se atraen desigualmente por sus vecinas porque unas son maacutes grandes que las otras esto origina una superficie de energiacutea libreunidad de aacuterea que se llama tensioacuten interfacial En otras palabras es la unidad de fuerzaunidad de longitud La tensioacuten interfacial σ es la tensioacuten que existe entre la interfase de dos fluidos inmiscibles Es una medida indirecta de la solubilidad A medida que la tensioacuten interfacial se hace maacutes baja las dos fases se aproximan maacutes a la miscibilidad PERMEABILIDAD Y LEY DE DARCY La permeabilidad es la capacidad que tiene el medio poroso para permitir el flujo de fluidos Para flujo lineal la ley de Darcy4 dice que la velocidad de un fluido homogeacuteneo en un medio poroso es proporcional a la fuerza de empuje (gradiente de presioacuten) e inversamente proporcional a la viscosidad Darcy requiere que el fluido se adhiera a los poros de la roca sature 100 el medio y flujo homogeacuteneo y laminar ocurra la Ley de Darcy puede aplicarse a condiciones muy particulares Condiciones de campo
v es la velocidad aparente bbl(diacutea-ftsup2) k md μ cp P psia s distancia a lo largo del flujo γ Gravedad especiacutefica θ Angulo medido en sentido horario desde la vertical a la posicioacuten s de la direccioacuten ΔD diferencia de altura Constante de Archie iacutendice de resistividad(saturacioacuten) (factor de cementacioacuten)
PARAacuteMETROS ELEacuteCTRICOS
A traveacutes de las determinaciones propuestas sobre cada muestra se obtienen los valores de resistividad y porosidad en las condiciones de saturacioacuten de agua de reservorio con lo que es posible conformar un set de datos experimentales que permitan la optimizacioacuten numeacuterica de los paraacutemetros eleacutectricos a m y n utilizando por ejemplo la ecuacioacuten de Archie
Sw= Saturacioacuten de agua n= Exponente de saturacioacuten m= Exponente de cementacioacuten a= Factor de formacioacuten para f=100 Rw= Resistividad del agua Rt= Resistividad de la roca a Sw
INDICE DE RESISTIVIDAD IR
Es una funcioacuten de agua y de la geometriacutea de poros
3 PROCEDIMIENTO
Procedimiento de laboratorio caacutelculo de
la Presioacuten capilar
Preparacion del equipo
Saturacion del diafragma con el fluido
mojante del yacimiento
Preparacioacuten de corazones
Los corazones deben estar limpios y secos
1 Pesar los corazones
2 Saturarlos con el fluido de prueba
3 Limpiar el exceso de liquido saturante de la
superficie de los nucleos y pesarlos
Prueba de presion capilar de dos fases
1 Colocar las muestras saturadas sobre el
diafragma poroso de tal forma que quede en
contacto capilar
2 Cerrar la celda y permitir la entrada de
gas regulando la presion
Se sugiere para sistema de gas salmuera
presiones de 12 48 y 16 psig en ese orden
3 Se requieren de 2 a 10 dias para establecer el equilibrio capilar a
una presion dada
El equilibrio se supone cuando no hay mas desplazamiento de
liacutequido a partir de la celda
Remover la muestra de la celda y pesarla
4 TABLA DE DATOS
En el yacimiento el Difiacutecil se corazonoacute el pozo D-22 se tomaron 50 pies del intervalo
productor de la formacioacuten Zambrano y se analizoacute en el laboratorio La tabla 1 resume
los resultados de porosidad y permeabilidad de las muestras seleccionadas del
intervalo productor
Tabla No 1
Identificacioacuten Profundidad (Pies bnm)
Permeabilidad (md) Porosidad (Fraccioacuten)
A 5450 ndash 5451 480 0211
B 5460 ndash 5461 150 0188
C 5470 ndash 5471 68 0135
D 5490 ndash 5491 25 0122
E 5480 ndash 5481 51 0128
La tabla No 2 da la informacioacuten del comportamiento de Presion Capilar Vs Saturacion
de agua sw de cuatro muestras de la tabla No1 obtenidas por el meacutetodo del plato
poroso para el sistema aire-salmuera (18500 ppm de NaCl equivalente) a
condiciones de laboratorio Las densidades del condensado y de la salmuera a
condiciones de yacimiento son 461 y 632 lbmpie3 respectivamente Las tensiones
interfaciales aire-salmuera a condiciones de laboratorio y condensado- salmuera a
condiciones de yacimiento fue de 72 y 238 dinascm respectivamente el angulo
asumido de contacto para el laboratorio es de cero (0deg) y para el yacimiento de 30deg
Tabla No 2
Saturacioacuten Datos de presioacuten
capilar psi
Muestra A Muestra B Muestra C Muestra D
100 1 1 1 1
90 15 18 19 25
80 18 25 36 5
70 22 36 47 75
60 25 51 62 105
50 35 71 85 15
40 53 11 15 24
35 73 142 215 30
30 105 205 -- --
20 24 -- -- --
5 TALLER DE PRESION CAPILAR Y MUESTRA DE CALCULOS
a) Con los resultados de la presioacuten capilar obtenidos para las muestras seleccionadas
por el meacutetodo del plato poroso graficar la presioacuten capilar Vs saturacioacuten de agua para
las cuatro muestras a condiciones del laboratorio y explique el efecto del tamantildeo y
distribucioacuten de los poros de la historia del proceso de saturacioacuten del tipo de fluidos y
solidos envueltos en la formacioacuten Zambrano del yacimiento El Difiacutecil
Teniendo en cuenta la tabla nuacutemero 2 que aparece en la guiacutea de laboratorio se realiza
la siguiente grafica de Presioacuten capilar Vs Saturacioacuten de agua a condiciones de
laboratorio
Grafica No 1
El efecto que tiene el tamantildeo y distribucioacuten de los poros estaacute dado por que a medida
que se aumenta el diaacutemetro de los poros o de la seccioacuten poral que estaacute distribuida en
medio de los granos de la roca de yacimiento la altura h alcanzada por el fluido de
yacimiento a traveacutes del capilar es asiacute que un sistema de roca-yacimiento con poros de
tamantildeo pequentildeo tendraacute una zona de transicioacuten (espesor vertical sobre el cual la
saturacioacuten de agua variacutea desde 100 hasta la saturacioacuten de agua irreducible Swc) maacutes
grande
El tamantildeo de los poros en las rocas-yacimiento tambieacuten estaacute relacionado con la
permeabilidad y se puede decir que yacimientos con altas permeabilidades tendraacuten
zonas de transicioacuten maacutes pequentildeas que yacimientos con baja permeabilidad
b) Con los resultados de la tabla (2) y la tensioacuten interfacial a condiciones de laboratorio
elaborar la tabla 3 de la funcioacuten J Vs Sw para las 4 muestras
0
5
10
15
20
25
30
35
0 20 40 60 80 100
Pre
sio
n c
apila
r p
si
Saturacion de agua Sw
Presion Capilar Vs Satutacion
Muestra A
Muestra B
Muestra C
Muestra D
Se calcula la Funcioacuten J promedio en funcioacuten de las diferentes saturaciones teniendo en
cuenta las tensioacuten interfacial aire-salmuera a condiciones de
Laboratorio fue de 72 dinascm y el Angulo de contacto asumido en el laboratorio fue 0deg
con la siguiente ecuacioacuten
Se procede a calcular la Funcioacuten J en funcioacuten de Sw
Muestra de caacutelculos para la muestra A
Muestra de caacutelculos para la muestra B
Muestra de caacutelculos para la muestra C
Muestra de caacutelculos para la muestra D
Muestra de caacutelculos para la Funcioacuten J promedio a la saturacioacuten de 100
Para hallar los datos de cada una de las muestras a las otras saturaciones del
laboratorio se utilizaron los datos de la tabla No 2
Los datos de las 4 muestras a condiciones de laboratorio se presentan en la tabla No 1
Tabla No 3
Saturacioacuten
Funcioacuten J
Muestra A Muestra B Muestra C Muestra D Funcioacuten J
promedio J(Sw)
100 014338525 008491644 00674703 004303434 0084701586
90 021507788 01528496 012819358 010758586 0150926728
80 025809345 021229111 024289309 021517172 0232112344
70 031544755 03056992 031711043 032275758 0315253689
60 035846313 043307386 041831588 045186061 0415428371
50 050184838 060290675 057349758 064551515 0580941968
40 075994184 093408088 101205456 103282425 0934725381
35 104671234 12058135 145061153 129103031 1248541921
30 150554515 17407871 -- -- 1623166124
20 344124605 -- -- -- 344124605
c) Representar graacuteficamente la funcioacuten J Vs Sw para las 4 muestras y trace entre los
puntos de cada saturacioacuten el promedio y presente con estos puntos el comportamiento
Esta curva representa la funcioacuten J promedio Vs saturacioacuten de agua a condiciones de
laboratorio
Grafica No 2
0
05
1
15
2
25
3
35
0 20 40 60 80 100
Fun
cio
n J
Saturacion de agua Sw
Funcion J promedio
Muestra A
Muestra B
Muestra C
Muestra D
Polinoacutemica (Funcion J promedio)
d) Con la funcioacuten J promedio a condiciones de laboratorio la porosidad y
permeabilidad promedio calcule la presioacuten capilar promedio para cada una de las
saturaciones a condiciones de laboratorio
Se calcula la permeabilidad y la porosidad promedio utilizando los datos de la Tabla No
1
Ahora se calcula la presioacuten capilar a condiciones de laboratorio con la siguiente
ecuacioacuten
Ahora se procede a calcular la Pc promedio en cada porcentaje de saturacioacuten a
condiciones de laboratorio teniendo en cuenta la funcioacuten J promedio asiacute (muestra de
caacutelculo para 100)
En la siguiente tabla se presentan las presiones capilares promedio para cada una de
las saturaciones a condiciones de laboratorio
Tabla No 4
Saturacioacuten Funcioacuten J promedio
Pc lab
100 0084701586 0897501307
90 0150926728 15992255
80 0232112344 2459471448
70 0315253689 3340440388
60 0415428371 4401895225
50 0580941968 6155683746
40 0934725381 9904386588
35 1248541921 1322959889
30 1623166124 1719913155
20 3441246054 364635774
e) Con la presioacuten capilar promedio Pc las tensiones interfaciales a condiciones del
yacimiento y del laboratorio calcule la presioacuten capilar promedio a condiciones del
yacimiento Pcy y grafique la presioacuten capilar promedio Vs Sw a condiciones de
yacimiento
Teniendo calculadas todas las presiones capilares promedio de cada porcentaje de
saturacioacuten las convertimos a las presiones capilares promedio en el yacimiento para lo
cual igualamos las ecuaciones de presioacuten capilar en el yacimiento y en el laboratorio
para dejar la primera en funcioacuten de la segunda asiacute
Muestra de caacutelculo de la presioacuten capilar promedio en el yacimiento saturada al 100
El resumen de todos los datos obtenidos anteriormente se hace en la siguiente tabla
Tabla No 5
Saturacioacuten Funcioacuten J promedio
Pc (10596039)J(Sw)
Pcy (0286261Pc)
100 0084701586 0897501307 0256919622
90 0150926728 15992255 0457795891
80 0232112344 2459471448 0704050756
70 0315253689 3340440388 0956237806
60 0415428371 4401895225 1260090929
50 0580941968 6155683746 1762132185
40 0934725381 9904386588 2835239609
35 1248541921 1322959889 3787118207
30 0811583062 1719913155 49234406
20 0860311514 364635774 104381001
Grafica presioacuten capilar promedio Vs saturacioacuten de agua a condiciones de yacimiento
Grafica No3
f) Convierta los valores de presioacuten capilar promedio a condiciones de yacimiento en
altura (h) y represeacutentelos a la derecha en el grafico anterior
Para este caso utilizamos la siguiente ecuacioacuten la cual relaciona la funcioacuten J (Sw) la
tensioacuten interfacial del sistema agua-condensado el aacutengulo de contacto las densidades
del agua y el condensado la permeabilidad y porosidad promedio de la roca y una
constante de conversioacuten asiacute
0
2
4
6
8
10
12
0 20 40 60 80 100
Pre
sio
n C
apila
r ya
cim
ien
to P
si
Saturacion de agua Sw
Pc Yacimiento Vs Sw
De esta forma en la anterior ecuacioacuten se reemplazan los valores de las funciones J
promedio a cada saturacioacuten para hallar las respectivas alturas (h)
Muestra de caacutelculo para la presioacuten capilar promedio de yacimiento 100 saturada
En la siguiente tabla se muestra la relacioacuten de las presiones capilares promedio a
condiciones de yacimiento en cada momento de saturacioacuten
Tabla No 6
Saturacioacuten Pc yac (Psi)
h (ft)
100 025691962 216353366
90 045779589 385512329
80 070405076 592884847
70 095623781 805252889
60 126009093 10611292
50 176213218 148390079
40 283523961 23875702
35 378711821 318915217
30 49234406 414605524
20 104381001 878997906
En la siguiente grafica se muestra la presioacuten capilar promedio a condiciones de
yacimiento Vs saturacioacuten de agua y tambieacuten se tienen en cuenta las alturas que
representan las presiones capilares en cada saturacioacuten
Grafica No 4
g) Con los resultados de las permeabilidades relativas de la tabla No 7 Graficar en
coordenadas cartesianas las permeabilidades relativas al condensado y al agua como
una funcioacuten de la saturacioacuten de agua en la misma escala de saturacioacuten de grafico
hecho en e
Grafica No 5
h) Con el comportamiento de las permeabilidades relativas del yacimiento el difiacutecil y el
grafico de presioacuten capilar promedio a condiciones de yacimiento defina la zona de
condensado la zona de agua y condensado por efecto de la capilaridad (zona de
transicioacuten) y la zona de agua al 100 la saturacioacuten irreducible de la fase mojante o
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
0
2
4
6
8
10
12
0 20 40 60 80 100
Alt
ura
ft
Pre
sio
n C
apila
r ya
cim
ien
to P
si
Saturacion de agua Sw
Pc Yacimiento Vs Sw
Pcy psi
h ft
0010203040506070809
1
0 20 40 60 80 100
Pe
rme
ab
ilid
ad
es
rela
tiva
s
Saturacion de agua Sw
Permeabilidad relativa Vs Sw
Kro
Krw
connata Swc la presioacuten de desplazamiento Pd el nivel de agua libre NAL el contacto
agua-condensado la profundidad para alcanzar la saturacioacuten del 50 si el contacto
agua-petroacuteleo CAP estaacute a 5500 ft
Grafica No 6
De la anterior grafica se puede inferir
Swc = 30
Pd = 03 psi
Nivel de agua libre
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
0
2
4
6
8
10
12
0 20 40 60 80 100
Pre
sio
n C
apila
r ya
cim
ien
to P
si
Saturacion de agua Sw
Pc Yacimiento Vs Sw
0
01
02
03
04
05
06
07
08
09
1
0 20 40 60 80 100
Per
mea
bili
dad
rela
tiva
Kr
Saturacion de agua Sw
Kro Krw Vs Sw
Kro
Krw
Contacto agua-condensado (5500 ft)
Condensado
Swc
Zona de transicioacuten
NAL=55025 ft
Profundidad para alcanzar una Sw de 50
i) Usando el meacutetodo de la funcioacuten J y el meacutetodo de la permeabilidad y cualesquiera otra
informacioacuten disponible pronostique la presioacuten capilar para las muestras E y tabule un
conjunto completo de informacioacuten de Presioacuten capilar Vs Saturacioacuten de agua para esta
muestra por dos meacutetodos
Por el meacutetodo de la funcioacuten J
Se tiene en cuenta la siguiente ecuacioacuten
Entonces como ya se tienen las funciones J promedio para cada saturacioacuten y los datos
de porosidad y permeabilidad para la muestra E reemplazamos estos datos en la
ecuacioacuten y despejamos la presioacuten capilar asiacute
Muestra de caacutelculo para la saturacioacuten al 100
Se despeja Pc de la anterior ecuacioacuten asiacute
La siguiente tabla muestra las presiones capilares de la muestra E a los otros
porcentajes de saturacioacuten Sw
Tabla No 7
Saturacioacuten Funcioacuten J promedio Pc psi
100 0084701586 141151775
90 0150926728 251513303
80 0232112344 386805856
70 0315253689 525357554
60 0415428371 692294619
50 0580941968 968116349
40 0934725381 155768213
35 1248541921 208064474
30 1623166124 270494085
20 3441246054 57346977
El comportamiento de la presioacuten capilar de esta muestra se representa en la siguiente
graacutefica
Grafica No 7
Ahora se procede a calcular la presioacuten capilar de la muestra E con el meacutetodo de la
permeabilidad asiacute
Se realiza la siguiente tabla en donde se ubican las presiones capilares de la muestra C
y D y los datos de saturacioacuten ya que los datos de permeabilidad de la muestra E se
encuentran en medio de las dos primeras los siguientes datos son tomados de la
graacutefica No 1
0
10
20
30
40
50
60
0 20 40 60 80 100
Pre
sio
n c
apila
r p
si
Saturacion de agua Sw
Pce Vs Sw
Tabla No 8
Muestra md Muestra C (68
md) Muestra D (25
md)
Presioacuten Capilar psi
2 88 92
4 76 84
5 68 80
6 60 76
7 56 72
95 48 63
12 44 56
15 40 50
20 36 44
Posteriormente se desarrolla un graacutefico semi-log en el cual se grafican los anteriores
datos correspondientes a las permeabilidades C (68 md) y D (25 md) en esta grafica
trazamos una liacutenea horizontal sobre la permeabilidad de 51 md (Muestra E) y alliacute
encontraacutendonos con las respectivas liacuteneas a cada presioacuten hallaremos la saturacioacuten
correspondiente asiacute
Grafica No 8
Tabulamos los datos de presioacuten capilar obtenidos en la graacutefica anterior teniendo en
cuenta la saturacioacuten
1
10
100
0 20 40 60 80 100
Per
mea
bili
dad
k m
d
Saturacion de agua Sw
K Vs Sw
2 psi
4 psi
5 psi
6 psi
7 psi
95 psi
12 psi
15 psi
20 psi
Tabla No 9
Pc(Psi) Sw
2 89
4 78
5 71
6 64
7 60
95 52
12 47
15 43
20 38
Ahora teniendo en cuenta la anterior tabla se grafica presioacuten capilar de la muestra E Vs
saturacioacuten de agua
Grafica No 9
6 PROPIEDADES ELECTRICAS DE LA FORMACION ZAMBRANO DEL
YACIMIENTO EL DIFICIL
En la tabla Ndeg 5 da la informacioacuten delas resistividades de la formacioacuten de las muestras
saturadas 100 con salmuera de 18500 ppm NaCl Ro (Ω-m) a la temperatura del
laboratorio de 90degF si la resistividad Rw es de 026 Ω-m calcular el Factor de
formacioacuten F
0
5
10
15
20
25
0 20 40 60 80 100
Pre
sio
n c
apila
r E
Psi
Saturacion de agua Sw
PcE Vs Sw
Muestra E
Tabla de Ndeg10
Identificacioacuten (D-22)
Muestra
Porosidad (fraccioacuten)
Ro (Ω-m) Factor de formacioacuten
(RoRw)
A 0211 86 3307692308
B 0188 96 3692307692
C 0135 135 5192307692
D 0122 148 5692307692
E 0128 161 6192307692
a) Graficar en papel log-log el factor de formacioacuten F como una funcioacuten de la
porosidad y determine el factor de Cementacioacuten m y la constante Archie a y
cuaacutel es la relacioacuten del factor de formacioacuten F y la porosidad Φ (ecuacioacuten) a
utilizar en la interpretacioacuten de registros eleacutectricos y seguacuten los resultados
realizar una descripcioacuten de la litologiacutea de las rocas de la formacioacuten Zambrano
del yacimiento el Difiacutecil
Ecuacioacuten del factor de formacioacuten
Doacutende
y = 59848x-1095
10
100
0001 001 01 1
Fact
or
de
fo
rmac
ion
(F)
Porosidad (Fraccioacuten)
Factor de formacioacuten Vs Porosidad
Luego utilizando la liacutenea recta que mejor une los puntos se encontroacute la siguiente
relacioacuten
LITOLOGIacuteA EXPRESIOacuteN MATEMAacuteTICA
Calizas y Dolomitas (rocas duras) 2
1F
Areniscas no consolidadas (rocas blandas) Formula de HumbleOilCia
152
620F
Areniscas consolidadas 2
810F
Areniscas en general (Carothers
1958) 541
451F
Areniscas arcillosas (Carothers
1958) 331
651
F
Carbonatos (Carothers 1958) 152
850
F
Areniscas del Plioceno del sur de
California (Carothers 1958) 081
452
F
Areniscas del Mioceno de Texas
Louisiana y Costa del Golfo
(Carothers y Porter 1970)
291
971
F
Rocas detriacuteticas limpias (Sethi 1979) )052(
1
F
La ecuacioacuten que maacutes se asemeja a la obtenida es 081
452
F la cual pertenece al grupo
de Areniscas del Plioceno del sur de California sin embargo como la formacioacuten
Zambrano pertenece a las edades del Proterozoico hasta el reciente se puede inferir
que la relacioacuten que existe es que en ambos casos se encuentran Areniscas ya que la
roca reservorio de esta zona es la Arenisca calcaacuterea
La tabla No 11 resume las resistividades de la muestra C saturadas parcialmente Rt
(Ω-m) determinadas durante la prueba de presioacuten capilar calcular el iacutendice de
resistividad IR
Tabla Ndeg11
Saturacioacuten Sw
Muestra C Resistividades de las
muestras parcialmente saturadas Rt
Iacutendice de resistividad IR
(RtRo)
90 135 182 1348148148
80 135 209 1548148148
70 135 239 177037037
60 135 297 22
50 135 344 2548148148
40 135 432 32
b) Graficar en papel log ndash log el iacutendice de resistividad IR como una funcioacuten de
la saturacioacuten y determine el exponente de saturacioacuten de agua innata la
resistividad el exponente de saturacioacuten y analice la mojabilidad de la roca
La saturacioacuten de agua es una propiedad que afecta de manera determinante la
resistividad de la roca ya que es esta por el contenido de iones es un fluido que
conduce la corriente eleacutectrica por tanto a mayor saturacioacuten de agua menor seraacute la
resistividad de la roca Ademaacutes que para nuestro caso el fluido mojante es el agua este
hecho estaacute relacionado con la resistividad de manera que si el fluido mojante se adhiere
a las paredes de la roca en este caso el agua tambieacuten afecta la resistividad
disminuyeacutendola
Hasta el momento soacutelo hemos considerado formaciones con el 100 de saturacioacuten en
agua Es obvio que las resistividades aumentan a medida que disminuye la porosidad
debido al decremento en el volumen de agua en la formacioacuten
y = 16729x-1068
10
100
10 100
Ind
ice
de
Re
sist
ivid
ad (R
tR
o)
Saturacioacuten (Sw)
Indice de resistividad Vs Saturacioacuten
7 TABLA DE RESULTADOS
Altura maacutexima 878997906 ft
Swc 30 CAP 5500 ft
NAL Funcioacuten del factor de
formacioacuten
Iacutendice de resistividad
en funcioacuten de la Saturacioacuten
Fase mojante Agua Fase no mojante Condensado
Litologiacutea Areniscas
8 ANALISIS DE RESULTADOS
En la curva de presioacuten capilar vs saturacioacuten (graacutefica No 1) la muestra A presenta
la mejor seleccioacuten y proporcioacuten de granos en la roca puesto que su curva a
medida que desciende la saturacioacuten de agua no tiene cambio brusco en la presioacuten
capilar aunque es normal que a medida que desciende la saturacioacuten de agua la
presioacuten capilar aumenta esto es porque el petroacuteleo al ser extraiacutedo desplaza
consigo agua por lo tanto la saturacioacuten de agua disminuye pero una vez que va
llegando a la saturacioacuten de agua irreducible el petroacuteleo necesita mayor presioacuten
para desplazarse ya que esta agua con nata va ocupando los poros De acuerdo a
esto la muestra A presenta mejor comportamiento con respecto a las otras
muestra las cuaacuteles poseen curvas para una saturacioacuten constante una mayor
presioacuten capilar entonces el crudo necesita mayor presioacuten para el desplazamiento
indicando variacioacuten del diaacutemetro de los poros comenzando inicialmente con
porosidades mayores hasta comenzar la declinacioacuten a porosidades menores
Lo anterior tambieacuten se confirma debido a la permeabilidad La muestra A al ser la
maacutes permeable es decir que el agua se adhiere faacutecilmente a la roca el crudo
necesita menor presioacuten al fluir por el medio poroso en relacioacuten con las otras
muestras menos permeables eacuteste si necesita mayor presioacuten para empujar el agua
que estaacute en menor grado adherida a la roca
Se realizoacute la funcioacuten J De LEVERET promedio de las muestras la cual intenta
obtener una mejor comprensioacuten de la distribucioacuten de los fluidos del yacimiento Esta
funcioacuten la cuaacutel es adimensional sirve para eliminar discrepancias en las curvas de
presioacuten capilar vs saturacioacuten y las reduce a una curva comuacuten Sabiendo que esta
surge de la interpretacioacuten entre la razoacuten de la permeabilidad y la porosidad la cual
es equivalente a la raiacutez cuadrada del radio promedio de los poros
Con respecto a la graacutefica No 4 esta muestra la relacioacuten de la presioacuten capilar del
yacimiento y la altura por encima del agua del capilar en funcioacuten de la saturacioacuten de
agua Lo que nos permite este esquema es comprender la distribucioacuten inicial de la
saturacioacuten del yacimiento entonces observamos la zona de transicioacuten medida en
pies la cual es la distancia vertical entre la saturacioacuten total del agua hasta la
saturacioacuten irreducible la cual es aproximadamente unos 86 ft de espesor
Acerca de la graacutefica de las permeabilidades relativas tanto del agua como del
petroacuteleo se pude inferir que un 30 del agua en el yacimiento es irreducible y que
aproximadamente un 16 del crudo es irreducible estaacutes proporciones de los fluidos
van a ser las que son irremovibles en el medio poroso del yacimiento Tambieacuten
apartir del graacutefico podemos establecer que la permeabilidad comuacuten para el agua y
el petroacuteleo se encuentra para una saturacioacuten del agua de un 58 y para el crudo un
42 seguacuten esto se pude concluir que la fase mojante es el agua debido tambieacuten a
que su curva de permeabilidad relativa es maacutes suavizada en relacioacuten con la del
petroacuteleo
Para la muestra E no se teniacutean datos de presioacuten capilar por tanto mediante la
utilizacioacuten de la funcioacuten J promedio obtenida a partir de las otras muestras fue
posible obtener los datos aproximados de Presioacuten capilar para cada saturacioacuten
para este caso tambieacuten es posible usar el meacutetodo de la permeabilidad que mediante
curvas a presioacuten capilar constantes de muestras adyacentes a la muestras E
permite obtener la saturacioacuten correspondiente teniendo en cuenta el dato de
permeabilidad correspondiente se observa aproximacioacuten entre los datos obtenidos
por ambos meacutetodos
La litologiacutea tambieacuten afecta la resistividad de la formacioacuten En general los carbonatos
exhiben resistividades maacutes altas que las rocas claacutesticas debido primordialmente a
la geometriacutea de los poros En el caso de los carbonatos el agua sigue viacuteas mucho
maacutes tortuosas y por lo tanto reduce la conductividad
Los meacutetodos de resistividad utilizan un trayecto eleacutectrico continuo a traveacutes de las
rocas que es provisto por la fase de agua En una formacioacuten mojable por petroacuteleo
el agua puede no ser continua Esto incide en el exponente de saturacioacuten n de la
ecuacioacuten de Archie que relaciona la saturacioacuten con la resistividad En condiciones
de mojabilidad por agua nlt= 2 pero en condiciones de mojabilidad por petroacuteleo ngt
2 en una formacioacuten mojable por petroacuteleo es probable que una evaluacioacuten de la
saturacioacuten basada en la resistividad sea incorrecta para el yacimiento de gas
condensado el Difiacutecil el exponente de saturacioacuten encontrado es lo cual
confirma que es una roca mojada por agua
9 FUENTES DE ERROR
En el momento de preparacioacuten del nuacutecleo es fundamental que este quede
correctamente saturado (100) con el fluido de prueba ya que si no es
asiacute al correr la prueba se pueden obtener errores en la medicioacuten de las
presiones
Una saturacioacuten incorrecta del plato poroso tambieacuten puede generar errores
en la toma de datos
Posibles peacuterdidas de presioacuten por escape de aire desde de la caacutemara del
equipo de prueba
Una incorrecta medicioacuten de la saturacioacuten de la muestra tambieacuten puede
generar desviaciones por lo tanto se requiere la mayor precisioacuten posible
Es importante tener en cuenta que se puede generar cierta desviacioacuten en
cuanto a la toma de datos de las curvas de presioacuten capilar
10 CONCLUSIONES
La presioacuten capilar es una propiedad de la roca del yacimiento que a su vez es
determinada tanto por otras propiedades de la roca como por propiedades del
fluido que esta contiene
La Funcion J es un meacutetodo fundamental en cuanto a los anaacutelisis que se deben
realizar a diferentes muestras del yacimiento ya que permite definir la relacioacuten
de la Saturacioacuten de agua porosidad el tamantildeo de los poros tensioacuten interfacial
de los fluidos y la permeabilidad con la Presioacuten Capilar mediante las curvas de
presioacuten capilar dando como resultados una clasificacioacuten del yacimiento en
cuanto a las propiedades del fluidos que contiene y caracteriacutesticas de la roca
como por ejemplo la litologiacutea
Con la curva tiacutepica de presioacuten capilar que se obtiene graficando los datos de
presioacuten capilar Vs la saturacioacuten de agua es posible obtener datos esenciales de
los fluidos del yacimiento tales como Saturacioacuten de agua connata las cotas del
Nivel de agua libre (NAL) Contacto agua petroacuteleo (CAP) descrita como la mayor
profundidad a la cual se encuentra Sw del 100 zona de transicioacuten definida
como la zona en la cual la saturacioacuten de agua variacutea desde Swc hasta la
saturacioacuten del 100 la zona donde solo se encuentra petroacuteleo caso en
particular condensado
La presioacuten capilar influye en la mojabilidad de este de ahiacute se determina el fluido
mojante y el no mojante presente en la roca el grado de mojabilidad estaacute
definido de las siguiente manera para los fluidos que se encuentran en el
yacimiento gaslt petroacuteleoltagua en el caso del yacimiento El difiacutecil se gracias a
los datos dados se infiere que el fluido mojante es el agua y el no mojante es el
condensado Ademaacutes de que el aacutengulo de contacto tambieacuten permite definir que
fluido es la fase mojante asiacute para aacutengulos de contacto Agua-petroacuteleolt 90deg se
define la fase mojante como el agua
Un fenoacutemeno importante a tener en cuenta es la Presioacuten de desplazamiento la
cual es definida como la presioacuten miacutenimanecesaria para remover el fluido no
mojante del yacimiento cuando se tiene un 100 de saturacioacuten de agua
A partir de datos eleacutectricos de la formacioacuten tales como resistividad tambieacuten se
pueden conocer datos importante de la roca y de los fluidos presentes en el
yacimiento tales como la litologiacutea Fase mojante
El petroacuteleo y el gas se comportan igual que la matriz de la formacioacuten o sea
que no son conductores de corrientes eleacutectricas y en consecuencia cuando
parte del agua de la formacioacuten es desplazada por sustancias no conductoras
como petroacuteleo y gas la conductividad disminuye con el consiguiente aumento de
la resistividad
RECOMENDACIONES
Conocer claramente el procedimiento a seguir para la realizacioacuten
de la prueba permitiendo al estudiante relacionarse maacutes con el
proceso preparacioacuten del equipo y de los corazones permitiendo asiacute
tener un concepto maacutes amplio acerca de los cuidados y de los
paraacutemetros que exige la norma para obtener datos acertados
Utilizar un grado de aproximacioacuten bastante riguroso en cuanto a los
datos que se obtienen en la prueba como tambieacuten los calculados
ya que esta determinacioacuten puede ocasionar algunas variaciones en
los resultados obtenidos
11 CUESTIONARIO
1 iquestQueacute otros meacutetodos se utilizan en la determinacioacuten de las curvas de presioacuten
capilar
Meacutetodo de inyeccioacuten de mercurio
El mercurio se comporta como fase no mojante frente a la gran mayoriacutea de los minerales que constituyen la matriz porosa de las rocas de intereacutes para la acumulacioacuten de hidrocarburos En otras palabras una roca porosa puesta en contacto con mercurio no sufre el proceso espontaacuteneo de imbibicioacuten Por el contrario para introducir el mercurio en la red poral es necesario vencer (mediante la aplicacioacuten de una presioacuten externa) las fuerzas capilares que se oponen al ingreso de esta fase liacutequida
Meacutetodo de la centriacutefuga
Se satura la muestra al 100 con agua de formacioacuten
Se coloca la muestra en un tubo de centrifuga especialmente disentildeado
Se hace girar la muestra a un reacutegimen fijo de revoluciones hasta que se detiene la eliminacioacuten de agua por efecto de la fuerza generada
Se hace la lectura de agua desplazada sin detener la centrifuga Para ello se emplea un estroboscopio que permite realizar la lectura en pleno reacutegimen de giro
Se repiten las operaciones indicadas en los puntos 3 y 4 a regiacutemenes crecientes de giro hasta alcanzar el maacuteximo reacutegimen previsto
Al final del proceso se dispone de una serie de pares de datos Reacutegimen de giro - Volumen desplazado Este juego de valores se transforma faacutecilmente a pares Presioacuten Capilar - Saturacioacuten promedio de la muestra pero requiere alguacuten tratamiento numeacuterico antes de convertirse en la curva de presioacuten capilar del sistema
Meacutetodo de la membrana semipermeable
Este meacutetodo tambieacuten conocido como meacutetodo Meacutetodo de Estados Restaurados es el meacutetodo de referencia para las mediciones de Presioacuten Capilar
Para las mediciones se emplea una caacutemara estanca en cuya base se coloca una membrana capilar (en general una porcelana muy homogeacutenea) previamente saturada con la fase mojante del sistema
Las muestras se saturan al 100 con la fase mojante (regularmente agua) y se colocan en el interior de la caacutemara estanca en contacto capilar con la membrana semi-permeable El contacto capilar se asegura con un material fino tal como tierra de diatomeas que se coloca entre la muestra y la membrana
La aplicacioacuten sucesiva de presiones crecientes de la fase desplazante permite establecer los puntos de saturacioacuten de las muestras
2 iquestCuaacuteles son las ventajas y desventajas de este meacutetodo
Ventajas
Una vez obtenido los datos es praacutectico y sencillo la interpretacioacuten de estos para
determinar la curva de presioacuten capilar
La obtener la curva se puede realizar diferentes caacutelculos permitiendo el anaacutelisis
para la descripcioacuten de los fluidos en este caso mojantes
El meacutetodo es directo y transformable a condiciones de yacimiento
Desventajas
La medicioacuten es lleva alguacuten tiempo incluso puede durar un mes
Para determinar la saturaciones irreducibles es necesario que la porosidad de la
roca se relativamente buena
Es soacutelo aplicable en curvas de drenaje
3 iquestQueacute aplicaciones tienen las curvas de presioacuten capilar
Las curvas de presioacuten capilar son de gran utilidad al momento de comprender la
distribucioacuten de los fluidos del yacimiento Al analizar las saturaciones residuales de
los fluidos permite comprender la cantidad de aceite que se puede recuperar (
presioacuten de desplazamiento)y la saturacioacuten de agua de formacioacuten Por medio de la
presioacuten capilar es posible analizar otro aspecto importante de los fluidos del
yacimiento se refiere entonces a su mojabilidad La presioacuten capilar accede para la
elaboracioacuten de caacutelculos de la roca tales como permeabilidad medios porosos y
distribucioacuten de granos
4 iquestCoacutemo se transforman los datos de Presioacuten Capilar a condiciones de
Yacimiento
Hay dos formas para dicha conversioacuten para un sistema de agua y petroacuteleo
tenemos
1 la siguiente ecuacioacuten es de consideracioacuten puesto que se debe tener en
cuenta la variacioacuten del aacutengulo de contacto ya que nos puede dar valores en
un rango de [1 -1] debido a la funcioacuten trigonomeacutetrica del coseno la
ecuacioacuten se puede reducir dependiendo de si los cambios entre variables a
condiciones de laboratorio y yacimiento son considerables o no como lo es
el caso de la humectabilidad la cual no variacutea significativamente
2 La otra ecuacioacuten es
h=altura por encima contacto agua-petroacuteleo a una saturacioacuten del 100
h100= la altura de elevacioacuten en el capilar por encima de la presioacuten capilar
cero
= densidades del agua y del petroacuteleo (grcm3) y 00433 factor de
conversioacuten
5 iquestQueacute formulas se han desarrollado para estimar las permeabilidades a partir de los datos de presioacuten Capilar iquestQue otros datos se necesitan para efectuar los caacutelculos
Construyendo Graacuteficos del inverso de la presioacuten Capilar vs La Saturacioacuten de agua Se pueden obtener las permeabilidades relativas utilizando las ecuaciones de Burdine Para agua
1
0 2
0 22
1
Pc
dsPc
ds
Swi
SwiSwKrw
sw
Y para el crudo
1
0 2
0 22
1
Pc
dsPc
ds
Swi
SorSoKro
sw
Basaacutendonos en las ecuaciones podemos observar que para estimar las
permeabilidades relativas es necesario tener datos como Sw Swi para el
agua y So Sor para el crudo
BIBLIOGRAFIA
Paris de Ferrer Magdalena ldquoFUNDAMENTOS DE INGENIERIA DE YACIMIENTOSrdquo
Capitulo 5 Propiedades de la roca Presioacuten capilar Pag 271-294
Paginas consultadas para obtener informacioacuten acerca de la utlizacion de datos
eleacutectricos para interpretacioacuten de pozos
httptranslategooglecomtranslatehl=esamplangpair=en|esampu=httpwwwanswer
scomtopiccementation-factor
httpesscribdcomdoc27993174Perfilaje-Electrico-de-Pozo
httpsisbibunmsmedupebibvirtualdataTesisBasicfalla_vecap3pdf
httpwwwslbcom~mediaFilesresourcesoilfield_reviewspanish07aut07p44_
61ashx
Paginas consultadas para la obtencioacuten de datos sobre otros meacutetodos para obtencioacuten de
curvas de Presioacuten Capilar
httpwwwinlabcomarMembranahtm httpwwwinlabcomarCentrifugahtm httpwwwinlabcomarPc_Hghtm
Aplicaciones las curvas de Presioacuten Capilar
httpwwwagatlabscomspanishcontentcapillarypressurehtm
2 ELEMENTOS TEORICOS
PRESIOacuteN CAPILAR Es la diferencia de presioacuten entre el fluido de la fase no mojante y la fase mojante En un sistema poroso se observa que las fuerzas inducidas por la mojabilidad preferencial del medio con uno de los fluidos se extiende sobre toda la interfase causando diferencias de presioacuten mesurables entre los dos fluidos a traveacutes de la interfase Cuando los fluidos estaacuten en contacto las moleacuteculas cercanas la interfase se atraen desigualmente por sus vecinas Si la interfase es curveada la presioacuten sobre un lado (coacutencavo con respecto al fluido maacutes denso) excede la del otro lado (convexo con respecto al fluido maacutes denso) luego esa diferencia es la presioacuten capilar La presioacuten capilar siempre se considera positiva Existen formaciones menos mojables intermediamente mojables y fuertemente mojable La presioacuten capilar tiene aplicaciones en simulacioacuten de yacimientos y en ingenieriacutea de yacimientos para calcular principalmente la altura de la zona de transicioacuten y la saturacioacuten de agua irreducible La longitud sobre la cual la fuerza σ es aplicada en el capilar de radio r es 2πr Luego el total de la fuerza capilar seraacute 2πrσ Y la fuerza vertical es 2πrσCos Puesto que la presioacuten se define como F A entonces
FUNCIOacuteN J DE LEVERETT O CURVA PROMEDIA DE PRESIOacuteN CAPILAR Basado en el hecho que la presioacuten depende de la porosidad la fuerza interfacial y la geometriacutea del poro Leverett definioacute su funcioacuten adimensional de saturacioacuten la cual la llamoacute la funcioacuten J La Funcioacuten J de Leverettes una herramienta poderosa para el desarrollo de teacutecnicas nuevas y veloces de mejoramiento de procesos que intentan obtener un punto de vista maacutes exacto de la distribucioacuten de los fluidos del yacimiento Algunos de estas aplicaciones son recobro de inyeccioacuten de agua inicializacioacuten de modelos de simulacioacuten que mejoran la distribucioacuten inicial de la saturacioacuten de agua para una representacioacuten tridimensional distribucioacuten de presiones y saturaciones en yacimientos dinaacutemicos y otros
MOJABILIDAD
Tendencia de un fluido en presencia de otro inmiscible con eacutel a extenderse o adherirse a una superficie soacutelida Los compuestos polares orgaacutenicos en el crudo reaccionan con la superficie de la roca convirtieacutendola en mojable por petroacuteleo Geoloacutegicamente el agua es mojable El grado de mojabilidad estaacute relacionado de la siguiente forma Gas ltOillt Agua Cuando dos fluidos inmiscibles estaacuten en contacto el aacutengulo formado por ellos (medido sobre el agua) se llama aacutengulo de contacto Medida de la mojabilidad El aacutengulo de contacto es una medida indirecta de
mojabilidad Si θ lt 90deg se dice que el sistema es mojado por agua y si θ gt 90deg hace referencia a un sistema mojado por aceite En virtud a la variacioacuten del contenido mineraloacutegico del medio poroso y a la depositacioacuten de compuestos orgaacutenicos procedentes del crudo habraacute zonas de diferente mojabilidad
TENSION INTERFACIAL Y SUPERFICIAL
La interfase que separa a dos fases es una regioacuten con solubilidad limitada que a lo sumo tiene el espesor de unas pocas moleacuteculas Se puede visualizar como una barrera que se forma debido a que las fuerzas atractivas entre las moleacuteculas de la misma fase son mucho mayores que aquellas que existen en dos fases diferentes La tensioacuten superficial es una propiedad termodinaacutemica fundamental de la interfase Se define como la energiacutea disponible para incrementar el aacuterea de la interfase en una unidad Cuando dos fluidos estaacuten en contacto las moleacuteculas cercana la interfase se atraen desigualmente por sus vecinas porque unas son maacutes grandes que las otras esto origina una superficie de energiacutea libreunidad de aacuterea que se llama tensioacuten interfacial En otras palabras es la unidad de fuerzaunidad de longitud La tensioacuten interfacial σ es la tensioacuten que existe entre la interfase de dos fluidos inmiscibles Es una medida indirecta de la solubilidad A medida que la tensioacuten interfacial se hace maacutes baja las dos fases se aproximan maacutes a la miscibilidad PERMEABILIDAD Y LEY DE DARCY La permeabilidad es la capacidad que tiene el medio poroso para permitir el flujo de fluidos Para flujo lineal la ley de Darcy4 dice que la velocidad de un fluido homogeacuteneo en un medio poroso es proporcional a la fuerza de empuje (gradiente de presioacuten) e inversamente proporcional a la viscosidad Darcy requiere que el fluido se adhiera a los poros de la roca sature 100 el medio y flujo homogeacuteneo y laminar ocurra la Ley de Darcy puede aplicarse a condiciones muy particulares Condiciones de campo
v es la velocidad aparente bbl(diacutea-ftsup2) k md μ cp P psia s distancia a lo largo del flujo γ Gravedad especiacutefica θ Angulo medido en sentido horario desde la vertical a la posicioacuten s de la direccioacuten ΔD diferencia de altura Constante de Archie iacutendice de resistividad(saturacioacuten) (factor de cementacioacuten)
PARAacuteMETROS ELEacuteCTRICOS
A traveacutes de las determinaciones propuestas sobre cada muestra se obtienen los valores de resistividad y porosidad en las condiciones de saturacioacuten de agua de reservorio con lo que es posible conformar un set de datos experimentales que permitan la optimizacioacuten numeacuterica de los paraacutemetros eleacutectricos a m y n utilizando por ejemplo la ecuacioacuten de Archie
Sw= Saturacioacuten de agua n= Exponente de saturacioacuten m= Exponente de cementacioacuten a= Factor de formacioacuten para f=100 Rw= Resistividad del agua Rt= Resistividad de la roca a Sw
INDICE DE RESISTIVIDAD IR
Es una funcioacuten de agua y de la geometriacutea de poros
3 PROCEDIMIENTO
Procedimiento de laboratorio caacutelculo de
la Presioacuten capilar
Preparacion del equipo
Saturacion del diafragma con el fluido
mojante del yacimiento
Preparacioacuten de corazones
Los corazones deben estar limpios y secos
1 Pesar los corazones
2 Saturarlos con el fluido de prueba
3 Limpiar el exceso de liquido saturante de la
superficie de los nucleos y pesarlos
Prueba de presion capilar de dos fases
1 Colocar las muestras saturadas sobre el
diafragma poroso de tal forma que quede en
contacto capilar
2 Cerrar la celda y permitir la entrada de
gas regulando la presion
Se sugiere para sistema de gas salmuera
presiones de 12 48 y 16 psig en ese orden
3 Se requieren de 2 a 10 dias para establecer el equilibrio capilar a
una presion dada
El equilibrio se supone cuando no hay mas desplazamiento de
liacutequido a partir de la celda
Remover la muestra de la celda y pesarla
4 TABLA DE DATOS
En el yacimiento el Difiacutecil se corazonoacute el pozo D-22 se tomaron 50 pies del intervalo
productor de la formacioacuten Zambrano y se analizoacute en el laboratorio La tabla 1 resume
los resultados de porosidad y permeabilidad de las muestras seleccionadas del
intervalo productor
Tabla No 1
Identificacioacuten Profundidad (Pies bnm)
Permeabilidad (md) Porosidad (Fraccioacuten)
A 5450 ndash 5451 480 0211
B 5460 ndash 5461 150 0188
C 5470 ndash 5471 68 0135
D 5490 ndash 5491 25 0122
E 5480 ndash 5481 51 0128
La tabla No 2 da la informacioacuten del comportamiento de Presion Capilar Vs Saturacion
de agua sw de cuatro muestras de la tabla No1 obtenidas por el meacutetodo del plato
poroso para el sistema aire-salmuera (18500 ppm de NaCl equivalente) a
condiciones de laboratorio Las densidades del condensado y de la salmuera a
condiciones de yacimiento son 461 y 632 lbmpie3 respectivamente Las tensiones
interfaciales aire-salmuera a condiciones de laboratorio y condensado- salmuera a
condiciones de yacimiento fue de 72 y 238 dinascm respectivamente el angulo
asumido de contacto para el laboratorio es de cero (0deg) y para el yacimiento de 30deg
Tabla No 2
Saturacioacuten Datos de presioacuten
capilar psi
Muestra A Muestra B Muestra C Muestra D
100 1 1 1 1
90 15 18 19 25
80 18 25 36 5
70 22 36 47 75
60 25 51 62 105
50 35 71 85 15
40 53 11 15 24
35 73 142 215 30
30 105 205 -- --
20 24 -- -- --
5 TALLER DE PRESION CAPILAR Y MUESTRA DE CALCULOS
a) Con los resultados de la presioacuten capilar obtenidos para las muestras seleccionadas
por el meacutetodo del plato poroso graficar la presioacuten capilar Vs saturacioacuten de agua para
las cuatro muestras a condiciones del laboratorio y explique el efecto del tamantildeo y
distribucioacuten de los poros de la historia del proceso de saturacioacuten del tipo de fluidos y
solidos envueltos en la formacioacuten Zambrano del yacimiento El Difiacutecil
Teniendo en cuenta la tabla nuacutemero 2 que aparece en la guiacutea de laboratorio se realiza
la siguiente grafica de Presioacuten capilar Vs Saturacioacuten de agua a condiciones de
laboratorio
Grafica No 1
El efecto que tiene el tamantildeo y distribucioacuten de los poros estaacute dado por que a medida
que se aumenta el diaacutemetro de los poros o de la seccioacuten poral que estaacute distribuida en
medio de los granos de la roca de yacimiento la altura h alcanzada por el fluido de
yacimiento a traveacutes del capilar es asiacute que un sistema de roca-yacimiento con poros de
tamantildeo pequentildeo tendraacute una zona de transicioacuten (espesor vertical sobre el cual la
saturacioacuten de agua variacutea desde 100 hasta la saturacioacuten de agua irreducible Swc) maacutes
grande
El tamantildeo de los poros en las rocas-yacimiento tambieacuten estaacute relacionado con la
permeabilidad y se puede decir que yacimientos con altas permeabilidades tendraacuten
zonas de transicioacuten maacutes pequentildeas que yacimientos con baja permeabilidad
b) Con los resultados de la tabla (2) y la tensioacuten interfacial a condiciones de laboratorio
elaborar la tabla 3 de la funcioacuten J Vs Sw para las 4 muestras
0
5
10
15
20
25
30
35
0 20 40 60 80 100
Pre
sio
n c
apila
r p
si
Saturacion de agua Sw
Presion Capilar Vs Satutacion
Muestra A
Muestra B
Muestra C
Muestra D
Se calcula la Funcioacuten J promedio en funcioacuten de las diferentes saturaciones teniendo en
cuenta las tensioacuten interfacial aire-salmuera a condiciones de
Laboratorio fue de 72 dinascm y el Angulo de contacto asumido en el laboratorio fue 0deg
con la siguiente ecuacioacuten
Se procede a calcular la Funcioacuten J en funcioacuten de Sw
Muestra de caacutelculos para la muestra A
Muestra de caacutelculos para la muestra B
Muestra de caacutelculos para la muestra C
Muestra de caacutelculos para la muestra D
Muestra de caacutelculos para la Funcioacuten J promedio a la saturacioacuten de 100
Para hallar los datos de cada una de las muestras a las otras saturaciones del
laboratorio se utilizaron los datos de la tabla No 2
Los datos de las 4 muestras a condiciones de laboratorio se presentan en la tabla No 1
Tabla No 3
Saturacioacuten
Funcioacuten J
Muestra A Muestra B Muestra C Muestra D Funcioacuten J
promedio J(Sw)
100 014338525 008491644 00674703 004303434 0084701586
90 021507788 01528496 012819358 010758586 0150926728
80 025809345 021229111 024289309 021517172 0232112344
70 031544755 03056992 031711043 032275758 0315253689
60 035846313 043307386 041831588 045186061 0415428371
50 050184838 060290675 057349758 064551515 0580941968
40 075994184 093408088 101205456 103282425 0934725381
35 104671234 12058135 145061153 129103031 1248541921
30 150554515 17407871 -- -- 1623166124
20 344124605 -- -- -- 344124605
c) Representar graacuteficamente la funcioacuten J Vs Sw para las 4 muestras y trace entre los
puntos de cada saturacioacuten el promedio y presente con estos puntos el comportamiento
Esta curva representa la funcioacuten J promedio Vs saturacioacuten de agua a condiciones de
laboratorio
Grafica No 2
0
05
1
15
2
25
3
35
0 20 40 60 80 100
Fun
cio
n J
Saturacion de agua Sw
Funcion J promedio
Muestra A
Muestra B
Muestra C
Muestra D
Polinoacutemica (Funcion J promedio)
d) Con la funcioacuten J promedio a condiciones de laboratorio la porosidad y
permeabilidad promedio calcule la presioacuten capilar promedio para cada una de las
saturaciones a condiciones de laboratorio
Se calcula la permeabilidad y la porosidad promedio utilizando los datos de la Tabla No
1
Ahora se calcula la presioacuten capilar a condiciones de laboratorio con la siguiente
ecuacioacuten
Ahora se procede a calcular la Pc promedio en cada porcentaje de saturacioacuten a
condiciones de laboratorio teniendo en cuenta la funcioacuten J promedio asiacute (muestra de
caacutelculo para 100)
En la siguiente tabla se presentan las presiones capilares promedio para cada una de
las saturaciones a condiciones de laboratorio
Tabla No 4
Saturacioacuten Funcioacuten J promedio
Pc lab
100 0084701586 0897501307
90 0150926728 15992255
80 0232112344 2459471448
70 0315253689 3340440388
60 0415428371 4401895225
50 0580941968 6155683746
40 0934725381 9904386588
35 1248541921 1322959889
30 1623166124 1719913155
20 3441246054 364635774
e) Con la presioacuten capilar promedio Pc las tensiones interfaciales a condiciones del
yacimiento y del laboratorio calcule la presioacuten capilar promedio a condiciones del
yacimiento Pcy y grafique la presioacuten capilar promedio Vs Sw a condiciones de
yacimiento
Teniendo calculadas todas las presiones capilares promedio de cada porcentaje de
saturacioacuten las convertimos a las presiones capilares promedio en el yacimiento para lo
cual igualamos las ecuaciones de presioacuten capilar en el yacimiento y en el laboratorio
para dejar la primera en funcioacuten de la segunda asiacute
Muestra de caacutelculo de la presioacuten capilar promedio en el yacimiento saturada al 100
El resumen de todos los datos obtenidos anteriormente se hace en la siguiente tabla
Tabla No 5
Saturacioacuten Funcioacuten J promedio
Pc (10596039)J(Sw)
Pcy (0286261Pc)
100 0084701586 0897501307 0256919622
90 0150926728 15992255 0457795891
80 0232112344 2459471448 0704050756
70 0315253689 3340440388 0956237806
60 0415428371 4401895225 1260090929
50 0580941968 6155683746 1762132185
40 0934725381 9904386588 2835239609
35 1248541921 1322959889 3787118207
30 0811583062 1719913155 49234406
20 0860311514 364635774 104381001
Grafica presioacuten capilar promedio Vs saturacioacuten de agua a condiciones de yacimiento
Grafica No3
f) Convierta los valores de presioacuten capilar promedio a condiciones de yacimiento en
altura (h) y represeacutentelos a la derecha en el grafico anterior
Para este caso utilizamos la siguiente ecuacioacuten la cual relaciona la funcioacuten J (Sw) la
tensioacuten interfacial del sistema agua-condensado el aacutengulo de contacto las densidades
del agua y el condensado la permeabilidad y porosidad promedio de la roca y una
constante de conversioacuten asiacute
0
2
4
6
8
10
12
0 20 40 60 80 100
Pre
sio
n C
apila
r ya
cim
ien
to P
si
Saturacion de agua Sw
Pc Yacimiento Vs Sw
De esta forma en la anterior ecuacioacuten se reemplazan los valores de las funciones J
promedio a cada saturacioacuten para hallar las respectivas alturas (h)
Muestra de caacutelculo para la presioacuten capilar promedio de yacimiento 100 saturada
En la siguiente tabla se muestra la relacioacuten de las presiones capilares promedio a
condiciones de yacimiento en cada momento de saturacioacuten
Tabla No 6
Saturacioacuten Pc yac (Psi)
h (ft)
100 025691962 216353366
90 045779589 385512329
80 070405076 592884847
70 095623781 805252889
60 126009093 10611292
50 176213218 148390079
40 283523961 23875702
35 378711821 318915217
30 49234406 414605524
20 104381001 878997906
En la siguiente grafica se muestra la presioacuten capilar promedio a condiciones de
yacimiento Vs saturacioacuten de agua y tambieacuten se tienen en cuenta las alturas que
representan las presiones capilares en cada saturacioacuten
Grafica No 4
g) Con los resultados de las permeabilidades relativas de la tabla No 7 Graficar en
coordenadas cartesianas las permeabilidades relativas al condensado y al agua como
una funcioacuten de la saturacioacuten de agua en la misma escala de saturacioacuten de grafico
hecho en e
Grafica No 5
h) Con el comportamiento de las permeabilidades relativas del yacimiento el difiacutecil y el
grafico de presioacuten capilar promedio a condiciones de yacimiento defina la zona de
condensado la zona de agua y condensado por efecto de la capilaridad (zona de
transicioacuten) y la zona de agua al 100 la saturacioacuten irreducible de la fase mojante o
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
0
2
4
6
8
10
12
0 20 40 60 80 100
Alt
ura
ft
Pre
sio
n C
apila
r ya
cim
ien
to P
si
Saturacion de agua Sw
Pc Yacimiento Vs Sw
Pcy psi
h ft
0010203040506070809
1
0 20 40 60 80 100
Pe
rme
ab
ilid
ad
es
rela
tiva
s
Saturacion de agua Sw
Permeabilidad relativa Vs Sw
Kro
Krw
connata Swc la presioacuten de desplazamiento Pd el nivel de agua libre NAL el contacto
agua-condensado la profundidad para alcanzar la saturacioacuten del 50 si el contacto
agua-petroacuteleo CAP estaacute a 5500 ft
Grafica No 6
De la anterior grafica se puede inferir
Swc = 30
Pd = 03 psi
Nivel de agua libre
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
0
2
4
6
8
10
12
0 20 40 60 80 100
Pre
sio
n C
apila
r ya
cim
ien
to P
si
Saturacion de agua Sw
Pc Yacimiento Vs Sw
0
01
02
03
04
05
06
07
08
09
1
0 20 40 60 80 100
Per
mea
bili
dad
rela
tiva
Kr
Saturacion de agua Sw
Kro Krw Vs Sw
Kro
Krw
Contacto agua-condensado (5500 ft)
Condensado
Swc
Zona de transicioacuten
NAL=55025 ft
Profundidad para alcanzar una Sw de 50
i) Usando el meacutetodo de la funcioacuten J y el meacutetodo de la permeabilidad y cualesquiera otra
informacioacuten disponible pronostique la presioacuten capilar para las muestras E y tabule un
conjunto completo de informacioacuten de Presioacuten capilar Vs Saturacioacuten de agua para esta
muestra por dos meacutetodos
Por el meacutetodo de la funcioacuten J
Se tiene en cuenta la siguiente ecuacioacuten
Entonces como ya se tienen las funciones J promedio para cada saturacioacuten y los datos
de porosidad y permeabilidad para la muestra E reemplazamos estos datos en la
ecuacioacuten y despejamos la presioacuten capilar asiacute
Muestra de caacutelculo para la saturacioacuten al 100
Se despeja Pc de la anterior ecuacioacuten asiacute
La siguiente tabla muestra las presiones capilares de la muestra E a los otros
porcentajes de saturacioacuten Sw
Tabla No 7
Saturacioacuten Funcioacuten J promedio Pc psi
100 0084701586 141151775
90 0150926728 251513303
80 0232112344 386805856
70 0315253689 525357554
60 0415428371 692294619
50 0580941968 968116349
40 0934725381 155768213
35 1248541921 208064474
30 1623166124 270494085
20 3441246054 57346977
El comportamiento de la presioacuten capilar de esta muestra se representa en la siguiente
graacutefica
Grafica No 7
Ahora se procede a calcular la presioacuten capilar de la muestra E con el meacutetodo de la
permeabilidad asiacute
Se realiza la siguiente tabla en donde se ubican las presiones capilares de la muestra C
y D y los datos de saturacioacuten ya que los datos de permeabilidad de la muestra E se
encuentran en medio de las dos primeras los siguientes datos son tomados de la
graacutefica No 1
0
10
20
30
40
50
60
0 20 40 60 80 100
Pre
sio
n c
apila
r p
si
Saturacion de agua Sw
Pce Vs Sw
Tabla No 8
Muestra md Muestra C (68
md) Muestra D (25
md)
Presioacuten Capilar psi
2 88 92
4 76 84
5 68 80
6 60 76
7 56 72
95 48 63
12 44 56
15 40 50
20 36 44
Posteriormente se desarrolla un graacutefico semi-log en el cual se grafican los anteriores
datos correspondientes a las permeabilidades C (68 md) y D (25 md) en esta grafica
trazamos una liacutenea horizontal sobre la permeabilidad de 51 md (Muestra E) y alliacute
encontraacutendonos con las respectivas liacuteneas a cada presioacuten hallaremos la saturacioacuten
correspondiente asiacute
Grafica No 8
Tabulamos los datos de presioacuten capilar obtenidos en la graacutefica anterior teniendo en
cuenta la saturacioacuten
1
10
100
0 20 40 60 80 100
Per
mea
bili
dad
k m
d
Saturacion de agua Sw
K Vs Sw
2 psi
4 psi
5 psi
6 psi
7 psi
95 psi
12 psi
15 psi
20 psi
Tabla No 9
Pc(Psi) Sw
2 89
4 78
5 71
6 64
7 60
95 52
12 47
15 43
20 38
Ahora teniendo en cuenta la anterior tabla se grafica presioacuten capilar de la muestra E Vs
saturacioacuten de agua
Grafica No 9
6 PROPIEDADES ELECTRICAS DE LA FORMACION ZAMBRANO DEL
YACIMIENTO EL DIFICIL
En la tabla Ndeg 5 da la informacioacuten delas resistividades de la formacioacuten de las muestras
saturadas 100 con salmuera de 18500 ppm NaCl Ro (Ω-m) a la temperatura del
laboratorio de 90degF si la resistividad Rw es de 026 Ω-m calcular el Factor de
formacioacuten F
0
5
10
15
20
25
0 20 40 60 80 100
Pre
sio
n c
apila
r E
Psi
Saturacion de agua Sw
PcE Vs Sw
Muestra E
Tabla de Ndeg10
Identificacioacuten (D-22)
Muestra
Porosidad (fraccioacuten)
Ro (Ω-m) Factor de formacioacuten
(RoRw)
A 0211 86 3307692308
B 0188 96 3692307692
C 0135 135 5192307692
D 0122 148 5692307692
E 0128 161 6192307692
a) Graficar en papel log-log el factor de formacioacuten F como una funcioacuten de la
porosidad y determine el factor de Cementacioacuten m y la constante Archie a y
cuaacutel es la relacioacuten del factor de formacioacuten F y la porosidad Φ (ecuacioacuten) a
utilizar en la interpretacioacuten de registros eleacutectricos y seguacuten los resultados
realizar una descripcioacuten de la litologiacutea de las rocas de la formacioacuten Zambrano
del yacimiento el Difiacutecil
Ecuacioacuten del factor de formacioacuten
Doacutende
y = 59848x-1095
10
100
0001 001 01 1
Fact
or
de
fo
rmac
ion
(F)
Porosidad (Fraccioacuten)
Factor de formacioacuten Vs Porosidad
Luego utilizando la liacutenea recta que mejor une los puntos se encontroacute la siguiente
relacioacuten
LITOLOGIacuteA EXPRESIOacuteN MATEMAacuteTICA
Calizas y Dolomitas (rocas duras) 2
1F
Areniscas no consolidadas (rocas blandas) Formula de HumbleOilCia
152
620F
Areniscas consolidadas 2
810F
Areniscas en general (Carothers
1958) 541
451F
Areniscas arcillosas (Carothers
1958) 331
651
F
Carbonatos (Carothers 1958) 152
850
F
Areniscas del Plioceno del sur de
California (Carothers 1958) 081
452
F
Areniscas del Mioceno de Texas
Louisiana y Costa del Golfo
(Carothers y Porter 1970)
291
971
F
Rocas detriacuteticas limpias (Sethi 1979) )052(
1
F
La ecuacioacuten que maacutes se asemeja a la obtenida es 081
452
F la cual pertenece al grupo
de Areniscas del Plioceno del sur de California sin embargo como la formacioacuten
Zambrano pertenece a las edades del Proterozoico hasta el reciente se puede inferir
que la relacioacuten que existe es que en ambos casos se encuentran Areniscas ya que la
roca reservorio de esta zona es la Arenisca calcaacuterea
La tabla No 11 resume las resistividades de la muestra C saturadas parcialmente Rt
(Ω-m) determinadas durante la prueba de presioacuten capilar calcular el iacutendice de
resistividad IR
Tabla Ndeg11
Saturacioacuten Sw
Muestra C Resistividades de las
muestras parcialmente saturadas Rt
Iacutendice de resistividad IR
(RtRo)
90 135 182 1348148148
80 135 209 1548148148
70 135 239 177037037
60 135 297 22
50 135 344 2548148148
40 135 432 32
b) Graficar en papel log ndash log el iacutendice de resistividad IR como una funcioacuten de
la saturacioacuten y determine el exponente de saturacioacuten de agua innata la
resistividad el exponente de saturacioacuten y analice la mojabilidad de la roca
La saturacioacuten de agua es una propiedad que afecta de manera determinante la
resistividad de la roca ya que es esta por el contenido de iones es un fluido que
conduce la corriente eleacutectrica por tanto a mayor saturacioacuten de agua menor seraacute la
resistividad de la roca Ademaacutes que para nuestro caso el fluido mojante es el agua este
hecho estaacute relacionado con la resistividad de manera que si el fluido mojante se adhiere
a las paredes de la roca en este caso el agua tambieacuten afecta la resistividad
disminuyeacutendola
Hasta el momento soacutelo hemos considerado formaciones con el 100 de saturacioacuten en
agua Es obvio que las resistividades aumentan a medida que disminuye la porosidad
debido al decremento en el volumen de agua en la formacioacuten
y = 16729x-1068
10
100
10 100
Ind
ice
de
Re
sist
ivid
ad (R
tR
o)
Saturacioacuten (Sw)
Indice de resistividad Vs Saturacioacuten
7 TABLA DE RESULTADOS
Altura maacutexima 878997906 ft
Swc 30 CAP 5500 ft
NAL Funcioacuten del factor de
formacioacuten
Iacutendice de resistividad
en funcioacuten de la Saturacioacuten
Fase mojante Agua Fase no mojante Condensado
Litologiacutea Areniscas
8 ANALISIS DE RESULTADOS
En la curva de presioacuten capilar vs saturacioacuten (graacutefica No 1) la muestra A presenta
la mejor seleccioacuten y proporcioacuten de granos en la roca puesto que su curva a
medida que desciende la saturacioacuten de agua no tiene cambio brusco en la presioacuten
capilar aunque es normal que a medida que desciende la saturacioacuten de agua la
presioacuten capilar aumenta esto es porque el petroacuteleo al ser extraiacutedo desplaza
consigo agua por lo tanto la saturacioacuten de agua disminuye pero una vez que va
llegando a la saturacioacuten de agua irreducible el petroacuteleo necesita mayor presioacuten
para desplazarse ya que esta agua con nata va ocupando los poros De acuerdo a
esto la muestra A presenta mejor comportamiento con respecto a las otras
muestra las cuaacuteles poseen curvas para una saturacioacuten constante una mayor
presioacuten capilar entonces el crudo necesita mayor presioacuten para el desplazamiento
indicando variacioacuten del diaacutemetro de los poros comenzando inicialmente con
porosidades mayores hasta comenzar la declinacioacuten a porosidades menores
Lo anterior tambieacuten se confirma debido a la permeabilidad La muestra A al ser la
maacutes permeable es decir que el agua se adhiere faacutecilmente a la roca el crudo
necesita menor presioacuten al fluir por el medio poroso en relacioacuten con las otras
muestras menos permeables eacuteste si necesita mayor presioacuten para empujar el agua
que estaacute en menor grado adherida a la roca
Se realizoacute la funcioacuten J De LEVERET promedio de las muestras la cual intenta
obtener una mejor comprensioacuten de la distribucioacuten de los fluidos del yacimiento Esta
funcioacuten la cuaacutel es adimensional sirve para eliminar discrepancias en las curvas de
presioacuten capilar vs saturacioacuten y las reduce a una curva comuacuten Sabiendo que esta
surge de la interpretacioacuten entre la razoacuten de la permeabilidad y la porosidad la cual
es equivalente a la raiacutez cuadrada del radio promedio de los poros
Con respecto a la graacutefica No 4 esta muestra la relacioacuten de la presioacuten capilar del
yacimiento y la altura por encima del agua del capilar en funcioacuten de la saturacioacuten de
agua Lo que nos permite este esquema es comprender la distribucioacuten inicial de la
saturacioacuten del yacimiento entonces observamos la zona de transicioacuten medida en
pies la cual es la distancia vertical entre la saturacioacuten total del agua hasta la
saturacioacuten irreducible la cual es aproximadamente unos 86 ft de espesor
Acerca de la graacutefica de las permeabilidades relativas tanto del agua como del
petroacuteleo se pude inferir que un 30 del agua en el yacimiento es irreducible y que
aproximadamente un 16 del crudo es irreducible estaacutes proporciones de los fluidos
van a ser las que son irremovibles en el medio poroso del yacimiento Tambieacuten
apartir del graacutefico podemos establecer que la permeabilidad comuacuten para el agua y
el petroacuteleo se encuentra para una saturacioacuten del agua de un 58 y para el crudo un
42 seguacuten esto se pude concluir que la fase mojante es el agua debido tambieacuten a
que su curva de permeabilidad relativa es maacutes suavizada en relacioacuten con la del
petroacuteleo
Para la muestra E no se teniacutean datos de presioacuten capilar por tanto mediante la
utilizacioacuten de la funcioacuten J promedio obtenida a partir de las otras muestras fue
posible obtener los datos aproximados de Presioacuten capilar para cada saturacioacuten
para este caso tambieacuten es posible usar el meacutetodo de la permeabilidad que mediante
curvas a presioacuten capilar constantes de muestras adyacentes a la muestras E
permite obtener la saturacioacuten correspondiente teniendo en cuenta el dato de
permeabilidad correspondiente se observa aproximacioacuten entre los datos obtenidos
por ambos meacutetodos
La litologiacutea tambieacuten afecta la resistividad de la formacioacuten En general los carbonatos
exhiben resistividades maacutes altas que las rocas claacutesticas debido primordialmente a
la geometriacutea de los poros En el caso de los carbonatos el agua sigue viacuteas mucho
maacutes tortuosas y por lo tanto reduce la conductividad
Los meacutetodos de resistividad utilizan un trayecto eleacutectrico continuo a traveacutes de las
rocas que es provisto por la fase de agua En una formacioacuten mojable por petroacuteleo
el agua puede no ser continua Esto incide en el exponente de saturacioacuten n de la
ecuacioacuten de Archie que relaciona la saturacioacuten con la resistividad En condiciones
de mojabilidad por agua nlt= 2 pero en condiciones de mojabilidad por petroacuteleo ngt
2 en una formacioacuten mojable por petroacuteleo es probable que una evaluacioacuten de la
saturacioacuten basada en la resistividad sea incorrecta para el yacimiento de gas
condensado el Difiacutecil el exponente de saturacioacuten encontrado es lo cual
confirma que es una roca mojada por agua
9 FUENTES DE ERROR
En el momento de preparacioacuten del nuacutecleo es fundamental que este quede
correctamente saturado (100) con el fluido de prueba ya que si no es
asiacute al correr la prueba se pueden obtener errores en la medicioacuten de las
presiones
Una saturacioacuten incorrecta del plato poroso tambieacuten puede generar errores
en la toma de datos
Posibles peacuterdidas de presioacuten por escape de aire desde de la caacutemara del
equipo de prueba
Una incorrecta medicioacuten de la saturacioacuten de la muestra tambieacuten puede
generar desviaciones por lo tanto se requiere la mayor precisioacuten posible
Es importante tener en cuenta que se puede generar cierta desviacioacuten en
cuanto a la toma de datos de las curvas de presioacuten capilar
10 CONCLUSIONES
La presioacuten capilar es una propiedad de la roca del yacimiento que a su vez es
determinada tanto por otras propiedades de la roca como por propiedades del
fluido que esta contiene
La Funcion J es un meacutetodo fundamental en cuanto a los anaacutelisis que se deben
realizar a diferentes muestras del yacimiento ya que permite definir la relacioacuten
de la Saturacioacuten de agua porosidad el tamantildeo de los poros tensioacuten interfacial
de los fluidos y la permeabilidad con la Presioacuten Capilar mediante las curvas de
presioacuten capilar dando como resultados una clasificacioacuten del yacimiento en
cuanto a las propiedades del fluidos que contiene y caracteriacutesticas de la roca
como por ejemplo la litologiacutea
Con la curva tiacutepica de presioacuten capilar que se obtiene graficando los datos de
presioacuten capilar Vs la saturacioacuten de agua es posible obtener datos esenciales de
los fluidos del yacimiento tales como Saturacioacuten de agua connata las cotas del
Nivel de agua libre (NAL) Contacto agua petroacuteleo (CAP) descrita como la mayor
profundidad a la cual se encuentra Sw del 100 zona de transicioacuten definida
como la zona en la cual la saturacioacuten de agua variacutea desde Swc hasta la
saturacioacuten del 100 la zona donde solo se encuentra petroacuteleo caso en
particular condensado
La presioacuten capilar influye en la mojabilidad de este de ahiacute se determina el fluido
mojante y el no mojante presente en la roca el grado de mojabilidad estaacute
definido de las siguiente manera para los fluidos que se encuentran en el
yacimiento gaslt petroacuteleoltagua en el caso del yacimiento El difiacutecil se gracias a
los datos dados se infiere que el fluido mojante es el agua y el no mojante es el
condensado Ademaacutes de que el aacutengulo de contacto tambieacuten permite definir que
fluido es la fase mojante asiacute para aacutengulos de contacto Agua-petroacuteleolt 90deg se
define la fase mojante como el agua
Un fenoacutemeno importante a tener en cuenta es la Presioacuten de desplazamiento la
cual es definida como la presioacuten miacutenimanecesaria para remover el fluido no
mojante del yacimiento cuando se tiene un 100 de saturacioacuten de agua
A partir de datos eleacutectricos de la formacioacuten tales como resistividad tambieacuten se
pueden conocer datos importante de la roca y de los fluidos presentes en el
yacimiento tales como la litologiacutea Fase mojante
El petroacuteleo y el gas se comportan igual que la matriz de la formacioacuten o sea
que no son conductores de corrientes eleacutectricas y en consecuencia cuando
parte del agua de la formacioacuten es desplazada por sustancias no conductoras
como petroacuteleo y gas la conductividad disminuye con el consiguiente aumento de
la resistividad
RECOMENDACIONES
Conocer claramente el procedimiento a seguir para la realizacioacuten
de la prueba permitiendo al estudiante relacionarse maacutes con el
proceso preparacioacuten del equipo y de los corazones permitiendo asiacute
tener un concepto maacutes amplio acerca de los cuidados y de los
paraacutemetros que exige la norma para obtener datos acertados
Utilizar un grado de aproximacioacuten bastante riguroso en cuanto a los
datos que se obtienen en la prueba como tambieacuten los calculados
ya que esta determinacioacuten puede ocasionar algunas variaciones en
los resultados obtenidos
11 CUESTIONARIO
1 iquestQueacute otros meacutetodos se utilizan en la determinacioacuten de las curvas de presioacuten
capilar
Meacutetodo de inyeccioacuten de mercurio
El mercurio se comporta como fase no mojante frente a la gran mayoriacutea de los minerales que constituyen la matriz porosa de las rocas de intereacutes para la acumulacioacuten de hidrocarburos En otras palabras una roca porosa puesta en contacto con mercurio no sufre el proceso espontaacuteneo de imbibicioacuten Por el contrario para introducir el mercurio en la red poral es necesario vencer (mediante la aplicacioacuten de una presioacuten externa) las fuerzas capilares que se oponen al ingreso de esta fase liacutequida
Meacutetodo de la centriacutefuga
Se satura la muestra al 100 con agua de formacioacuten
Se coloca la muestra en un tubo de centrifuga especialmente disentildeado
Se hace girar la muestra a un reacutegimen fijo de revoluciones hasta que se detiene la eliminacioacuten de agua por efecto de la fuerza generada
Se hace la lectura de agua desplazada sin detener la centrifuga Para ello se emplea un estroboscopio que permite realizar la lectura en pleno reacutegimen de giro
Se repiten las operaciones indicadas en los puntos 3 y 4 a regiacutemenes crecientes de giro hasta alcanzar el maacuteximo reacutegimen previsto
Al final del proceso se dispone de una serie de pares de datos Reacutegimen de giro - Volumen desplazado Este juego de valores se transforma faacutecilmente a pares Presioacuten Capilar - Saturacioacuten promedio de la muestra pero requiere alguacuten tratamiento numeacuterico antes de convertirse en la curva de presioacuten capilar del sistema
Meacutetodo de la membrana semipermeable
Este meacutetodo tambieacuten conocido como meacutetodo Meacutetodo de Estados Restaurados es el meacutetodo de referencia para las mediciones de Presioacuten Capilar
Para las mediciones se emplea una caacutemara estanca en cuya base se coloca una membrana capilar (en general una porcelana muy homogeacutenea) previamente saturada con la fase mojante del sistema
Las muestras se saturan al 100 con la fase mojante (regularmente agua) y se colocan en el interior de la caacutemara estanca en contacto capilar con la membrana semi-permeable El contacto capilar se asegura con un material fino tal como tierra de diatomeas que se coloca entre la muestra y la membrana
La aplicacioacuten sucesiva de presiones crecientes de la fase desplazante permite establecer los puntos de saturacioacuten de las muestras
2 iquestCuaacuteles son las ventajas y desventajas de este meacutetodo
Ventajas
Una vez obtenido los datos es praacutectico y sencillo la interpretacioacuten de estos para
determinar la curva de presioacuten capilar
La obtener la curva se puede realizar diferentes caacutelculos permitiendo el anaacutelisis
para la descripcioacuten de los fluidos en este caso mojantes
El meacutetodo es directo y transformable a condiciones de yacimiento
Desventajas
La medicioacuten es lleva alguacuten tiempo incluso puede durar un mes
Para determinar la saturaciones irreducibles es necesario que la porosidad de la
roca se relativamente buena
Es soacutelo aplicable en curvas de drenaje
3 iquestQueacute aplicaciones tienen las curvas de presioacuten capilar
Las curvas de presioacuten capilar son de gran utilidad al momento de comprender la
distribucioacuten de los fluidos del yacimiento Al analizar las saturaciones residuales de
los fluidos permite comprender la cantidad de aceite que se puede recuperar (
presioacuten de desplazamiento)y la saturacioacuten de agua de formacioacuten Por medio de la
presioacuten capilar es posible analizar otro aspecto importante de los fluidos del
yacimiento se refiere entonces a su mojabilidad La presioacuten capilar accede para la
elaboracioacuten de caacutelculos de la roca tales como permeabilidad medios porosos y
distribucioacuten de granos
4 iquestCoacutemo se transforman los datos de Presioacuten Capilar a condiciones de
Yacimiento
Hay dos formas para dicha conversioacuten para un sistema de agua y petroacuteleo
tenemos
1 la siguiente ecuacioacuten es de consideracioacuten puesto que se debe tener en
cuenta la variacioacuten del aacutengulo de contacto ya que nos puede dar valores en
un rango de [1 -1] debido a la funcioacuten trigonomeacutetrica del coseno la
ecuacioacuten se puede reducir dependiendo de si los cambios entre variables a
condiciones de laboratorio y yacimiento son considerables o no como lo es
el caso de la humectabilidad la cual no variacutea significativamente
2 La otra ecuacioacuten es
h=altura por encima contacto agua-petroacuteleo a una saturacioacuten del 100
h100= la altura de elevacioacuten en el capilar por encima de la presioacuten capilar
cero
= densidades del agua y del petroacuteleo (grcm3) y 00433 factor de
conversioacuten
5 iquestQueacute formulas se han desarrollado para estimar las permeabilidades a partir de los datos de presioacuten Capilar iquestQue otros datos se necesitan para efectuar los caacutelculos
Construyendo Graacuteficos del inverso de la presioacuten Capilar vs La Saturacioacuten de agua Se pueden obtener las permeabilidades relativas utilizando las ecuaciones de Burdine Para agua
1
0 2
0 22
1
Pc
dsPc
ds
Swi
SwiSwKrw
sw
Y para el crudo
1
0 2
0 22
1
Pc
dsPc
ds
Swi
SorSoKro
sw
Basaacutendonos en las ecuaciones podemos observar que para estimar las
permeabilidades relativas es necesario tener datos como Sw Swi para el
agua y So Sor para el crudo
BIBLIOGRAFIA
Paris de Ferrer Magdalena ldquoFUNDAMENTOS DE INGENIERIA DE YACIMIENTOSrdquo
Capitulo 5 Propiedades de la roca Presioacuten capilar Pag 271-294
Paginas consultadas para obtener informacioacuten acerca de la utlizacion de datos
eleacutectricos para interpretacioacuten de pozos
httptranslategooglecomtranslatehl=esamplangpair=en|esampu=httpwwwanswer
scomtopiccementation-factor
httpesscribdcomdoc27993174Perfilaje-Electrico-de-Pozo
httpsisbibunmsmedupebibvirtualdataTesisBasicfalla_vecap3pdf
httpwwwslbcom~mediaFilesresourcesoilfield_reviewspanish07aut07p44_
61ashx
Paginas consultadas para la obtencioacuten de datos sobre otros meacutetodos para obtencioacuten de
curvas de Presioacuten Capilar
httpwwwinlabcomarMembranahtm httpwwwinlabcomarCentrifugahtm httpwwwinlabcomarPc_Hghtm
Aplicaciones las curvas de Presioacuten Capilar
httpwwwagatlabscomspanishcontentcapillarypressurehtm
FUNCIOacuteN J DE LEVERETT O CURVA PROMEDIA DE PRESIOacuteN CAPILAR Basado en el hecho que la presioacuten depende de la porosidad la fuerza interfacial y la geometriacutea del poro Leverett definioacute su funcioacuten adimensional de saturacioacuten la cual la llamoacute la funcioacuten J La Funcioacuten J de Leverettes una herramienta poderosa para el desarrollo de teacutecnicas nuevas y veloces de mejoramiento de procesos que intentan obtener un punto de vista maacutes exacto de la distribucioacuten de los fluidos del yacimiento Algunos de estas aplicaciones son recobro de inyeccioacuten de agua inicializacioacuten de modelos de simulacioacuten que mejoran la distribucioacuten inicial de la saturacioacuten de agua para una representacioacuten tridimensional distribucioacuten de presiones y saturaciones en yacimientos dinaacutemicos y otros
MOJABILIDAD
Tendencia de un fluido en presencia de otro inmiscible con eacutel a extenderse o adherirse a una superficie soacutelida Los compuestos polares orgaacutenicos en el crudo reaccionan con la superficie de la roca convirtieacutendola en mojable por petroacuteleo Geoloacutegicamente el agua es mojable El grado de mojabilidad estaacute relacionado de la siguiente forma Gas ltOillt Agua Cuando dos fluidos inmiscibles estaacuten en contacto el aacutengulo formado por ellos (medido sobre el agua) se llama aacutengulo de contacto Medida de la mojabilidad El aacutengulo de contacto es una medida indirecta de
mojabilidad Si θ lt 90deg se dice que el sistema es mojado por agua y si θ gt 90deg hace referencia a un sistema mojado por aceite En virtud a la variacioacuten del contenido mineraloacutegico del medio poroso y a la depositacioacuten de compuestos orgaacutenicos procedentes del crudo habraacute zonas de diferente mojabilidad
TENSION INTERFACIAL Y SUPERFICIAL
La interfase que separa a dos fases es una regioacuten con solubilidad limitada que a lo sumo tiene el espesor de unas pocas moleacuteculas Se puede visualizar como una barrera que se forma debido a que las fuerzas atractivas entre las moleacuteculas de la misma fase son mucho mayores que aquellas que existen en dos fases diferentes La tensioacuten superficial es una propiedad termodinaacutemica fundamental de la interfase Se define como la energiacutea disponible para incrementar el aacuterea de la interfase en una unidad Cuando dos fluidos estaacuten en contacto las moleacuteculas cercana la interfase se atraen desigualmente por sus vecinas porque unas son maacutes grandes que las otras esto origina una superficie de energiacutea libreunidad de aacuterea que se llama tensioacuten interfacial En otras palabras es la unidad de fuerzaunidad de longitud La tensioacuten interfacial σ es la tensioacuten que existe entre la interfase de dos fluidos inmiscibles Es una medida indirecta de la solubilidad A medida que la tensioacuten interfacial se hace maacutes baja las dos fases se aproximan maacutes a la miscibilidad PERMEABILIDAD Y LEY DE DARCY La permeabilidad es la capacidad que tiene el medio poroso para permitir el flujo de fluidos Para flujo lineal la ley de Darcy4 dice que la velocidad de un fluido homogeacuteneo en un medio poroso es proporcional a la fuerza de empuje (gradiente de presioacuten) e inversamente proporcional a la viscosidad Darcy requiere que el fluido se adhiera a los poros de la roca sature 100 el medio y flujo homogeacuteneo y laminar ocurra la Ley de Darcy puede aplicarse a condiciones muy particulares Condiciones de campo
v es la velocidad aparente bbl(diacutea-ftsup2) k md μ cp P psia s distancia a lo largo del flujo γ Gravedad especiacutefica θ Angulo medido en sentido horario desde la vertical a la posicioacuten s de la direccioacuten ΔD diferencia de altura Constante de Archie iacutendice de resistividad(saturacioacuten) (factor de cementacioacuten)
PARAacuteMETROS ELEacuteCTRICOS
A traveacutes de las determinaciones propuestas sobre cada muestra se obtienen los valores de resistividad y porosidad en las condiciones de saturacioacuten de agua de reservorio con lo que es posible conformar un set de datos experimentales que permitan la optimizacioacuten numeacuterica de los paraacutemetros eleacutectricos a m y n utilizando por ejemplo la ecuacioacuten de Archie
Sw= Saturacioacuten de agua n= Exponente de saturacioacuten m= Exponente de cementacioacuten a= Factor de formacioacuten para f=100 Rw= Resistividad del agua Rt= Resistividad de la roca a Sw
INDICE DE RESISTIVIDAD IR
Es una funcioacuten de agua y de la geometriacutea de poros
3 PROCEDIMIENTO
Procedimiento de laboratorio caacutelculo de
la Presioacuten capilar
Preparacion del equipo
Saturacion del diafragma con el fluido
mojante del yacimiento
Preparacioacuten de corazones
Los corazones deben estar limpios y secos
1 Pesar los corazones
2 Saturarlos con el fluido de prueba
3 Limpiar el exceso de liquido saturante de la
superficie de los nucleos y pesarlos
Prueba de presion capilar de dos fases
1 Colocar las muestras saturadas sobre el
diafragma poroso de tal forma que quede en
contacto capilar
2 Cerrar la celda y permitir la entrada de
gas regulando la presion
Se sugiere para sistema de gas salmuera
presiones de 12 48 y 16 psig en ese orden
3 Se requieren de 2 a 10 dias para establecer el equilibrio capilar a
una presion dada
El equilibrio se supone cuando no hay mas desplazamiento de
liacutequido a partir de la celda
Remover la muestra de la celda y pesarla
4 TABLA DE DATOS
En el yacimiento el Difiacutecil se corazonoacute el pozo D-22 se tomaron 50 pies del intervalo
productor de la formacioacuten Zambrano y se analizoacute en el laboratorio La tabla 1 resume
los resultados de porosidad y permeabilidad de las muestras seleccionadas del
intervalo productor
Tabla No 1
Identificacioacuten Profundidad (Pies bnm)
Permeabilidad (md) Porosidad (Fraccioacuten)
A 5450 ndash 5451 480 0211
B 5460 ndash 5461 150 0188
C 5470 ndash 5471 68 0135
D 5490 ndash 5491 25 0122
E 5480 ndash 5481 51 0128
La tabla No 2 da la informacioacuten del comportamiento de Presion Capilar Vs Saturacion
de agua sw de cuatro muestras de la tabla No1 obtenidas por el meacutetodo del plato
poroso para el sistema aire-salmuera (18500 ppm de NaCl equivalente) a
condiciones de laboratorio Las densidades del condensado y de la salmuera a
condiciones de yacimiento son 461 y 632 lbmpie3 respectivamente Las tensiones
interfaciales aire-salmuera a condiciones de laboratorio y condensado- salmuera a
condiciones de yacimiento fue de 72 y 238 dinascm respectivamente el angulo
asumido de contacto para el laboratorio es de cero (0deg) y para el yacimiento de 30deg
Tabla No 2
Saturacioacuten Datos de presioacuten
capilar psi
Muestra A Muestra B Muestra C Muestra D
100 1 1 1 1
90 15 18 19 25
80 18 25 36 5
70 22 36 47 75
60 25 51 62 105
50 35 71 85 15
40 53 11 15 24
35 73 142 215 30
30 105 205 -- --
20 24 -- -- --
5 TALLER DE PRESION CAPILAR Y MUESTRA DE CALCULOS
a) Con los resultados de la presioacuten capilar obtenidos para las muestras seleccionadas
por el meacutetodo del plato poroso graficar la presioacuten capilar Vs saturacioacuten de agua para
las cuatro muestras a condiciones del laboratorio y explique el efecto del tamantildeo y
distribucioacuten de los poros de la historia del proceso de saturacioacuten del tipo de fluidos y
solidos envueltos en la formacioacuten Zambrano del yacimiento El Difiacutecil
Teniendo en cuenta la tabla nuacutemero 2 que aparece en la guiacutea de laboratorio se realiza
la siguiente grafica de Presioacuten capilar Vs Saturacioacuten de agua a condiciones de
laboratorio
Grafica No 1
El efecto que tiene el tamantildeo y distribucioacuten de los poros estaacute dado por que a medida
que se aumenta el diaacutemetro de los poros o de la seccioacuten poral que estaacute distribuida en
medio de los granos de la roca de yacimiento la altura h alcanzada por el fluido de
yacimiento a traveacutes del capilar es asiacute que un sistema de roca-yacimiento con poros de
tamantildeo pequentildeo tendraacute una zona de transicioacuten (espesor vertical sobre el cual la
saturacioacuten de agua variacutea desde 100 hasta la saturacioacuten de agua irreducible Swc) maacutes
grande
El tamantildeo de los poros en las rocas-yacimiento tambieacuten estaacute relacionado con la
permeabilidad y se puede decir que yacimientos con altas permeabilidades tendraacuten
zonas de transicioacuten maacutes pequentildeas que yacimientos con baja permeabilidad
b) Con los resultados de la tabla (2) y la tensioacuten interfacial a condiciones de laboratorio
elaborar la tabla 3 de la funcioacuten J Vs Sw para las 4 muestras
0
5
10
15
20
25
30
35
0 20 40 60 80 100
Pre
sio
n c
apila
r p
si
Saturacion de agua Sw
Presion Capilar Vs Satutacion
Muestra A
Muestra B
Muestra C
Muestra D
Se calcula la Funcioacuten J promedio en funcioacuten de las diferentes saturaciones teniendo en
cuenta las tensioacuten interfacial aire-salmuera a condiciones de
Laboratorio fue de 72 dinascm y el Angulo de contacto asumido en el laboratorio fue 0deg
con la siguiente ecuacioacuten
Se procede a calcular la Funcioacuten J en funcioacuten de Sw
Muestra de caacutelculos para la muestra A
Muestra de caacutelculos para la muestra B
Muestra de caacutelculos para la muestra C
Muestra de caacutelculos para la muestra D
Muestra de caacutelculos para la Funcioacuten J promedio a la saturacioacuten de 100
Para hallar los datos de cada una de las muestras a las otras saturaciones del
laboratorio se utilizaron los datos de la tabla No 2
Los datos de las 4 muestras a condiciones de laboratorio se presentan en la tabla No 1
Tabla No 3
Saturacioacuten
Funcioacuten J
Muestra A Muestra B Muestra C Muestra D Funcioacuten J
promedio J(Sw)
100 014338525 008491644 00674703 004303434 0084701586
90 021507788 01528496 012819358 010758586 0150926728
80 025809345 021229111 024289309 021517172 0232112344
70 031544755 03056992 031711043 032275758 0315253689
60 035846313 043307386 041831588 045186061 0415428371
50 050184838 060290675 057349758 064551515 0580941968
40 075994184 093408088 101205456 103282425 0934725381
35 104671234 12058135 145061153 129103031 1248541921
30 150554515 17407871 -- -- 1623166124
20 344124605 -- -- -- 344124605
c) Representar graacuteficamente la funcioacuten J Vs Sw para las 4 muestras y trace entre los
puntos de cada saturacioacuten el promedio y presente con estos puntos el comportamiento
Esta curva representa la funcioacuten J promedio Vs saturacioacuten de agua a condiciones de
laboratorio
Grafica No 2
0
05
1
15
2
25
3
35
0 20 40 60 80 100
Fun
cio
n J
Saturacion de agua Sw
Funcion J promedio
Muestra A
Muestra B
Muestra C
Muestra D
Polinoacutemica (Funcion J promedio)
d) Con la funcioacuten J promedio a condiciones de laboratorio la porosidad y
permeabilidad promedio calcule la presioacuten capilar promedio para cada una de las
saturaciones a condiciones de laboratorio
Se calcula la permeabilidad y la porosidad promedio utilizando los datos de la Tabla No
1
Ahora se calcula la presioacuten capilar a condiciones de laboratorio con la siguiente
ecuacioacuten
Ahora se procede a calcular la Pc promedio en cada porcentaje de saturacioacuten a
condiciones de laboratorio teniendo en cuenta la funcioacuten J promedio asiacute (muestra de
caacutelculo para 100)
En la siguiente tabla se presentan las presiones capilares promedio para cada una de
las saturaciones a condiciones de laboratorio
Tabla No 4
Saturacioacuten Funcioacuten J promedio
Pc lab
100 0084701586 0897501307
90 0150926728 15992255
80 0232112344 2459471448
70 0315253689 3340440388
60 0415428371 4401895225
50 0580941968 6155683746
40 0934725381 9904386588
35 1248541921 1322959889
30 1623166124 1719913155
20 3441246054 364635774
e) Con la presioacuten capilar promedio Pc las tensiones interfaciales a condiciones del
yacimiento y del laboratorio calcule la presioacuten capilar promedio a condiciones del
yacimiento Pcy y grafique la presioacuten capilar promedio Vs Sw a condiciones de
yacimiento
Teniendo calculadas todas las presiones capilares promedio de cada porcentaje de
saturacioacuten las convertimos a las presiones capilares promedio en el yacimiento para lo
cual igualamos las ecuaciones de presioacuten capilar en el yacimiento y en el laboratorio
para dejar la primera en funcioacuten de la segunda asiacute
Muestra de caacutelculo de la presioacuten capilar promedio en el yacimiento saturada al 100
El resumen de todos los datos obtenidos anteriormente se hace en la siguiente tabla
Tabla No 5
Saturacioacuten Funcioacuten J promedio
Pc (10596039)J(Sw)
Pcy (0286261Pc)
100 0084701586 0897501307 0256919622
90 0150926728 15992255 0457795891
80 0232112344 2459471448 0704050756
70 0315253689 3340440388 0956237806
60 0415428371 4401895225 1260090929
50 0580941968 6155683746 1762132185
40 0934725381 9904386588 2835239609
35 1248541921 1322959889 3787118207
30 0811583062 1719913155 49234406
20 0860311514 364635774 104381001
Grafica presioacuten capilar promedio Vs saturacioacuten de agua a condiciones de yacimiento
Grafica No3
f) Convierta los valores de presioacuten capilar promedio a condiciones de yacimiento en
altura (h) y represeacutentelos a la derecha en el grafico anterior
Para este caso utilizamos la siguiente ecuacioacuten la cual relaciona la funcioacuten J (Sw) la
tensioacuten interfacial del sistema agua-condensado el aacutengulo de contacto las densidades
del agua y el condensado la permeabilidad y porosidad promedio de la roca y una
constante de conversioacuten asiacute
0
2
4
6
8
10
12
0 20 40 60 80 100
Pre
sio
n C
apila
r ya
cim
ien
to P
si
Saturacion de agua Sw
Pc Yacimiento Vs Sw
De esta forma en la anterior ecuacioacuten se reemplazan los valores de las funciones J
promedio a cada saturacioacuten para hallar las respectivas alturas (h)
Muestra de caacutelculo para la presioacuten capilar promedio de yacimiento 100 saturada
En la siguiente tabla se muestra la relacioacuten de las presiones capilares promedio a
condiciones de yacimiento en cada momento de saturacioacuten
Tabla No 6
Saturacioacuten Pc yac (Psi)
h (ft)
100 025691962 216353366
90 045779589 385512329
80 070405076 592884847
70 095623781 805252889
60 126009093 10611292
50 176213218 148390079
40 283523961 23875702
35 378711821 318915217
30 49234406 414605524
20 104381001 878997906
En la siguiente grafica se muestra la presioacuten capilar promedio a condiciones de
yacimiento Vs saturacioacuten de agua y tambieacuten se tienen en cuenta las alturas que
representan las presiones capilares en cada saturacioacuten
Grafica No 4
g) Con los resultados de las permeabilidades relativas de la tabla No 7 Graficar en
coordenadas cartesianas las permeabilidades relativas al condensado y al agua como
una funcioacuten de la saturacioacuten de agua en la misma escala de saturacioacuten de grafico
hecho en e
Grafica No 5
h) Con el comportamiento de las permeabilidades relativas del yacimiento el difiacutecil y el
grafico de presioacuten capilar promedio a condiciones de yacimiento defina la zona de
condensado la zona de agua y condensado por efecto de la capilaridad (zona de
transicioacuten) y la zona de agua al 100 la saturacioacuten irreducible de la fase mojante o
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
0
2
4
6
8
10
12
0 20 40 60 80 100
Alt
ura
ft
Pre
sio
n C
apila
r ya
cim
ien
to P
si
Saturacion de agua Sw
Pc Yacimiento Vs Sw
Pcy psi
h ft
0010203040506070809
1
0 20 40 60 80 100
Pe
rme
ab
ilid
ad
es
rela
tiva
s
Saturacion de agua Sw
Permeabilidad relativa Vs Sw
Kro
Krw
connata Swc la presioacuten de desplazamiento Pd el nivel de agua libre NAL el contacto
agua-condensado la profundidad para alcanzar la saturacioacuten del 50 si el contacto
agua-petroacuteleo CAP estaacute a 5500 ft
Grafica No 6
De la anterior grafica se puede inferir
Swc = 30
Pd = 03 psi
Nivel de agua libre
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
0
2
4
6
8
10
12
0 20 40 60 80 100
Pre
sio
n C
apila
r ya
cim
ien
to P
si
Saturacion de agua Sw
Pc Yacimiento Vs Sw
0
01
02
03
04
05
06
07
08
09
1
0 20 40 60 80 100
Per
mea
bili
dad
rela
tiva
Kr
Saturacion de agua Sw
Kro Krw Vs Sw
Kro
Krw
Contacto agua-condensado (5500 ft)
Condensado
Swc
Zona de transicioacuten
NAL=55025 ft
Profundidad para alcanzar una Sw de 50
i) Usando el meacutetodo de la funcioacuten J y el meacutetodo de la permeabilidad y cualesquiera otra
informacioacuten disponible pronostique la presioacuten capilar para las muestras E y tabule un
conjunto completo de informacioacuten de Presioacuten capilar Vs Saturacioacuten de agua para esta
muestra por dos meacutetodos
Por el meacutetodo de la funcioacuten J
Se tiene en cuenta la siguiente ecuacioacuten
Entonces como ya se tienen las funciones J promedio para cada saturacioacuten y los datos
de porosidad y permeabilidad para la muestra E reemplazamos estos datos en la
ecuacioacuten y despejamos la presioacuten capilar asiacute
Muestra de caacutelculo para la saturacioacuten al 100
Se despeja Pc de la anterior ecuacioacuten asiacute
La siguiente tabla muestra las presiones capilares de la muestra E a los otros
porcentajes de saturacioacuten Sw
Tabla No 7
Saturacioacuten Funcioacuten J promedio Pc psi
100 0084701586 141151775
90 0150926728 251513303
80 0232112344 386805856
70 0315253689 525357554
60 0415428371 692294619
50 0580941968 968116349
40 0934725381 155768213
35 1248541921 208064474
30 1623166124 270494085
20 3441246054 57346977
El comportamiento de la presioacuten capilar de esta muestra se representa en la siguiente
graacutefica
Grafica No 7
Ahora se procede a calcular la presioacuten capilar de la muestra E con el meacutetodo de la
permeabilidad asiacute
Se realiza la siguiente tabla en donde se ubican las presiones capilares de la muestra C
y D y los datos de saturacioacuten ya que los datos de permeabilidad de la muestra E se
encuentran en medio de las dos primeras los siguientes datos son tomados de la
graacutefica No 1
0
10
20
30
40
50
60
0 20 40 60 80 100
Pre
sio
n c
apila
r p
si
Saturacion de agua Sw
Pce Vs Sw
Tabla No 8
Muestra md Muestra C (68
md) Muestra D (25
md)
Presioacuten Capilar psi
2 88 92
4 76 84
5 68 80
6 60 76
7 56 72
95 48 63
12 44 56
15 40 50
20 36 44
Posteriormente se desarrolla un graacutefico semi-log en el cual se grafican los anteriores
datos correspondientes a las permeabilidades C (68 md) y D (25 md) en esta grafica
trazamos una liacutenea horizontal sobre la permeabilidad de 51 md (Muestra E) y alliacute
encontraacutendonos con las respectivas liacuteneas a cada presioacuten hallaremos la saturacioacuten
correspondiente asiacute
Grafica No 8
Tabulamos los datos de presioacuten capilar obtenidos en la graacutefica anterior teniendo en
cuenta la saturacioacuten
1
10
100
0 20 40 60 80 100
Per
mea
bili
dad
k m
d
Saturacion de agua Sw
K Vs Sw
2 psi
4 psi
5 psi
6 psi
7 psi
95 psi
12 psi
15 psi
20 psi
Tabla No 9
Pc(Psi) Sw
2 89
4 78
5 71
6 64
7 60
95 52
12 47
15 43
20 38
Ahora teniendo en cuenta la anterior tabla se grafica presioacuten capilar de la muestra E Vs
saturacioacuten de agua
Grafica No 9
6 PROPIEDADES ELECTRICAS DE LA FORMACION ZAMBRANO DEL
YACIMIENTO EL DIFICIL
En la tabla Ndeg 5 da la informacioacuten delas resistividades de la formacioacuten de las muestras
saturadas 100 con salmuera de 18500 ppm NaCl Ro (Ω-m) a la temperatura del
laboratorio de 90degF si la resistividad Rw es de 026 Ω-m calcular el Factor de
formacioacuten F
0
5
10
15
20
25
0 20 40 60 80 100
Pre
sio
n c
apila
r E
Psi
Saturacion de agua Sw
PcE Vs Sw
Muestra E
Tabla de Ndeg10
Identificacioacuten (D-22)
Muestra
Porosidad (fraccioacuten)
Ro (Ω-m) Factor de formacioacuten
(RoRw)
A 0211 86 3307692308
B 0188 96 3692307692
C 0135 135 5192307692
D 0122 148 5692307692
E 0128 161 6192307692
a) Graficar en papel log-log el factor de formacioacuten F como una funcioacuten de la
porosidad y determine el factor de Cementacioacuten m y la constante Archie a y
cuaacutel es la relacioacuten del factor de formacioacuten F y la porosidad Φ (ecuacioacuten) a
utilizar en la interpretacioacuten de registros eleacutectricos y seguacuten los resultados
realizar una descripcioacuten de la litologiacutea de las rocas de la formacioacuten Zambrano
del yacimiento el Difiacutecil
Ecuacioacuten del factor de formacioacuten
Doacutende
y = 59848x-1095
10
100
0001 001 01 1
Fact
or
de
fo
rmac
ion
(F)
Porosidad (Fraccioacuten)
Factor de formacioacuten Vs Porosidad
Luego utilizando la liacutenea recta que mejor une los puntos se encontroacute la siguiente
relacioacuten
LITOLOGIacuteA EXPRESIOacuteN MATEMAacuteTICA
Calizas y Dolomitas (rocas duras) 2
1F
Areniscas no consolidadas (rocas blandas) Formula de HumbleOilCia
152
620F
Areniscas consolidadas 2
810F
Areniscas en general (Carothers
1958) 541
451F
Areniscas arcillosas (Carothers
1958) 331
651
F
Carbonatos (Carothers 1958) 152
850
F
Areniscas del Plioceno del sur de
California (Carothers 1958) 081
452
F
Areniscas del Mioceno de Texas
Louisiana y Costa del Golfo
(Carothers y Porter 1970)
291
971
F
Rocas detriacuteticas limpias (Sethi 1979) )052(
1
F
La ecuacioacuten que maacutes se asemeja a la obtenida es 081
452
F la cual pertenece al grupo
de Areniscas del Plioceno del sur de California sin embargo como la formacioacuten
Zambrano pertenece a las edades del Proterozoico hasta el reciente se puede inferir
que la relacioacuten que existe es que en ambos casos se encuentran Areniscas ya que la
roca reservorio de esta zona es la Arenisca calcaacuterea
La tabla No 11 resume las resistividades de la muestra C saturadas parcialmente Rt
(Ω-m) determinadas durante la prueba de presioacuten capilar calcular el iacutendice de
resistividad IR
Tabla Ndeg11
Saturacioacuten Sw
Muestra C Resistividades de las
muestras parcialmente saturadas Rt
Iacutendice de resistividad IR
(RtRo)
90 135 182 1348148148
80 135 209 1548148148
70 135 239 177037037
60 135 297 22
50 135 344 2548148148
40 135 432 32
b) Graficar en papel log ndash log el iacutendice de resistividad IR como una funcioacuten de
la saturacioacuten y determine el exponente de saturacioacuten de agua innata la
resistividad el exponente de saturacioacuten y analice la mojabilidad de la roca
La saturacioacuten de agua es una propiedad que afecta de manera determinante la
resistividad de la roca ya que es esta por el contenido de iones es un fluido que
conduce la corriente eleacutectrica por tanto a mayor saturacioacuten de agua menor seraacute la
resistividad de la roca Ademaacutes que para nuestro caso el fluido mojante es el agua este
hecho estaacute relacionado con la resistividad de manera que si el fluido mojante se adhiere
a las paredes de la roca en este caso el agua tambieacuten afecta la resistividad
disminuyeacutendola
Hasta el momento soacutelo hemos considerado formaciones con el 100 de saturacioacuten en
agua Es obvio que las resistividades aumentan a medida que disminuye la porosidad
debido al decremento en el volumen de agua en la formacioacuten
y = 16729x-1068
10
100
10 100
Ind
ice
de
Re
sist
ivid
ad (R
tR
o)
Saturacioacuten (Sw)
Indice de resistividad Vs Saturacioacuten
7 TABLA DE RESULTADOS
Altura maacutexima 878997906 ft
Swc 30 CAP 5500 ft
NAL Funcioacuten del factor de
formacioacuten
Iacutendice de resistividad
en funcioacuten de la Saturacioacuten
Fase mojante Agua Fase no mojante Condensado
Litologiacutea Areniscas
8 ANALISIS DE RESULTADOS
En la curva de presioacuten capilar vs saturacioacuten (graacutefica No 1) la muestra A presenta
la mejor seleccioacuten y proporcioacuten de granos en la roca puesto que su curva a
medida que desciende la saturacioacuten de agua no tiene cambio brusco en la presioacuten
capilar aunque es normal que a medida que desciende la saturacioacuten de agua la
presioacuten capilar aumenta esto es porque el petroacuteleo al ser extraiacutedo desplaza
consigo agua por lo tanto la saturacioacuten de agua disminuye pero una vez que va
llegando a la saturacioacuten de agua irreducible el petroacuteleo necesita mayor presioacuten
para desplazarse ya que esta agua con nata va ocupando los poros De acuerdo a
esto la muestra A presenta mejor comportamiento con respecto a las otras
muestra las cuaacuteles poseen curvas para una saturacioacuten constante una mayor
presioacuten capilar entonces el crudo necesita mayor presioacuten para el desplazamiento
indicando variacioacuten del diaacutemetro de los poros comenzando inicialmente con
porosidades mayores hasta comenzar la declinacioacuten a porosidades menores
Lo anterior tambieacuten se confirma debido a la permeabilidad La muestra A al ser la
maacutes permeable es decir que el agua se adhiere faacutecilmente a la roca el crudo
necesita menor presioacuten al fluir por el medio poroso en relacioacuten con las otras
muestras menos permeables eacuteste si necesita mayor presioacuten para empujar el agua
que estaacute en menor grado adherida a la roca
Se realizoacute la funcioacuten J De LEVERET promedio de las muestras la cual intenta
obtener una mejor comprensioacuten de la distribucioacuten de los fluidos del yacimiento Esta
funcioacuten la cuaacutel es adimensional sirve para eliminar discrepancias en las curvas de
presioacuten capilar vs saturacioacuten y las reduce a una curva comuacuten Sabiendo que esta
surge de la interpretacioacuten entre la razoacuten de la permeabilidad y la porosidad la cual
es equivalente a la raiacutez cuadrada del radio promedio de los poros
Con respecto a la graacutefica No 4 esta muestra la relacioacuten de la presioacuten capilar del
yacimiento y la altura por encima del agua del capilar en funcioacuten de la saturacioacuten de
agua Lo que nos permite este esquema es comprender la distribucioacuten inicial de la
saturacioacuten del yacimiento entonces observamos la zona de transicioacuten medida en
pies la cual es la distancia vertical entre la saturacioacuten total del agua hasta la
saturacioacuten irreducible la cual es aproximadamente unos 86 ft de espesor
Acerca de la graacutefica de las permeabilidades relativas tanto del agua como del
petroacuteleo se pude inferir que un 30 del agua en el yacimiento es irreducible y que
aproximadamente un 16 del crudo es irreducible estaacutes proporciones de los fluidos
van a ser las que son irremovibles en el medio poroso del yacimiento Tambieacuten
apartir del graacutefico podemos establecer que la permeabilidad comuacuten para el agua y
el petroacuteleo se encuentra para una saturacioacuten del agua de un 58 y para el crudo un
42 seguacuten esto se pude concluir que la fase mojante es el agua debido tambieacuten a
que su curva de permeabilidad relativa es maacutes suavizada en relacioacuten con la del
petroacuteleo
Para la muestra E no se teniacutean datos de presioacuten capilar por tanto mediante la
utilizacioacuten de la funcioacuten J promedio obtenida a partir de las otras muestras fue
posible obtener los datos aproximados de Presioacuten capilar para cada saturacioacuten
para este caso tambieacuten es posible usar el meacutetodo de la permeabilidad que mediante
curvas a presioacuten capilar constantes de muestras adyacentes a la muestras E
permite obtener la saturacioacuten correspondiente teniendo en cuenta el dato de
permeabilidad correspondiente se observa aproximacioacuten entre los datos obtenidos
por ambos meacutetodos
La litologiacutea tambieacuten afecta la resistividad de la formacioacuten En general los carbonatos
exhiben resistividades maacutes altas que las rocas claacutesticas debido primordialmente a
la geometriacutea de los poros En el caso de los carbonatos el agua sigue viacuteas mucho
maacutes tortuosas y por lo tanto reduce la conductividad
Los meacutetodos de resistividad utilizan un trayecto eleacutectrico continuo a traveacutes de las
rocas que es provisto por la fase de agua En una formacioacuten mojable por petroacuteleo
el agua puede no ser continua Esto incide en el exponente de saturacioacuten n de la
ecuacioacuten de Archie que relaciona la saturacioacuten con la resistividad En condiciones
de mojabilidad por agua nlt= 2 pero en condiciones de mojabilidad por petroacuteleo ngt
2 en una formacioacuten mojable por petroacuteleo es probable que una evaluacioacuten de la
saturacioacuten basada en la resistividad sea incorrecta para el yacimiento de gas
condensado el Difiacutecil el exponente de saturacioacuten encontrado es lo cual
confirma que es una roca mojada por agua
9 FUENTES DE ERROR
En el momento de preparacioacuten del nuacutecleo es fundamental que este quede
correctamente saturado (100) con el fluido de prueba ya que si no es
asiacute al correr la prueba se pueden obtener errores en la medicioacuten de las
presiones
Una saturacioacuten incorrecta del plato poroso tambieacuten puede generar errores
en la toma de datos
Posibles peacuterdidas de presioacuten por escape de aire desde de la caacutemara del
equipo de prueba
Una incorrecta medicioacuten de la saturacioacuten de la muestra tambieacuten puede
generar desviaciones por lo tanto se requiere la mayor precisioacuten posible
Es importante tener en cuenta que se puede generar cierta desviacioacuten en
cuanto a la toma de datos de las curvas de presioacuten capilar
10 CONCLUSIONES
La presioacuten capilar es una propiedad de la roca del yacimiento que a su vez es
determinada tanto por otras propiedades de la roca como por propiedades del
fluido que esta contiene
La Funcion J es un meacutetodo fundamental en cuanto a los anaacutelisis que se deben
realizar a diferentes muestras del yacimiento ya que permite definir la relacioacuten
de la Saturacioacuten de agua porosidad el tamantildeo de los poros tensioacuten interfacial
de los fluidos y la permeabilidad con la Presioacuten Capilar mediante las curvas de
presioacuten capilar dando como resultados una clasificacioacuten del yacimiento en
cuanto a las propiedades del fluidos que contiene y caracteriacutesticas de la roca
como por ejemplo la litologiacutea
Con la curva tiacutepica de presioacuten capilar que se obtiene graficando los datos de
presioacuten capilar Vs la saturacioacuten de agua es posible obtener datos esenciales de
los fluidos del yacimiento tales como Saturacioacuten de agua connata las cotas del
Nivel de agua libre (NAL) Contacto agua petroacuteleo (CAP) descrita como la mayor
profundidad a la cual se encuentra Sw del 100 zona de transicioacuten definida
como la zona en la cual la saturacioacuten de agua variacutea desde Swc hasta la
saturacioacuten del 100 la zona donde solo se encuentra petroacuteleo caso en
particular condensado
La presioacuten capilar influye en la mojabilidad de este de ahiacute se determina el fluido
mojante y el no mojante presente en la roca el grado de mojabilidad estaacute
definido de las siguiente manera para los fluidos que se encuentran en el
yacimiento gaslt petroacuteleoltagua en el caso del yacimiento El difiacutecil se gracias a
los datos dados se infiere que el fluido mojante es el agua y el no mojante es el
condensado Ademaacutes de que el aacutengulo de contacto tambieacuten permite definir que
fluido es la fase mojante asiacute para aacutengulos de contacto Agua-petroacuteleolt 90deg se
define la fase mojante como el agua
Un fenoacutemeno importante a tener en cuenta es la Presioacuten de desplazamiento la
cual es definida como la presioacuten miacutenimanecesaria para remover el fluido no
mojante del yacimiento cuando se tiene un 100 de saturacioacuten de agua
A partir de datos eleacutectricos de la formacioacuten tales como resistividad tambieacuten se
pueden conocer datos importante de la roca y de los fluidos presentes en el
yacimiento tales como la litologiacutea Fase mojante
El petroacuteleo y el gas se comportan igual que la matriz de la formacioacuten o sea
que no son conductores de corrientes eleacutectricas y en consecuencia cuando
parte del agua de la formacioacuten es desplazada por sustancias no conductoras
como petroacuteleo y gas la conductividad disminuye con el consiguiente aumento de
la resistividad
RECOMENDACIONES
Conocer claramente el procedimiento a seguir para la realizacioacuten
de la prueba permitiendo al estudiante relacionarse maacutes con el
proceso preparacioacuten del equipo y de los corazones permitiendo asiacute
tener un concepto maacutes amplio acerca de los cuidados y de los
paraacutemetros que exige la norma para obtener datos acertados
Utilizar un grado de aproximacioacuten bastante riguroso en cuanto a los
datos que se obtienen en la prueba como tambieacuten los calculados
ya que esta determinacioacuten puede ocasionar algunas variaciones en
los resultados obtenidos
11 CUESTIONARIO
1 iquestQueacute otros meacutetodos se utilizan en la determinacioacuten de las curvas de presioacuten
capilar
Meacutetodo de inyeccioacuten de mercurio
El mercurio se comporta como fase no mojante frente a la gran mayoriacutea de los minerales que constituyen la matriz porosa de las rocas de intereacutes para la acumulacioacuten de hidrocarburos En otras palabras una roca porosa puesta en contacto con mercurio no sufre el proceso espontaacuteneo de imbibicioacuten Por el contrario para introducir el mercurio en la red poral es necesario vencer (mediante la aplicacioacuten de una presioacuten externa) las fuerzas capilares que se oponen al ingreso de esta fase liacutequida
Meacutetodo de la centriacutefuga
Se satura la muestra al 100 con agua de formacioacuten
Se coloca la muestra en un tubo de centrifuga especialmente disentildeado
Se hace girar la muestra a un reacutegimen fijo de revoluciones hasta que se detiene la eliminacioacuten de agua por efecto de la fuerza generada
Se hace la lectura de agua desplazada sin detener la centrifuga Para ello se emplea un estroboscopio que permite realizar la lectura en pleno reacutegimen de giro
Se repiten las operaciones indicadas en los puntos 3 y 4 a regiacutemenes crecientes de giro hasta alcanzar el maacuteximo reacutegimen previsto
Al final del proceso se dispone de una serie de pares de datos Reacutegimen de giro - Volumen desplazado Este juego de valores se transforma faacutecilmente a pares Presioacuten Capilar - Saturacioacuten promedio de la muestra pero requiere alguacuten tratamiento numeacuterico antes de convertirse en la curva de presioacuten capilar del sistema
Meacutetodo de la membrana semipermeable
Este meacutetodo tambieacuten conocido como meacutetodo Meacutetodo de Estados Restaurados es el meacutetodo de referencia para las mediciones de Presioacuten Capilar
Para las mediciones se emplea una caacutemara estanca en cuya base se coloca una membrana capilar (en general una porcelana muy homogeacutenea) previamente saturada con la fase mojante del sistema
Las muestras se saturan al 100 con la fase mojante (regularmente agua) y se colocan en el interior de la caacutemara estanca en contacto capilar con la membrana semi-permeable El contacto capilar se asegura con un material fino tal como tierra de diatomeas que se coloca entre la muestra y la membrana
La aplicacioacuten sucesiva de presiones crecientes de la fase desplazante permite establecer los puntos de saturacioacuten de las muestras
2 iquestCuaacuteles son las ventajas y desventajas de este meacutetodo
Ventajas
Una vez obtenido los datos es praacutectico y sencillo la interpretacioacuten de estos para
determinar la curva de presioacuten capilar
La obtener la curva se puede realizar diferentes caacutelculos permitiendo el anaacutelisis
para la descripcioacuten de los fluidos en este caso mojantes
El meacutetodo es directo y transformable a condiciones de yacimiento
Desventajas
La medicioacuten es lleva alguacuten tiempo incluso puede durar un mes
Para determinar la saturaciones irreducibles es necesario que la porosidad de la
roca se relativamente buena
Es soacutelo aplicable en curvas de drenaje
3 iquestQueacute aplicaciones tienen las curvas de presioacuten capilar
Las curvas de presioacuten capilar son de gran utilidad al momento de comprender la
distribucioacuten de los fluidos del yacimiento Al analizar las saturaciones residuales de
los fluidos permite comprender la cantidad de aceite que se puede recuperar (
presioacuten de desplazamiento)y la saturacioacuten de agua de formacioacuten Por medio de la
presioacuten capilar es posible analizar otro aspecto importante de los fluidos del
yacimiento se refiere entonces a su mojabilidad La presioacuten capilar accede para la
elaboracioacuten de caacutelculos de la roca tales como permeabilidad medios porosos y
distribucioacuten de granos
4 iquestCoacutemo se transforman los datos de Presioacuten Capilar a condiciones de
Yacimiento
Hay dos formas para dicha conversioacuten para un sistema de agua y petroacuteleo
tenemos
1 la siguiente ecuacioacuten es de consideracioacuten puesto que se debe tener en
cuenta la variacioacuten del aacutengulo de contacto ya que nos puede dar valores en
un rango de [1 -1] debido a la funcioacuten trigonomeacutetrica del coseno la
ecuacioacuten se puede reducir dependiendo de si los cambios entre variables a
condiciones de laboratorio y yacimiento son considerables o no como lo es
el caso de la humectabilidad la cual no variacutea significativamente
2 La otra ecuacioacuten es
h=altura por encima contacto agua-petroacuteleo a una saturacioacuten del 100
h100= la altura de elevacioacuten en el capilar por encima de la presioacuten capilar
cero
= densidades del agua y del petroacuteleo (grcm3) y 00433 factor de
conversioacuten
5 iquestQueacute formulas se han desarrollado para estimar las permeabilidades a partir de los datos de presioacuten Capilar iquestQue otros datos se necesitan para efectuar los caacutelculos
Construyendo Graacuteficos del inverso de la presioacuten Capilar vs La Saturacioacuten de agua Se pueden obtener las permeabilidades relativas utilizando las ecuaciones de Burdine Para agua
1
0 2
0 22
1
Pc
dsPc
ds
Swi
SwiSwKrw
sw
Y para el crudo
1
0 2
0 22
1
Pc
dsPc
ds
Swi
SorSoKro
sw
Basaacutendonos en las ecuaciones podemos observar que para estimar las
permeabilidades relativas es necesario tener datos como Sw Swi para el
agua y So Sor para el crudo
BIBLIOGRAFIA
Paris de Ferrer Magdalena ldquoFUNDAMENTOS DE INGENIERIA DE YACIMIENTOSrdquo
Capitulo 5 Propiedades de la roca Presioacuten capilar Pag 271-294
Paginas consultadas para obtener informacioacuten acerca de la utlizacion de datos
eleacutectricos para interpretacioacuten de pozos
httptranslategooglecomtranslatehl=esamplangpair=en|esampu=httpwwwanswer
scomtopiccementation-factor
httpesscribdcomdoc27993174Perfilaje-Electrico-de-Pozo
httpsisbibunmsmedupebibvirtualdataTesisBasicfalla_vecap3pdf
httpwwwslbcom~mediaFilesresourcesoilfield_reviewspanish07aut07p44_
61ashx
Paginas consultadas para la obtencioacuten de datos sobre otros meacutetodos para obtencioacuten de
curvas de Presioacuten Capilar
httpwwwinlabcomarMembranahtm httpwwwinlabcomarCentrifugahtm httpwwwinlabcomarPc_Hghtm
Aplicaciones las curvas de Presioacuten Capilar
httpwwwagatlabscomspanishcontentcapillarypressurehtm
La interfase que separa a dos fases es una regioacuten con solubilidad limitada que a lo sumo tiene el espesor de unas pocas moleacuteculas Se puede visualizar como una barrera que se forma debido a que las fuerzas atractivas entre las moleacuteculas de la misma fase son mucho mayores que aquellas que existen en dos fases diferentes La tensioacuten superficial es una propiedad termodinaacutemica fundamental de la interfase Se define como la energiacutea disponible para incrementar el aacuterea de la interfase en una unidad Cuando dos fluidos estaacuten en contacto las moleacuteculas cercana la interfase se atraen desigualmente por sus vecinas porque unas son maacutes grandes que las otras esto origina una superficie de energiacutea libreunidad de aacuterea que se llama tensioacuten interfacial En otras palabras es la unidad de fuerzaunidad de longitud La tensioacuten interfacial σ es la tensioacuten que existe entre la interfase de dos fluidos inmiscibles Es una medida indirecta de la solubilidad A medida que la tensioacuten interfacial se hace maacutes baja las dos fases se aproximan maacutes a la miscibilidad PERMEABILIDAD Y LEY DE DARCY La permeabilidad es la capacidad que tiene el medio poroso para permitir el flujo de fluidos Para flujo lineal la ley de Darcy4 dice que la velocidad de un fluido homogeacuteneo en un medio poroso es proporcional a la fuerza de empuje (gradiente de presioacuten) e inversamente proporcional a la viscosidad Darcy requiere que el fluido se adhiera a los poros de la roca sature 100 el medio y flujo homogeacuteneo y laminar ocurra la Ley de Darcy puede aplicarse a condiciones muy particulares Condiciones de campo
v es la velocidad aparente bbl(diacutea-ftsup2) k md μ cp P psia s distancia a lo largo del flujo γ Gravedad especiacutefica θ Angulo medido en sentido horario desde la vertical a la posicioacuten s de la direccioacuten ΔD diferencia de altura Constante de Archie iacutendice de resistividad(saturacioacuten) (factor de cementacioacuten)
PARAacuteMETROS ELEacuteCTRICOS
A traveacutes de las determinaciones propuestas sobre cada muestra se obtienen los valores de resistividad y porosidad en las condiciones de saturacioacuten de agua de reservorio con lo que es posible conformar un set de datos experimentales que permitan la optimizacioacuten numeacuterica de los paraacutemetros eleacutectricos a m y n utilizando por ejemplo la ecuacioacuten de Archie
Sw= Saturacioacuten de agua n= Exponente de saturacioacuten m= Exponente de cementacioacuten a= Factor de formacioacuten para f=100 Rw= Resistividad del agua Rt= Resistividad de la roca a Sw
INDICE DE RESISTIVIDAD IR
Es una funcioacuten de agua y de la geometriacutea de poros
3 PROCEDIMIENTO
Procedimiento de laboratorio caacutelculo de
la Presioacuten capilar
Preparacion del equipo
Saturacion del diafragma con el fluido
mojante del yacimiento
Preparacioacuten de corazones
Los corazones deben estar limpios y secos
1 Pesar los corazones
2 Saturarlos con el fluido de prueba
3 Limpiar el exceso de liquido saturante de la
superficie de los nucleos y pesarlos
Prueba de presion capilar de dos fases
1 Colocar las muestras saturadas sobre el
diafragma poroso de tal forma que quede en
contacto capilar
2 Cerrar la celda y permitir la entrada de
gas regulando la presion
Se sugiere para sistema de gas salmuera
presiones de 12 48 y 16 psig en ese orden
3 Se requieren de 2 a 10 dias para establecer el equilibrio capilar a
una presion dada
El equilibrio se supone cuando no hay mas desplazamiento de
liacutequido a partir de la celda
Remover la muestra de la celda y pesarla
4 TABLA DE DATOS
En el yacimiento el Difiacutecil se corazonoacute el pozo D-22 se tomaron 50 pies del intervalo
productor de la formacioacuten Zambrano y se analizoacute en el laboratorio La tabla 1 resume
los resultados de porosidad y permeabilidad de las muestras seleccionadas del
intervalo productor
Tabla No 1
Identificacioacuten Profundidad (Pies bnm)
Permeabilidad (md) Porosidad (Fraccioacuten)
A 5450 ndash 5451 480 0211
B 5460 ndash 5461 150 0188
C 5470 ndash 5471 68 0135
D 5490 ndash 5491 25 0122
E 5480 ndash 5481 51 0128
La tabla No 2 da la informacioacuten del comportamiento de Presion Capilar Vs Saturacion
de agua sw de cuatro muestras de la tabla No1 obtenidas por el meacutetodo del plato
poroso para el sistema aire-salmuera (18500 ppm de NaCl equivalente) a
condiciones de laboratorio Las densidades del condensado y de la salmuera a
condiciones de yacimiento son 461 y 632 lbmpie3 respectivamente Las tensiones
interfaciales aire-salmuera a condiciones de laboratorio y condensado- salmuera a
condiciones de yacimiento fue de 72 y 238 dinascm respectivamente el angulo
asumido de contacto para el laboratorio es de cero (0deg) y para el yacimiento de 30deg
Tabla No 2
Saturacioacuten Datos de presioacuten
capilar psi
Muestra A Muestra B Muestra C Muestra D
100 1 1 1 1
90 15 18 19 25
80 18 25 36 5
70 22 36 47 75
60 25 51 62 105
50 35 71 85 15
40 53 11 15 24
35 73 142 215 30
30 105 205 -- --
20 24 -- -- --
5 TALLER DE PRESION CAPILAR Y MUESTRA DE CALCULOS
a) Con los resultados de la presioacuten capilar obtenidos para las muestras seleccionadas
por el meacutetodo del plato poroso graficar la presioacuten capilar Vs saturacioacuten de agua para
las cuatro muestras a condiciones del laboratorio y explique el efecto del tamantildeo y
distribucioacuten de los poros de la historia del proceso de saturacioacuten del tipo de fluidos y
solidos envueltos en la formacioacuten Zambrano del yacimiento El Difiacutecil
Teniendo en cuenta la tabla nuacutemero 2 que aparece en la guiacutea de laboratorio se realiza
la siguiente grafica de Presioacuten capilar Vs Saturacioacuten de agua a condiciones de
laboratorio
Grafica No 1
El efecto que tiene el tamantildeo y distribucioacuten de los poros estaacute dado por que a medida
que se aumenta el diaacutemetro de los poros o de la seccioacuten poral que estaacute distribuida en
medio de los granos de la roca de yacimiento la altura h alcanzada por el fluido de
yacimiento a traveacutes del capilar es asiacute que un sistema de roca-yacimiento con poros de
tamantildeo pequentildeo tendraacute una zona de transicioacuten (espesor vertical sobre el cual la
saturacioacuten de agua variacutea desde 100 hasta la saturacioacuten de agua irreducible Swc) maacutes
grande
El tamantildeo de los poros en las rocas-yacimiento tambieacuten estaacute relacionado con la
permeabilidad y se puede decir que yacimientos con altas permeabilidades tendraacuten
zonas de transicioacuten maacutes pequentildeas que yacimientos con baja permeabilidad
b) Con los resultados de la tabla (2) y la tensioacuten interfacial a condiciones de laboratorio
elaborar la tabla 3 de la funcioacuten J Vs Sw para las 4 muestras
0
5
10
15
20
25
30
35
0 20 40 60 80 100
Pre
sio
n c
apila
r p
si
Saturacion de agua Sw
Presion Capilar Vs Satutacion
Muestra A
Muestra B
Muestra C
Muestra D
Se calcula la Funcioacuten J promedio en funcioacuten de las diferentes saturaciones teniendo en
cuenta las tensioacuten interfacial aire-salmuera a condiciones de
Laboratorio fue de 72 dinascm y el Angulo de contacto asumido en el laboratorio fue 0deg
con la siguiente ecuacioacuten
Se procede a calcular la Funcioacuten J en funcioacuten de Sw
Muestra de caacutelculos para la muestra A
Muestra de caacutelculos para la muestra B
Muestra de caacutelculos para la muestra C
Muestra de caacutelculos para la muestra D
Muestra de caacutelculos para la Funcioacuten J promedio a la saturacioacuten de 100
Para hallar los datos de cada una de las muestras a las otras saturaciones del
laboratorio se utilizaron los datos de la tabla No 2
Los datos de las 4 muestras a condiciones de laboratorio se presentan en la tabla No 1
Tabla No 3
Saturacioacuten
Funcioacuten J
Muestra A Muestra B Muestra C Muestra D Funcioacuten J
promedio J(Sw)
100 014338525 008491644 00674703 004303434 0084701586
90 021507788 01528496 012819358 010758586 0150926728
80 025809345 021229111 024289309 021517172 0232112344
70 031544755 03056992 031711043 032275758 0315253689
60 035846313 043307386 041831588 045186061 0415428371
50 050184838 060290675 057349758 064551515 0580941968
40 075994184 093408088 101205456 103282425 0934725381
35 104671234 12058135 145061153 129103031 1248541921
30 150554515 17407871 -- -- 1623166124
20 344124605 -- -- -- 344124605
c) Representar graacuteficamente la funcioacuten J Vs Sw para las 4 muestras y trace entre los
puntos de cada saturacioacuten el promedio y presente con estos puntos el comportamiento
Esta curva representa la funcioacuten J promedio Vs saturacioacuten de agua a condiciones de
laboratorio
Grafica No 2
0
05
1
15
2
25
3
35
0 20 40 60 80 100
Fun
cio
n J
Saturacion de agua Sw
Funcion J promedio
Muestra A
Muestra B
Muestra C
Muestra D
Polinoacutemica (Funcion J promedio)
d) Con la funcioacuten J promedio a condiciones de laboratorio la porosidad y
permeabilidad promedio calcule la presioacuten capilar promedio para cada una de las
saturaciones a condiciones de laboratorio
Se calcula la permeabilidad y la porosidad promedio utilizando los datos de la Tabla No
1
Ahora se calcula la presioacuten capilar a condiciones de laboratorio con la siguiente
ecuacioacuten
Ahora se procede a calcular la Pc promedio en cada porcentaje de saturacioacuten a
condiciones de laboratorio teniendo en cuenta la funcioacuten J promedio asiacute (muestra de
caacutelculo para 100)
En la siguiente tabla se presentan las presiones capilares promedio para cada una de
las saturaciones a condiciones de laboratorio
Tabla No 4
Saturacioacuten Funcioacuten J promedio
Pc lab
100 0084701586 0897501307
90 0150926728 15992255
80 0232112344 2459471448
70 0315253689 3340440388
60 0415428371 4401895225
50 0580941968 6155683746
40 0934725381 9904386588
35 1248541921 1322959889
30 1623166124 1719913155
20 3441246054 364635774
e) Con la presioacuten capilar promedio Pc las tensiones interfaciales a condiciones del
yacimiento y del laboratorio calcule la presioacuten capilar promedio a condiciones del
yacimiento Pcy y grafique la presioacuten capilar promedio Vs Sw a condiciones de
yacimiento
Teniendo calculadas todas las presiones capilares promedio de cada porcentaje de
saturacioacuten las convertimos a las presiones capilares promedio en el yacimiento para lo
cual igualamos las ecuaciones de presioacuten capilar en el yacimiento y en el laboratorio
para dejar la primera en funcioacuten de la segunda asiacute
Muestra de caacutelculo de la presioacuten capilar promedio en el yacimiento saturada al 100
El resumen de todos los datos obtenidos anteriormente se hace en la siguiente tabla
Tabla No 5
Saturacioacuten Funcioacuten J promedio
Pc (10596039)J(Sw)
Pcy (0286261Pc)
100 0084701586 0897501307 0256919622
90 0150926728 15992255 0457795891
80 0232112344 2459471448 0704050756
70 0315253689 3340440388 0956237806
60 0415428371 4401895225 1260090929
50 0580941968 6155683746 1762132185
40 0934725381 9904386588 2835239609
35 1248541921 1322959889 3787118207
30 0811583062 1719913155 49234406
20 0860311514 364635774 104381001
Grafica presioacuten capilar promedio Vs saturacioacuten de agua a condiciones de yacimiento
Grafica No3
f) Convierta los valores de presioacuten capilar promedio a condiciones de yacimiento en
altura (h) y represeacutentelos a la derecha en el grafico anterior
Para este caso utilizamos la siguiente ecuacioacuten la cual relaciona la funcioacuten J (Sw) la
tensioacuten interfacial del sistema agua-condensado el aacutengulo de contacto las densidades
del agua y el condensado la permeabilidad y porosidad promedio de la roca y una
constante de conversioacuten asiacute
0
2
4
6
8
10
12
0 20 40 60 80 100
Pre
sio
n C
apila
r ya
cim
ien
to P
si
Saturacion de agua Sw
Pc Yacimiento Vs Sw
De esta forma en la anterior ecuacioacuten se reemplazan los valores de las funciones J
promedio a cada saturacioacuten para hallar las respectivas alturas (h)
Muestra de caacutelculo para la presioacuten capilar promedio de yacimiento 100 saturada
En la siguiente tabla se muestra la relacioacuten de las presiones capilares promedio a
condiciones de yacimiento en cada momento de saturacioacuten
Tabla No 6
Saturacioacuten Pc yac (Psi)
h (ft)
100 025691962 216353366
90 045779589 385512329
80 070405076 592884847
70 095623781 805252889
60 126009093 10611292
50 176213218 148390079
40 283523961 23875702
35 378711821 318915217
30 49234406 414605524
20 104381001 878997906
En la siguiente grafica se muestra la presioacuten capilar promedio a condiciones de
yacimiento Vs saturacioacuten de agua y tambieacuten se tienen en cuenta las alturas que
representan las presiones capilares en cada saturacioacuten
Grafica No 4
g) Con los resultados de las permeabilidades relativas de la tabla No 7 Graficar en
coordenadas cartesianas las permeabilidades relativas al condensado y al agua como
una funcioacuten de la saturacioacuten de agua en la misma escala de saturacioacuten de grafico
hecho en e
Grafica No 5
h) Con el comportamiento de las permeabilidades relativas del yacimiento el difiacutecil y el
grafico de presioacuten capilar promedio a condiciones de yacimiento defina la zona de
condensado la zona de agua y condensado por efecto de la capilaridad (zona de
transicioacuten) y la zona de agua al 100 la saturacioacuten irreducible de la fase mojante o
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
0
2
4
6
8
10
12
0 20 40 60 80 100
Alt
ura
ft
Pre
sio
n C
apila
r ya
cim
ien
to P
si
Saturacion de agua Sw
Pc Yacimiento Vs Sw
Pcy psi
h ft
0010203040506070809
1
0 20 40 60 80 100
Pe
rme
ab
ilid
ad
es
rela
tiva
s
Saturacion de agua Sw
Permeabilidad relativa Vs Sw
Kro
Krw
connata Swc la presioacuten de desplazamiento Pd el nivel de agua libre NAL el contacto
agua-condensado la profundidad para alcanzar la saturacioacuten del 50 si el contacto
agua-petroacuteleo CAP estaacute a 5500 ft
Grafica No 6
De la anterior grafica se puede inferir
Swc = 30
Pd = 03 psi
Nivel de agua libre
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
0
2
4
6
8
10
12
0 20 40 60 80 100
Pre
sio
n C
apila
r ya
cim
ien
to P
si
Saturacion de agua Sw
Pc Yacimiento Vs Sw
0
01
02
03
04
05
06
07
08
09
1
0 20 40 60 80 100
Per
mea
bili
dad
rela
tiva
Kr
Saturacion de agua Sw
Kro Krw Vs Sw
Kro
Krw
Contacto agua-condensado (5500 ft)
Condensado
Swc
Zona de transicioacuten
NAL=55025 ft
Profundidad para alcanzar una Sw de 50
i) Usando el meacutetodo de la funcioacuten J y el meacutetodo de la permeabilidad y cualesquiera otra
informacioacuten disponible pronostique la presioacuten capilar para las muestras E y tabule un
conjunto completo de informacioacuten de Presioacuten capilar Vs Saturacioacuten de agua para esta
muestra por dos meacutetodos
Por el meacutetodo de la funcioacuten J
Se tiene en cuenta la siguiente ecuacioacuten
Entonces como ya se tienen las funciones J promedio para cada saturacioacuten y los datos
de porosidad y permeabilidad para la muestra E reemplazamos estos datos en la
ecuacioacuten y despejamos la presioacuten capilar asiacute
Muestra de caacutelculo para la saturacioacuten al 100
Se despeja Pc de la anterior ecuacioacuten asiacute
La siguiente tabla muestra las presiones capilares de la muestra E a los otros
porcentajes de saturacioacuten Sw
Tabla No 7
Saturacioacuten Funcioacuten J promedio Pc psi
100 0084701586 141151775
90 0150926728 251513303
80 0232112344 386805856
70 0315253689 525357554
60 0415428371 692294619
50 0580941968 968116349
40 0934725381 155768213
35 1248541921 208064474
30 1623166124 270494085
20 3441246054 57346977
El comportamiento de la presioacuten capilar de esta muestra se representa en la siguiente
graacutefica
Grafica No 7
Ahora se procede a calcular la presioacuten capilar de la muestra E con el meacutetodo de la
permeabilidad asiacute
Se realiza la siguiente tabla en donde se ubican las presiones capilares de la muestra C
y D y los datos de saturacioacuten ya que los datos de permeabilidad de la muestra E se
encuentran en medio de las dos primeras los siguientes datos son tomados de la
graacutefica No 1
0
10
20
30
40
50
60
0 20 40 60 80 100
Pre
sio
n c
apila
r p
si
Saturacion de agua Sw
Pce Vs Sw
Tabla No 8
Muestra md Muestra C (68
md) Muestra D (25
md)
Presioacuten Capilar psi
2 88 92
4 76 84
5 68 80
6 60 76
7 56 72
95 48 63
12 44 56
15 40 50
20 36 44
Posteriormente se desarrolla un graacutefico semi-log en el cual se grafican los anteriores
datos correspondientes a las permeabilidades C (68 md) y D (25 md) en esta grafica
trazamos una liacutenea horizontal sobre la permeabilidad de 51 md (Muestra E) y alliacute
encontraacutendonos con las respectivas liacuteneas a cada presioacuten hallaremos la saturacioacuten
correspondiente asiacute
Grafica No 8
Tabulamos los datos de presioacuten capilar obtenidos en la graacutefica anterior teniendo en
cuenta la saturacioacuten
1
10
100
0 20 40 60 80 100
Per
mea
bili
dad
k m
d
Saturacion de agua Sw
K Vs Sw
2 psi
4 psi
5 psi
6 psi
7 psi
95 psi
12 psi
15 psi
20 psi
Tabla No 9
Pc(Psi) Sw
2 89
4 78
5 71
6 64
7 60
95 52
12 47
15 43
20 38
Ahora teniendo en cuenta la anterior tabla se grafica presioacuten capilar de la muestra E Vs
saturacioacuten de agua
Grafica No 9
6 PROPIEDADES ELECTRICAS DE LA FORMACION ZAMBRANO DEL
YACIMIENTO EL DIFICIL
En la tabla Ndeg 5 da la informacioacuten delas resistividades de la formacioacuten de las muestras
saturadas 100 con salmuera de 18500 ppm NaCl Ro (Ω-m) a la temperatura del
laboratorio de 90degF si la resistividad Rw es de 026 Ω-m calcular el Factor de
formacioacuten F
0
5
10
15
20
25
0 20 40 60 80 100
Pre
sio
n c
apila
r E
Psi
Saturacion de agua Sw
PcE Vs Sw
Muestra E
Tabla de Ndeg10
Identificacioacuten (D-22)
Muestra
Porosidad (fraccioacuten)
Ro (Ω-m) Factor de formacioacuten
(RoRw)
A 0211 86 3307692308
B 0188 96 3692307692
C 0135 135 5192307692
D 0122 148 5692307692
E 0128 161 6192307692
a) Graficar en papel log-log el factor de formacioacuten F como una funcioacuten de la
porosidad y determine el factor de Cementacioacuten m y la constante Archie a y
cuaacutel es la relacioacuten del factor de formacioacuten F y la porosidad Φ (ecuacioacuten) a
utilizar en la interpretacioacuten de registros eleacutectricos y seguacuten los resultados
realizar una descripcioacuten de la litologiacutea de las rocas de la formacioacuten Zambrano
del yacimiento el Difiacutecil
Ecuacioacuten del factor de formacioacuten
Doacutende
y = 59848x-1095
10
100
0001 001 01 1
Fact
or
de
fo
rmac
ion
(F)
Porosidad (Fraccioacuten)
Factor de formacioacuten Vs Porosidad
Luego utilizando la liacutenea recta que mejor une los puntos se encontroacute la siguiente
relacioacuten
LITOLOGIacuteA EXPRESIOacuteN MATEMAacuteTICA
Calizas y Dolomitas (rocas duras) 2
1F
Areniscas no consolidadas (rocas blandas) Formula de HumbleOilCia
152
620F
Areniscas consolidadas 2
810F
Areniscas en general (Carothers
1958) 541
451F
Areniscas arcillosas (Carothers
1958) 331
651
F
Carbonatos (Carothers 1958) 152
850
F
Areniscas del Plioceno del sur de
California (Carothers 1958) 081
452
F
Areniscas del Mioceno de Texas
Louisiana y Costa del Golfo
(Carothers y Porter 1970)
291
971
F
Rocas detriacuteticas limpias (Sethi 1979) )052(
1
F
La ecuacioacuten que maacutes se asemeja a la obtenida es 081
452
F la cual pertenece al grupo
de Areniscas del Plioceno del sur de California sin embargo como la formacioacuten
Zambrano pertenece a las edades del Proterozoico hasta el reciente se puede inferir
que la relacioacuten que existe es que en ambos casos se encuentran Areniscas ya que la
roca reservorio de esta zona es la Arenisca calcaacuterea
La tabla No 11 resume las resistividades de la muestra C saturadas parcialmente Rt
(Ω-m) determinadas durante la prueba de presioacuten capilar calcular el iacutendice de
resistividad IR
Tabla Ndeg11
Saturacioacuten Sw
Muestra C Resistividades de las
muestras parcialmente saturadas Rt
Iacutendice de resistividad IR
(RtRo)
90 135 182 1348148148
80 135 209 1548148148
70 135 239 177037037
60 135 297 22
50 135 344 2548148148
40 135 432 32
b) Graficar en papel log ndash log el iacutendice de resistividad IR como una funcioacuten de
la saturacioacuten y determine el exponente de saturacioacuten de agua innata la
resistividad el exponente de saturacioacuten y analice la mojabilidad de la roca
La saturacioacuten de agua es una propiedad que afecta de manera determinante la
resistividad de la roca ya que es esta por el contenido de iones es un fluido que
conduce la corriente eleacutectrica por tanto a mayor saturacioacuten de agua menor seraacute la
resistividad de la roca Ademaacutes que para nuestro caso el fluido mojante es el agua este
hecho estaacute relacionado con la resistividad de manera que si el fluido mojante se adhiere
a las paredes de la roca en este caso el agua tambieacuten afecta la resistividad
disminuyeacutendola
Hasta el momento soacutelo hemos considerado formaciones con el 100 de saturacioacuten en
agua Es obvio que las resistividades aumentan a medida que disminuye la porosidad
debido al decremento en el volumen de agua en la formacioacuten
y = 16729x-1068
10
100
10 100
Ind
ice
de
Re
sist
ivid
ad (R
tR
o)
Saturacioacuten (Sw)
Indice de resistividad Vs Saturacioacuten
7 TABLA DE RESULTADOS
Altura maacutexima 878997906 ft
Swc 30 CAP 5500 ft
NAL Funcioacuten del factor de
formacioacuten
Iacutendice de resistividad
en funcioacuten de la Saturacioacuten
Fase mojante Agua Fase no mojante Condensado
Litologiacutea Areniscas
8 ANALISIS DE RESULTADOS
En la curva de presioacuten capilar vs saturacioacuten (graacutefica No 1) la muestra A presenta
la mejor seleccioacuten y proporcioacuten de granos en la roca puesto que su curva a
medida que desciende la saturacioacuten de agua no tiene cambio brusco en la presioacuten
capilar aunque es normal que a medida que desciende la saturacioacuten de agua la
presioacuten capilar aumenta esto es porque el petroacuteleo al ser extraiacutedo desplaza
consigo agua por lo tanto la saturacioacuten de agua disminuye pero una vez que va
llegando a la saturacioacuten de agua irreducible el petroacuteleo necesita mayor presioacuten
para desplazarse ya que esta agua con nata va ocupando los poros De acuerdo a
esto la muestra A presenta mejor comportamiento con respecto a las otras
muestra las cuaacuteles poseen curvas para una saturacioacuten constante una mayor
presioacuten capilar entonces el crudo necesita mayor presioacuten para el desplazamiento
indicando variacioacuten del diaacutemetro de los poros comenzando inicialmente con
porosidades mayores hasta comenzar la declinacioacuten a porosidades menores
Lo anterior tambieacuten se confirma debido a la permeabilidad La muestra A al ser la
maacutes permeable es decir que el agua se adhiere faacutecilmente a la roca el crudo
necesita menor presioacuten al fluir por el medio poroso en relacioacuten con las otras
muestras menos permeables eacuteste si necesita mayor presioacuten para empujar el agua
que estaacute en menor grado adherida a la roca
Se realizoacute la funcioacuten J De LEVERET promedio de las muestras la cual intenta
obtener una mejor comprensioacuten de la distribucioacuten de los fluidos del yacimiento Esta
funcioacuten la cuaacutel es adimensional sirve para eliminar discrepancias en las curvas de
presioacuten capilar vs saturacioacuten y las reduce a una curva comuacuten Sabiendo que esta
surge de la interpretacioacuten entre la razoacuten de la permeabilidad y la porosidad la cual
es equivalente a la raiacutez cuadrada del radio promedio de los poros
Con respecto a la graacutefica No 4 esta muestra la relacioacuten de la presioacuten capilar del
yacimiento y la altura por encima del agua del capilar en funcioacuten de la saturacioacuten de
agua Lo que nos permite este esquema es comprender la distribucioacuten inicial de la
saturacioacuten del yacimiento entonces observamos la zona de transicioacuten medida en
pies la cual es la distancia vertical entre la saturacioacuten total del agua hasta la
saturacioacuten irreducible la cual es aproximadamente unos 86 ft de espesor
Acerca de la graacutefica de las permeabilidades relativas tanto del agua como del
petroacuteleo se pude inferir que un 30 del agua en el yacimiento es irreducible y que
aproximadamente un 16 del crudo es irreducible estaacutes proporciones de los fluidos
van a ser las que son irremovibles en el medio poroso del yacimiento Tambieacuten
apartir del graacutefico podemos establecer que la permeabilidad comuacuten para el agua y
el petroacuteleo se encuentra para una saturacioacuten del agua de un 58 y para el crudo un
42 seguacuten esto se pude concluir que la fase mojante es el agua debido tambieacuten a
que su curva de permeabilidad relativa es maacutes suavizada en relacioacuten con la del
petroacuteleo
Para la muestra E no se teniacutean datos de presioacuten capilar por tanto mediante la
utilizacioacuten de la funcioacuten J promedio obtenida a partir de las otras muestras fue
posible obtener los datos aproximados de Presioacuten capilar para cada saturacioacuten
para este caso tambieacuten es posible usar el meacutetodo de la permeabilidad que mediante
curvas a presioacuten capilar constantes de muestras adyacentes a la muestras E
permite obtener la saturacioacuten correspondiente teniendo en cuenta el dato de
permeabilidad correspondiente se observa aproximacioacuten entre los datos obtenidos
por ambos meacutetodos
La litologiacutea tambieacuten afecta la resistividad de la formacioacuten En general los carbonatos
exhiben resistividades maacutes altas que las rocas claacutesticas debido primordialmente a
la geometriacutea de los poros En el caso de los carbonatos el agua sigue viacuteas mucho
maacutes tortuosas y por lo tanto reduce la conductividad
Los meacutetodos de resistividad utilizan un trayecto eleacutectrico continuo a traveacutes de las
rocas que es provisto por la fase de agua En una formacioacuten mojable por petroacuteleo
el agua puede no ser continua Esto incide en el exponente de saturacioacuten n de la
ecuacioacuten de Archie que relaciona la saturacioacuten con la resistividad En condiciones
de mojabilidad por agua nlt= 2 pero en condiciones de mojabilidad por petroacuteleo ngt
2 en una formacioacuten mojable por petroacuteleo es probable que una evaluacioacuten de la
saturacioacuten basada en la resistividad sea incorrecta para el yacimiento de gas
condensado el Difiacutecil el exponente de saturacioacuten encontrado es lo cual
confirma que es una roca mojada por agua
9 FUENTES DE ERROR
En el momento de preparacioacuten del nuacutecleo es fundamental que este quede
correctamente saturado (100) con el fluido de prueba ya que si no es
asiacute al correr la prueba se pueden obtener errores en la medicioacuten de las
presiones
Una saturacioacuten incorrecta del plato poroso tambieacuten puede generar errores
en la toma de datos
Posibles peacuterdidas de presioacuten por escape de aire desde de la caacutemara del
equipo de prueba
Una incorrecta medicioacuten de la saturacioacuten de la muestra tambieacuten puede
generar desviaciones por lo tanto se requiere la mayor precisioacuten posible
Es importante tener en cuenta que se puede generar cierta desviacioacuten en
cuanto a la toma de datos de las curvas de presioacuten capilar
10 CONCLUSIONES
La presioacuten capilar es una propiedad de la roca del yacimiento que a su vez es
determinada tanto por otras propiedades de la roca como por propiedades del
fluido que esta contiene
La Funcion J es un meacutetodo fundamental en cuanto a los anaacutelisis que se deben
realizar a diferentes muestras del yacimiento ya que permite definir la relacioacuten
de la Saturacioacuten de agua porosidad el tamantildeo de los poros tensioacuten interfacial
de los fluidos y la permeabilidad con la Presioacuten Capilar mediante las curvas de
presioacuten capilar dando como resultados una clasificacioacuten del yacimiento en
cuanto a las propiedades del fluidos que contiene y caracteriacutesticas de la roca
como por ejemplo la litologiacutea
Con la curva tiacutepica de presioacuten capilar que se obtiene graficando los datos de
presioacuten capilar Vs la saturacioacuten de agua es posible obtener datos esenciales de
los fluidos del yacimiento tales como Saturacioacuten de agua connata las cotas del
Nivel de agua libre (NAL) Contacto agua petroacuteleo (CAP) descrita como la mayor
profundidad a la cual se encuentra Sw del 100 zona de transicioacuten definida
como la zona en la cual la saturacioacuten de agua variacutea desde Swc hasta la
saturacioacuten del 100 la zona donde solo se encuentra petroacuteleo caso en
particular condensado
La presioacuten capilar influye en la mojabilidad de este de ahiacute se determina el fluido
mojante y el no mojante presente en la roca el grado de mojabilidad estaacute
definido de las siguiente manera para los fluidos que se encuentran en el
yacimiento gaslt petroacuteleoltagua en el caso del yacimiento El difiacutecil se gracias a
los datos dados se infiere que el fluido mojante es el agua y el no mojante es el
condensado Ademaacutes de que el aacutengulo de contacto tambieacuten permite definir que
fluido es la fase mojante asiacute para aacutengulos de contacto Agua-petroacuteleolt 90deg se
define la fase mojante como el agua
Un fenoacutemeno importante a tener en cuenta es la Presioacuten de desplazamiento la
cual es definida como la presioacuten miacutenimanecesaria para remover el fluido no
mojante del yacimiento cuando se tiene un 100 de saturacioacuten de agua
A partir de datos eleacutectricos de la formacioacuten tales como resistividad tambieacuten se
pueden conocer datos importante de la roca y de los fluidos presentes en el
yacimiento tales como la litologiacutea Fase mojante
El petroacuteleo y el gas se comportan igual que la matriz de la formacioacuten o sea
que no son conductores de corrientes eleacutectricas y en consecuencia cuando
parte del agua de la formacioacuten es desplazada por sustancias no conductoras
como petroacuteleo y gas la conductividad disminuye con el consiguiente aumento de
la resistividad
RECOMENDACIONES
Conocer claramente el procedimiento a seguir para la realizacioacuten
de la prueba permitiendo al estudiante relacionarse maacutes con el
proceso preparacioacuten del equipo y de los corazones permitiendo asiacute
tener un concepto maacutes amplio acerca de los cuidados y de los
paraacutemetros que exige la norma para obtener datos acertados
Utilizar un grado de aproximacioacuten bastante riguroso en cuanto a los
datos que se obtienen en la prueba como tambieacuten los calculados
ya que esta determinacioacuten puede ocasionar algunas variaciones en
los resultados obtenidos
11 CUESTIONARIO
1 iquestQueacute otros meacutetodos se utilizan en la determinacioacuten de las curvas de presioacuten
capilar
Meacutetodo de inyeccioacuten de mercurio
El mercurio se comporta como fase no mojante frente a la gran mayoriacutea de los minerales que constituyen la matriz porosa de las rocas de intereacutes para la acumulacioacuten de hidrocarburos En otras palabras una roca porosa puesta en contacto con mercurio no sufre el proceso espontaacuteneo de imbibicioacuten Por el contrario para introducir el mercurio en la red poral es necesario vencer (mediante la aplicacioacuten de una presioacuten externa) las fuerzas capilares que se oponen al ingreso de esta fase liacutequida
Meacutetodo de la centriacutefuga
Se satura la muestra al 100 con agua de formacioacuten
Se coloca la muestra en un tubo de centrifuga especialmente disentildeado
Se hace girar la muestra a un reacutegimen fijo de revoluciones hasta que se detiene la eliminacioacuten de agua por efecto de la fuerza generada
Se hace la lectura de agua desplazada sin detener la centrifuga Para ello se emplea un estroboscopio que permite realizar la lectura en pleno reacutegimen de giro
Se repiten las operaciones indicadas en los puntos 3 y 4 a regiacutemenes crecientes de giro hasta alcanzar el maacuteximo reacutegimen previsto
Al final del proceso se dispone de una serie de pares de datos Reacutegimen de giro - Volumen desplazado Este juego de valores se transforma faacutecilmente a pares Presioacuten Capilar - Saturacioacuten promedio de la muestra pero requiere alguacuten tratamiento numeacuterico antes de convertirse en la curva de presioacuten capilar del sistema
Meacutetodo de la membrana semipermeable
Este meacutetodo tambieacuten conocido como meacutetodo Meacutetodo de Estados Restaurados es el meacutetodo de referencia para las mediciones de Presioacuten Capilar
Para las mediciones se emplea una caacutemara estanca en cuya base se coloca una membrana capilar (en general una porcelana muy homogeacutenea) previamente saturada con la fase mojante del sistema
Las muestras se saturan al 100 con la fase mojante (regularmente agua) y se colocan en el interior de la caacutemara estanca en contacto capilar con la membrana semi-permeable El contacto capilar se asegura con un material fino tal como tierra de diatomeas que se coloca entre la muestra y la membrana
La aplicacioacuten sucesiva de presiones crecientes de la fase desplazante permite establecer los puntos de saturacioacuten de las muestras
2 iquestCuaacuteles son las ventajas y desventajas de este meacutetodo
Ventajas
Una vez obtenido los datos es praacutectico y sencillo la interpretacioacuten de estos para
determinar la curva de presioacuten capilar
La obtener la curva se puede realizar diferentes caacutelculos permitiendo el anaacutelisis
para la descripcioacuten de los fluidos en este caso mojantes
El meacutetodo es directo y transformable a condiciones de yacimiento
Desventajas
La medicioacuten es lleva alguacuten tiempo incluso puede durar un mes
Para determinar la saturaciones irreducibles es necesario que la porosidad de la
roca se relativamente buena
Es soacutelo aplicable en curvas de drenaje
3 iquestQueacute aplicaciones tienen las curvas de presioacuten capilar
Las curvas de presioacuten capilar son de gran utilidad al momento de comprender la
distribucioacuten de los fluidos del yacimiento Al analizar las saturaciones residuales de
los fluidos permite comprender la cantidad de aceite que se puede recuperar (
presioacuten de desplazamiento)y la saturacioacuten de agua de formacioacuten Por medio de la
presioacuten capilar es posible analizar otro aspecto importante de los fluidos del
yacimiento se refiere entonces a su mojabilidad La presioacuten capilar accede para la
elaboracioacuten de caacutelculos de la roca tales como permeabilidad medios porosos y
distribucioacuten de granos
4 iquestCoacutemo se transforman los datos de Presioacuten Capilar a condiciones de
Yacimiento
Hay dos formas para dicha conversioacuten para un sistema de agua y petroacuteleo
tenemos
1 la siguiente ecuacioacuten es de consideracioacuten puesto que se debe tener en
cuenta la variacioacuten del aacutengulo de contacto ya que nos puede dar valores en
un rango de [1 -1] debido a la funcioacuten trigonomeacutetrica del coseno la
ecuacioacuten se puede reducir dependiendo de si los cambios entre variables a
condiciones de laboratorio y yacimiento son considerables o no como lo es
el caso de la humectabilidad la cual no variacutea significativamente
2 La otra ecuacioacuten es
h=altura por encima contacto agua-petroacuteleo a una saturacioacuten del 100
h100= la altura de elevacioacuten en el capilar por encima de la presioacuten capilar
cero
= densidades del agua y del petroacuteleo (grcm3) y 00433 factor de
conversioacuten
5 iquestQueacute formulas se han desarrollado para estimar las permeabilidades a partir de los datos de presioacuten Capilar iquestQue otros datos se necesitan para efectuar los caacutelculos
Construyendo Graacuteficos del inverso de la presioacuten Capilar vs La Saturacioacuten de agua Se pueden obtener las permeabilidades relativas utilizando las ecuaciones de Burdine Para agua
1
0 2
0 22
1
Pc
dsPc
ds
Swi
SwiSwKrw
sw
Y para el crudo
1
0 2
0 22
1
Pc
dsPc
ds
Swi
SorSoKro
sw
Basaacutendonos en las ecuaciones podemos observar que para estimar las
permeabilidades relativas es necesario tener datos como Sw Swi para el
agua y So Sor para el crudo
BIBLIOGRAFIA
Paris de Ferrer Magdalena ldquoFUNDAMENTOS DE INGENIERIA DE YACIMIENTOSrdquo
Capitulo 5 Propiedades de la roca Presioacuten capilar Pag 271-294
Paginas consultadas para obtener informacioacuten acerca de la utlizacion de datos
eleacutectricos para interpretacioacuten de pozos
httptranslategooglecomtranslatehl=esamplangpair=en|esampu=httpwwwanswer
scomtopiccementation-factor
httpesscribdcomdoc27993174Perfilaje-Electrico-de-Pozo
httpsisbibunmsmedupebibvirtualdataTesisBasicfalla_vecap3pdf
httpwwwslbcom~mediaFilesresourcesoilfield_reviewspanish07aut07p44_
61ashx
Paginas consultadas para la obtencioacuten de datos sobre otros meacutetodos para obtencioacuten de
curvas de Presioacuten Capilar
httpwwwinlabcomarMembranahtm httpwwwinlabcomarCentrifugahtm httpwwwinlabcomarPc_Hghtm
Aplicaciones las curvas de Presioacuten Capilar
httpwwwagatlabscomspanishcontentcapillarypressurehtm
Sw= Saturacioacuten de agua n= Exponente de saturacioacuten m= Exponente de cementacioacuten a= Factor de formacioacuten para f=100 Rw= Resistividad del agua Rt= Resistividad de la roca a Sw
INDICE DE RESISTIVIDAD IR
Es una funcioacuten de agua y de la geometriacutea de poros
3 PROCEDIMIENTO
Procedimiento de laboratorio caacutelculo de
la Presioacuten capilar
Preparacion del equipo
Saturacion del diafragma con el fluido
mojante del yacimiento
Preparacioacuten de corazones
Los corazones deben estar limpios y secos
1 Pesar los corazones
2 Saturarlos con el fluido de prueba
3 Limpiar el exceso de liquido saturante de la
superficie de los nucleos y pesarlos
Prueba de presion capilar de dos fases
1 Colocar las muestras saturadas sobre el
diafragma poroso de tal forma que quede en
contacto capilar
2 Cerrar la celda y permitir la entrada de
gas regulando la presion
Se sugiere para sistema de gas salmuera
presiones de 12 48 y 16 psig en ese orden
3 Se requieren de 2 a 10 dias para establecer el equilibrio capilar a
una presion dada
El equilibrio se supone cuando no hay mas desplazamiento de
liacutequido a partir de la celda
Remover la muestra de la celda y pesarla
4 TABLA DE DATOS
En el yacimiento el Difiacutecil se corazonoacute el pozo D-22 se tomaron 50 pies del intervalo
productor de la formacioacuten Zambrano y se analizoacute en el laboratorio La tabla 1 resume
los resultados de porosidad y permeabilidad de las muestras seleccionadas del
intervalo productor
Tabla No 1
Identificacioacuten Profundidad (Pies bnm)
Permeabilidad (md) Porosidad (Fraccioacuten)
A 5450 ndash 5451 480 0211
B 5460 ndash 5461 150 0188
C 5470 ndash 5471 68 0135
D 5490 ndash 5491 25 0122
E 5480 ndash 5481 51 0128
La tabla No 2 da la informacioacuten del comportamiento de Presion Capilar Vs Saturacion
de agua sw de cuatro muestras de la tabla No1 obtenidas por el meacutetodo del plato
poroso para el sistema aire-salmuera (18500 ppm de NaCl equivalente) a
condiciones de laboratorio Las densidades del condensado y de la salmuera a
condiciones de yacimiento son 461 y 632 lbmpie3 respectivamente Las tensiones
interfaciales aire-salmuera a condiciones de laboratorio y condensado- salmuera a
condiciones de yacimiento fue de 72 y 238 dinascm respectivamente el angulo
asumido de contacto para el laboratorio es de cero (0deg) y para el yacimiento de 30deg
Tabla No 2
Saturacioacuten Datos de presioacuten
capilar psi
Muestra A Muestra B Muestra C Muestra D
100 1 1 1 1
90 15 18 19 25
80 18 25 36 5
70 22 36 47 75
60 25 51 62 105
50 35 71 85 15
40 53 11 15 24
35 73 142 215 30
30 105 205 -- --
20 24 -- -- --
5 TALLER DE PRESION CAPILAR Y MUESTRA DE CALCULOS
a) Con los resultados de la presioacuten capilar obtenidos para las muestras seleccionadas
por el meacutetodo del plato poroso graficar la presioacuten capilar Vs saturacioacuten de agua para
las cuatro muestras a condiciones del laboratorio y explique el efecto del tamantildeo y
distribucioacuten de los poros de la historia del proceso de saturacioacuten del tipo de fluidos y
solidos envueltos en la formacioacuten Zambrano del yacimiento El Difiacutecil
Teniendo en cuenta la tabla nuacutemero 2 que aparece en la guiacutea de laboratorio se realiza
la siguiente grafica de Presioacuten capilar Vs Saturacioacuten de agua a condiciones de
laboratorio
Grafica No 1
El efecto que tiene el tamantildeo y distribucioacuten de los poros estaacute dado por que a medida
que se aumenta el diaacutemetro de los poros o de la seccioacuten poral que estaacute distribuida en
medio de los granos de la roca de yacimiento la altura h alcanzada por el fluido de
yacimiento a traveacutes del capilar es asiacute que un sistema de roca-yacimiento con poros de
tamantildeo pequentildeo tendraacute una zona de transicioacuten (espesor vertical sobre el cual la
saturacioacuten de agua variacutea desde 100 hasta la saturacioacuten de agua irreducible Swc) maacutes
grande
El tamantildeo de los poros en las rocas-yacimiento tambieacuten estaacute relacionado con la
permeabilidad y se puede decir que yacimientos con altas permeabilidades tendraacuten
zonas de transicioacuten maacutes pequentildeas que yacimientos con baja permeabilidad
b) Con los resultados de la tabla (2) y la tensioacuten interfacial a condiciones de laboratorio
elaborar la tabla 3 de la funcioacuten J Vs Sw para las 4 muestras
0
5
10
15
20
25
30
35
0 20 40 60 80 100
Pre
sio
n c
apila
r p
si
Saturacion de agua Sw
Presion Capilar Vs Satutacion
Muestra A
Muestra B
Muestra C
Muestra D
Se calcula la Funcioacuten J promedio en funcioacuten de las diferentes saturaciones teniendo en
cuenta las tensioacuten interfacial aire-salmuera a condiciones de
Laboratorio fue de 72 dinascm y el Angulo de contacto asumido en el laboratorio fue 0deg
con la siguiente ecuacioacuten
Se procede a calcular la Funcioacuten J en funcioacuten de Sw
Muestra de caacutelculos para la muestra A
Muestra de caacutelculos para la muestra B
Muestra de caacutelculos para la muestra C
Muestra de caacutelculos para la muestra D
Muestra de caacutelculos para la Funcioacuten J promedio a la saturacioacuten de 100
Para hallar los datos de cada una de las muestras a las otras saturaciones del
laboratorio se utilizaron los datos de la tabla No 2
Los datos de las 4 muestras a condiciones de laboratorio se presentan en la tabla No 1
Tabla No 3
Saturacioacuten
Funcioacuten J
Muestra A Muestra B Muestra C Muestra D Funcioacuten J
promedio J(Sw)
100 014338525 008491644 00674703 004303434 0084701586
90 021507788 01528496 012819358 010758586 0150926728
80 025809345 021229111 024289309 021517172 0232112344
70 031544755 03056992 031711043 032275758 0315253689
60 035846313 043307386 041831588 045186061 0415428371
50 050184838 060290675 057349758 064551515 0580941968
40 075994184 093408088 101205456 103282425 0934725381
35 104671234 12058135 145061153 129103031 1248541921
30 150554515 17407871 -- -- 1623166124
20 344124605 -- -- -- 344124605
c) Representar graacuteficamente la funcioacuten J Vs Sw para las 4 muestras y trace entre los
puntos de cada saturacioacuten el promedio y presente con estos puntos el comportamiento
Esta curva representa la funcioacuten J promedio Vs saturacioacuten de agua a condiciones de
laboratorio
Grafica No 2
0
05
1
15
2
25
3
35
0 20 40 60 80 100
Fun
cio
n J
Saturacion de agua Sw
Funcion J promedio
Muestra A
Muestra B
Muestra C
Muestra D
Polinoacutemica (Funcion J promedio)
d) Con la funcioacuten J promedio a condiciones de laboratorio la porosidad y
permeabilidad promedio calcule la presioacuten capilar promedio para cada una de las
saturaciones a condiciones de laboratorio
Se calcula la permeabilidad y la porosidad promedio utilizando los datos de la Tabla No
1
Ahora se calcula la presioacuten capilar a condiciones de laboratorio con la siguiente
ecuacioacuten
Ahora se procede a calcular la Pc promedio en cada porcentaje de saturacioacuten a
condiciones de laboratorio teniendo en cuenta la funcioacuten J promedio asiacute (muestra de
caacutelculo para 100)
En la siguiente tabla se presentan las presiones capilares promedio para cada una de
las saturaciones a condiciones de laboratorio
Tabla No 4
Saturacioacuten Funcioacuten J promedio
Pc lab
100 0084701586 0897501307
90 0150926728 15992255
80 0232112344 2459471448
70 0315253689 3340440388
60 0415428371 4401895225
50 0580941968 6155683746
40 0934725381 9904386588
35 1248541921 1322959889
30 1623166124 1719913155
20 3441246054 364635774
e) Con la presioacuten capilar promedio Pc las tensiones interfaciales a condiciones del
yacimiento y del laboratorio calcule la presioacuten capilar promedio a condiciones del
yacimiento Pcy y grafique la presioacuten capilar promedio Vs Sw a condiciones de
yacimiento
Teniendo calculadas todas las presiones capilares promedio de cada porcentaje de
saturacioacuten las convertimos a las presiones capilares promedio en el yacimiento para lo
cual igualamos las ecuaciones de presioacuten capilar en el yacimiento y en el laboratorio
para dejar la primera en funcioacuten de la segunda asiacute
Muestra de caacutelculo de la presioacuten capilar promedio en el yacimiento saturada al 100
El resumen de todos los datos obtenidos anteriormente se hace en la siguiente tabla
Tabla No 5
Saturacioacuten Funcioacuten J promedio
Pc (10596039)J(Sw)
Pcy (0286261Pc)
100 0084701586 0897501307 0256919622
90 0150926728 15992255 0457795891
80 0232112344 2459471448 0704050756
70 0315253689 3340440388 0956237806
60 0415428371 4401895225 1260090929
50 0580941968 6155683746 1762132185
40 0934725381 9904386588 2835239609
35 1248541921 1322959889 3787118207
30 0811583062 1719913155 49234406
20 0860311514 364635774 104381001
Grafica presioacuten capilar promedio Vs saturacioacuten de agua a condiciones de yacimiento
Grafica No3
f) Convierta los valores de presioacuten capilar promedio a condiciones de yacimiento en
altura (h) y represeacutentelos a la derecha en el grafico anterior
Para este caso utilizamos la siguiente ecuacioacuten la cual relaciona la funcioacuten J (Sw) la
tensioacuten interfacial del sistema agua-condensado el aacutengulo de contacto las densidades
del agua y el condensado la permeabilidad y porosidad promedio de la roca y una
constante de conversioacuten asiacute
0
2
4
6
8
10
12
0 20 40 60 80 100
Pre
sio
n C
apila
r ya
cim
ien
to P
si
Saturacion de agua Sw
Pc Yacimiento Vs Sw
De esta forma en la anterior ecuacioacuten se reemplazan los valores de las funciones J
promedio a cada saturacioacuten para hallar las respectivas alturas (h)
Muestra de caacutelculo para la presioacuten capilar promedio de yacimiento 100 saturada
En la siguiente tabla se muestra la relacioacuten de las presiones capilares promedio a
condiciones de yacimiento en cada momento de saturacioacuten
Tabla No 6
Saturacioacuten Pc yac (Psi)
h (ft)
100 025691962 216353366
90 045779589 385512329
80 070405076 592884847
70 095623781 805252889
60 126009093 10611292
50 176213218 148390079
40 283523961 23875702
35 378711821 318915217
30 49234406 414605524
20 104381001 878997906
En la siguiente grafica se muestra la presioacuten capilar promedio a condiciones de
yacimiento Vs saturacioacuten de agua y tambieacuten se tienen en cuenta las alturas que
representan las presiones capilares en cada saturacioacuten
Grafica No 4
g) Con los resultados de las permeabilidades relativas de la tabla No 7 Graficar en
coordenadas cartesianas las permeabilidades relativas al condensado y al agua como
una funcioacuten de la saturacioacuten de agua en la misma escala de saturacioacuten de grafico
hecho en e
Grafica No 5
h) Con el comportamiento de las permeabilidades relativas del yacimiento el difiacutecil y el
grafico de presioacuten capilar promedio a condiciones de yacimiento defina la zona de
condensado la zona de agua y condensado por efecto de la capilaridad (zona de
transicioacuten) y la zona de agua al 100 la saturacioacuten irreducible de la fase mojante o
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
0
2
4
6
8
10
12
0 20 40 60 80 100
Alt
ura
ft
Pre
sio
n C
apila
r ya
cim
ien
to P
si
Saturacion de agua Sw
Pc Yacimiento Vs Sw
Pcy psi
h ft
0010203040506070809
1
0 20 40 60 80 100
Pe
rme
ab
ilid
ad
es
rela
tiva
s
Saturacion de agua Sw
Permeabilidad relativa Vs Sw
Kro
Krw
connata Swc la presioacuten de desplazamiento Pd el nivel de agua libre NAL el contacto
agua-condensado la profundidad para alcanzar la saturacioacuten del 50 si el contacto
agua-petroacuteleo CAP estaacute a 5500 ft
Grafica No 6
De la anterior grafica se puede inferir
Swc = 30
Pd = 03 psi
Nivel de agua libre
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
0
2
4
6
8
10
12
0 20 40 60 80 100
Pre
sio
n C
apila
r ya
cim
ien
to P
si
Saturacion de agua Sw
Pc Yacimiento Vs Sw
0
01
02
03
04
05
06
07
08
09
1
0 20 40 60 80 100
Per
mea
bili
dad
rela
tiva
Kr
Saturacion de agua Sw
Kro Krw Vs Sw
Kro
Krw
Contacto agua-condensado (5500 ft)
Condensado
Swc
Zona de transicioacuten
NAL=55025 ft
Profundidad para alcanzar una Sw de 50
i) Usando el meacutetodo de la funcioacuten J y el meacutetodo de la permeabilidad y cualesquiera otra
informacioacuten disponible pronostique la presioacuten capilar para las muestras E y tabule un
conjunto completo de informacioacuten de Presioacuten capilar Vs Saturacioacuten de agua para esta
muestra por dos meacutetodos
Por el meacutetodo de la funcioacuten J
Se tiene en cuenta la siguiente ecuacioacuten
Entonces como ya se tienen las funciones J promedio para cada saturacioacuten y los datos
de porosidad y permeabilidad para la muestra E reemplazamos estos datos en la
ecuacioacuten y despejamos la presioacuten capilar asiacute
Muestra de caacutelculo para la saturacioacuten al 100
Se despeja Pc de la anterior ecuacioacuten asiacute
La siguiente tabla muestra las presiones capilares de la muestra E a los otros
porcentajes de saturacioacuten Sw
Tabla No 7
Saturacioacuten Funcioacuten J promedio Pc psi
100 0084701586 141151775
90 0150926728 251513303
80 0232112344 386805856
70 0315253689 525357554
60 0415428371 692294619
50 0580941968 968116349
40 0934725381 155768213
35 1248541921 208064474
30 1623166124 270494085
20 3441246054 57346977
El comportamiento de la presioacuten capilar de esta muestra se representa en la siguiente
graacutefica
Grafica No 7
Ahora se procede a calcular la presioacuten capilar de la muestra E con el meacutetodo de la
permeabilidad asiacute
Se realiza la siguiente tabla en donde se ubican las presiones capilares de la muestra C
y D y los datos de saturacioacuten ya que los datos de permeabilidad de la muestra E se
encuentran en medio de las dos primeras los siguientes datos son tomados de la
graacutefica No 1
0
10
20
30
40
50
60
0 20 40 60 80 100
Pre
sio
n c
apila
r p
si
Saturacion de agua Sw
Pce Vs Sw
Tabla No 8
Muestra md Muestra C (68
md) Muestra D (25
md)
Presioacuten Capilar psi
2 88 92
4 76 84
5 68 80
6 60 76
7 56 72
95 48 63
12 44 56
15 40 50
20 36 44
Posteriormente se desarrolla un graacutefico semi-log en el cual se grafican los anteriores
datos correspondientes a las permeabilidades C (68 md) y D (25 md) en esta grafica
trazamos una liacutenea horizontal sobre la permeabilidad de 51 md (Muestra E) y alliacute
encontraacutendonos con las respectivas liacuteneas a cada presioacuten hallaremos la saturacioacuten
correspondiente asiacute
Grafica No 8
Tabulamos los datos de presioacuten capilar obtenidos en la graacutefica anterior teniendo en
cuenta la saturacioacuten
1
10
100
0 20 40 60 80 100
Per
mea
bili
dad
k m
d
Saturacion de agua Sw
K Vs Sw
2 psi
4 psi
5 psi
6 psi
7 psi
95 psi
12 psi
15 psi
20 psi
Tabla No 9
Pc(Psi) Sw
2 89
4 78
5 71
6 64
7 60
95 52
12 47
15 43
20 38
Ahora teniendo en cuenta la anterior tabla se grafica presioacuten capilar de la muestra E Vs
saturacioacuten de agua
Grafica No 9
6 PROPIEDADES ELECTRICAS DE LA FORMACION ZAMBRANO DEL
YACIMIENTO EL DIFICIL
En la tabla Ndeg 5 da la informacioacuten delas resistividades de la formacioacuten de las muestras
saturadas 100 con salmuera de 18500 ppm NaCl Ro (Ω-m) a la temperatura del
laboratorio de 90degF si la resistividad Rw es de 026 Ω-m calcular el Factor de
formacioacuten F
0
5
10
15
20
25
0 20 40 60 80 100
Pre
sio
n c
apila
r E
Psi
Saturacion de agua Sw
PcE Vs Sw
Muestra E
Tabla de Ndeg10
Identificacioacuten (D-22)
Muestra
Porosidad (fraccioacuten)
Ro (Ω-m) Factor de formacioacuten
(RoRw)
A 0211 86 3307692308
B 0188 96 3692307692
C 0135 135 5192307692
D 0122 148 5692307692
E 0128 161 6192307692
a) Graficar en papel log-log el factor de formacioacuten F como una funcioacuten de la
porosidad y determine el factor de Cementacioacuten m y la constante Archie a y
cuaacutel es la relacioacuten del factor de formacioacuten F y la porosidad Φ (ecuacioacuten) a
utilizar en la interpretacioacuten de registros eleacutectricos y seguacuten los resultados
realizar una descripcioacuten de la litologiacutea de las rocas de la formacioacuten Zambrano
del yacimiento el Difiacutecil
Ecuacioacuten del factor de formacioacuten
Doacutende
y = 59848x-1095
10
100
0001 001 01 1
Fact
or
de
fo
rmac
ion
(F)
Porosidad (Fraccioacuten)
Factor de formacioacuten Vs Porosidad
Luego utilizando la liacutenea recta que mejor une los puntos se encontroacute la siguiente
relacioacuten
LITOLOGIacuteA EXPRESIOacuteN MATEMAacuteTICA
Calizas y Dolomitas (rocas duras) 2
1F
Areniscas no consolidadas (rocas blandas) Formula de HumbleOilCia
152
620F
Areniscas consolidadas 2
810F
Areniscas en general (Carothers
1958) 541
451F
Areniscas arcillosas (Carothers
1958) 331
651
F
Carbonatos (Carothers 1958) 152
850
F
Areniscas del Plioceno del sur de
California (Carothers 1958) 081
452
F
Areniscas del Mioceno de Texas
Louisiana y Costa del Golfo
(Carothers y Porter 1970)
291
971
F
Rocas detriacuteticas limpias (Sethi 1979) )052(
1
F
La ecuacioacuten que maacutes se asemeja a la obtenida es 081
452
F la cual pertenece al grupo
de Areniscas del Plioceno del sur de California sin embargo como la formacioacuten
Zambrano pertenece a las edades del Proterozoico hasta el reciente se puede inferir
que la relacioacuten que existe es que en ambos casos se encuentran Areniscas ya que la
roca reservorio de esta zona es la Arenisca calcaacuterea
La tabla No 11 resume las resistividades de la muestra C saturadas parcialmente Rt
(Ω-m) determinadas durante la prueba de presioacuten capilar calcular el iacutendice de
resistividad IR
Tabla Ndeg11
Saturacioacuten Sw
Muestra C Resistividades de las
muestras parcialmente saturadas Rt
Iacutendice de resistividad IR
(RtRo)
90 135 182 1348148148
80 135 209 1548148148
70 135 239 177037037
60 135 297 22
50 135 344 2548148148
40 135 432 32
b) Graficar en papel log ndash log el iacutendice de resistividad IR como una funcioacuten de
la saturacioacuten y determine el exponente de saturacioacuten de agua innata la
resistividad el exponente de saturacioacuten y analice la mojabilidad de la roca
La saturacioacuten de agua es una propiedad que afecta de manera determinante la
resistividad de la roca ya que es esta por el contenido de iones es un fluido que
conduce la corriente eleacutectrica por tanto a mayor saturacioacuten de agua menor seraacute la
resistividad de la roca Ademaacutes que para nuestro caso el fluido mojante es el agua este
hecho estaacute relacionado con la resistividad de manera que si el fluido mojante se adhiere
a las paredes de la roca en este caso el agua tambieacuten afecta la resistividad
disminuyeacutendola
Hasta el momento soacutelo hemos considerado formaciones con el 100 de saturacioacuten en
agua Es obvio que las resistividades aumentan a medida que disminuye la porosidad
debido al decremento en el volumen de agua en la formacioacuten
y = 16729x-1068
10
100
10 100
Ind
ice
de
Re
sist
ivid
ad (R
tR
o)
Saturacioacuten (Sw)
Indice de resistividad Vs Saturacioacuten
7 TABLA DE RESULTADOS
Altura maacutexima 878997906 ft
Swc 30 CAP 5500 ft
NAL Funcioacuten del factor de
formacioacuten
Iacutendice de resistividad
en funcioacuten de la Saturacioacuten
Fase mojante Agua Fase no mojante Condensado
Litologiacutea Areniscas
8 ANALISIS DE RESULTADOS
En la curva de presioacuten capilar vs saturacioacuten (graacutefica No 1) la muestra A presenta
la mejor seleccioacuten y proporcioacuten de granos en la roca puesto que su curva a
medida que desciende la saturacioacuten de agua no tiene cambio brusco en la presioacuten
capilar aunque es normal que a medida que desciende la saturacioacuten de agua la
presioacuten capilar aumenta esto es porque el petroacuteleo al ser extraiacutedo desplaza
consigo agua por lo tanto la saturacioacuten de agua disminuye pero una vez que va
llegando a la saturacioacuten de agua irreducible el petroacuteleo necesita mayor presioacuten
para desplazarse ya que esta agua con nata va ocupando los poros De acuerdo a
esto la muestra A presenta mejor comportamiento con respecto a las otras
muestra las cuaacuteles poseen curvas para una saturacioacuten constante una mayor
presioacuten capilar entonces el crudo necesita mayor presioacuten para el desplazamiento
indicando variacioacuten del diaacutemetro de los poros comenzando inicialmente con
porosidades mayores hasta comenzar la declinacioacuten a porosidades menores
Lo anterior tambieacuten se confirma debido a la permeabilidad La muestra A al ser la
maacutes permeable es decir que el agua se adhiere faacutecilmente a la roca el crudo
necesita menor presioacuten al fluir por el medio poroso en relacioacuten con las otras
muestras menos permeables eacuteste si necesita mayor presioacuten para empujar el agua
que estaacute en menor grado adherida a la roca
Se realizoacute la funcioacuten J De LEVERET promedio de las muestras la cual intenta
obtener una mejor comprensioacuten de la distribucioacuten de los fluidos del yacimiento Esta
funcioacuten la cuaacutel es adimensional sirve para eliminar discrepancias en las curvas de
presioacuten capilar vs saturacioacuten y las reduce a una curva comuacuten Sabiendo que esta
surge de la interpretacioacuten entre la razoacuten de la permeabilidad y la porosidad la cual
es equivalente a la raiacutez cuadrada del radio promedio de los poros
Con respecto a la graacutefica No 4 esta muestra la relacioacuten de la presioacuten capilar del
yacimiento y la altura por encima del agua del capilar en funcioacuten de la saturacioacuten de
agua Lo que nos permite este esquema es comprender la distribucioacuten inicial de la
saturacioacuten del yacimiento entonces observamos la zona de transicioacuten medida en
pies la cual es la distancia vertical entre la saturacioacuten total del agua hasta la
saturacioacuten irreducible la cual es aproximadamente unos 86 ft de espesor
Acerca de la graacutefica de las permeabilidades relativas tanto del agua como del
petroacuteleo se pude inferir que un 30 del agua en el yacimiento es irreducible y que
aproximadamente un 16 del crudo es irreducible estaacutes proporciones de los fluidos
van a ser las que son irremovibles en el medio poroso del yacimiento Tambieacuten
apartir del graacutefico podemos establecer que la permeabilidad comuacuten para el agua y
el petroacuteleo se encuentra para una saturacioacuten del agua de un 58 y para el crudo un
42 seguacuten esto se pude concluir que la fase mojante es el agua debido tambieacuten a
que su curva de permeabilidad relativa es maacutes suavizada en relacioacuten con la del
petroacuteleo
Para la muestra E no se teniacutean datos de presioacuten capilar por tanto mediante la
utilizacioacuten de la funcioacuten J promedio obtenida a partir de las otras muestras fue
posible obtener los datos aproximados de Presioacuten capilar para cada saturacioacuten
para este caso tambieacuten es posible usar el meacutetodo de la permeabilidad que mediante
curvas a presioacuten capilar constantes de muestras adyacentes a la muestras E
permite obtener la saturacioacuten correspondiente teniendo en cuenta el dato de
permeabilidad correspondiente se observa aproximacioacuten entre los datos obtenidos
por ambos meacutetodos
La litologiacutea tambieacuten afecta la resistividad de la formacioacuten En general los carbonatos
exhiben resistividades maacutes altas que las rocas claacutesticas debido primordialmente a
la geometriacutea de los poros En el caso de los carbonatos el agua sigue viacuteas mucho
maacutes tortuosas y por lo tanto reduce la conductividad
Los meacutetodos de resistividad utilizan un trayecto eleacutectrico continuo a traveacutes de las
rocas que es provisto por la fase de agua En una formacioacuten mojable por petroacuteleo
el agua puede no ser continua Esto incide en el exponente de saturacioacuten n de la
ecuacioacuten de Archie que relaciona la saturacioacuten con la resistividad En condiciones
de mojabilidad por agua nlt= 2 pero en condiciones de mojabilidad por petroacuteleo ngt
2 en una formacioacuten mojable por petroacuteleo es probable que una evaluacioacuten de la
saturacioacuten basada en la resistividad sea incorrecta para el yacimiento de gas
condensado el Difiacutecil el exponente de saturacioacuten encontrado es lo cual
confirma que es una roca mojada por agua
9 FUENTES DE ERROR
En el momento de preparacioacuten del nuacutecleo es fundamental que este quede
correctamente saturado (100) con el fluido de prueba ya que si no es
asiacute al correr la prueba se pueden obtener errores en la medicioacuten de las
presiones
Una saturacioacuten incorrecta del plato poroso tambieacuten puede generar errores
en la toma de datos
Posibles peacuterdidas de presioacuten por escape de aire desde de la caacutemara del
equipo de prueba
Una incorrecta medicioacuten de la saturacioacuten de la muestra tambieacuten puede
generar desviaciones por lo tanto se requiere la mayor precisioacuten posible
Es importante tener en cuenta que se puede generar cierta desviacioacuten en
cuanto a la toma de datos de las curvas de presioacuten capilar
10 CONCLUSIONES
La presioacuten capilar es una propiedad de la roca del yacimiento que a su vez es
determinada tanto por otras propiedades de la roca como por propiedades del
fluido que esta contiene
La Funcion J es un meacutetodo fundamental en cuanto a los anaacutelisis que se deben
realizar a diferentes muestras del yacimiento ya que permite definir la relacioacuten
de la Saturacioacuten de agua porosidad el tamantildeo de los poros tensioacuten interfacial
de los fluidos y la permeabilidad con la Presioacuten Capilar mediante las curvas de
presioacuten capilar dando como resultados una clasificacioacuten del yacimiento en
cuanto a las propiedades del fluidos que contiene y caracteriacutesticas de la roca
como por ejemplo la litologiacutea
Con la curva tiacutepica de presioacuten capilar que se obtiene graficando los datos de
presioacuten capilar Vs la saturacioacuten de agua es posible obtener datos esenciales de
los fluidos del yacimiento tales como Saturacioacuten de agua connata las cotas del
Nivel de agua libre (NAL) Contacto agua petroacuteleo (CAP) descrita como la mayor
profundidad a la cual se encuentra Sw del 100 zona de transicioacuten definida
como la zona en la cual la saturacioacuten de agua variacutea desde Swc hasta la
saturacioacuten del 100 la zona donde solo se encuentra petroacuteleo caso en
particular condensado
La presioacuten capilar influye en la mojabilidad de este de ahiacute se determina el fluido
mojante y el no mojante presente en la roca el grado de mojabilidad estaacute
definido de las siguiente manera para los fluidos que se encuentran en el
yacimiento gaslt petroacuteleoltagua en el caso del yacimiento El difiacutecil se gracias a
los datos dados se infiere que el fluido mojante es el agua y el no mojante es el
condensado Ademaacutes de que el aacutengulo de contacto tambieacuten permite definir que
fluido es la fase mojante asiacute para aacutengulos de contacto Agua-petroacuteleolt 90deg se
define la fase mojante como el agua
Un fenoacutemeno importante a tener en cuenta es la Presioacuten de desplazamiento la
cual es definida como la presioacuten miacutenimanecesaria para remover el fluido no
mojante del yacimiento cuando se tiene un 100 de saturacioacuten de agua
A partir de datos eleacutectricos de la formacioacuten tales como resistividad tambieacuten se
pueden conocer datos importante de la roca y de los fluidos presentes en el
yacimiento tales como la litologiacutea Fase mojante
El petroacuteleo y el gas se comportan igual que la matriz de la formacioacuten o sea
que no son conductores de corrientes eleacutectricas y en consecuencia cuando
parte del agua de la formacioacuten es desplazada por sustancias no conductoras
como petroacuteleo y gas la conductividad disminuye con el consiguiente aumento de
la resistividad
RECOMENDACIONES
Conocer claramente el procedimiento a seguir para la realizacioacuten
de la prueba permitiendo al estudiante relacionarse maacutes con el
proceso preparacioacuten del equipo y de los corazones permitiendo asiacute
tener un concepto maacutes amplio acerca de los cuidados y de los
paraacutemetros que exige la norma para obtener datos acertados
Utilizar un grado de aproximacioacuten bastante riguroso en cuanto a los
datos que se obtienen en la prueba como tambieacuten los calculados
ya que esta determinacioacuten puede ocasionar algunas variaciones en
los resultados obtenidos
11 CUESTIONARIO
1 iquestQueacute otros meacutetodos se utilizan en la determinacioacuten de las curvas de presioacuten
capilar
Meacutetodo de inyeccioacuten de mercurio
El mercurio se comporta como fase no mojante frente a la gran mayoriacutea de los minerales que constituyen la matriz porosa de las rocas de intereacutes para la acumulacioacuten de hidrocarburos En otras palabras una roca porosa puesta en contacto con mercurio no sufre el proceso espontaacuteneo de imbibicioacuten Por el contrario para introducir el mercurio en la red poral es necesario vencer (mediante la aplicacioacuten de una presioacuten externa) las fuerzas capilares que se oponen al ingreso de esta fase liacutequida
Meacutetodo de la centriacutefuga
Se satura la muestra al 100 con agua de formacioacuten
Se coloca la muestra en un tubo de centrifuga especialmente disentildeado
Se hace girar la muestra a un reacutegimen fijo de revoluciones hasta que se detiene la eliminacioacuten de agua por efecto de la fuerza generada
Se hace la lectura de agua desplazada sin detener la centrifuga Para ello se emplea un estroboscopio que permite realizar la lectura en pleno reacutegimen de giro
Se repiten las operaciones indicadas en los puntos 3 y 4 a regiacutemenes crecientes de giro hasta alcanzar el maacuteximo reacutegimen previsto
Al final del proceso se dispone de una serie de pares de datos Reacutegimen de giro - Volumen desplazado Este juego de valores se transforma faacutecilmente a pares Presioacuten Capilar - Saturacioacuten promedio de la muestra pero requiere alguacuten tratamiento numeacuterico antes de convertirse en la curva de presioacuten capilar del sistema
Meacutetodo de la membrana semipermeable
Este meacutetodo tambieacuten conocido como meacutetodo Meacutetodo de Estados Restaurados es el meacutetodo de referencia para las mediciones de Presioacuten Capilar
Para las mediciones se emplea una caacutemara estanca en cuya base se coloca una membrana capilar (en general una porcelana muy homogeacutenea) previamente saturada con la fase mojante del sistema
Las muestras se saturan al 100 con la fase mojante (regularmente agua) y se colocan en el interior de la caacutemara estanca en contacto capilar con la membrana semi-permeable El contacto capilar se asegura con un material fino tal como tierra de diatomeas que se coloca entre la muestra y la membrana
La aplicacioacuten sucesiva de presiones crecientes de la fase desplazante permite establecer los puntos de saturacioacuten de las muestras
2 iquestCuaacuteles son las ventajas y desventajas de este meacutetodo
Ventajas
Una vez obtenido los datos es praacutectico y sencillo la interpretacioacuten de estos para
determinar la curva de presioacuten capilar
La obtener la curva se puede realizar diferentes caacutelculos permitiendo el anaacutelisis
para la descripcioacuten de los fluidos en este caso mojantes
El meacutetodo es directo y transformable a condiciones de yacimiento
Desventajas
La medicioacuten es lleva alguacuten tiempo incluso puede durar un mes
Para determinar la saturaciones irreducibles es necesario que la porosidad de la
roca se relativamente buena
Es soacutelo aplicable en curvas de drenaje
3 iquestQueacute aplicaciones tienen las curvas de presioacuten capilar
Las curvas de presioacuten capilar son de gran utilidad al momento de comprender la
distribucioacuten de los fluidos del yacimiento Al analizar las saturaciones residuales de
los fluidos permite comprender la cantidad de aceite que se puede recuperar (
presioacuten de desplazamiento)y la saturacioacuten de agua de formacioacuten Por medio de la
presioacuten capilar es posible analizar otro aspecto importante de los fluidos del
yacimiento se refiere entonces a su mojabilidad La presioacuten capilar accede para la
elaboracioacuten de caacutelculos de la roca tales como permeabilidad medios porosos y
distribucioacuten de granos
4 iquestCoacutemo se transforman los datos de Presioacuten Capilar a condiciones de
Yacimiento
Hay dos formas para dicha conversioacuten para un sistema de agua y petroacuteleo
tenemos
1 la siguiente ecuacioacuten es de consideracioacuten puesto que se debe tener en
cuenta la variacioacuten del aacutengulo de contacto ya que nos puede dar valores en
un rango de [1 -1] debido a la funcioacuten trigonomeacutetrica del coseno la
ecuacioacuten se puede reducir dependiendo de si los cambios entre variables a
condiciones de laboratorio y yacimiento son considerables o no como lo es
el caso de la humectabilidad la cual no variacutea significativamente
2 La otra ecuacioacuten es
h=altura por encima contacto agua-petroacuteleo a una saturacioacuten del 100
h100= la altura de elevacioacuten en el capilar por encima de la presioacuten capilar
cero
= densidades del agua y del petroacuteleo (grcm3) y 00433 factor de
conversioacuten
5 iquestQueacute formulas se han desarrollado para estimar las permeabilidades a partir de los datos de presioacuten Capilar iquestQue otros datos se necesitan para efectuar los caacutelculos
Construyendo Graacuteficos del inverso de la presioacuten Capilar vs La Saturacioacuten de agua Se pueden obtener las permeabilidades relativas utilizando las ecuaciones de Burdine Para agua
1
0 2
0 22
1
Pc
dsPc
ds
Swi
SwiSwKrw
sw
Y para el crudo
1
0 2
0 22
1
Pc
dsPc
ds
Swi
SorSoKro
sw
Basaacutendonos en las ecuaciones podemos observar que para estimar las
permeabilidades relativas es necesario tener datos como Sw Swi para el
agua y So Sor para el crudo
BIBLIOGRAFIA
Paris de Ferrer Magdalena ldquoFUNDAMENTOS DE INGENIERIA DE YACIMIENTOSrdquo
Capitulo 5 Propiedades de la roca Presioacuten capilar Pag 271-294
Paginas consultadas para obtener informacioacuten acerca de la utlizacion de datos
eleacutectricos para interpretacioacuten de pozos
httptranslategooglecomtranslatehl=esamplangpair=en|esampu=httpwwwanswer
scomtopiccementation-factor
httpesscribdcomdoc27993174Perfilaje-Electrico-de-Pozo
httpsisbibunmsmedupebibvirtualdataTesisBasicfalla_vecap3pdf
httpwwwslbcom~mediaFilesresourcesoilfield_reviewspanish07aut07p44_
61ashx
Paginas consultadas para la obtencioacuten de datos sobre otros meacutetodos para obtencioacuten de
curvas de Presioacuten Capilar
httpwwwinlabcomarMembranahtm httpwwwinlabcomarCentrifugahtm httpwwwinlabcomarPc_Hghtm
Aplicaciones las curvas de Presioacuten Capilar
httpwwwagatlabscomspanishcontentcapillarypressurehtm
3 PROCEDIMIENTO
Procedimiento de laboratorio caacutelculo de
la Presioacuten capilar
Preparacion del equipo
Saturacion del diafragma con el fluido
mojante del yacimiento
Preparacioacuten de corazones
Los corazones deben estar limpios y secos
1 Pesar los corazones
2 Saturarlos con el fluido de prueba
3 Limpiar el exceso de liquido saturante de la
superficie de los nucleos y pesarlos
Prueba de presion capilar de dos fases
1 Colocar las muestras saturadas sobre el
diafragma poroso de tal forma que quede en
contacto capilar
2 Cerrar la celda y permitir la entrada de
gas regulando la presion
Se sugiere para sistema de gas salmuera
presiones de 12 48 y 16 psig en ese orden
3 Se requieren de 2 a 10 dias para establecer el equilibrio capilar a
una presion dada
El equilibrio se supone cuando no hay mas desplazamiento de
liacutequido a partir de la celda
Remover la muestra de la celda y pesarla
4 TABLA DE DATOS
En el yacimiento el Difiacutecil se corazonoacute el pozo D-22 se tomaron 50 pies del intervalo
productor de la formacioacuten Zambrano y se analizoacute en el laboratorio La tabla 1 resume
los resultados de porosidad y permeabilidad de las muestras seleccionadas del
intervalo productor
Tabla No 1
Identificacioacuten Profundidad (Pies bnm)
Permeabilidad (md) Porosidad (Fraccioacuten)
A 5450 ndash 5451 480 0211
B 5460 ndash 5461 150 0188
C 5470 ndash 5471 68 0135
D 5490 ndash 5491 25 0122
E 5480 ndash 5481 51 0128
La tabla No 2 da la informacioacuten del comportamiento de Presion Capilar Vs Saturacion
de agua sw de cuatro muestras de la tabla No1 obtenidas por el meacutetodo del plato
poroso para el sistema aire-salmuera (18500 ppm de NaCl equivalente) a
condiciones de laboratorio Las densidades del condensado y de la salmuera a
condiciones de yacimiento son 461 y 632 lbmpie3 respectivamente Las tensiones
interfaciales aire-salmuera a condiciones de laboratorio y condensado- salmuera a
condiciones de yacimiento fue de 72 y 238 dinascm respectivamente el angulo
asumido de contacto para el laboratorio es de cero (0deg) y para el yacimiento de 30deg
Tabla No 2
Saturacioacuten Datos de presioacuten
capilar psi
Muestra A Muestra B Muestra C Muestra D
100 1 1 1 1
90 15 18 19 25
80 18 25 36 5
70 22 36 47 75
60 25 51 62 105
50 35 71 85 15
40 53 11 15 24
35 73 142 215 30
30 105 205 -- --
20 24 -- -- --
5 TALLER DE PRESION CAPILAR Y MUESTRA DE CALCULOS
a) Con los resultados de la presioacuten capilar obtenidos para las muestras seleccionadas
por el meacutetodo del plato poroso graficar la presioacuten capilar Vs saturacioacuten de agua para
las cuatro muestras a condiciones del laboratorio y explique el efecto del tamantildeo y
distribucioacuten de los poros de la historia del proceso de saturacioacuten del tipo de fluidos y
solidos envueltos en la formacioacuten Zambrano del yacimiento El Difiacutecil
Teniendo en cuenta la tabla nuacutemero 2 que aparece en la guiacutea de laboratorio se realiza
la siguiente grafica de Presioacuten capilar Vs Saturacioacuten de agua a condiciones de
laboratorio
Grafica No 1
El efecto que tiene el tamantildeo y distribucioacuten de los poros estaacute dado por que a medida
que se aumenta el diaacutemetro de los poros o de la seccioacuten poral que estaacute distribuida en
medio de los granos de la roca de yacimiento la altura h alcanzada por el fluido de
yacimiento a traveacutes del capilar es asiacute que un sistema de roca-yacimiento con poros de
tamantildeo pequentildeo tendraacute una zona de transicioacuten (espesor vertical sobre el cual la
saturacioacuten de agua variacutea desde 100 hasta la saturacioacuten de agua irreducible Swc) maacutes
grande
El tamantildeo de los poros en las rocas-yacimiento tambieacuten estaacute relacionado con la
permeabilidad y se puede decir que yacimientos con altas permeabilidades tendraacuten
zonas de transicioacuten maacutes pequentildeas que yacimientos con baja permeabilidad
b) Con los resultados de la tabla (2) y la tensioacuten interfacial a condiciones de laboratorio
elaborar la tabla 3 de la funcioacuten J Vs Sw para las 4 muestras
0
5
10
15
20
25
30
35
0 20 40 60 80 100
Pre
sio
n c
apila
r p
si
Saturacion de agua Sw
Presion Capilar Vs Satutacion
Muestra A
Muestra B
Muestra C
Muestra D
Se calcula la Funcioacuten J promedio en funcioacuten de las diferentes saturaciones teniendo en
cuenta las tensioacuten interfacial aire-salmuera a condiciones de
Laboratorio fue de 72 dinascm y el Angulo de contacto asumido en el laboratorio fue 0deg
con la siguiente ecuacioacuten
Se procede a calcular la Funcioacuten J en funcioacuten de Sw
Muestra de caacutelculos para la muestra A
Muestra de caacutelculos para la muestra B
Muestra de caacutelculos para la muestra C
Muestra de caacutelculos para la muestra D
Muestra de caacutelculos para la Funcioacuten J promedio a la saturacioacuten de 100
Para hallar los datos de cada una de las muestras a las otras saturaciones del
laboratorio se utilizaron los datos de la tabla No 2
Los datos de las 4 muestras a condiciones de laboratorio se presentan en la tabla No 1
Tabla No 3
Saturacioacuten
Funcioacuten J
Muestra A Muestra B Muestra C Muestra D Funcioacuten J
promedio J(Sw)
100 014338525 008491644 00674703 004303434 0084701586
90 021507788 01528496 012819358 010758586 0150926728
80 025809345 021229111 024289309 021517172 0232112344
70 031544755 03056992 031711043 032275758 0315253689
60 035846313 043307386 041831588 045186061 0415428371
50 050184838 060290675 057349758 064551515 0580941968
40 075994184 093408088 101205456 103282425 0934725381
35 104671234 12058135 145061153 129103031 1248541921
30 150554515 17407871 -- -- 1623166124
20 344124605 -- -- -- 344124605
c) Representar graacuteficamente la funcioacuten J Vs Sw para las 4 muestras y trace entre los
puntos de cada saturacioacuten el promedio y presente con estos puntos el comportamiento
Esta curva representa la funcioacuten J promedio Vs saturacioacuten de agua a condiciones de
laboratorio
Grafica No 2
0
05
1
15
2
25
3
35
0 20 40 60 80 100
Fun
cio
n J
Saturacion de agua Sw
Funcion J promedio
Muestra A
Muestra B
Muestra C
Muestra D
Polinoacutemica (Funcion J promedio)
d) Con la funcioacuten J promedio a condiciones de laboratorio la porosidad y
permeabilidad promedio calcule la presioacuten capilar promedio para cada una de las
saturaciones a condiciones de laboratorio
Se calcula la permeabilidad y la porosidad promedio utilizando los datos de la Tabla No
1
Ahora se calcula la presioacuten capilar a condiciones de laboratorio con la siguiente
ecuacioacuten
Ahora se procede a calcular la Pc promedio en cada porcentaje de saturacioacuten a
condiciones de laboratorio teniendo en cuenta la funcioacuten J promedio asiacute (muestra de
caacutelculo para 100)
En la siguiente tabla se presentan las presiones capilares promedio para cada una de
las saturaciones a condiciones de laboratorio
Tabla No 4
Saturacioacuten Funcioacuten J promedio
Pc lab
100 0084701586 0897501307
90 0150926728 15992255
80 0232112344 2459471448
70 0315253689 3340440388
60 0415428371 4401895225
50 0580941968 6155683746
40 0934725381 9904386588
35 1248541921 1322959889
30 1623166124 1719913155
20 3441246054 364635774
e) Con la presioacuten capilar promedio Pc las tensiones interfaciales a condiciones del
yacimiento y del laboratorio calcule la presioacuten capilar promedio a condiciones del
yacimiento Pcy y grafique la presioacuten capilar promedio Vs Sw a condiciones de
yacimiento
Teniendo calculadas todas las presiones capilares promedio de cada porcentaje de
saturacioacuten las convertimos a las presiones capilares promedio en el yacimiento para lo
cual igualamos las ecuaciones de presioacuten capilar en el yacimiento y en el laboratorio
para dejar la primera en funcioacuten de la segunda asiacute
Muestra de caacutelculo de la presioacuten capilar promedio en el yacimiento saturada al 100
El resumen de todos los datos obtenidos anteriormente se hace en la siguiente tabla
Tabla No 5
Saturacioacuten Funcioacuten J promedio
Pc (10596039)J(Sw)
Pcy (0286261Pc)
100 0084701586 0897501307 0256919622
90 0150926728 15992255 0457795891
80 0232112344 2459471448 0704050756
70 0315253689 3340440388 0956237806
60 0415428371 4401895225 1260090929
50 0580941968 6155683746 1762132185
40 0934725381 9904386588 2835239609
35 1248541921 1322959889 3787118207
30 0811583062 1719913155 49234406
20 0860311514 364635774 104381001
Grafica presioacuten capilar promedio Vs saturacioacuten de agua a condiciones de yacimiento
Grafica No3
f) Convierta los valores de presioacuten capilar promedio a condiciones de yacimiento en
altura (h) y represeacutentelos a la derecha en el grafico anterior
Para este caso utilizamos la siguiente ecuacioacuten la cual relaciona la funcioacuten J (Sw) la
tensioacuten interfacial del sistema agua-condensado el aacutengulo de contacto las densidades
del agua y el condensado la permeabilidad y porosidad promedio de la roca y una
constante de conversioacuten asiacute
0
2
4
6
8
10
12
0 20 40 60 80 100
Pre
sio
n C
apila
r ya
cim
ien
to P
si
Saturacion de agua Sw
Pc Yacimiento Vs Sw
De esta forma en la anterior ecuacioacuten se reemplazan los valores de las funciones J
promedio a cada saturacioacuten para hallar las respectivas alturas (h)
Muestra de caacutelculo para la presioacuten capilar promedio de yacimiento 100 saturada
En la siguiente tabla se muestra la relacioacuten de las presiones capilares promedio a
condiciones de yacimiento en cada momento de saturacioacuten
Tabla No 6
Saturacioacuten Pc yac (Psi)
h (ft)
100 025691962 216353366
90 045779589 385512329
80 070405076 592884847
70 095623781 805252889
60 126009093 10611292
50 176213218 148390079
40 283523961 23875702
35 378711821 318915217
30 49234406 414605524
20 104381001 878997906
En la siguiente grafica se muestra la presioacuten capilar promedio a condiciones de
yacimiento Vs saturacioacuten de agua y tambieacuten se tienen en cuenta las alturas que
representan las presiones capilares en cada saturacioacuten
Grafica No 4
g) Con los resultados de las permeabilidades relativas de la tabla No 7 Graficar en
coordenadas cartesianas las permeabilidades relativas al condensado y al agua como
una funcioacuten de la saturacioacuten de agua en la misma escala de saturacioacuten de grafico
hecho en e
Grafica No 5
h) Con el comportamiento de las permeabilidades relativas del yacimiento el difiacutecil y el
grafico de presioacuten capilar promedio a condiciones de yacimiento defina la zona de
condensado la zona de agua y condensado por efecto de la capilaridad (zona de
transicioacuten) y la zona de agua al 100 la saturacioacuten irreducible de la fase mojante o
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
0
2
4
6
8
10
12
0 20 40 60 80 100
Alt
ura
ft
Pre
sio
n C
apila
r ya
cim
ien
to P
si
Saturacion de agua Sw
Pc Yacimiento Vs Sw
Pcy psi
h ft
0010203040506070809
1
0 20 40 60 80 100
Pe
rme
ab
ilid
ad
es
rela
tiva
s
Saturacion de agua Sw
Permeabilidad relativa Vs Sw
Kro
Krw
connata Swc la presioacuten de desplazamiento Pd el nivel de agua libre NAL el contacto
agua-condensado la profundidad para alcanzar la saturacioacuten del 50 si el contacto
agua-petroacuteleo CAP estaacute a 5500 ft
Grafica No 6
De la anterior grafica se puede inferir
Swc = 30
Pd = 03 psi
Nivel de agua libre
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
0
2
4
6
8
10
12
0 20 40 60 80 100
Pre
sio
n C
apila
r ya
cim
ien
to P
si
Saturacion de agua Sw
Pc Yacimiento Vs Sw
0
01
02
03
04
05
06
07
08
09
1
0 20 40 60 80 100
Per
mea
bili
dad
rela
tiva
Kr
Saturacion de agua Sw
Kro Krw Vs Sw
Kro
Krw
Contacto agua-condensado (5500 ft)
Condensado
Swc
Zona de transicioacuten
NAL=55025 ft
Profundidad para alcanzar una Sw de 50
i) Usando el meacutetodo de la funcioacuten J y el meacutetodo de la permeabilidad y cualesquiera otra
informacioacuten disponible pronostique la presioacuten capilar para las muestras E y tabule un
conjunto completo de informacioacuten de Presioacuten capilar Vs Saturacioacuten de agua para esta
muestra por dos meacutetodos
Por el meacutetodo de la funcioacuten J
Se tiene en cuenta la siguiente ecuacioacuten
Entonces como ya se tienen las funciones J promedio para cada saturacioacuten y los datos
de porosidad y permeabilidad para la muestra E reemplazamos estos datos en la
ecuacioacuten y despejamos la presioacuten capilar asiacute
Muestra de caacutelculo para la saturacioacuten al 100
Se despeja Pc de la anterior ecuacioacuten asiacute
La siguiente tabla muestra las presiones capilares de la muestra E a los otros
porcentajes de saturacioacuten Sw
Tabla No 7
Saturacioacuten Funcioacuten J promedio Pc psi
100 0084701586 141151775
90 0150926728 251513303
80 0232112344 386805856
70 0315253689 525357554
60 0415428371 692294619
50 0580941968 968116349
40 0934725381 155768213
35 1248541921 208064474
30 1623166124 270494085
20 3441246054 57346977
El comportamiento de la presioacuten capilar de esta muestra se representa en la siguiente
graacutefica
Grafica No 7
Ahora se procede a calcular la presioacuten capilar de la muestra E con el meacutetodo de la
permeabilidad asiacute
Se realiza la siguiente tabla en donde se ubican las presiones capilares de la muestra C
y D y los datos de saturacioacuten ya que los datos de permeabilidad de la muestra E se
encuentran en medio de las dos primeras los siguientes datos son tomados de la
graacutefica No 1
0
10
20
30
40
50
60
0 20 40 60 80 100
Pre
sio
n c
apila
r p
si
Saturacion de agua Sw
Pce Vs Sw
Tabla No 8
Muestra md Muestra C (68
md) Muestra D (25
md)
Presioacuten Capilar psi
2 88 92
4 76 84
5 68 80
6 60 76
7 56 72
95 48 63
12 44 56
15 40 50
20 36 44
Posteriormente se desarrolla un graacutefico semi-log en el cual se grafican los anteriores
datos correspondientes a las permeabilidades C (68 md) y D (25 md) en esta grafica
trazamos una liacutenea horizontal sobre la permeabilidad de 51 md (Muestra E) y alliacute
encontraacutendonos con las respectivas liacuteneas a cada presioacuten hallaremos la saturacioacuten
correspondiente asiacute
Grafica No 8
Tabulamos los datos de presioacuten capilar obtenidos en la graacutefica anterior teniendo en
cuenta la saturacioacuten
1
10
100
0 20 40 60 80 100
Per
mea
bili
dad
k m
d
Saturacion de agua Sw
K Vs Sw
2 psi
4 psi
5 psi
6 psi
7 psi
95 psi
12 psi
15 psi
20 psi
Tabla No 9
Pc(Psi) Sw
2 89
4 78
5 71
6 64
7 60
95 52
12 47
15 43
20 38
Ahora teniendo en cuenta la anterior tabla se grafica presioacuten capilar de la muestra E Vs
saturacioacuten de agua
Grafica No 9
6 PROPIEDADES ELECTRICAS DE LA FORMACION ZAMBRANO DEL
YACIMIENTO EL DIFICIL
En la tabla Ndeg 5 da la informacioacuten delas resistividades de la formacioacuten de las muestras
saturadas 100 con salmuera de 18500 ppm NaCl Ro (Ω-m) a la temperatura del
laboratorio de 90degF si la resistividad Rw es de 026 Ω-m calcular el Factor de
formacioacuten F
0
5
10
15
20
25
0 20 40 60 80 100
Pre
sio
n c
apila
r E
Psi
Saturacion de agua Sw
PcE Vs Sw
Muestra E
Tabla de Ndeg10
Identificacioacuten (D-22)
Muestra
Porosidad (fraccioacuten)
Ro (Ω-m) Factor de formacioacuten
(RoRw)
A 0211 86 3307692308
B 0188 96 3692307692
C 0135 135 5192307692
D 0122 148 5692307692
E 0128 161 6192307692
a) Graficar en papel log-log el factor de formacioacuten F como una funcioacuten de la
porosidad y determine el factor de Cementacioacuten m y la constante Archie a y
cuaacutel es la relacioacuten del factor de formacioacuten F y la porosidad Φ (ecuacioacuten) a
utilizar en la interpretacioacuten de registros eleacutectricos y seguacuten los resultados
realizar una descripcioacuten de la litologiacutea de las rocas de la formacioacuten Zambrano
del yacimiento el Difiacutecil
Ecuacioacuten del factor de formacioacuten
Doacutende
y = 59848x-1095
10
100
0001 001 01 1
Fact
or
de
fo
rmac
ion
(F)
Porosidad (Fraccioacuten)
Factor de formacioacuten Vs Porosidad
Luego utilizando la liacutenea recta que mejor une los puntos se encontroacute la siguiente
relacioacuten
LITOLOGIacuteA EXPRESIOacuteN MATEMAacuteTICA
Calizas y Dolomitas (rocas duras) 2
1F
Areniscas no consolidadas (rocas blandas) Formula de HumbleOilCia
152
620F
Areniscas consolidadas 2
810F
Areniscas en general (Carothers
1958) 541
451F
Areniscas arcillosas (Carothers
1958) 331
651
F
Carbonatos (Carothers 1958) 152
850
F
Areniscas del Plioceno del sur de
California (Carothers 1958) 081
452
F
Areniscas del Mioceno de Texas
Louisiana y Costa del Golfo
(Carothers y Porter 1970)
291
971
F
Rocas detriacuteticas limpias (Sethi 1979) )052(
1
F
La ecuacioacuten que maacutes se asemeja a la obtenida es 081
452
F la cual pertenece al grupo
de Areniscas del Plioceno del sur de California sin embargo como la formacioacuten
Zambrano pertenece a las edades del Proterozoico hasta el reciente se puede inferir
que la relacioacuten que existe es que en ambos casos se encuentran Areniscas ya que la
roca reservorio de esta zona es la Arenisca calcaacuterea
La tabla No 11 resume las resistividades de la muestra C saturadas parcialmente Rt
(Ω-m) determinadas durante la prueba de presioacuten capilar calcular el iacutendice de
resistividad IR
Tabla Ndeg11
Saturacioacuten Sw
Muestra C Resistividades de las
muestras parcialmente saturadas Rt
Iacutendice de resistividad IR
(RtRo)
90 135 182 1348148148
80 135 209 1548148148
70 135 239 177037037
60 135 297 22
50 135 344 2548148148
40 135 432 32
b) Graficar en papel log ndash log el iacutendice de resistividad IR como una funcioacuten de
la saturacioacuten y determine el exponente de saturacioacuten de agua innata la
resistividad el exponente de saturacioacuten y analice la mojabilidad de la roca
La saturacioacuten de agua es una propiedad que afecta de manera determinante la
resistividad de la roca ya que es esta por el contenido de iones es un fluido que
conduce la corriente eleacutectrica por tanto a mayor saturacioacuten de agua menor seraacute la
resistividad de la roca Ademaacutes que para nuestro caso el fluido mojante es el agua este
hecho estaacute relacionado con la resistividad de manera que si el fluido mojante se adhiere
a las paredes de la roca en este caso el agua tambieacuten afecta la resistividad
disminuyeacutendola
Hasta el momento soacutelo hemos considerado formaciones con el 100 de saturacioacuten en
agua Es obvio que las resistividades aumentan a medida que disminuye la porosidad
debido al decremento en el volumen de agua en la formacioacuten
y = 16729x-1068
10
100
10 100
Ind
ice
de
Re
sist
ivid
ad (R
tR
o)
Saturacioacuten (Sw)
Indice de resistividad Vs Saturacioacuten
7 TABLA DE RESULTADOS
Altura maacutexima 878997906 ft
Swc 30 CAP 5500 ft
NAL Funcioacuten del factor de
formacioacuten
Iacutendice de resistividad
en funcioacuten de la Saturacioacuten
Fase mojante Agua Fase no mojante Condensado
Litologiacutea Areniscas
8 ANALISIS DE RESULTADOS
En la curva de presioacuten capilar vs saturacioacuten (graacutefica No 1) la muestra A presenta
la mejor seleccioacuten y proporcioacuten de granos en la roca puesto que su curva a
medida que desciende la saturacioacuten de agua no tiene cambio brusco en la presioacuten
capilar aunque es normal que a medida que desciende la saturacioacuten de agua la
presioacuten capilar aumenta esto es porque el petroacuteleo al ser extraiacutedo desplaza
consigo agua por lo tanto la saturacioacuten de agua disminuye pero una vez que va
llegando a la saturacioacuten de agua irreducible el petroacuteleo necesita mayor presioacuten
para desplazarse ya que esta agua con nata va ocupando los poros De acuerdo a
esto la muestra A presenta mejor comportamiento con respecto a las otras
muestra las cuaacuteles poseen curvas para una saturacioacuten constante una mayor
presioacuten capilar entonces el crudo necesita mayor presioacuten para el desplazamiento
indicando variacioacuten del diaacutemetro de los poros comenzando inicialmente con
porosidades mayores hasta comenzar la declinacioacuten a porosidades menores
Lo anterior tambieacuten se confirma debido a la permeabilidad La muestra A al ser la
maacutes permeable es decir que el agua se adhiere faacutecilmente a la roca el crudo
necesita menor presioacuten al fluir por el medio poroso en relacioacuten con las otras
muestras menos permeables eacuteste si necesita mayor presioacuten para empujar el agua
que estaacute en menor grado adherida a la roca
Se realizoacute la funcioacuten J De LEVERET promedio de las muestras la cual intenta
obtener una mejor comprensioacuten de la distribucioacuten de los fluidos del yacimiento Esta
funcioacuten la cuaacutel es adimensional sirve para eliminar discrepancias en las curvas de
presioacuten capilar vs saturacioacuten y las reduce a una curva comuacuten Sabiendo que esta
surge de la interpretacioacuten entre la razoacuten de la permeabilidad y la porosidad la cual
es equivalente a la raiacutez cuadrada del radio promedio de los poros
Con respecto a la graacutefica No 4 esta muestra la relacioacuten de la presioacuten capilar del
yacimiento y la altura por encima del agua del capilar en funcioacuten de la saturacioacuten de
agua Lo que nos permite este esquema es comprender la distribucioacuten inicial de la
saturacioacuten del yacimiento entonces observamos la zona de transicioacuten medida en
pies la cual es la distancia vertical entre la saturacioacuten total del agua hasta la
saturacioacuten irreducible la cual es aproximadamente unos 86 ft de espesor
Acerca de la graacutefica de las permeabilidades relativas tanto del agua como del
petroacuteleo se pude inferir que un 30 del agua en el yacimiento es irreducible y que
aproximadamente un 16 del crudo es irreducible estaacutes proporciones de los fluidos
van a ser las que son irremovibles en el medio poroso del yacimiento Tambieacuten
apartir del graacutefico podemos establecer que la permeabilidad comuacuten para el agua y
el petroacuteleo se encuentra para una saturacioacuten del agua de un 58 y para el crudo un
42 seguacuten esto se pude concluir que la fase mojante es el agua debido tambieacuten a
que su curva de permeabilidad relativa es maacutes suavizada en relacioacuten con la del
petroacuteleo
Para la muestra E no se teniacutean datos de presioacuten capilar por tanto mediante la
utilizacioacuten de la funcioacuten J promedio obtenida a partir de las otras muestras fue
posible obtener los datos aproximados de Presioacuten capilar para cada saturacioacuten
para este caso tambieacuten es posible usar el meacutetodo de la permeabilidad que mediante
curvas a presioacuten capilar constantes de muestras adyacentes a la muestras E
permite obtener la saturacioacuten correspondiente teniendo en cuenta el dato de
permeabilidad correspondiente se observa aproximacioacuten entre los datos obtenidos
por ambos meacutetodos
La litologiacutea tambieacuten afecta la resistividad de la formacioacuten En general los carbonatos
exhiben resistividades maacutes altas que las rocas claacutesticas debido primordialmente a
la geometriacutea de los poros En el caso de los carbonatos el agua sigue viacuteas mucho
maacutes tortuosas y por lo tanto reduce la conductividad
Los meacutetodos de resistividad utilizan un trayecto eleacutectrico continuo a traveacutes de las
rocas que es provisto por la fase de agua En una formacioacuten mojable por petroacuteleo
el agua puede no ser continua Esto incide en el exponente de saturacioacuten n de la
ecuacioacuten de Archie que relaciona la saturacioacuten con la resistividad En condiciones
de mojabilidad por agua nlt= 2 pero en condiciones de mojabilidad por petroacuteleo ngt
2 en una formacioacuten mojable por petroacuteleo es probable que una evaluacioacuten de la
saturacioacuten basada en la resistividad sea incorrecta para el yacimiento de gas
condensado el Difiacutecil el exponente de saturacioacuten encontrado es lo cual
confirma que es una roca mojada por agua
9 FUENTES DE ERROR
En el momento de preparacioacuten del nuacutecleo es fundamental que este quede
correctamente saturado (100) con el fluido de prueba ya que si no es
asiacute al correr la prueba se pueden obtener errores en la medicioacuten de las
presiones
Una saturacioacuten incorrecta del plato poroso tambieacuten puede generar errores
en la toma de datos
Posibles peacuterdidas de presioacuten por escape de aire desde de la caacutemara del
equipo de prueba
Una incorrecta medicioacuten de la saturacioacuten de la muestra tambieacuten puede
generar desviaciones por lo tanto se requiere la mayor precisioacuten posible
Es importante tener en cuenta que se puede generar cierta desviacioacuten en
cuanto a la toma de datos de las curvas de presioacuten capilar
10 CONCLUSIONES
La presioacuten capilar es una propiedad de la roca del yacimiento que a su vez es
determinada tanto por otras propiedades de la roca como por propiedades del
fluido que esta contiene
La Funcion J es un meacutetodo fundamental en cuanto a los anaacutelisis que se deben
realizar a diferentes muestras del yacimiento ya que permite definir la relacioacuten
de la Saturacioacuten de agua porosidad el tamantildeo de los poros tensioacuten interfacial
de los fluidos y la permeabilidad con la Presioacuten Capilar mediante las curvas de
presioacuten capilar dando como resultados una clasificacioacuten del yacimiento en
cuanto a las propiedades del fluidos que contiene y caracteriacutesticas de la roca
como por ejemplo la litologiacutea
Con la curva tiacutepica de presioacuten capilar que se obtiene graficando los datos de
presioacuten capilar Vs la saturacioacuten de agua es posible obtener datos esenciales de
los fluidos del yacimiento tales como Saturacioacuten de agua connata las cotas del
Nivel de agua libre (NAL) Contacto agua petroacuteleo (CAP) descrita como la mayor
profundidad a la cual se encuentra Sw del 100 zona de transicioacuten definida
como la zona en la cual la saturacioacuten de agua variacutea desde Swc hasta la
saturacioacuten del 100 la zona donde solo se encuentra petroacuteleo caso en
particular condensado
La presioacuten capilar influye en la mojabilidad de este de ahiacute se determina el fluido
mojante y el no mojante presente en la roca el grado de mojabilidad estaacute
definido de las siguiente manera para los fluidos que se encuentran en el
yacimiento gaslt petroacuteleoltagua en el caso del yacimiento El difiacutecil se gracias a
los datos dados se infiere que el fluido mojante es el agua y el no mojante es el
condensado Ademaacutes de que el aacutengulo de contacto tambieacuten permite definir que
fluido es la fase mojante asiacute para aacutengulos de contacto Agua-petroacuteleolt 90deg se
define la fase mojante como el agua
Un fenoacutemeno importante a tener en cuenta es la Presioacuten de desplazamiento la
cual es definida como la presioacuten miacutenimanecesaria para remover el fluido no
mojante del yacimiento cuando se tiene un 100 de saturacioacuten de agua
A partir de datos eleacutectricos de la formacioacuten tales como resistividad tambieacuten se
pueden conocer datos importante de la roca y de los fluidos presentes en el
yacimiento tales como la litologiacutea Fase mojante
El petroacuteleo y el gas se comportan igual que la matriz de la formacioacuten o sea
que no son conductores de corrientes eleacutectricas y en consecuencia cuando
parte del agua de la formacioacuten es desplazada por sustancias no conductoras
como petroacuteleo y gas la conductividad disminuye con el consiguiente aumento de
la resistividad
RECOMENDACIONES
Conocer claramente el procedimiento a seguir para la realizacioacuten
de la prueba permitiendo al estudiante relacionarse maacutes con el
proceso preparacioacuten del equipo y de los corazones permitiendo asiacute
tener un concepto maacutes amplio acerca de los cuidados y de los
paraacutemetros que exige la norma para obtener datos acertados
Utilizar un grado de aproximacioacuten bastante riguroso en cuanto a los
datos que se obtienen en la prueba como tambieacuten los calculados
ya que esta determinacioacuten puede ocasionar algunas variaciones en
los resultados obtenidos
11 CUESTIONARIO
1 iquestQueacute otros meacutetodos se utilizan en la determinacioacuten de las curvas de presioacuten
capilar
Meacutetodo de inyeccioacuten de mercurio
El mercurio se comporta como fase no mojante frente a la gran mayoriacutea de los minerales que constituyen la matriz porosa de las rocas de intereacutes para la acumulacioacuten de hidrocarburos En otras palabras una roca porosa puesta en contacto con mercurio no sufre el proceso espontaacuteneo de imbibicioacuten Por el contrario para introducir el mercurio en la red poral es necesario vencer (mediante la aplicacioacuten de una presioacuten externa) las fuerzas capilares que se oponen al ingreso de esta fase liacutequida
Meacutetodo de la centriacutefuga
Se satura la muestra al 100 con agua de formacioacuten
Se coloca la muestra en un tubo de centrifuga especialmente disentildeado
Se hace girar la muestra a un reacutegimen fijo de revoluciones hasta que se detiene la eliminacioacuten de agua por efecto de la fuerza generada
Se hace la lectura de agua desplazada sin detener la centrifuga Para ello se emplea un estroboscopio que permite realizar la lectura en pleno reacutegimen de giro
Se repiten las operaciones indicadas en los puntos 3 y 4 a regiacutemenes crecientes de giro hasta alcanzar el maacuteximo reacutegimen previsto
Al final del proceso se dispone de una serie de pares de datos Reacutegimen de giro - Volumen desplazado Este juego de valores se transforma faacutecilmente a pares Presioacuten Capilar - Saturacioacuten promedio de la muestra pero requiere alguacuten tratamiento numeacuterico antes de convertirse en la curva de presioacuten capilar del sistema
Meacutetodo de la membrana semipermeable
Este meacutetodo tambieacuten conocido como meacutetodo Meacutetodo de Estados Restaurados es el meacutetodo de referencia para las mediciones de Presioacuten Capilar
Para las mediciones se emplea una caacutemara estanca en cuya base se coloca una membrana capilar (en general una porcelana muy homogeacutenea) previamente saturada con la fase mojante del sistema
Las muestras se saturan al 100 con la fase mojante (regularmente agua) y se colocan en el interior de la caacutemara estanca en contacto capilar con la membrana semi-permeable El contacto capilar se asegura con un material fino tal como tierra de diatomeas que se coloca entre la muestra y la membrana
La aplicacioacuten sucesiva de presiones crecientes de la fase desplazante permite establecer los puntos de saturacioacuten de las muestras
2 iquestCuaacuteles son las ventajas y desventajas de este meacutetodo
Ventajas
Una vez obtenido los datos es praacutectico y sencillo la interpretacioacuten de estos para
determinar la curva de presioacuten capilar
La obtener la curva se puede realizar diferentes caacutelculos permitiendo el anaacutelisis
para la descripcioacuten de los fluidos en este caso mojantes
El meacutetodo es directo y transformable a condiciones de yacimiento
Desventajas
La medicioacuten es lleva alguacuten tiempo incluso puede durar un mes
Para determinar la saturaciones irreducibles es necesario que la porosidad de la
roca se relativamente buena
Es soacutelo aplicable en curvas de drenaje
3 iquestQueacute aplicaciones tienen las curvas de presioacuten capilar
Las curvas de presioacuten capilar son de gran utilidad al momento de comprender la
distribucioacuten de los fluidos del yacimiento Al analizar las saturaciones residuales de
los fluidos permite comprender la cantidad de aceite que se puede recuperar (
presioacuten de desplazamiento)y la saturacioacuten de agua de formacioacuten Por medio de la
presioacuten capilar es posible analizar otro aspecto importante de los fluidos del
yacimiento se refiere entonces a su mojabilidad La presioacuten capilar accede para la
elaboracioacuten de caacutelculos de la roca tales como permeabilidad medios porosos y
distribucioacuten de granos
4 iquestCoacutemo se transforman los datos de Presioacuten Capilar a condiciones de
Yacimiento
Hay dos formas para dicha conversioacuten para un sistema de agua y petroacuteleo
tenemos
1 la siguiente ecuacioacuten es de consideracioacuten puesto que se debe tener en
cuenta la variacioacuten del aacutengulo de contacto ya que nos puede dar valores en
un rango de [1 -1] debido a la funcioacuten trigonomeacutetrica del coseno la
ecuacioacuten se puede reducir dependiendo de si los cambios entre variables a
condiciones de laboratorio y yacimiento son considerables o no como lo es
el caso de la humectabilidad la cual no variacutea significativamente
2 La otra ecuacioacuten es
h=altura por encima contacto agua-petroacuteleo a una saturacioacuten del 100
h100= la altura de elevacioacuten en el capilar por encima de la presioacuten capilar
cero
= densidades del agua y del petroacuteleo (grcm3) y 00433 factor de
conversioacuten
5 iquestQueacute formulas se han desarrollado para estimar las permeabilidades a partir de los datos de presioacuten Capilar iquestQue otros datos se necesitan para efectuar los caacutelculos
Construyendo Graacuteficos del inverso de la presioacuten Capilar vs La Saturacioacuten de agua Se pueden obtener las permeabilidades relativas utilizando las ecuaciones de Burdine Para agua
1
0 2
0 22
1
Pc
dsPc
ds
Swi
SwiSwKrw
sw
Y para el crudo
1
0 2
0 22
1
Pc
dsPc
ds
Swi
SorSoKro
sw
Basaacutendonos en las ecuaciones podemos observar que para estimar las
permeabilidades relativas es necesario tener datos como Sw Swi para el
agua y So Sor para el crudo
BIBLIOGRAFIA
Paris de Ferrer Magdalena ldquoFUNDAMENTOS DE INGENIERIA DE YACIMIENTOSrdquo
Capitulo 5 Propiedades de la roca Presioacuten capilar Pag 271-294
Paginas consultadas para obtener informacioacuten acerca de la utlizacion de datos
eleacutectricos para interpretacioacuten de pozos
httptranslategooglecomtranslatehl=esamplangpair=en|esampu=httpwwwanswer
scomtopiccementation-factor
httpesscribdcomdoc27993174Perfilaje-Electrico-de-Pozo
httpsisbibunmsmedupebibvirtualdataTesisBasicfalla_vecap3pdf
httpwwwslbcom~mediaFilesresourcesoilfield_reviewspanish07aut07p44_
61ashx
Paginas consultadas para la obtencioacuten de datos sobre otros meacutetodos para obtencioacuten de
curvas de Presioacuten Capilar
httpwwwinlabcomarMembranahtm httpwwwinlabcomarCentrifugahtm httpwwwinlabcomarPc_Hghtm
Aplicaciones las curvas de Presioacuten Capilar
httpwwwagatlabscomspanishcontentcapillarypressurehtm
4 TABLA DE DATOS
En el yacimiento el Difiacutecil se corazonoacute el pozo D-22 se tomaron 50 pies del intervalo
productor de la formacioacuten Zambrano y se analizoacute en el laboratorio La tabla 1 resume
los resultados de porosidad y permeabilidad de las muestras seleccionadas del
intervalo productor
Tabla No 1
Identificacioacuten Profundidad (Pies bnm)
Permeabilidad (md) Porosidad (Fraccioacuten)
A 5450 ndash 5451 480 0211
B 5460 ndash 5461 150 0188
C 5470 ndash 5471 68 0135
D 5490 ndash 5491 25 0122
E 5480 ndash 5481 51 0128
La tabla No 2 da la informacioacuten del comportamiento de Presion Capilar Vs Saturacion
de agua sw de cuatro muestras de la tabla No1 obtenidas por el meacutetodo del plato
poroso para el sistema aire-salmuera (18500 ppm de NaCl equivalente) a
condiciones de laboratorio Las densidades del condensado y de la salmuera a
condiciones de yacimiento son 461 y 632 lbmpie3 respectivamente Las tensiones
interfaciales aire-salmuera a condiciones de laboratorio y condensado- salmuera a
condiciones de yacimiento fue de 72 y 238 dinascm respectivamente el angulo
asumido de contacto para el laboratorio es de cero (0deg) y para el yacimiento de 30deg
Tabla No 2
Saturacioacuten Datos de presioacuten
capilar psi
Muestra A Muestra B Muestra C Muestra D
100 1 1 1 1
90 15 18 19 25
80 18 25 36 5
70 22 36 47 75
60 25 51 62 105
50 35 71 85 15
40 53 11 15 24
35 73 142 215 30
30 105 205 -- --
20 24 -- -- --
5 TALLER DE PRESION CAPILAR Y MUESTRA DE CALCULOS
a) Con los resultados de la presioacuten capilar obtenidos para las muestras seleccionadas
por el meacutetodo del plato poroso graficar la presioacuten capilar Vs saturacioacuten de agua para
las cuatro muestras a condiciones del laboratorio y explique el efecto del tamantildeo y
distribucioacuten de los poros de la historia del proceso de saturacioacuten del tipo de fluidos y
solidos envueltos en la formacioacuten Zambrano del yacimiento El Difiacutecil
Teniendo en cuenta la tabla nuacutemero 2 que aparece en la guiacutea de laboratorio se realiza
la siguiente grafica de Presioacuten capilar Vs Saturacioacuten de agua a condiciones de
laboratorio
Grafica No 1
El efecto que tiene el tamantildeo y distribucioacuten de los poros estaacute dado por que a medida
que se aumenta el diaacutemetro de los poros o de la seccioacuten poral que estaacute distribuida en
medio de los granos de la roca de yacimiento la altura h alcanzada por el fluido de
yacimiento a traveacutes del capilar es asiacute que un sistema de roca-yacimiento con poros de
tamantildeo pequentildeo tendraacute una zona de transicioacuten (espesor vertical sobre el cual la
saturacioacuten de agua variacutea desde 100 hasta la saturacioacuten de agua irreducible Swc) maacutes
grande
El tamantildeo de los poros en las rocas-yacimiento tambieacuten estaacute relacionado con la
permeabilidad y se puede decir que yacimientos con altas permeabilidades tendraacuten
zonas de transicioacuten maacutes pequentildeas que yacimientos con baja permeabilidad
b) Con los resultados de la tabla (2) y la tensioacuten interfacial a condiciones de laboratorio
elaborar la tabla 3 de la funcioacuten J Vs Sw para las 4 muestras
0
5
10
15
20
25
30
35
0 20 40 60 80 100
Pre
sio
n c
apila
r p
si
Saturacion de agua Sw
Presion Capilar Vs Satutacion
Muestra A
Muestra B
Muestra C
Muestra D
Se calcula la Funcioacuten J promedio en funcioacuten de las diferentes saturaciones teniendo en
cuenta las tensioacuten interfacial aire-salmuera a condiciones de
Laboratorio fue de 72 dinascm y el Angulo de contacto asumido en el laboratorio fue 0deg
con la siguiente ecuacioacuten
Se procede a calcular la Funcioacuten J en funcioacuten de Sw
Muestra de caacutelculos para la muestra A
Muestra de caacutelculos para la muestra B
Muestra de caacutelculos para la muestra C
Muestra de caacutelculos para la muestra D
Muestra de caacutelculos para la Funcioacuten J promedio a la saturacioacuten de 100
Para hallar los datos de cada una de las muestras a las otras saturaciones del
laboratorio se utilizaron los datos de la tabla No 2
Los datos de las 4 muestras a condiciones de laboratorio se presentan en la tabla No 1
Tabla No 3
Saturacioacuten
Funcioacuten J
Muestra A Muestra B Muestra C Muestra D Funcioacuten J
promedio J(Sw)
100 014338525 008491644 00674703 004303434 0084701586
90 021507788 01528496 012819358 010758586 0150926728
80 025809345 021229111 024289309 021517172 0232112344
70 031544755 03056992 031711043 032275758 0315253689
60 035846313 043307386 041831588 045186061 0415428371
50 050184838 060290675 057349758 064551515 0580941968
40 075994184 093408088 101205456 103282425 0934725381
35 104671234 12058135 145061153 129103031 1248541921
30 150554515 17407871 -- -- 1623166124
20 344124605 -- -- -- 344124605
c) Representar graacuteficamente la funcioacuten J Vs Sw para las 4 muestras y trace entre los
puntos de cada saturacioacuten el promedio y presente con estos puntos el comportamiento
Esta curva representa la funcioacuten J promedio Vs saturacioacuten de agua a condiciones de
laboratorio
Grafica No 2
0
05
1
15
2
25
3
35
0 20 40 60 80 100
Fun
cio
n J
Saturacion de agua Sw
Funcion J promedio
Muestra A
Muestra B
Muestra C
Muestra D
Polinoacutemica (Funcion J promedio)
d) Con la funcioacuten J promedio a condiciones de laboratorio la porosidad y
permeabilidad promedio calcule la presioacuten capilar promedio para cada una de las
saturaciones a condiciones de laboratorio
Se calcula la permeabilidad y la porosidad promedio utilizando los datos de la Tabla No
1
Ahora se calcula la presioacuten capilar a condiciones de laboratorio con la siguiente
ecuacioacuten
Ahora se procede a calcular la Pc promedio en cada porcentaje de saturacioacuten a
condiciones de laboratorio teniendo en cuenta la funcioacuten J promedio asiacute (muestra de
caacutelculo para 100)
En la siguiente tabla se presentan las presiones capilares promedio para cada una de
las saturaciones a condiciones de laboratorio
Tabla No 4
Saturacioacuten Funcioacuten J promedio
Pc lab
100 0084701586 0897501307
90 0150926728 15992255
80 0232112344 2459471448
70 0315253689 3340440388
60 0415428371 4401895225
50 0580941968 6155683746
40 0934725381 9904386588
35 1248541921 1322959889
30 1623166124 1719913155
20 3441246054 364635774
e) Con la presioacuten capilar promedio Pc las tensiones interfaciales a condiciones del
yacimiento y del laboratorio calcule la presioacuten capilar promedio a condiciones del
yacimiento Pcy y grafique la presioacuten capilar promedio Vs Sw a condiciones de
yacimiento
Teniendo calculadas todas las presiones capilares promedio de cada porcentaje de
saturacioacuten las convertimos a las presiones capilares promedio en el yacimiento para lo
cual igualamos las ecuaciones de presioacuten capilar en el yacimiento y en el laboratorio
para dejar la primera en funcioacuten de la segunda asiacute
Muestra de caacutelculo de la presioacuten capilar promedio en el yacimiento saturada al 100
El resumen de todos los datos obtenidos anteriormente se hace en la siguiente tabla
Tabla No 5
Saturacioacuten Funcioacuten J promedio
Pc (10596039)J(Sw)
Pcy (0286261Pc)
100 0084701586 0897501307 0256919622
90 0150926728 15992255 0457795891
80 0232112344 2459471448 0704050756
70 0315253689 3340440388 0956237806
60 0415428371 4401895225 1260090929
50 0580941968 6155683746 1762132185
40 0934725381 9904386588 2835239609
35 1248541921 1322959889 3787118207
30 0811583062 1719913155 49234406
20 0860311514 364635774 104381001
Grafica presioacuten capilar promedio Vs saturacioacuten de agua a condiciones de yacimiento
Grafica No3
f) Convierta los valores de presioacuten capilar promedio a condiciones de yacimiento en
altura (h) y represeacutentelos a la derecha en el grafico anterior
Para este caso utilizamos la siguiente ecuacioacuten la cual relaciona la funcioacuten J (Sw) la
tensioacuten interfacial del sistema agua-condensado el aacutengulo de contacto las densidades
del agua y el condensado la permeabilidad y porosidad promedio de la roca y una
constante de conversioacuten asiacute
0
2
4
6
8
10
12
0 20 40 60 80 100
Pre
sio
n C
apila
r ya
cim
ien
to P
si
Saturacion de agua Sw
Pc Yacimiento Vs Sw
De esta forma en la anterior ecuacioacuten se reemplazan los valores de las funciones J
promedio a cada saturacioacuten para hallar las respectivas alturas (h)
Muestra de caacutelculo para la presioacuten capilar promedio de yacimiento 100 saturada
En la siguiente tabla se muestra la relacioacuten de las presiones capilares promedio a
condiciones de yacimiento en cada momento de saturacioacuten
Tabla No 6
Saturacioacuten Pc yac (Psi)
h (ft)
100 025691962 216353366
90 045779589 385512329
80 070405076 592884847
70 095623781 805252889
60 126009093 10611292
50 176213218 148390079
40 283523961 23875702
35 378711821 318915217
30 49234406 414605524
20 104381001 878997906
En la siguiente grafica se muestra la presioacuten capilar promedio a condiciones de
yacimiento Vs saturacioacuten de agua y tambieacuten se tienen en cuenta las alturas que
representan las presiones capilares en cada saturacioacuten
Grafica No 4
g) Con los resultados de las permeabilidades relativas de la tabla No 7 Graficar en
coordenadas cartesianas las permeabilidades relativas al condensado y al agua como
una funcioacuten de la saturacioacuten de agua en la misma escala de saturacioacuten de grafico
hecho en e
Grafica No 5
h) Con el comportamiento de las permeabilidades relativas del yacimiento el difiacutecil y el
grafico de presioacuten capilar promedio a condiciones de yacimiento defina la zona de
condensado la zona de agua y condensado por efecto de la capilaridad (zona de
transicioacuten) y la zona de agua al 100 la saturacioacuten irreducible de la fase mojante o
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
0
2
4
6
8
10
12
0 20 40 60 80 100
Alt
ura
ft
Pre
sio
n C
apila
r ya
cim
ien
to P
si
Saturacion de agua Sw
Pc Yacimiento Vs Sw
Pcy psi
h ft
0010203040506070809
1
0 20 40 60 80 100
Pe
rme
ab
ilid
ad
es
rela
tiva
s
Saturacion de agua Sw
Permeabilidad relativa Vs Sw
Kro
Krw
connata Swc la presioacuten de desplazamiento Pd el nivel de agua libre NAL el contacto
agua-condensado la profundidad para alcanzar la saturacioacuten del 50 si el contacto
agua-petroacuteleo CAP estaacute a 5500 ft
Grafica No 6
De la anterior grafica se puede inferir
Swc = 30
Pd = 03 psi
Nivel de agua libre
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
0
2
4
6
8
10
12
0 20 40 60 80 100
Pre
sio
n C
apila
r ya
cim
ien
to P
si
Saturacion de agua Sw
Pc Yacimiento Vs Sw
0
01
02
03
04
05
06
07
08
09
1
0 20 40 60 80 100
Per
mea
bili
dad
rela
tiva
Kr
Saturacion de agua Sw
Kro Krw Vs Sw
Kro
Krw
Contacto agua-condensado (5500 ft)
Condensado
Swc
Zona de transicioacuten
NAL=55025 ft
Profundidad para alcanzar una Sw de 50
i) Usando el meacutetodo de la funcioacuten J y el meacutetodo de la permeabilidad y cualesquiera otra
informacioacuten disponible pronostique la presioacuten capilar para las muestras E y tabule un
conjunto completo de informacioacuten de Presioacuten capilar Vs Saturacioacuten de agua para esta
muestra por dos meacutetodos
Por el meacutetodo de la funcioacuten J
Se tiene en cuenta la siguiente ecuacioacuten
Entonces como ya se tienen las funciones J promedio para cada saturacioacuten y los datos
de porosidad y permeabilidad para la muestra E reemplazamos estos datos en la
ecuacioacuten y despejamos la presioacuten capilar asiacute
Muestra de caacutelculo para la saturacioacuten al 100
Se despeja Pc de la anterior ecuacioacuten asiacute
La siguiente tabla muestra las presiones capilares de la muestra E a los otros
porcentajes de saturacioacuten Sw
Tabla No 7
Saturacioacuten Funcioacuten J promedio Pc psi
100 0084701586 141151775
90 0150926728 251513303
80 0232112344 386805856
70 0315253689 525357554
60 0415428371 692294619
50 0580941968 968116349
40 0934725381 155768213
35 1248541921 208064474
30 1623166124 270494085
20 3441246054 57346977
El comportamiento de la presioacuten capilar de esta muestra se representa en la siguiente
graacutefica
Grafica No 7
Ahora se procede a calcular la presioacuten capilar de la muestra E con el meacutetodo de la
permeabilidad asiacute
Se realiza la siguiente tabla en donde se ubican las presiones capilares de la muestra C
y D y los datos de saturacioacuten ya que los datos de permeabilidad de la muestra E se
encuentran en medio de las dos primeras los siguientes datos son tomados de la
graacutefica No 1
0
10
20
30
40
50
60
0 20 40 60 80 100
Pre
sio
n c
apila
r p
si
Saturacion de agua Sw
Pce Vs Sw
Tabla No 8
Muestra md Muestra C (68
md) Muestra D (25
md)
Presioacuten Capilar psi
2 88 92
4 76 84
5 68 80
6 60 76
7 56 72
95 48 63
12 44 56
15 40 50
20 36 44
Posteriormente se desarrolla un graacutefico semi-log en el cual se grafican los anteriores
datos correspondientes a las permeabilidades C (68 md) y D (25 md) en esta grafica
trazamos una liacutenea horizontal sobre la permeabilidad de 51 md (Muestra E) y alliacute
encontraacutendonos con las respectivas liacuteneas a cada presioacuten hallaremos la saturacioacuten
correspondiente asiacute
Grafica No 8
Tabulamos los datos de presioacuten capilar obtenidos en la graacutefica anterior teniendo en
cuenta la saturacioacuten
1
10
100
0 20 40 60 80 100
Per
mea
bili
dad
k m
d
Saturacion de agua Sw
K Vs Sw
2 psi
4 psi
5 psi
6 psi
7 psi
95 psi
12 psi
15 psi
20 psi
Tabla No 9
Pc(Psi) Sw
2 89
4 78
5 71
6 64
7 60
95 52
12 47
15 43
20 38
Ahora teniendo en cuenta la anterior tabla se grafica presioacuten capilar de la muestra E Vs
saturacioacuten de agua
Grafica No 9
6 PROPIEDADES ELECTRICAS DE LA FORMACION ZAMBRANO DEL
YACIMIENTO EL DIFICIL
En la tabla Ndeg 5 da la informacioacuten delas resistividades de la formacioacuten de las muestras
saturadas 100 con salmuera de 18500 ppm NaCl Ro (Ω-m) a la temperatura del
laboratorio de 90degF si la resistividad Rw es de 026 Ω-m calcular el Factor de
formacioacuten F
0
5
10
15
20
25
0 20 40 60 80 100
Pre
sio
n c
apila
r E
Psi
Saturacion de agua Sw
PcE Vs Sw
Muestra E
Tabla de Ndeg10
Identificacioacuten (D-22)
Muestra
Porosidad (fraccioacuten)
Ro (Ω-m) Factor de formacioacuten
(RoRw)
A 0211 86 3307692308
B 0188 96 3692307692
C 0135 135 5192307692
D 0122 148 5692307692
E 0128 161 6192307692
a) Graficar en papel log-log el factor de formacioacuten F como una funcioacuten de la
porosidad y determine el factor de Cementacioacuten m y la constante Archie a y
cuaacutel es la relacioacuten del factor de formacioacuten F y la porosidad Φ (ecuacioacuten) a
utilizar en la interpretacioacuten de registros eleacutectricos y seguacuten los resultados
realizar una descripcioacuten de la litologiacutea de las rocas de la formacioacuten Zambrano
del yacimiento el Difiacutecil
Ecuacioacuten del factor de formacioacuten
Doacutende
y = 59848x-1095
10
100
0001 001 01 1
Fact
or
de
fo
rmac
ion
(F)
Porosidad (Fraccioacuten)
Factor de formacioacuten Vs Porosidad
Luego utilizando la liacutenea recta que mejor une los puntos se encontroacute la siguiente
relacioacuten
LITOLOGIacuteA EXPRESIOacuteN MATEMAacuteTICA
Calizas y Dolomitas (rocas duras) 2
1F
Areniscas no consolidadas (rocas blandas) Formula de HumbleOilCia
152
620F
Areniscas consolidadas 2
810F
Areniscas en general (Carothers
1958) 541
451F
Areniscas arcillosas (Carothers
1958) 331
651
F
Carbonatos (Carothers 1958) 152
850
F
Areniscas del Plioceno del sur de
California (Carothers 1958) 081
452
F
Areniscas del Mioceno de Texas
Louisiana y Costa del Golfo
(Carothers y Porter 1970)
291
971
F
Rocas detriacuteticas limpias (Sethi 1979) )052(
1
F
La ecuacioacuten que maacutes se asemeja a la obtenida es 081
452
F la cual pertenece al grupo
de Areniscas del Plioceno del sur de California sin embargo como la formacioacuten
Zambrano pertenece a las edades del Proterozoico hasta el reciente se puede inferir
que la relacioacuten que existe es que en ambos casos se encuentran Areniscas ya que la
roca reservorio de esta zona es la Arenisca calcaacuterea
La tabla No 11 resume las resistividades de la muestra C saturadas parcialmente Rt
(Ω-m) determinadas durante la prueba de presioacuten capilar calcular el iacutendice de
resistividad IR
Tabla Ndeg11
Saturacioacuten Sw
Muestra C Resistividades de las
muestras parcialmente saturadas Rt
Iacutendice de resistividad IR
(RtRo)
90 135 182 1348148148
80 135 209 1548148148
70 135 239 177037037
60 135 297 22
50 135 344 2548148148
40 135 432 32
b) Graficar en papel log ndash log el iacutendice de resistividad IR como una funcioacuten de
la saturacioacuten y determine el exponente de saturacioacuten de agua innata la
resistividad el exponente de saturacioacuten y analice la mojabilidad de la roca
La saturacioacuten de agua es una propiedad que afecta de manera determinante la
resistividad de la roca ya que es esta por el contenido de iones es un fluido que
conduce la corriente eleacutectrica por tanto a mayor saturacioacuten de agua menor seraacute la
resistividad de la roca Ademaacutes que para nuestro caso el fluido mojante es el agua este
hecho estaacute relacionado con la resistividad de manera que si el fluido mojante se adhiere
a las paredes de la roca en este caso el agua tambieacuten afecta la resistividad
disminuyeacutendola
Hasta el momento soacutelo hemos considerado formaciones con el 100 de saturacioacuten en
agua Es obvio que las resistividades aumentan a medida que disminuye la porosidad
debido al decremento en el volumen de agua en la formacioacuten
y = 16729x-1068
10
100
10 100
Ind
ice
de
Re
sist
ivid
ad (R
tR
o)
Saturacioacuten (Sw)
Indice de resistividad Vs Saturacioacuten
7 TABLA DE RESULTADOS
Altura maacutexima 878997906 ft
Swc 30 CAP 5500 ft
NAL Funcioacuten del factor de
formacioacuten
Iacutendice de resistividad
en funcioacuten de la Saturacioacuten
Fase mojante Agua Fase no mojante Condensado
Litologiacutea Areniscas
8 ANALISIS DE RESULTADOS
En la curva de presioacuten capilar vs saturacioacuten (graacutefica No 1) la muestra A presenta
la mejor seleccioacuten y proporcioacuten de granos en la roca puesto que su curva a
medida que desciende la saturacioacuten de agua no tiene cambio brusco en la presioacuten
capilar aunque es normal que a medida que desciende la saturacioacuten de agua la
presioacuten capilar aumenta esto es porque el petroacuteleo al ser extraiacutedo desplaza
consigo agua por lo tanto la saturacioacuten de agua disminuye pero una vez que va
llegando a la saturacioacuten de agua irreducible el petroacuteleo necesita mayor presioacuten
para desplazarse ya que esta agua con nata va ocupando los poros De acuerdo a
esto la muestra A presenta mejor comportamiento con respecto a las otras
muestra las cuaacuteles poseen curvas para una saturacioacuten constante una mayor
presioacuten capilar entonces el crudo necesita mayor presioacuten para el desplazamiento
indicando variacioacuten del diaacutemetro de los poros comenzando inicialmente con
porosidades mayores hasta comenzar la declinacioacuten a porosidades menores
Lo anterior tambieacuten se confirma debido a la permeabilidad La muestra A al ser la
maacutes permeable es decir que el agua se adhiere faacutecilmente a la roca el crudo
necesita menor presioacuten al fluir por el medio poroso en relacioacuten con las otras
muestras menos permeables eacuteste si necesita mayor presioacuten para empujar el agua
que estaacute en menor grado adherida a la roca
Se realizoacute la funcioacuten J De LEVERET promedio de las muestras la cual intenta
obtener una mejor comprensioacuten de la distribucioacuten de los fluidos del yacimiento Esta
funcioacuten la cuaacutel es adimensional sirve para eliminar discrepancias en las curvas de
presioacuten capilar vs saturacioacuten y las reduce a una curva comuacuten Sabiendo que esta
surge de la interpretacioacuten entre la razoacuten de la permeabilidad y la porosidad la cual
es equivalente a la raiacutez cuadrada del radio promedio de los poros
Con respecto a la graacutefica No 4 esta muestra la relacioacuten de la presioacuten capilar del
yacimiento y la altura por encima del agua del capilar en funcioacuten de la saturacioacuten de
agua Lo que nos permite este esquema es comprender la distribucioacuten inicial de la
saturacioacuten del yacimiento entonces observamos la zona de transicioacuten medida en
pies la cual es la distancia vertical entre la saturacioacuten total del agua hasta la
saturacioacuten irreducible la cual es aproximadamente unos 86 ft de espesor
Acerca de la graacutefica de las permeabilidades relativas tanto del agua como del
petroacuteleo se pude inferir que un 30 del agua en el yacimiento es irreducible y que
aproximadamente un 16 del crudo es irreducible estaacutes proporciones de los fluidos
van a ser las que son irremovibles en el medio poroso del yacimiento Tambieacuten
apartir del graacutefico podemos establecer que la permeabilidad comuacuten para el agua y
el petroacuteleo se encuentra para una saturacioacuten del agua de un 58 y para el crudo un
42 seguacuten esto se pude concluir que la fase mojante es el agua debido tambieacuten a
que su curva de permeabilidad relativa es maacutes suavizada en relacioacuten con la del
petroacuteleo
Para la muestra E no se teniacutean datos de presioacuten capilar por tanto mediante la
utilizacioacuten de la funcioacuten J promedio obtenida a partir de las otras muestras fue
posible obtener los datos aproximados de Presioacuten capilar para cada saturacioacuten
para este caso tambieacuten es posible usar el meacutetodo de la permeabilidad que mediante
curvas a presioacuten capilar constantes de muestras adyacentes a la muestras E
permite obtener la saturacioacuten correspondiente teniendo en cuenta el dato de
permeabilidad correspondiente se observa aproximacioacuten entre los datos obtenidos
por ambos meacutetodos
La litologiacutea tambieacuten afecta la resistividad de la formacioacuten En general los carbonatos
exhiben resistividades maacutes altas que las rocas claacutesticas debido primordialmente a
la geometriacutea de los poros En el caso de los carbonatos el agua sigue viacuteas mucho
maacutes tortuosas y por lo tanto reduce la conductividad
Los meacutetodos de resistividad utilizan un trayecto eleacutectrico continuo a traveacutes de las
rocas que es provisto por la fase de agua En una formacioacuten mojable por petroacuteleo
el agua puede no ser continua Esto incide en el exponente de saturacioacuten n de la
ecuacioacuten de Archie que relaciona la saturacioacuten con la resistividad En condiciones
de mojabilidad por agua nlt= 2 pero en condiciones de mojabilidad por petroacuteleo ngt
2 en una formacioacuten mojable por petroacuteleo es probable que una evaluacioacuten de la
saturacioacuten basada en la resistividad sea incorrecta para el yacimiento de gas
condensado el Difiacutecil el exponente de saturacioacuten encontrado es lo cual
confirma que es una roca mojada por agua
9 FUENTES DE ERROR
En el momento de preparacioacuten del nuacutecleo es fundamental que este quede
correctamente saturado (100) con el fluido de prueba ya que si no es
asiacute al correr la prueba se pueden obtener errores en la medicioacuten de las
presiones
Una saturacioacuten incorrecta del plato poroso tambieacuten puede generar errores
en la toma de datos
Posibles peacuterdidas de presioacuten por escape de aire desde de la caacutemara del
equipo de prueba
Una incorrecta medicioacuten de la saturacioacuten de la muestra tambieacuten puede
generar desviaciones por lo tanto se requiere la mayor precisioacuten posible
Es importante tener en cuenta que se puede generar cierta desviacioacuten en
cuanto a la toma de datos de las curvas de presioacuten capilar
10 CONCLUSIONES
La presioacuten capilar es una propiedad de la roca del yacimiento que a su vez es
determinada tanto por otras propiedades de la roca como por propiedades del
fluido que esta contiene
La Funcion J es un meacutetodo fundamental en cuanto a los anaacutelisis que se deben
realizar a diferentes muestras del yacimiento ya que permite definir la relacioacuten
de la Saturacioacuten de agua porosidad el tamantildeo de los poros tensioacuten interfacial
de los fluidos y la permeabilidad con la Presioacuten Capilar mediante las curvas de
presioacuten capilar dando como resultados una clasificacioacuten del yacimiento en
cuanto a las propiedades del fluidos que contiene y caracteriacutesticas de la roca
como por ejemplo la litologiacutea
Con la curva tiacutepica de presioacuten capilar que se obtiene graficando los datos de
presioacuten capilar Vs la saturacioacuten de agua es posible obtener datos esenciales de
los fluidos del yacimiento tales como Saturacioacuten de agua connata las cotas del
Nivel de agua libre (NAL) Contacto agua petroacuteleo (CAP) descrita como la mayor
profundidad a la cual se encuentra Sw del 100 zona de transicioacuten definida
como la zona en la cual la saturacioacuten de agua variacutea desde Swc hasta la
saturacioacuten del 100 la zona donde solo se encuentra petroacuteleo caso en
particular condensado
La presioacuten capilar influye en la mojabilidad de este de ahiacute se determina el fluido
mojante y el no mojante presente en la roca el grado de mojabilidad estaacute
definido de las siguiente manera para los fluidos que se encuentran en el
yacimiento gaslt petroacuteleoltagua en el caso del yacimiento El difiacutecil se gracias a
los datos dados se infiere que el fluido mojante es el agua y el no mojante es el
condensado Ademaacutes de que el aacutengulo de contacto tambieacuten permite definir que
fluido es la fase mojante asiacute para aacutengulos de contacto Agua-petroacuteleolt 90deg se
define la fase mojante como el agua
Un fenoacutemeno importante a tener en cuenta es la Presioacuten de desplazamiento la
cual es definida como la presioacuten miacutenimanecesaria para remover el fluido no
mojante del yacimiento cuando se tiene un 100 de saturacioacuten de agua
A partir de datos eleacutectricos de la formacioacuten tales como resistividad tambieacuten se
pueden conocer datos importante de la roca y de los fluidos presentes en el
yacimiento tales como la litologiacutea Fase mojante
El petroacuteleo y el gas se comportan igual que la matriz de la formacioacuten o sea
que no son conductores de corrientes eleacutectricas y en consecuencia cuando
parte del agua de la formacioacuten es desplazada por sustancias no conductoras
como petroacuteleo y gas la conductividad disminuye con el consiguiente aumento de
la resistividad
RECOMENDACIONES
Conocer claramente el procedimiento a seguir para la realizacioacuten
de la prueba permitiendo al estudiante relacionarse maacutes con el
proceso preparacioacuten del equipo y de los corazones permitiendo asiacute
tener un concepto maacutes amplio acerca de los cuidados y de los
paraacutemetros que exige la norma para obtener datos acertados
Utilizar un grado de aproximacioacuten bastante riguroso en cuanto a los
datos que se obtienen en la prueba como tambieacuten los calculados
ya que esta determinacioacuten puede ocasionar algunas variaciones en
los resultados obtenidos
11 CUESTIONARIO
1 iquestQueacute otros meacutetodos se utilizan en la determinacioacuten de las curvas de presioacuten
capilar
Meacutetodo de inyeccioacuten de mercurio
El mercurio se comporta como fase no mojante frente a la gran mayoriacutea de los minerales que constituyen la matriz porosa de las rocas de intereacutes para la acumulacioacuten de hidrocarburos En otras palabras una roca porosa puesta en contacto con mercurio no sufre el proceso espontaacuteneo de imbibicioacuten Por el contrario para introducir el mercurio en la red poral es necesario vencer (mediante la aplicacioacuten de una presioacuten externa) las fuerzas capilares que se oponen al ingreso de esta fase liacutequida
Meacutetodo de la centriacutefuga
Se satura la muestra al 100 con agua de formacioacuten
Se coloca la muestra en un tubo de centrifuga especialmente disentildeado
Se hace girar la muestra a un reacutegimen fijo de revoluciones hasta que se detiene la eliminacioacuten de agua por efecto de la fuerza generada
Se hace la lectura de agua desplazada sin detener la centrifuga Para ello se emplea un estroboscopio que permite realizar la lectura en pleno reacutegimen de giro
Se repiten las operaciones indicadas en los puntos 3 y 4 a regiacutemenes crecientes de giro hasta alcanzar el maacuteximo reacutegimen previsto
Al final del proceso se dispone de una serie de pares de datos Reacutegimen de giro - Volumen desplazado Este juego de valores se transforma faacutecilmente a pares Presioacuten Capilar - Saturacioacuten promedio de la muestra pero requiere alguacuten tratamiento numeacuterico antes de convertirse en la curva de presioacuten capilar del sistema
Meacutetodo de la membrana semipermeable
Este meacutetodo tambieacuten conocido como meacutetodo Meacutetodo de Estados Restaurados es el meacutetodo de referencia para las mediciones de Presioacuten Capilar
Para las mediciones se emplea una caacutemara estanca en cuya base se coloca una membrana capilar (en general una porcelana muy homogeacutenea) previamente saturada con la fase mojante del sistema
Las muestras se saturan al 100 con la fase mojante (regularmente agua) y se colocan en el interior de la caacutemara estanca en contacto capilar con la membrana semi-permeable El contacto capilar se asegura con un material fino tal como tierra de diatomeas que se coloca entre la muestra y la membrana
La aplicacioacuten sucesiva de presiones crecientes de la fase desplazante permite establecer los puntos de saturacioacuten de las muestras
2 iquestCuaacuteles son las ventajas y desventajas de este meacutetodo
Ventajas
Una vez obtenido los datos es praacutectico y sencillo la interpretacioacuten de estos para
determinar la curva de presioacuten capilar
La obtener la curva se puede realizar diferentes caacutelculos permitiendo el anaacutelisis
para la descripcioacuten de los fluidos en este caso mojantes
El meacutetodo es directo y transformable a condiciones de yacimiento
Desventajas
La medicioacuten es lleva alguacuten tiempo incluso puede durar un mes
Para determinar la saturaciones irreducibles es necesario que la porosidad de la
roca se relativamente buena
Es soacutelo aplicable en curvas de drenaje
3 iquestQueacute aplicaciones tienen las curvas de presioacuten capilar
Las curvas de presioacuten capilar son de gran utilidad al momento de comprender la
distribucioacuten de los fluidos del yacimiento Al analizar las saturaciones residuales de
los fluidos permite comprender la cantidad de aceite que se puede recuperar (
presioacuten de desplazamiento)y la saturacioacuten de agua de formacioacuten Por medio de la
presioacuten capilar es posible analizar otro aspecto importante de los fluidos del
yacimiento se refiere entonces a su mojabilidad La presioacuten capilar accede para la
elaboracioacuten de caacutelculos de la roca tales como permeabilidad medios porosos y
distribucioacuten de granos
4 iquestCoacutemo se transforman los datos de Presioacuten Capilar a condiciones de
Yacimiento
Hay dos formas para dicha conversioacuten para un sistema de agua y petroacuteleo
tenemos
1 la siguiente ecuacioacuten es de consideracioacuten puesto que se debe tener en
cuenta la variacioacuten del aacutengulo de contacto ya que nos puede dar valores en
un rango de [1 -1] debido a la funcioacuten trigonomeacutetrica del coseno la
ecuacioacuten se puede reducir dependiendo de si los cambios entre variables a
condiciones de laboratorio y yacimiento son considerables o no como lo es
el caso de la humectabilidad la cual no variacutea significativamente
2 La otra ecuacioacuten es
h=altura por encima contacto agua-petroacuteleo a una saturacioacuten del 100
h100= la altura de elevacioacuten en el capilar por encima de la presioacuten capilar
cero
= densidades del agua y del petroacuteleo (grcm3) y 00433 factor de
conversioacuten
5 iquestQueacute formulas se han desarrollado para estimar las permeabilidades a partir de los datos de presioacuten Capilar iquestQue otros datos se necesitan para efectuar los caacutelculos
Construyendo Graacuteficos del inverso de la presioacuten Capilar vs La Saturacioacuten de agua Se pueden obtener las permeabilidades relativas utilizando las ecuaciones de Burdine Para agua
1
0 2
0 22
1
Pc
dsPc
ds
Swi
SwiSwKrw
sw
Y para el crudo
1
0 2
0 22
1
Pc
dsPc
ds
Swi
SorSoKro
sw
Basaacutendonos en las ecuaciones podemos observar que para estimar las
permeabilidades relativas es necesario tener datos como Sw Swi para el
agua y So Sor para el crudo
BIBLIOGRAFIA
Paris de Ferrer Magdalena ldquoFUNDAMENTOS DE INGENIERIA DE YACIMIENTOSrdquo
Capitulo 5 Propiedades de la roca Presioacuten capilar Pag 271-294
Paginas consultadas para obtener informacioacuten acerca de la utlizacion de datos
eleacutectricos para interpretacioacuten de pozos
httptranslategooglecomtranslatehl=esamplangpair=en|esampu=httpwwwanswer
scomtopiccementation-factor
httpesscribdcomdoc27993174Perfilaje-Electrico-de-Pozo
httpsisbibunmsmedupebibvirtualdataTesisBasicfalla_vecap3pdf
httpwwwslbcom~mediaFilesresourcesoilfield_reviewspanish07aut07p44_
61ashx
Paginas consultadas para la obtencioacuten de datos sobre otros meacutetodos para obtencioacuten de
curvas de Presioacuten Capilar
httpwwwinlabcomarMembranahtm httpwwwinlabcomarCentrifugahtm httpwwwinlabcomarPc_Hghtm
Aplicaciones las curvas de Presioacuten Capilar
httpwwwagatlabscomspanishcontentcapillarypressurehtm
5 TALLER DE PRESION CAPILAR Y MUESTRA DE CALCULOS
a) Con los resultados de la presioacuten capilar obtenidos para las muestras seleccionadas
por el meacutetodo del plato poroso graficar la presioacuten capilar Vs saturacioacuten de agua para
las cuatro muestras a condiciones del laboratorio y explique el efecto del tamantildeo y
distribucioacuten de los poros de la historia del proceso de saturacioacuten del tipo de fluidos y
solidos envueltos en la formacioacuten Zambrano del yacimiento El Difiacutecil
Teniendo en cuenta la tabla nuacutemero 2 que aparece en la guiacutea de laboratorio se realiza
la siguiente grafica de Presioacuten capilar Vs Saturacioacuten de agua a condiciones de
laboratorio
Grafica No 1
El efecto que tiene el tamantildeo y distribucioacuten de los poros estaacute dado por que a medida
que se aumenta el diaacutemetro de los poros o de la seccioacuten poral que estaacute distribuida en
medio de los granos de la roca de yacimiento la altura h alcanzada por el fluido de
yacimiento a traveacutes del capilar es asiacute que un sistema de roca-yacimiento con poros de
tamantildeo pequentildeo tendraacute una zona de transicioacuten (espesor vertical sobre el cual la
saturacioacuten de agua variacutea desde 100 hasta la saturacioacuten de agua irreducible Swc) maacutes
grande
El tamantildeo de los poros en las rocas-yacimiento tambieacuten estaacute relacionado con la
permeabilidad y se puede decir que yacimientos con altas permeabilidades tendraacuten
zonas de transicioacuten maacutes pequentildeas que yacimientos con baja permeabilidad
b) Con los resultados de la tabla (2) y la tensioacuten interfacial a condiciones de laboratorio
elaborar la tabla 3 de la funcioacuten J Vs Sw para las 4 muestras
0
5
10
15
20
25
30
35
0 20 40 60 80 100
Pre
sio
n c
apila
r p
si
Saturacion de agua Sw
Presion Capilar Vs Satutacion
Muestra A
Muestra B
Muestra C
Muestra D
Se calcula la Funcioacuten J promedio en funcioacuten de las diferentes saturaciones teniendo en
cuenta las tensioacuten interfacial aire-salmuera a condiciones de
Laboratorio fue de 72 dinascm y el Angulo de contacto asumido en el laboratorio fue 0deg
con la siguiente ecuacioacuten
Se procede a calcular la Funcioacuten J en funcioacuten de Sw
Muestra de caacutelculos para la muestra A
Muestra de caacutelculos para la muestra B
Muestra de caacutelculos para la muestra C
Muestra de caacutelculos para la muestra D
Muestra de caacutelculos para la Funcioacuten J promedio a la saturacioacuten de 100
Para hallar los datos de cada una de las muestras a las otras saturaciones del
laboratorio se utilizaron los datos de la tabla No 2
Los datos de las 4 muestras a condiciones de laboratorio se presentan en la tabla No 1
Tabla No 3
Saturacioacuten
Funcioacuten J
Muestra A Muestra B Muestra C Muestra D Funcioacuten J
promedio J(Sw)
100 014338525 008491644 00674703 004303434 0084701586
90 021507788 01528496 012819358 010758586 0150926728
80 025809345 021229111 024289309 021517172 0232112344
70 031544755 03056992 031711043 032275758 0315253689
60 035846313 043307386 041831588 045186061 0415428371
50 050184838 060290675 057349758 064551515 0580941968
40 075994184 093408088 101205456 103282425 0934725381
35 104671234 12058135 145061153 129103031 1248541921
30 150554515 17407871 -- -- 1623166124
20 344124605 -- -- -- 344124605
c) Representar graacuteficamente la funcioacuten J Vs Sw para las 4 muestras y trace entre los
puntos de cada saturacioacuten el promedio y presente con estos puntos el comportamiento
Esta curva representa la funcioacuten J promedio Vs saturacioacuten de agua a condiciones de
laboratorio
Grafica No 2
0
05
1
15
2
25
3
35
0 20 40 60 80 100
Fun
cio
n J
Saturacion de agua Sw
Funcion J promedio
Muestra A
Muestra B
Muestra C
Muestra D
Polinoacutemica (Funcion J promedio)
d) Con la funcioacuten J promedio a condiciones de laboratorio la porosidad y
permeabilidad promedio calcule la presioacuten capilar promedio para cada una de las
saturaciones a condiciones de laboratorio
Se calcula la permeabilidad y la porosidad promedio utilizando los datos de la Tabla No
1
Ahora se calcula la presioacuten capilar a condiciones de laboratorio con la siguiente
ecuacioacuten
Ahora se procede a calcular la Pc promedio en cada porcentaje de saturacioacuten a
condiciones de laboratorio teniendo en cuenta la funcioacuten J promedio asiacute (muestra de
caacutelculo para 100)
En la siguiente tabla se presentan las presiones capilares promedio para cada una de
las saturaciones a condiciones de laboratorio
Tabla No 4
Saturacioacuten Funcioacuten J promedio
Pc lab
100 0084701586 0897501307
90 0150926728 15992255
80 0232112344 2459471448
70 0315253689 3340440388
60 0415428371 4401895225
50 0580941968 6155683746
40 0934725381 9904386588
35 1248541921 1322959889
30 1623166124 1719913155
20 3441246054 364635774
e) Con la presioacuten capilar promedio Pc las tensiones interfaciales a condiciones del
yacimiento y del laboratorio calcule la presioacuten capilar promedio a condiciones del
yacimiento Pcy y grafique la presioacuten capilar promedio Vs Sw a condiciones de
yacimiento
Teniendo calculadas todas las presiones capilares promedio de cada porcentaje de
saturacioacuten las convertimos a las presiones capilares promedio en el yacimiento para lo
cual igualamos las ecuaciones de presioacuten capilar en el yacimiento y en el laboratorio
para dejar la primera en funcioacuten de la segunda asiacute
Muestra de caacutelculo de la presioacuten capilar promedio en el yacimiento saturada al 100
El resumen de todos los datos obtenidos anteriormente se hace en la siguiente tabla
Tabla No 5
Saturacioacuten Funcioacuten J promedio
Pc (10596039)J(Sw)
Pcy (0286261Pc)
100 0084701586 0897501307 0256919622
90 0150926728 15992255 0457795891
80 0232112344 2459471448 0704050756
70 0315253689 3340440388 0956237806
60 0415428371 4401895225 1260090929
50 0580941968 6155683746 1762132185
40 0934725381 9904386588 2835239609
35 1248541921 1322959889 3787118207
30 0811583062 1719913155 49234406
20 0860311514 364635774 104381001
Grafica presioacuten capilar promedio Vs saturacioacuten de agua a condiciones de yacimiento
Grafica No3
f) Convierta los valores de presioacuten capilar promedio a condiciones de yacimiento en
altura (h) y represeacutentelos a la derecha en el grafico anterior
Para este caso utilizamos la siguiente ecuacioacuten la cual relaciona la funcioacuten J (Sw) la
tensioacuten interfacial del sistema agua-condensado el aacutengulo de contacto las densidades
del agua y el condensado la permeabilidad y porosidad promedio de la roca y una
constante de conversioacuten asiacute
0
2
4
6
8
10
12
0 20 40 60 80 100
Pre
sio
n C
apila
r ya
cim
ien
to P
si
Saturacion de agua Sw
Pc Yacimiento Vs Sw
De esta forma en la anterior ecuacioacuten se reemplazan los valores de las funciones J
promedio a cada saturacioacuten para hallar las respectivas alturas (h)
Muestra de caacutelculo para la presioacuten capilar promedio de yacimiento 100 saturada
En la siguiente tabla se muestra la relacioacuten de las presiones capilares promedio a
condiciones de yacimiento en cada momento de saturacioacuten
Tabla No 6
Saturacioacuten Pc yac (Psi)
h (ft)
100 025691962 216353366
90 045779589 385512329
80 070405076 592884847
70 095623781 805252889
60 126009093 10611292
50 176213218 148390079
40 283523961 23875702
35 378711821 318915217
30 49234406 414605524
20 104381001 878997906
En la siguiente grafica se muestra la presioacuten capilar promedio a condiciones de
yacimiento Vs saturacioacuten de agua y tambieacuten se tienen en cuenta las alturas que
representan las presiones capilares en cada saturacioacuten
Grafica No 4
g) Con los resultados de las permeabilidades relativas de la tabla No 7 Graficar en
coordenadas cartesianas las permeabilidades relativas al condensado y al agua como
una funcioacuten de la saturacioacuten de agua en la misma escala de saturacioacuten de grafico
hecho en e
Grafica No 5
h) Con el comportamiento de las permeabilidades relativas del yacimiento el difiacutecil y el
grafico de presioacuten capilar promedio a condiciones de yacimiento defina la zona de
condensado la zona de agua y condensado por efecto de la capilaridad (zona de
transicioacuten) y la zona de agua al 100 la saturacioacuten irreducible de la fase mojante o
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
0
2
4
6
8
10
12
0 20 40 60 80 100
Alt
ura
ft
Pre
sio
n C
apila
r ya
cim
ien
to P
si
Saturacion de agua Sw
Pc Yacimiento Vs Sw
Pcy psi
h ft
0010203040506070809
1
0 20 40 60 80 100
Pe
rme
ab
ilid
ad
es
rela
tiva
s
Saturacion de agua Sw
Permeabilidad relativa Vs Sw
Kro
Krw
connata Swc la presioacuten de desplazamiento Pd el nivel de agua libre NAL el contacto
agua-condensado la profundidad para alcanzar la saturacioacuten del 50 si el contacto
agua-petroacuteleo CAP estaacute a 5500 ft
Grafica No 6
De la anterior grafica se puede inferir
Swc = 30
Pd = 03 psi
Nivel de agua libre
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
0
2
4
6
8
10
12
0 20 40 60 80 100
Pre
sio
n C
apila
r ya
cim
ien
to P
si
Saturacion de agua Sw
Pc Yacimiento Vs Sw
0
01
02
03
04
05
06
07
08
09
1
0 20 40 60 80 100
Per
mea
bili
dad
rela
tiva
Kr
Saturacion de agua Sw
Kro Krw Vs Sw
Kro
Krw
Contacto agua-condensado (5500 ft)
Condensado
Swc
Zona de transicioacuten
NAL=55025 ft
Profundidad para alcanzar una Sw de 50
i) Usando el meacutetodo de la funcioacuten J y el meacutetodo de la permeabilidad y cualesquiera otra
informacioacuten disponible pronostique la presioacuten capilar para las muestras E y tabule un
conjunto completo de informacioacuten de Presioacuten capilar Vs Saturacioacuten de agua para esta
muestra por dos meacutetodos
Por el meacutetodo de la funcioacuten J
Se tiene en cuenta la siguiente ecuacioacuten
Entonces como ya se tienen las funciones J promedio para cada saturacioacuten y los datos
de porosidad y permeabilidad para la muestra E reemplazamos estos datos en la
ecuacioacuten y despejamos la presioacuten capilar asiacute
Muestra de caacutelculo para la saturacioacuten al 100
Se despeja Pc de la anterior ecuacioacuten asiacute
La siguiente tabla muestra las presiones capilares de la muestra E a los otros
porcentajes de saturacioacuten Sw
Tabla No 7
Saturacioacuten Funcioacuten J promedio Pc psi
100 0084701586 141151775
90 0150926728 251513303
80 0232112344 386805856
70 0315253689 525357554
60 0415428371 692294619
50 0580941968 968116349
40 0934725381 155768213
35 1248541921 208064474
30 1623166124 270494085
20 3441246054 57346977
El comportamiento de la presioacuten capilar de esta muestra se representa en la siguiente
graacutefica
Grafica No 7
Ahora se procede a calcular la presioacuten capilar de la muestra E con el meacutetodo de la
permeabilidad asiacute
Se realiza la siguiente tabla en donde se ubican las presiones capilares de la muestra C
y D y los datos de saturacioacuten ya que los datos de permeabilidad de la muestra E se
encuentran en medio de las dos primeras los siguientes datos son tomados de la
graacutefica No 1
0
10
20
30
40
50
60
0 20 40 60 80 100
Pre
sio
n c
apila
r p
si
Saturacion de agua Sw
Pce Vs Sw
Tabla No 8
Muestra md Muestra C (68
md) Muestra D (25
md)
Presioacuten Capilar psi
2 88 92
4 76 84
5 68 80
6 60 76
7 56 72
95 48 63
12 44 56
15 40 50
20 36 44
Posteriormente se desarrolla un graacutefico semi-log en el cual se grafican los anteriores
datos correspondientes a las permeabilidades C (68 md) y D (25 md) en esta grafica
trazamos una liacutenea horizontal sobre la permeabilidad de 51 md (Muestra E) y alliacute
encontraacutendonos con las respectivas liacuteneas a cada presioacuten hallaremos la saturacioacuten
correspondiente asiacute
Grafica No 8
Tabulamos los datos de presioacuten capilar obtenidos en la graacutefica anterior teniendo en
cuenta la saturacioacuten
1
10
100
0 20 40 60 80 100
Per
mea
bili
dad
k m
d
Saturacion de agua Sw
K Vs Sw
2 psi
4 psi
5 psi
6 psi
7 psi
95 psi
12 psi
15 psi
20 psi
Tabla No 9
Pc(Psi) Sw
2 89
4 78
5 71
6 64
7 60
95 52
12 47
15 43
20 38
Ahora teniendo en cuenta la anterior tabla se grafica presioacuten capilar de la muestra E Vs
saturacioacuten de agua
Grafica No 9
6 PROPIEDADES ELECTRICAS DE LA FORMACION ZAMBRANO DEL
YACIMIENTO EL DIFICIL
En la tabla Ndeg 5 da la informacioacuten delas resistividades de la formacioacuten de las muestras
saturadas 100 con salmuera de 18500 ppm NaCl Ro (Ω-m) a la temperatura del
laboratorio de 90degF si la resistividad Rw es de 026 Ω-m calcular el Factor de
formacioacuten F
0
5
10
15
20
25
0 20 40 60 80 100
Pre
sio
n c
apila
r E
Psi
Saturacion de agua Sw
PcE Vs Sw
Muestra E
Tabla de Ndeg10
Identificacioacuten (D-22)
Muestra
Porosidad (fraccioacuten)
Ro (Ω-m) Factor de formacioacuten
(RoRw)
A 0211 86 3307692308
B 0188 96 3692307692
C 0135 135 5192307692
D 0122 148 5692307692
E 0128 161 6192307692
a) Graficar en papel log-log el factor de formacioacuten F como una funcioacuten de la
porosidad y determine el factor de Cementacioacuten m y la constante Archie a y
cuaacutel es la relacioacuten del factor de formacioacuten F y la porosidad Φ (ecuacioacuten) a
utilizar en la interpretacioacuten de registros eleacutectricos y seguacuten los resultados
realizar una descripcioacuten de la litologiacutea de las rocas de la formacioacuten Zambrano
del yacimiento el Difiacutecil
Ecuacioacuten del factor de formacioacuten
Doacutende
y = 59848x-1095
10
100
0001 001 01 1
Fact
or
de
fo
rmac
ion
(F)
Porosidad (Fraccioacuten)
Factor de formacioacuten Vs Porosidad
Luego utilizando la liacutenea recta que mejor une los puntos se encontroacute la siguiente
relacioacuten
LITOLOGIacuteA EXPRESIOacuteN MATEMAacuteTICA
Calizas y Dolomitas (rocas duras) 2
1F
Areniscas no consolidadas (rocas blandas) Formula de HumbleOilCia
152
620F
Areniscas consolidadas 2
810F
Areniscas en general (Carothers
1958) 541
451F
Areniscas arcillosas (Carothers
1958) 331
651
F
Carbonatos (Carothers 1958) 152
850
F
Areniscas del Plioceno del sur de
California (Carothers 1958) 081
452
F
Areniscas del Mioceno de Texas
Louisiana y Costa del Golfo
(Carothers y Porter 1970)
291
971
F
Rocas detriacuteticas limpias (Sethi 1979) )052(
1
F
La ecuacioacuten que maacutes se asemeja a la obtenida es 081
452
F la cual pertenece al grupo
de Areniscas del Plioceno del sur de California sin embargo como la formacioacuten
Zambrano pertenece a las edades del Proterozoico hasta el reciente se puede inferir
que la relacioacuten que existe es que en ambos casos se encuentran Areniscas ya que la
roca reservorio de esta zona es la Arenisca calcaacuterea
La tabla No 11 resume las resistividades de la muestra C saturadas parcialmente Rt
(Ω-m) determinadas durante la prueba de presioacuten capilar calcular el iacutendice de
resistividad IR
Tabla Ndeg11
Saturacioacuten Sw
Muestra C Resistividades de las
muestras parcialmente saturadas Rt
Iacutendice de resistividad IR
(RtRo)
90 135 182 1348148148
80 135 209 1548148148
70 135 239 177037037
60 135 297 22
50 135 344 2548148148
40 135 432 32
b) Graficar en papel log ndash log el iacutendice de resistividad IR como una funcioacuten de
la saturacioacuten y determine el exponente de saturacioacuten de agua innata la
resistividad el exponente de saturacioacuten y analice la mojabilidad de la roca
La saturacioacuten de agua es una propiedad que afecta de manera determinante la
resistividad de la roca ya que es esta por el contenido de iones es un fluido que
conduce la corriente eleacutectrica por tanto a mayor saturacioacuten de agua menor seraacute la
resistividad de la roca Ademaacutes que para nuestro caso el fluido mojante es el agua este
hecho estaacute relacionado con la resistividad de manera que si el fluido mojante se adhiere
a las paredes de la roca en este caso el agua tambieacuten afecta la resistividad
disminuyeacutendola
Hasta el momento soacutelo hemos considerado formaciones con el 100 de saturacioacuten en
agua Es obvio que las resistividades aumentan a medida que disminuye la porosidad
debido al decremento en el volumen de agua en la formacioacuten
y = 16729x-1068
10
100
10 100
Ind
ice
de
Re
sist
ivid
ad (R
tR
o)
Saturacioacuten (Sw)
Indice de resistividad Vs Saturacioacuten
7 TABLA DE RESULTADOS
Altura maacutexima 878997906 ft
Swc 30 CAP 5500 ft
NAL Funcioacuten del factor de
formacioacuten
Iacutendice de resistividad
en funcioacuten de la Saturacioacuten
Fase mojante Agua Fase no mojante Condensado
Litologiacutea Areniscas
8 ANALISIS DE RESULTADOS
En la curva de presioacuten capilar vs saturacioacuten (graacutefica No 1) la muestra A presenta
la mejor seleccioacuten y proporcioacuten de granos en la roca puesto que su curva a
medida que desciende la saturacioacuten de agua no tiene cambio brusco en la presioacuten
capilar aunque es normal que a medida que desciende la saturacioacuten de agua la
presioacuten capilar aumenta esto es porque el petroacuteleo al ser extraiacutedo desplaza
consigo agua por lo tanto la saturacioacuten de agua disminuye pero una vez que va
llegando a la saturacioacuten de agua irreducible el petroacuteleo necesita mayor presioacuten
para desplazarse ya que esta agua con nata va ocupando los poros De acuerdo a
esto la muestra A presenta mejor comportamiento con respecto a las otras
muestra las cuaacuteles poseen curvas para una saturacioacuten constante una mayor
presioacuten capilar entonces el crudo necesita mayor presioacuten para el desplazamiento
indicando variacioacuten del diaacutemetro de los poros comenzando inicialmente con
porosidades mayores hasta comenzar la declinacioacuten a porosidades menores
Lo anterior tambieacuten se confirma debido a la permeabilidad La muestra A al ser la
maacutes permeable es decir que el agua se adhiere faacutecilmente a la roca el crudo
necesita menor presioacuten al fluir por el medio poroso en relacioacuten con las otras
muestras menos permeables eacuteste si necesita mayor presioacuten para empujar el agua
que estaacute en menor grado adherida a la roca
Se realizoacute la funcioacuten J De LEVERET promedio de las muestras la cual intenta
obtener una mejor comprensioacuten de la distribucioacuten de los fluidos del yacimiento Esta
funcioacuten la cuaacutel es adimensional sirve para eliminar discrepancias en las curvas de
presioacuten capilar vs saturacioacuten y las reduce a una curva comuacuten Sabiendo que esta
surge de la interpretacioacuten entre la razoacuten de la permeabilidad y la porosidad la cual
es equivalente a la raiacutez cuadrada del radio promedio de los poros
Con respecto a la graacutefica No 4 esta muestra la relacioacuten de la presioacuten capilar del
yacimiento y la altura por encima del agua del capilar en funcioacuten de la saturacioacuten de
agua Lo que nos permite este esquema es comprender la distribucioacuten inicial de la
saturacioacuten del yacimiento entonces observamos la zona de transicioacuten medida en
pies la cual es la distancia vertical entre la saturacioacuten total del agua hasta la
saturacioacuten irreducible la cual es aproximadamente unos 86 ft de espesor
Acerca de la graacutefica de las permeabilidades relativas tanto del agua como del
petroacuteleo se pude inferir que un 30 del agua en el yacimiento es irreducible y que
aproximadamente un 16 del crudo es irreducible estaacutes proporciones de los fluidos
van a ser las que son irremovibles en el medio poroso del yacimiento Tambieacuten
apartir del graacutefico podemos establecer que la permeabilidad comuacuten para el agua y
el petroacuteleo se encuentra para una saturacioacuten del agua de un 58 y para el crudo un
42 seguacuten esto se pude concluir que la fase mojante es el agua debido tambieacuten a
que su curva de permeabilidad relativa es maacutes suavizada en relacioacuten con la del
petroacuteleo
Para la muestra E no se teniacutean datos de presioacuten capilar por tanto mediante la
utilizacioacuten de la funcioacuten J promedio obtenida a partir de las otras muestras fue
posible obtener los datos aproximados de Presioacuten capilar para cada saturacioacuten
para este caso tambieacuten es posible usar el meacutetodo de la permeabilidad que mediante
curvas a presioacuten capilar constantes de muestras adyacentes a la muestras E
permite obtener la saturacioacuten correspondiente teniendo en cuenta el dato de
permeabilidad correspondiente se observa aproximacioacuten entre los datos obtenidos
por ambos meacutetodos
La litologiacutea tambieacuten afecta la resistividad de la formacioacuten En general los carbonatos
exhiben resistividades maacutes altas que las rocas claacutesticas debido primordialmente a
la geometriacutea de los poros En el caso de los carbonatos el agua sigue viacuteas mucho
maacutes tortuosas y por lo tanto reduce la conductividad
Los meacutetodos de resistividad utilizan un trayecto eleacutectrico continuo a traveacutes de las
rocas que es provisto por la fase de agua En una formacioacuten mojable por petroacuteleo
el agua puede no ser continua Esto incide en el exponente de saturacioacuten n de la
ecuacioacuten de Archie que relaciona la saturacioacuten con la resistividad En condiciones
de mojabilidad por agua nlt= 2 pero en condiciones de mojabilidad por petroacuteleo ngt
2 en una formacioacuten mojable por petroacuteleo es probable que una evaluacioacuten de la
saturacioacuten basada en la resistividad sea incorrecta para el yacimiento de gas
condensado el Difiacutecil el exponente de saturacioacuten encontrado es lo cual
confirma que es una roca mojada por agua
9 FUENTES DE ERROR
En el momento de preparacioacuten del nuacutecleo es fundamental que este quede
correctamente saturado (100) con el fluido de prueba ya que si no es
asiacute al correr la prueba se pueden obtener errores en la medicioacuten de las
presiones
Una saturacioacuten incorrecta del plato poroso tambieacuten puede generar errores
en la toma de datos
Posibles peacuterdidas de presioacuten por escape de aire desde de la caacutemara del
equipo de prueba
Una incorrecta medicioacuten de la saturacioacuten de la muestra tambieacuten puede
generar desviaciones por lo tanto se requiere la mayor precisioacuten posible
Es importante tener en cuenta que se puede generar cierta desviacioacuten en
cuanto a la toma de datos de las curvas de presioacuten capilar
10 CONCLUSIONES
La presioacuten capilar es una propiedad de la roca del yacimiento que a su vez es
determinada tanto por otras propiedades de la roca como por propiedades del
fluido que esta contiene
La Funcion J es un meacutetodo fundamental en cuanto a los anaacutelisis que se deben
realizar a diferentes muestras del yacimiento ya que permite definir la relacioacuten
de la Saturacioacuten de agua porosidad el tamantildeo de los poros tensioacuten interfacial
de los fluidos y la permeabilidad con la Presioacuten Capilar mediante las curvas de
presioacuten capilar dando como resultados una clasificacioacuten del yacimiento en
cuanto a las propiedades del fluidos que contiene y caracteriacutesticas de la roca
como por ejemplo la litologiacutea
Con la curva tiacutepica de presioacuten capilar que se obtiene graficando los datos de
presioacuten capilar Vs la saturacioacuten de agua es posible obtener datos esenciales de
los fluidos del yacimiento tales como Saturacioacuten de agua connata las cotas del
Nivel de agua libre (NAL) Contacto agua petroacuteleo (CAP) descrita como la mayor
profundidad a la cual se encuentra Sw del 100 zona de transicioacuten definida
como la zona en la cual la saturacioacuten de agua variacutea desde Swc hasta la
saturacioacuten del 100 la zona donde solo se encuentra petroacuteleo caso en
particular condensado
La presioacuten capilar influye en la mojabilidad de este de ahiacute se determina el fluido
mojante y el no mojante presente en la roca el grado de mojabilidad estaacute
definido de las siguiente manera para los fluidos que se encuentran en el
yacimiento gaslt petroacuteleoltagua en el caso del yacimiento El difiacutecil se gracias a
los datos dados se infiere que el fluido mojante es el agua y el no mojante es el
condensado Ademaacutes de que el aacutengulo de contacto tambieacuten permite definir que
fluido es la fase mojante asiacute para aacutengulos de contacto Agua-petroacuteleolt 90deg se
define la fase mojante como el agua
Un fenoacutemeno importante a tener en cuenta es la Presioacuten de desplazamiento la
cual es definida como la presioacuten miacutenimanecesaria para remover el fluido no
mojante del yacimiento cuando se tiene un 100 de saturacioacuten de agua
A partir de datos eleacutectricos de la formacioacuten tales como resistividad tambieacuten se
pueden conocer datos importante de la roca y de los fluidos presentes en el
yacimiento tales como la litologiacutea Fase mojante
El petroacuteleo y el gas se comportan igual que la matriz de la formacioacuten o sea
que no son conductores de corrientes eleacutectricas y en consecuencia cuando
parte del agua de la formacioacuten es desplazada por sustancias no conductoras
como petroacuteleo y gas la conductividad disminuye con el consiguiente aumento de
la resistividad
RECOMENDACIONES
Conocer claramente el procedimiento a seguir para la realizacioacuten
de la prueba permitiendo al estudiante relacionarse maacutes con el
proceso preparacioacuten del equipo y de los corazones permitiendo asiacute
tener un concepto maacutes amplio acerca de los cuidados y de los
paraacutemetros que exige la norma para obtener datos acertados
Utilizar un grado de aproximacioacuten bastante riguroso en cuanto a los
datos que se obtienen en la prueba como tambieacuten los calculados
ya que esta determinacioacuten puede ocasionar algunas variaciones en
los resultados obtenidos
11 CUESTIONARIO
1 iquestQueacute otros meacutetodos se utilizan en la determinacioacuten de las curvas de presioacuten
capilar
Meacutetodo de inyeccioacuten de mercurio
El mercurio se comporta como fase no mojante frente a la gran mayoriacutea de los minerales que constituyen la matriz porosa de las rocas de intereacutes para la acumulacioacuten de hidrocarburos En otras palabras una roca porosa puesta en contacto con mercurio no sufre el proceso espontaacuteneo de imbibicioacuten Por el contrario para introducir el mercurio en la red poral es necesario vencer (mediante la aplicacioacuten de una presioacuten externa) las fuerzas capilares que se oponen al ingreso de esta fase liacutequida
Meacutetodo de la centriacutefuga
Se satura la muestra al 100 con agua de formacioacuten
Se coloca la muestra en un tubo de centrifuga especialmente disentildeado
Se hace girar la muestra a un reacutegimen fijo de revoluciones hasta que se detiene la eliminacioacuten de agua por efecto de la fuerza generada
Se hace la lectura de agua desplazada sin detener la centrifuga Para ello se emplea un estroboscopio que permite realizar la lectura en pleno reacutegimen de giro
Se repiten las operaciones indicadas en los puntos 3 y 4 a regiacutemenes crecientes de giro hasta alcanzar el maacuteximo reacutegimen previsto
Al final del proceso se dispone de una serie de pares de datos Reacutegimen de giro - Volumen desplazado Este juego de valores se transforma faacutecilmente a pares Presioacuten Capilar - Saturacioacuten promedio de la muestra pero requiere alguacuten tratamiento numeacuterico antes de convertirse en la curva de presioacuten capilar del sistema
Meacutetodo de la membrana semipermeable
Este meacutetodo tambieacuten conocido como meacutetodo Meacutetodo de Estados Restaurados es el meacutetodo de referencia para las mediciones de Presioacuten Capilar
Para las mediciones se emplea una caacutemara estanca en cuya base se coloca una membrana capilar (en general una porcelana muy homogeacutenea) previamente saturada con la fase mojante del sistema
Las muestras se saturan al 100 con la fase mojante (regularmente agua) y se colocan en el interior de la caacutemara estanca en contacto capilar con la membrana semi-permeable El contacto capilar se asegura con un material fino tal como tierra de diatomeas que se coloca entre la muestra y la membrana
La aplicacioacuten sucesiva de presiones crecientes de la fase desplazante permite establecer los puntos de saturacioacuten de las muestras
2 iquestCuaacuteles son las ventajas y desventajas de este meacutetodo
Ventajas
Una vez obtenido los datos es praacutectico y sencillo la interpretacioacuten de estos para
determinar la curva de presioacuten capilar
La obtener la curva se puede realizar diferentes caacutelculos permitiendo el anaacutelisis
para la descripcioacuten de los fluidos en este caso mojantes
El meacutetodo es directo y transformable a condiciones de yacimiento
Desventajas
La medicioacuten es lleva alguacuten tiempo incluso puede durar un mes
Para determinar la saturaciones irreducibles es necesario que la porosidad de la
roca se relativamente buena
Es soacutelo aplicable en curvas de drenaje
3 iquestQueacute aplicaciones tienen las curvas de presioacuten capilar
Las curvas de presioacuten capilar son de gran utilidad al momento de comprender la
distribucioacuten de los fluidos del yacimiento Al analizar las saturaciones residuales de
los fluidos permite comprender la cantidad de aceite que se puede recuperar (
presioacuten de desplazamiento)y la saturacioacuten de agua de formacioacuten Por medio de la
presioacuten capilar es posible analizar otro aspecto importante de los fluidos del
yacimiento se refiere entonces a su mojabilidad La presioacuten capilar accede para la
elaboracioacuten de caacutelculos de la roca tales como permeabilidad medios porosos y
distribucioacuten de granos
4 iquestCoacutemo se transforman los datos de Presioacuten Capilar a condiciones de
Yacimiento
Hay dos formas para dicha conversioacuten para un sistema de agua y petroacuteleo
tenemos
1 la siguiente ecuacioacuten es de consideracioacuten puesto que se debe tener en
cuenta la variacioacuten del aacutengulo de contacto ya que nos puede dar valores en
un rango de [1 -1] debido a la funcioacuten trigonomeacutetrica del coseno la
ecuacioacuten se puede reducir dependiendo de si los cambios entre variables a
condiciones de laboratorio y yacimiento son considerables o no como lo es
el caso de la humectabilidad la cual no variacutea significativamente
2 La otra ecuacioacuten es
h=altura por encima contacto agua-petroacuteleo a una saturacioacuten del 100
h100= la altura de elevacioacuten en el capilar por encima de la presioacuten capilar
cero
= densidades del agua y del petroacuteleo (grcm3) y 00433 factor de
conversioacuten
5 iquestQueacute formulas se han desarrollado para estimar las permeabilidades a partir de los datos de presioacuten Capilar iquestQue otros datos se necesitan para efectuar los caacutelculos
Construyendo Graacuteficos del inverso de la presioacuten Capilar vs La Saturacioacuten de agua Se pueden obtener las permeabilidades relativas utilizando las ecuaciones de Burdine Para agua
1
0 2
0 22
1
Pc
dsPc
ds
Swi
SwiSwKrw
sw
Y para el crudo
1
0 2
0 22
1
Pc
dsPc
ds
Swi
SorSoKro
sw
Basaacutendonos en las ecuaciones podemos observar que para estimar las
permeabilidades relativas es necesario tener datos como Sw Swi para el
agua y So Sor para el crudo
BIBLIOGRAFIA
Paris de Ferrer Magdalena ldquoFUNDAMENTOS DE INGENIERIA DE YACIMIENTOSrdquo
Capitulo 5 Propiedades de la roca Presioacuten capilar Pag 271-294
Paginas consultadas para obtener informacioacuten acerca de la utlizacion de datos
eleacutectricos para interpretacioacuten de pozos
httptranslategooglecomtranslatehl=esamplangpair=en|esampu=httpwwwanswer
scomtopiccementation-factor
httpesscribdcomdoc27993174Perfilaje-Electrico-de-Pozo
httpsisbibunmsmedupebibvirtualdataTesisBasicfalla_vecap3pdf
httpwwwslbcom~mediaFilesresourcesoilfield_reviewspanish07aut07p44_
61ashx
Paginas consultadas para la obtencioacuten de datos sobre otros meacutetodos para obtencioacuten de
curvas de Presioacuten Capilar
httpwwwinlabcomarMembranahtm httpwwwinlabcomarCentrifugahtm httpwwwinlabcomarPc_Hghtm
Aplicaciones las curvas de Presioacuten Capilar
httpwwwagatlabscomspanishcontentcapillarypressurehtm
Se calcula la Funcioacuten J promedio en funcioacuten de las diferentes saturaciones teniendo en
cuenta las tensioacuten interfacial aire-salmuera a condiciones de
Laboratorio fue de 72 dinascm y el Angulo de contacto asumido en el laboratorio fue 0deg
con la siguiente ecuacioacuten
Se procede a calcular la Funcioacuten J en funcioacuten de Sw
Muestra de caacutelculos para la muestra A
Muestra de caacutelculos para la muestra B
Muestra de caacutelculos para la muestra C
Muestra de caacutelculos para la muestra D
Muestra de caacutelculos para la Funcioacuten J promedio a la saturacioacuten de 100
Para hallar los datos de cada una de las muestras a las otras saturaciones del
laboratorio se utilizaron los datos de la tabla No 2
Los datos de las 4 muestras a condiciones de laboratorio se presentan en la tabla No 1
Tabla No 3
Saturacioacuten
Funcioacuten J
Muestra A Muestra B Muestra C Muestra D Funcioacuten J
promedio J(Sw)
100 014338525 008491644 00674703 004303434 0084701586
90 021507788 01528496 012819358 010758586 0150926728
80 025809345 021229111 024289309 021517172 0232112344
70 031544755 03056992 031711043 032275758 0315253689
60 035846313 043307386 041831588 045186061 0415428371
50 050184838 060290675 057349758 064551515 0580941968
40 075994184 093408088 101205456 103282425 0934725381
35 104671234 12058135 145061153 129103031 1248541921
30 150554515 17407871 -- -- 1623166124
20 344124605 -- -- -- 344124605
c) Representar graacuteficamente la funcioacuten J Vs Sw para las 4 muestras y trace entre los
puntos de cada saturacioacuten el promedio y presente con estos puntos el comportamiento
Esta curva representa la funcioacuten J promedio Vs saturacioacuten de agua a condiciones de
laboratorio
Grafica No 2
0
05
1
15
2
25
3
35
0 20 40 60 80 100
Fun
cio
n J
Saturacion de agua Sw
Funcion J promedio
Muestra A
Muestra B
Muestra C
Muestra D
Polinoacutemica (Funcion J promedio)
d) Con la funcioacuten J promedio a condiciones de laboratorio la porosidad y
permeabilidad promedio calcule la presioacuten capilar promedio para cada una de las
saturaciones a condiciones de laboratorio
Se calcula la permeabilidad y la porosidad promedio utilizando los datos de la Tabla No
1
Ahora se calcula la presioacuten capilar a condiciones de laboratorio con la siguiente
ecuacioacuten
Ahora se procede a calcular la Pc promedio en cada porcentaje de saturacioacuten a
condiciones de laboratorio teniendo en cuenta la funcioacuten J promedio asiacute (muestra de
caacutelculo para 100)
En la siguiente tabla se presentan las presiones capilares promedio para cada una de
las saturaciones a condiciones de laboratorio
Tabla No 4
Saturacioacuten Funcioacuten J promedio
Pc lab
100 0084701586 0897501307
90 0150926728 15992255
80 0232112344 2459471448
70 0315253689 3340440388
60 0415428371 4401895225
50 0580941968 6155683746
40 0934725381 9904386588
35 1248541921 1322959889
30 1623166124 1719913155
20 3441246054 364635774
e) Con la presioacuten capilar promedio Pc las tensiones interfaciales a condiciones del
yacimiento y del laboratorio calcule la presioacuten capilar promedio a condiciones del
yacimiento Pcy y grafique la presioacuten capilar promedio Vs Sw a condiciones de
yacimiento
Teniendo calculadas todas las presiones capilares promedio de cada porcentaje de
saturacioacuten las convertimos a las presiones capilares promedio en el yacimiento para lo
cual igualamos las ecuaciones de presioacuten capilar en el yacimiento y en el laboratorio
para dejar la primera en funcioacuten de la segunda asiacute
Muestra de caacutelculo de la presioacuten capilar promedio en el yacimiento saturada al 100
El resumen de todos los datos obtenidos anteriormente se hace en la siguiente tabla
Tabla No 5
Saturacioacuten Funcioacuten J promedio
Pc (10596039)J(Sw)
Pcy (0286261Pc)
100 0084701586 0897501307 0256919622
90 0150926728 15992255 0457795891
80 0232112344 2459471448 0704050756
70 0315253689 3340440388 0956237806
60 0415428371 4401895225 1260090929
50 0580941968 6155683746 1762132185
40 0934725381 9904386588 2835239609
35 1248541921 1322959889 3787118207
30 0811583062 1719913155 49234406
20 0860311514 364635774 104381001
Grafica presioacuten capilar promedio Vs saturacioacuten de agua a condiciones de yacimiento
Grafica No3
f) Convierta los valores de presioacuten capilar promedio a condiciones de yacimiento en
altura (h) y represeacutentelos a la derecha en el grafico anterior
Para este caso utilizamos la siguiente ecuacioacuten la cual relaciona la funcioacuten J (Sw) la
tensioacuten interfacial del sistema agua-condensado el aacutengulo de contacto las densidades
del agua y el condensado la permeabilidad y porosidad promedio de la roca y una
constante de conversioacuten asiacute
0
2
4
6
8
10
12
0 20 40 60 80 100
Pre
sio
n C
apila
r ya
cim
ien
to P
si
Saturacion de agua Sw
Pc Yacimiento Vs Sw
De esta forma en la anterior ecuacioacuten se reemplazan los valores de las funciones J
promedio a cada saturacioacuten para hallar las respectivas alturas (h)
Muestra de caacutelculo para la presioacuten capilar promedio de yacimiento 100 saturada
En la siguiente tabla se muestra la relacioacuten de las presiones capilares promedio a
condiciones de yacimiento en cada momento de saturacioacuten
Tabla No 6
Saturacioacuten Pc yac (Psi)
h (ft)
100 025691962 216353366
90 045779589 385512329
80 070405076 592884847
70 095623781 805252889
60 126009093 10611292
50 176213218 148390079
40 283523961 23875702
35 378711821 318915217
30 49234406 414605524
20 104381001 878997906
En la siguiente grafica se muestra la presioacuten capilar promedio a condiciones de
yacimiento Vs saturacioacuten de agua y tambieacuten se tienen en cuenta las alturas que
representan las presiones capilares en cada saturacioacuten
Grafica No 4
g) Con los resultados de las permeabilidades relativas de la tabla No 7 Graficar en
coordenadas cartesianas las permeabilidades relativas al condensado y al agua como
una funcioacuten de la saturacioacuten de agua en la misma escala de saturacioacuten de grafico
hecho en e
Grafica No 5
h) Con el comportamiento de las permeabilidades relativas del yacimiento el difiacutecil y el
grafico de presioacuten capilar promedio a condiciones de yacimiento defina la zona de
condensado la zona de agua y condensado por efecto de la capilaridad (zona de
transicioacuten) y la zona de agua al 100 la saturacioacuten irreducible de la fase mojante o
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
0
2
4
6
8
10
12
0 20 40 60 80 100
Alt
ura
ft
Pre
sio
n C
apila
r ya
cim
ien
to P
si
Saturacion de agua Sw
Pc Yacimiento Vs Sw
Pcy psi
h ft
0010203040506070809
1
0 20 40 60 80 100
Pe
rme
ab
ilid
ad
es
rela
tiva
s
Saturacion de agua Sw
Permeabilidad relativa Vs Sw
Kro
Krw
connata Swc la presioacuten de desplazamiento Pd el nivel de agua libre NAL el contacto
agua-condensado la profundidad para alcanzar la saturacioacuten del 50 si el contacto
agua-petroacuteleo CAP estaacute a 5500 ft
Grafica No 6
De la anterior grafica se puede inferir
Swc = 30
Pd = 03 psi
Nivel de agua libre
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
0
2
4
6
8
10
12
0 20 40 60 80 100
Pre
sio
n C
apila
r ya
cim
ien
to P
si
Saturacion de agua Sw
Pc Yacimiento Vs Sw
0
01
02
03
04
05
06
07
08
09
1
0 20 40 60 80 100
Per
mea
bili
dad
rela
tiva
Kr
Saturacion de agua Sw
Kro Krw Vs Sw
Kro
Krw
Contacto agua-condensado (5500 ft)
Condensado
Swc
Zona de transicioacuten
NAL=55025 ft
Profundidad para alcanzar una Sw de 50
i) Usando el meacutetodo de la funcioacuten J y el meacutetodo de la permeabilidad y cualesquiera otra
informacioacuten disponible pronostique la presioacuten capilar para las muestras E y tabule un
conjunto completo de informacioacuten de Presioacuten capilar Vs Saturacioacuten de agua para esta
muestra por dos meacutetodos
Por el meacutetodo de la funcioacuten J
Se tiene en cuenta la siguiente ecuacioacuten
Entonces como ya se tienen las funciones J promedio para cada saturacioacuten y los datos
de porosidad y permeabilidad para la muestra E reemplazamos estos datos en la
ecuacioacuten y despejamos la presioacuten capilar asiacute
Muestra de caacutelculo para la saturacioacuten al 100
Se despeja Pc de la anterior ecuacioacuten asiacute
La siguiente tabla muestra las presiones capilares de la muestra E a los otros
porcentajes de saturacioacuten Sw
Tabla No 7
Saturacioacuten Funcioacuten J promedio Pc psi
100 0084701586 141151775
90 0150926728 251513303
80 0232112344 386805856
70 0315253689 525357554
60 0415428371 692294619
50 0580941968 968116349
40 0934725381 155768213
35 1248541921 208064474
30 1623166124 270494085
20 3441246054 57346977
El comportamiento de la presioacuten capilar de esta muestra se representa en la siguiente
graacutefica
Grafica No 7
Ahora se procede a calcular la presioacuten capilar de la muestra E con el meacutetodo de la
permeabilidad asiacute
Se realiza la siguiente tabla en donde se ubican las presiones capilares de la muestra C
y D y los datos de saturacioacuten ya que los datos de permeabilidad de la muestra E se
encuentran en medio de las dos primeras los siguientes datos son tomados de la
graacutefica No 1
0
10
20
30
40
50
60
0 20 40 60 80 100
Pre
sio
n c
apila
r p
si
Saturacion de agua Sw
Pce Vs Sw
Tabla No 8
Muestra md Muestra C (68
md) Muestra D (25
md)
Presioacuten Capilar psi
2 88 92
4 76 84
5 68 80
6 60 76
7 56 72
95 48 63
12 44 56
15 40 50
20 36 44
Posteriormente se desarrolla un graacutefico semi-log en el cual se grafican los anteriores
datos correspondientes a las permeabilidades C (68 md) y D (25 md) en esta grafica
trazamos una liacutenea horizontal sobre la permeabilidad de 51 md (Muestra E) y alliacute
encontraacutendonos con las respectivas liacuteneas a cada presioacuten hallaremos la saturacioacuten
correspondiente asiacute
Grafica No 8
Tabulamos los datos de presioacuten capilar obtenidos en la graacutefica anterior teniendo en
cuenta la saturacioacuten
1
10
100
0 20 40 60 80 100
Per
mea
bili
dad
k m
d
Saturacion de agua Sw
K Vs Sw
2 psi
4 psi
5 psi
6 psi
7 psi
95 psi
12 psi
15 psi
20 psi
Tabla No 9
Pc(Psi) Sw
2 89
4 78
5 71
6 64
7 60
95 52
12 47
15 43
20 38
Ahora teniendo en cuenta la anterior tabla se grafica presioacuten capilar de la muestra E Vs
saturacioacuten de agua
Grafica No 9
6 PROPIEDADES ELECTRICAS DE LA FORMACION ZAMBRANO DEL
YACIMIENTO EL DIFICIL
En la tabla Ndeg 5 da la informacioacuten delas resistividades de la formacioacuten de las muestras
saturadas 100 con salmuera de 18500 ppm NaCl Ro (Ω-m) a la temperatura del
laboratorio de 90degF si la resistividad Rw es de 026 Ω-m calcular el Factor de
formacioacuten F
0
5
10
15
20
25
0 20 40 60 80 100
Pre
sio
n c
apila
r E
Psi
Saturacion de agua Sw
PcE Vs Sw
Muestra E
Tabla de Ndeg10
Identificacioacuten (D-22)
Muestra
Porosidad (fraccioacuten)
Ro (Ω-m) Factor de formacioacuten
(RoRw)
A 0211 86 3307692308
B 0188 96 3692307692
C 0135 135 5192307692
D 0122 148 5692307692
E 0128 161 6192307692
a) Graficar en papel log-log el factor de formacioacuten F como una funcioacuten de la
porosidad y determine el factor de Cementacioacuten m y la constante Archie a y
cuaacutel es la relacioacuten del factor de formacioacuten F y la porosidad Φ (ecuacioacuten) a
utilizar en la interpretacioacuten de registros eleacutectricos y seguacuten los resultados
realizar una descripcioacuten de la litologiacutea de las rocas de la formacioacuten Zambrano
del yacimiento el Difiacutecil
Ecuacioacuten del factor de formacioacuten
Doacutende
y = 59848x-1095
10
100
0001 001 01 1
Fact
or
de
fo
rmac
ion
(F)
Porosidad (Fraccioacuten)
Factor de formacioacuten Vs Porosidad
Luego utilizando la liacutenea recta que mejor une los puntos se encontroacute la siguiente
relacioacuten
LITOLOGIacuteA EXPRESIOacuteN MATEMAacuteTICA
Calizas y Dolomitas (rocas duras) 2
1F
Areniscas no consolidadas (rocas blandas) Formula de HumbleOilCia
152
620F
Areniscas consolidadas 2
810F
Areniscas en general (Carothers
1958) 541
451F
Areniscas arcillosas (Carothers
1958) 331
651
F
Carbonatos (Carothers 1958) 152
850
F
Areniscas del Plioceno del sur de
California (Carothers 1958) 081
452
F
Areniscas del Mioceno de Texas
Louisiana y Costa del Golfo
(Carothers y Porter 1970)
291
971
F
Rocas detriacuteticas limpias (Sethi 1979) )052(
1
F
La ecuacioacuten que maacutes se asemeja a la obtenida es 081
452
F la cual pertenece al grupo
de Areniscas del Plioceno del sur de California sin embargo como la formacioacuten
Zambrano pertenece a las edades del Proterozoico hasta el reciente se puede inferir
que la relacioacuten que existe es que en ambos casos se encuentran Areniscas ya que la
roca reservorio de esta zona es la Arenisca calcaacuterea
La tabla No 11 resume las resistividades de la muestra C saturadas parcialmente Rt
(Ω-m) determinadas durante la prueba de presioacuten capilar calcular el iacutendice de
resistividad IR
Tabla Ndeg11
Saturacioacuten Sw
Muestra C Resistividades de las
muestras parcialmente saturadas Rt
Iacutendice de resistividad IR
(RtRo)
90 135 182 1348148148
80 135 209 1548148148
70 135 239 177037037
60 135 297 22
50 135 344 2548148148
40 135 432 32
b) Graficar en papel log ndash log el iacutendice de resistividad IR como una funcioacuten de
la saturacioacuten y determine el exponente de saturacioacuten de agua innata la
resistividad el exponente de saturacioacuten y analice la mojabilidad de la roca
La saturacioacuten de agua es una propiedad que afecta de manera determinante la
resistividad de la roca ya que es esta por el contenido de iones es un fluido que
conduce la corriente eleacutectrica por tanto a mayor saturacioacuten de agua menor seraacute la
resistividad de la roca Ademaacutes que para nuestro caso el fluido mojante es el agua este
hecho estaacute relacionado con la resistividad de manera que si el fluido mojante se adhiere
a las paredes de la roca en este caso el agua tambieacuten afecta la resistividad
disminuyeacutendola
Hasta el momento soacutelo hemos considerado formaciones con el 100 de saturacioacuten en
agua Es obvio que las resistividades aumentan a medida que disminuye la porosidad
debido al decremento en el volumen de agua en la formacioacuten
y = 16729x-1068
10
100
10 100
Ind
ice
de
Re
sist
ivid
ad (R
tR
o)
Saturacioacuten (Sw)
Indice de resistividad Vs Saturacioacuten
7 TABLA DE RESULTADOS
Altura maacutexima 878997906 ft
Swc 30 CAP 5500 ft
NAL Funcioacuten del factor de
formacioacuten
Iacutendice de resistividad
en funcioacuten de la Saturacioacuten
Fase mojante Agua Fase no mojante Condensado
Litologiacutea Areniscas
8 ANALISIS DE RESULTADOS
En la curva de presioacuten capilar vs saturacioacuten (graacutefica No 1) la muestra A presenta
la mejor seleccioacuten y proporcioacuten de granos en la roca puesto que su curva a
medida que desciende la saturacioacuten de agua no tiene cambio brusco en la presioacuten
capilar aunque es normal que a medida que desciende la saturacioacuten de agua la
presioacuten capilar aumenta esto es porque el petroacuteleo al ser extraiacutedo desplaza
consigo agua por lo tanto la saturacioacuten de agua disminuye pero una vez que va
llegando a la saturacioacuten de agua irreducible el petroacuteleo necesita mayor presioacuten
para desplazarse ya que esta agua con nata va ocupando los poros De acuerdo a
esto la muestra A presenta mejor comportamiento con respecto a las otras
muestra las cuaacuteles poseen curvas para una saturacioacuten constante una mayor
presioacuten capilar entonces el crudo necesita mayor presioacuten para el desplazamiento
indicando variacioacuten del diaacutemetro de los poros comenzando inicialmente con
porosidades mayores hasta comenzar la declinacioacuten a porosidades menores
Lo anterior tambieacuten se confirma debido a la permeabilidad La muestra A al ser la
maacutes permeable es decir que el agua se adhiere faacutecilmente a la roca el crudo
necesita menor presioacuten al fluir por el medio poroso en relacioacuten con las otras
muestras menos permeables eacuteste si necesita mayor presioacuten para empujar el agua
que estaacute en menor grado adherida a la roca
Se realizoacute la funcioacuten J De LEVERET promedio de las muestras la cual intenta
obtener una mejor comprensioacuten de la distribucioacuten de los fluidos del yacimiento Esta
funcioacuten la cuaacutel es adimensional sirve para eliminar discrepancias en las curvas de
presioacuten capilar vs saturacioacuten y las reduce a una curva comuacuten Sabiendo que esta
surge de la interpretacioacuten entre la razoacuten de la permeabilidad y la porosidad la cual
es equivalente a la raiacutez cuadrada del radio promedio de los poros
Con respecto a la graacutefica No 4 esta muestra la relacioacuten de la presioacuten capilar del
yacimiento y la altura por encima del agua del capilar en funcioacuten de la saturacioacuten de
agua Lo que nos permite este esquema es comprender la distribucioacuten inicial de la
saturacioacuten del yacimiento entonces observamos la zona de transicioacuten medida en
pies la cual es la distancia vertical entre la saturacioacuten total del agua hasta la
saturacioacuten irreducible la cual es aproximadamente unos 86 ft de espesor
Acerca de la graacutefica de las permeabilidades relativas tanto del agua como del
petroacuteleo se pude inferir que un 30 del agua en el yacimiento es irreducible y que
aproximadamente un 16 del crudo es irreducible estaacutes proporciones de los fluidos
van a ser las que son irremovibles en el medio poroso del yacimiento Tambieacuten
apartir del graacutefico podemos establecer que la permeabilidad comuacuten para el agua y
el petroacuteleo se encuentra para una saturacioacuten del agua de un 58 y para el crudo un
42 seguacuten esto se pude concluir que la fase mojante es el agua debido tambieacuten a
que su curva de permeabilidad relativa es maacutes suavizada en relacioacuten con la del
petroacuteleo
Para la muestra E no se teniacutean datos de presioacuten capilar por tanto mediante la
utilizacioacuten de la funcioacuten J promedio obtenida a partir de las otras muestras fue
posible obtener los datos aproximados de Presioacuten capilar para cada saturacioacuten
para este caso tambieacuten es posible usar el meacutetodo de la permeabilidad que mediante
curvas a presioacuten capilar constantes de muestras adyacentes a la muestras E
permite obtener la saturacioacuten correspondiente teniendo en cuenta el dato de
permeabilidad correspondiente se observa aproximacioacuten entre los datos obtenidos
por ambos meacutetodos
La litologiacutea tambieacuten afecta la resistividad de la formacioacuten En general los carbonatos
exhiben resistividades maacutes altas que las rocas claacutesticas debido primordialmente a
la geometriacutea de los poros En el caso de los carbonatos el agua sigue viacuteas mucho
maacutes tortuosas y por lo tanto reduce la conductividad
Los meacutetodos de resistividad utilizan un trayecto eleacutectrico continuo a traveacutes de las
rocas que es provisto por la fase de agua En una formacioacuten mojable por petroacuteleo
el agua puede no ser continua Esto incide en el exponente de saturacioacuten n de la
ecuacioacuten de Archie que relaciona la saturacioacuten con la resistividad En condiciones
de mojabilidad por agua nlt= 2 pero en condiciones de mojabilidad por petroacuteleo ngt
2 en una formacioacuten mojable por petroacuteleo es probable que una evaluacioacuten de la
saturacioacuten basada en la resistividad sea incorrecta para el yacimiento de gas
condensado el Difiacutecil el exponente de saturacioacuten encontrado es lo cual
confirma que es una roca mojada por agua
9 FUENTES DE ERROR
En el momento de preparacioacuten del nuacutecleo es fundamental que este quede
correctamente saturado (100) con el fluido de prueba ya que si no es
asiacute al correr la prueba se pueden obtener errores en la medicioacuten de las
presiones
Una saturacioacuten incorrecta del plato poroso tambieacuten puede generar errores
en la toma de datos
Posibles peacuterdidas de presioacuten por escape de aire desde de la caacutemara del
equipo de prueba
Una incorrecta medicioacuten de la saturacioacuten de la muestra tambieacuten puede
generar desviaciones por lo tanto se requiere la mayor precisioacuten posible
Es importante tener en cuenta que se puede generar cierta desviacioacuten en
cuanto a la toma de datos de las curvas de presioacuten capilar
10 CONCLUSIONES
La presioacuten capilar es una propiedad de la roca del yacimiento que a su vez es
determinada tanto por otras propiedades de la roca como por propiedades del
fluido que esta contiene
La Funcion J es un meacutetodo fundamental en cuanto a los anaacutelisis que se deben
realizar a diferentes muestras del yacimiento ya que permite definir la relacioacuten
de la Saturacioacuten de agua porosidad el tamantildeo de los poros tensioacuten interfacial
de los fluidos y la permeabilidad con la Presioacuten Capilar mediante las curvas de
presioacuten capilar dando como resultados una clasificacioacuten del yacimiento en
cuanto a las propiedades del fluidos que contiene y caracteriacutesticas de la roca
como por ejemplo la litologiacutea
Con la curva tiacutepica de presioacuten capilar que se obtiene graficando los datos de
presioacuten capilar Vs la saturacioacuten de agua es posible obtener datos esenciales de
los fluidos del yacimiento tales como Saturacioacuten de agua connata las cotas del
Nivel de agua libre (NAL) Contacto agua petroacuteleo (CAP) descrita como la mayor
profundidad a la cual se encuentra Sw del 100 zona de transicioacuten definida
como la zona en la cual la saturacioacuten de agua variacutea desde Swc hasta la
saturacioacuten del 100 la zona donde solo se encuentra petroacuteleo caso en
particular condensado
La presioacuten capilar influye en la mojabilidad de este de ahiacute se determina el fluido
mojante y el no mojante presente en la roca el grado de mojabilidad estaacute
definido de las siguiente manera para los fluidos que se encuentran en el
yacimiento gaslt petroacuteleoltagua en el caso del yacimiento El difiacutecil se gracias a
los datos dados se infiere que el fluido mojante es el agua y el no mojante es el
condensado Ademaacutes de que el aacutengulo de contacto tambieacuten permite definir que
fluido es la fase mojante asiacute para aacutengulos de contacto Agua-petroacuteleolt 90deg se
define la fase mojante como el agua
Un fenoacutemeno importante a tener en cuenta es la Presioacuten de desplazamiento la
cual es definida como la presioacuten miacutenimanecesaria para remover el fluido no
mojante del yacimiento cuando se tiene un 100 de saturacioacuten de agua
A partir de datos eleacutectricos de la formacioacuten tales como resistividad tambieacuten se
pueden conocer datos importante de la roca y de los fluidos presentes en el
yacimiento tales como la litologiacutea Fase mojante
El petroacuteleo y el gas se comportan igual que la matriz de la formacioacuten o sea
que no son conductores de corrientes eleacutectricas y en consecuencia cuando
parte del agua de la formacioacuten es desplazada por sustancias no conductoras
como petroacuteleo y gas la conductividad disminuye con el consiguiente aumento de
la resistividad
RECOMENDACIONES
Conocer claramente el procedimiento a seguir para la realizacioacuten
de la prueba permitiendo al estudiante relacionarse maacutes con el
proceso preparacioacuten del equipo y de los corazones permitiendo asiacute
tener un concepto maacutes amplio acerca de los cuidados y de los
paraacutemetros que exige la norma para obtener datos acertados
Utilizar un grado de aproximacioacuten bastante riguroso en cuanto a los
datos que se obtienen en la prueba como tambieacuten los calculados
ya que esta determinacioacuten puede ocasionar algunas variaciones en
los resultados obtenidos
11 CUESTIONARIO
1 iquestQueacute otros meacutetodos se utilizan en la determinacioacuten de las curvas de presioacuten
capilar
Meacutetodo de inyeccioacuten de mercurio
El mercurio se comporta como fase no mojante frente a la gran mayoriacutea de los minerales que constituyen la matriz porosa de las rocas de intereacutes para la acumulacioacuten de hidrocarburos En otras palabras una roca porosa puesta en contacto con mercurio no sufre el proceso espontaacuteneo de imbibicioacuten Por el contrario para introducir el mercurio en la red poral es necesario vencer (mediante la aplicacioacuten de una presioacuten externa) las fuerzas capilares que se oponen al ingreso de esta fase liacutequida
Meacutetodo de la centriacutefuga
Se satura la muestra al 100 con agua de formacioacuten
Se coloca la muestra en un tubo de centrifuga especialmente disentildeado
Se hace girar la muestra a un reacutegimen fijo de revoluciones hasta que se detiene la eliminacioacuten de agua por efecto de la fuerza generada
Se hace la lectura de agua desplazada sin detener la centrifuga Para ello se emplea un estroboscopio que permite realizar la lectura en pleno reacutegimen de giro
Se repiten las operaciones indicadas en los puntos 3 y 4 a regiacutemenes crecientes de giro hasta alcanzar el maacuteximo reacutegimen previsto
Al final del proceso se dispone de una serie de pares de datos Reacutegimen de giro - Volumen desplazado Este juego de valores se transforma faacutecilmente a pares Presioacuten Capilar - Saturacioacuten promedio de la muestra pero requiere alguacuten tratamiento numeacuterico antes de convertirse en la curva de presioacuten capilar del sistema
Meacutetodo de la membrana semipermeable
Este meacutetodo tambieacuten conocido como meacutetodo Meacutetodo de Estados Restaurados es el meacutetodo de referencia para las mediciones de Presioacuten Capilar
Para las mediciones se emplea una caacutemara estanca en cuya base se coloca una membrana capilar (en general una porcelana muy homogeacutenea) previamente saturada con la fase mojante del sistema
Las muestras se saturan al 100 con la fase mojante (regularmente agua) y se colocan en el interior de la caacutemara estanca en contacto capilar con la membrana semi-permeable El contacto capilar se asegura con un material fino tal como tierra de diatomeas que se coloca entre la muestra y la membrana
La aplicacioacuten sucesiva de presiones crecientes de la fase desplazante permite establecer los puntos de saturacioacuten de las muestras
2 iquestCuaacuteles son las ventajas y desventajas de este meacutetodo
Ventajas
Una vez obtenido los datos es praacutectico y sencillo la interpretacioacuten de estos para
determinar la curva de presioacuten capilar
La obtener la curva se puede realizar diferentes caacutelculos permitiendo el anaacutelisis
para la descripcioacuten de los fluidos en este caso mojantes
El meacutetodo es directo y transformable a condiciones de yacimiento
Desventajas
La medicioacuten es lleva alguacuten tiempo incluso puede durar un mes
Para determinar la saturaciones irreducibles es necesario que la porosidad de la
roca se relativamente buena
Es soacutelo aplicable en curvas de drenaje
3 iquestQueacute aplicaciones tienen las curvas de presioacuten capilar
Las curvas de presioacuten capilar son de gran utilidad al momento de comprender la
distribucioacuten de los fluidos del yacimiento Al analizar las saturaciones residuales de
los fluidos permite comprender la cantidad de aceite que se puede recuperar (
presioacuten de desplazamiento)y la saturacioacuten de agua de formacioacuten Por medio de la
presioacuten capilar es posible analizar otro aspecto importante de los fluidos del
yacimiento se refiere entonces a su mojabilidad La presioacuten capilar accede para la
elaboracioacuten de caacutelculos de la roca tales como permeabilidad medios porosos y
distribucioacuten de granos
4 iquestCoacutemo se transforman los datos de Presioacuten Capilar a condiciones de
Yacimiento
Hay dos formas para dicha conversioacuten para un sistema de agua y petroacuteleo
tenemos
1 la siguiente ecuacioacuten es de consideracioacuten puesto que se debe tener en
cuenta la variacioacuten del aacutengulo de contacto ya que nos puede dar valores en
un rango de [1 -1] debido a la funcioacuten trigonomeacutetrica del coseno la
ecuacioacuten se puede reducir dependiendo de si los cambios entre variables a
condiciones de laboratorio y yacimiento son considerables o no como lo es
el caso de la humectabilidad la cual no variacutea significativamente
2 La otra ecuacioacuten es
h=altura por encima contacto agua-petroacuteleo a una saturacioacuten del 100
h100= la altura de elevacioacuten en el capilar por encima de la presioacuten capilar
cero
= densidades del agua y del petroacuteleo (grcm3) y 00433 factor de
conversioacuten
5 iquestQueacute formulas se han desarrollado para estimar las permeabilidades a partir de los datos de presioacuten Capilar iquestQue otros datos se necesitan para efectuar los caacutelculos
Construyendo Graacuteficos del inverso de la presioacuten Capilar vs La Saturacioacuten de agua Se pueden obtener las permeabilidades relativas utilizando las ecuaciones de Burdine Para agua
1
0 2
0 22
1
Pc
dsPc
ds
Swi
SwiSwKrw
sw
Y para el crudo
1
0 2
0 22
1
Pc
dsPc
ds
Swi
SorSoKro
sw
Basaacutendonos en las ecuaciones podemos observar que para estimar las
permeabilidades relativas es necesario tener datos como Sw Swi para el
agua y So Sor para el crudo
BIBLIOGRAFIA
Paris de Ferrer Magdalena ldquoFUNDAMENTOS DE INGENIERIA DE YACIMIENTOSrdquo
Capitulo 5 Propiedades de la roca Presioacuten capilar Pag 271-294
Paginas consultadas para obtener informacioacuten acerca de la utlizacion de datos
eleacutectricos para interpretacioacuten de pozos
httptranslategooglecomtranslatehl=esamplangpair=en|esampu=httpwwwanswer
scomtopiccementation-factor
httpesscribdcomdoc27993174Perfilaje-Electrico-de-Pozo
httpsisbibunmsmedupebibvirtualdataTesisBasicfalla_vecap3pdf
httpwwwslbcom~mediaFilesresourcesoilfield_reviewspanish07aut07p44_
61ashx
Paginas consultadas para la obtencioacuten de datos sobre otros meacutetodos para obtencioacuten de
curvas de Presioacuten Capilar
httpwwwinlabcomarMembranahtm httpwwwinlabcomarCentrifugahtm httpwwwinlabcomarPc_Hghtm
Aplicaciones las curvas de Presioacuten Capilar
httpwwwagatlabscomspanishcontentcapillarypressurehtm
Los datos de las 4 muestras a condiciones de laboratorio se presentan en la tabla No 1
Tabla No 3
Saturacioacuten
Funcioacuten J
Muestra A Muestra B Muestra C Muestra D Funcioacuten J
promedio J(Sw)
100 014338525 008491644 00674703 004303434 0084701586
90 021507788 01528496 012819358 010758586 0150926728
80 025809345 021229111 024289309 021517172 0232112344
70 031544755 03056992 031711043 032275758 0315253689
60 035846313 043307386 041831588 045186061 0415428371
50 050184838 060290675 057349758 064551515 0580941968
40 075994184 093408088 101205456 103282425 0934725381
35 104671234 12058135 145061153 129103031 1248541921
30 150554515 17407871 -- -- 1623166124
20 344124605 -- -- -- 344124605
c) Representar graacuteficamente la funcioacuten J Vs Sw para las 4 muestras y trace entre los
puntos de cada saturacioacuten el promedio y presente con estos puntos el comportamiento
Esta curva representa la funcioacuten J promedio Vs saturacioacuten de agua a condiciones de
laboratorio
Grafica No 2
0
05
1
15
2
25
3
35
0 20 40 60 80 100
Fun
cio
n J
Saturacion de agua Sw
Funcion J promedio
Muestra A
Muestra B
Muestra C
Muestra D
Polinoacutemica (Funcion J promedio)
d) Con la funcioacuten J promedio a condiciones de laboratorio la porosidad y
permeabilidad promedio calcule la presioacuten capilar promedio para cada una de las
saturaciones a condiciones de laboratorio
Se calcula la permeabilidad y la porosidad promedio utilizando los datos de la Tabla No
1
Ahora se calcula la presioacuten capilar a condiciones de laboratorio con la siguiente
ecuacioacuten
Ahora se procede a calcular la Pc promedio en cada porcentaje de saturacioacuten a
condiciones de laboratorio teniendo en cuenta la funcioacuten J promedio asiacute (muestra de
caacutelculo para 100)
En la siguiente tabla se presentan las presiones capilares promedio para cada una de
las saturaciones a condiciones de laboratorio
Tabla No 4
Saturacioacuten Funcioacuten J promedio
Pc lab
100 0084701586 0897501307
90 0150926728 15992255
80 0232112344 2459471448
70 0315253689 3340440388
60 0415428371 4401895225
50 0580941968 6155683746
40 0934725381 9904386588
35 1248541921 1322959889
30 1623166124 1719913155
20 3441246054 364635774
e) Con la presioacuten capilar promedio Pc las tensiones interfaciales a condiciones del
yacimiento y del laboratorio calcule la presioacuten capilar promedio a condiciones del
yacimiento Pcy y grafique la presioacuten capilar promedio Vs Sw a condiciones de
yacimiento
Teniendo calculadas todas las presiones capilares promedio de cada porcentaje de
saturacioacuten las convertimos a las presiones capilares promedio en el yacimiento para lo
cual igualamos las ecuaciones de presioacuten capilar en el yacimiento y en el laboratorio
para dejar la primera en funcioacuten de la segunda asiacute
Muestra de caacutelculo de la presioacuten capilar promedio en el yacimiento saturada al 100
El resumen de todos los datos obtenidos anteriormente se hace en la siguiente tabla
Tabla No 5
Saturacioacuten Funcioacuten J promedio
Pc (10596039)J(Sw)
Pcy (0286261Pc)
100 0084701586 0897501307 0256919622
90 0150926728 15992255 0457795891
80 0232112344 2459471448 0704050756
70 0315253689 3340440388 0956237806
60 0415428371 4401895225 1260090929
50 0580941968 6155683746 1762132185
40 0934725381 9904386588 2835239609
35 1248541921 1322959889 3787118207
30 0811583062 1719913155 49234406
20 0860311514 364635774 104381001
Grafica presioacuten capilar promedio Vs saturacioacuten de agua a condiciones de yacimiento
Grafica No3
f) Convierta los valores de presioacuten capilar promedio a condiciones de yacimiento en
altura (h) y represeacutentelos a la derecha en el grafico anterior
Para este caso utilizamos la siguiente ecuacioacuten la cual relaciona la funcioacuten J (Sw) la
tensioacuten interfacial del sistema agua-condensado el aacutengulo de contacto las densidades
del agua y el condensado la permeabilidad y porosidad promedio de la roca y una
constante de conversioacuten asiacute
0
2
4
6
8
10
12
0 20 40 60 80 100
Pre
sio
n C
apila
r ya
cim
ien
to P
si
Saturacion de agua Sw
Pc Yacimiento Vs Sw
De esta forma en la anterior ecuacioacuten se reemplazan los valores de las funciones J
promedio a cada saturacioacuten para hallar las respectivas alturas (h)
Muestra de caacutelculo para la presioacuten capilar promedio de yacimiento 100 saturada
En la siguiente tabla se muestra la relacioacuten de las presiones capilares promedio a
condiciones de yacimiento en cada momento de saturacioacuten
Tabla No 6
Saturacioacuten Pc yac (Psi)
h (ft)
100 025691962 216353366
90 045779589 385512329
80 070405076 592884847
70 095623781 805252889
60 126009093 10611292
50 176213218 148390079
40 283523961 23875702
35 378711821 318915217
30 49234406 414605524
20 104381001 878997906
En la siguiente grafica se muestra la presioacuten capilar promedio a condiciones de
yacimiento Vs saturacioacuten de agua y tambieacuten se tienen en cuenta las alturas que
representan las presiones capilares en cada saturacioacuten
Grafica No 4
g) Con los resultados de las permeabilidades relativas de la tabla No 7 Graficar en
coordenadas cartesianas las permeabilidades relativas al condensado y al agua como
una funcioacuten de la saturacioacuten de agua en la misma escala de saturacioacuten de grafico
hecho en e
Grafica No 5
h) Con el comportamiento de las permeabilidades relativas del yacimiento el difiacutecil y el
grafico de presioacuten capilar promedio a condiciones de yacimiento defina la zona de
condensado la zona de agua y condensado por efecto de la capilaridad (zona de
transicioacuten) y la zona de agua al 100 la saturacioacuten irreducible de la fase mojante o
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
0
2
4
6
8
10
12
0 20 40 60 80 100
Alt
ura
ft
Pre
sio
n C
apila
r ya
cim
ien
to P
si
Saturacion de agua Sw
Pc Yacimiento Vs Sw
Pcy psi
h ft
0010203040506070809
1
0 20 40 60 80 100
Pe
rme
ab
ilid
ad
es
rela
tiva
s
Saturacion de agua Sw
Permeabilidad relativa Vs Sw
Kro
Krw
connata Swc la presioacuten de desplazamiento Pd el nivel de agua libre NAL el contacto
agua-condensado la profundidad para alcanzar la saturacioacuten del 50 si el contacto
agua-petroacuteleo CAP estaacute a 5500 ft
Grafica No 6
De la anterior grafica se puede inferir
Swc = 30
Pd = 03 psi
Nivel de agua libre
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
0
2
4
6
8
10
12
0 20 40 60 80 100
Pre
sio
n C
apila
r ya
cim
ien
to P
si
Saturacion de agua Sw
Pc Yacimiento Vs Sw
0
01
02
03
04
05
06
07
08
09
1
0 20 40 60 80 100
Per
mea
bili
dad
rela
tiva
Kr
Saturacion de agua Sw
Kro Krw Vs Sw
Kro
Krw
Contacto agua-condensado (5500 ft)
Condensado
Swc
Zona de transicioacuten
NAL=55025 ft
Profundidad para alcanzar una Sw de 50
i) Usando el meacutetodo de la funcioacuten J y el meacutetodo de la permeabilidad y cualesquiera otra
informacioacuten disponible pronostique la presioacuten capilar para las muestras E y tabule un
conjunto completo de informacioacuten de Presioacuten capilar Vs Saturacioacuten de agua para esta
muestra por dos meacutetodos
Por el meacutetodo de la funcioacuten J
Se tiene en cuenta la siguiente ecuacioacuten
Entonces como ya se tienen las funciones J promedio para cada saturacioacuten y los datos
de porosidad y permeabilidad para la muestra E reemplazamos estos datos en la
ecuacioacuten y despejamos la presioacuten capilar asiacute
Muestra de caacutelculo para la saturacioacuten al 100
Se despeja Pc de la anterior ecuacioacuten asiacute
La siguiente tabla muestra las presiones capilares de la muestra E a los otros
porcentajes de saturacioacuten Sw
Tabla No 7
Saturacioacuten Funcioacuten J promedio Pc psi
100 0084701586 141151775
90 0150926728 251513303
80 0232112344 386805856
70 0315253689 525357554
60 0415428371 692294619
50 0580941968 968116349
40 0934725381 155768213
35 1248541921 208064474
30 1623166124 270494085
20 3441246054 57346977
El comportamiento de la presioacuten capilar de esta muestra se representa en la siguiente
graacutefica
Grafica No 7
Ahora se procede a calcular la presioacuten capilar de la muestra E con el meacutetodo de la
permeabilidad asiacute
Se realiza la siguiente tabla en donde se ubican las presiones capilares de la muestra C
y D y los datos de saturacioacuten ya que los datos de permeabilidad de la muestra E se
encuentran en medio de las dos primeras los siguientes datos son tomados de la
graacutefica No 1
0
10
20
30
40
50
60
0 20 40 60 80 100
Pre
sio
n c
apila
r p
si
Saturacion de agua Sw
Pce Vs Sw
Tabla No 8
Muestra md Muestra C (68
md) Muestra D (25
md)
Presioacuten Capilar psi
2 88 92
4 76 84
5 68 80
6 60 76
7 56 72
95 48 63
12 44 56
15 40 50
20 36 44
Posteriormente se desarrolla un graacutefico semi-log en el cual se grafican los anteriores
datos correspondientes a las permeabilidades C (68 md) y D (25 md) en esta grafica
trazamos una liacutenea horizontal sobre la permeabilidad de 51 md (Muestra E) y alliacute
encontraacutendonos con las respectivas liacuteneas a cada presioacuten hallaremos la saturacioacuten
correspondiente asiacute
Grafica No 8
Tabulamos los datos de presioacuten capilar obtenidos en la graacutefica anterior teniendo en
cuenta la saturacioacuten
1
10
100
0 20 40 60 80 100
Per
mea
bili
dad
k m
d
Saturacion de agua Sw
K Vs Sw
2 psi
4 psi
5 psi
6 psi
7 psi
95 psi
12 psi
15 psi
20 psi
Tabla No 9
Pc(Psi) Sw
2 89
4 78
5 71
6 64
7 60
95 52
12 47
15 43
20 38
Ahora teniendo en cuenta la anterior tabla se grafica presioacuten capilar de la muestra E Vs
saturacioacuten de agua
Grafica No 9
6 PROPIEDADES ELECTRICAS DE LA FORMACION ZAMBRANO DEL
YACIMIENTO EL DIFICIL
En la tabla Ndeg 5 da la informacioacuten delas resistividades de la formacioacuten de las muestras
saturadas 100 con salmuera de 18500 ppm NaCl Ro (Ω-m) a la temperatura del
laboratorio de 90degF si la resistividad Rw es de 026 Ω-m calcular el Factor de
formacioacuten F
0
5
10
15
20
25
0 20 40 60 80 100
Pre
sio
n c
apila
r E
Psi
Saturacion de agua Sw
PcE Vs Sw
Muestra E
Tabla de Ndeg10
Identificacioacuten (D-22)
Muestra
Porosidad (fraccioacuten)
Ro (Ω-m) Factor de formacioacuten
(RoRw)
A 0211 86 3307692308
B 0188 96 3692307692
C 0135 135 5192307692
D 0122 148 5692307692
E 0128 161 6192307692
a) Graficar en papel log-log el factor de formacioacuten F como una funcioacuten de la
porosidad y determine el factor de Cementacioacuten m y la constante Archie a y
cuaacutel es la relacioacuten del factor de formacioacuten F y la porosidad Φ (ecuacioacuten) a
utilizar en la interpretacioacuten de registros eleacutectricos y seguacuten los resultados
realizar una descripcioacuten de la litologiacutea de las rocas de la formacioacuten Zambrano
del yacimiento el Difiacutecil
Ecuacioacuten del factor de formacioacuten
Doacutende
y = 59848x-1095
10
100
0001 001 01 1
Fact
or
de
fo
rmac
ion
(F)
Porosidad (Fraccioacuten)
Factor de formacioacuten Vs Porosidad
Luego utilizando la liacutenea recta que mejor une los puntos se encontroacute la siguiente
relacioacuten
LITOLOGIacuteA EXPRESIOacuteN MATEMAacuteTICA
Calizas y Dolomitas (rocas duras) 2
1F
Areniscas no consolidadas (rocas blandas) Formula de HumbleOilCia
152
620F
Areniscas consolidadas 2
810F
Areniscas en general (Carothers
1958) 541
451F
Areniscas arcillosas (Carothers
1958) 331
651
F
Carbonatos (Carothers 1958) 152
850
F
Areniscas del Plioceno del sur de
California (Carothers 1958) 081
452
F
Areniscas del Mioceno de Texas
Louisiana y Costa del Golfo
(Carothers y Porter 1970)
291
971
F
Rocas detriacuteticas limpias (Sethi 1979) )052(
1
F
La ecuacioacuten que maacutes se asemeja a la obtenida es 081
452
F la cual pertenece al grupo
de Areniscas del Plioceno del sur de California sin embargo como la formacioacuten
Zambrano pertenece a las edades del Proterozoico hasta el reciente se puede inferir
que la relacioacuten que existe es que en ambos casos se encuentran Areniscas ya que la
roca reservorio de esta zona es la Arenisca calcaacuterea
La tabla No 11 resume las resistividades de la muestra C saturadas parcialmente Rt
(Ω-m) determinadas durante la prueba de presioacuten capilar calcular el iacutendice de
resistividad IR
Tabla Ndeg11
Saturacioacuten Sw
Muestra C Resistividades de las
muestras parcialmente saturadas Rt
Iacutendice de resistividad IR
(RtRo)
90 135 182 1348148148
80 135 209 1548148148
70 135 239 177037037
60 135 297 22
50 135 344 2548148148
40 135 432 32
b) Graficar en papel log ndash log el iacutendice de resistividad IR como una funcioacuten de
la saturacioacuten y determine el exponente de saturacioacuten de agua innata la
resistividad el exponente de saturacioacuten y analice la mojabilidad de la roca
La saturacioacuten de agua es una propiedad que afecta de manera determinante la
resistividad de la roca ya que es esta por el contenido de iones es un fluido que
conduce la corriente eleacutectrica por tanto a mayor saturacioacuten de agua menor seraacute la
resistividad de la roca Ademaacutes que para nuestro caso el fluido mojante es el agua este
hecho estaacute relacionado con la resistividad de manera que si el fluido mojante se adhiere
a las paredes de la roca en este caso el agua tambieacuten afecta la resistividad
disminuyeacutendola
Hasta el momento soacutelo hemos considerado formaciones con el 100 de saturacioacuten en
agua Es obvio que las resistividades aumentan a medida que disminuye la porosidad
debido al decremento en el volumen de agua en la formacioacuten
y = 16729x-1068
10
100
10 100
Ind
ice
de
Re
sist
ivid
ad (R
tR
o)
Saturacioacuten (Sw)
Indice de resistividad Vs Saturacioacuten
7 TABLA DE RESULTADOS
Altura maacutexima 878997906 ft
Swc 30 CAP 5500 ft
NAL Funcioacuten del factor de
formacioacuten
Iacutendice de resistividad
en funcioacuten de la Saturacioacuten
Fase mojante Agua Fase no mojante Condensado
Litologiacutea Areniscas
8 ANALISIS DE RESULTADOS
En la curva de presioacuten capilar vs saturacioacuten (graacutefica No 1) la muestra A presenta
la mejor seleccioacuten y proporcioacuten de granos en la roca puesto que su curva a
medida que desciende la saturacioacuten de agua no tiene cambio brusco en la presioacuten
capilar aunque es normal que a medida que desciende la saturacioacuten de agua la
presioacuten capilar aumenta esto es porque el petroacuteleo al ser extraiacutedo desplaza
consigo agua por lo tanto la saturacioacuten de agua disminuye pero una vez que va
llegando a la saturacioacuten de agua irreducible el petroacuteleo necesita mayor presioacuten
para desplazarse ya que esta agua con nata va ocupando los poros De acuerdo a
esto la muestra A presenta mejor comportamiento con respecto a las otras
muestra las cuaacuteles poseen curvas para una saturacioacuten constante una mayor
presioacuten capilar entonces el crudo necesita mayor presioacuten para el desplazamiento
indicando variacioacuten del diaacutemetro de los poros comenzando inicialmente con
porosidades mayores hasta comenzar la declinacioacuten a porosidades menores
Lo anterior tambieacuten se confirma debido a la permeabilidad La muestra A al ser la
maacutes permeable es decir que el agua se adhiere faacutecilmente a la roca el crudo
necesita menor presioacuten al fluir por el medio poroso en relacioacuten con las otras
muestras menos permeables eacuteste si necesita mayor presioacuten para empujar el agua
que estaacute en menor grado adherida a la roca
Se realizoacute la funcioacuten J De LEVERET promedio de las muestras la cual intenta
obtener una mejor comprensioacuten de la distribucioacuten de los fluidos del yacimiento Esta
funcioacuten la cuaacutel es adimensional sirve para eliminar discrepancias en las curvas de
presioacuten capilar vs saturacioacuten y las reduce a una curva comuacuten Sabiendo que esta
surge de la interpretacioacuten entre la razoacuten de la permeabilidad y la porosidad la cual
es equivalente a la raiacutez cuadrada del radio promedio de los poros
Con respecto a la graacutefica No 4 esta muestra la relacioacuten de la presioacuten capilar del
yacimiento y la altura por encima del agua del capilar en funcioacuten de la saturacioacuten de
agua Lo que nos permite este esquema es comprender la distribucioacuten inicial de la
saturacioacuten del yacimiento entonces observamos la zona de transicioacuten medida en
pies la cual es la distancia vertical entre la saturacioacuten total del agua hasta la
saturacioacuten irreducible la cual es aproximadamente unos 86 ft de espesor
Acerca de la graacutefica de las permeabilidades relativas tanto del agua como del
petroacuteleo se pude inferir que un 30 del agua en el yacimiento es irreducible y que
aproximadamente un 16 del crudo es irreducible estaacutes proporciones de los fluidos
van a ser las que son irremovibles en el medio poroso del yacimiento Tambieacuten
apartir del graacutefico podemos establecer que la permeabilidad comuacuten para el agua y
el petroacuteleo se encuentra para una saturacioacuten del agua de un 58 y para el crudo un
42 seguacuten esto se pude concluir que la fase mojante es el agua debido tambieacuten a
que su curva de permeabilidad relativa es maacutes suavizada en relacioacuten con la del
petroacuteleo
Para la muestra E no se teniacutean datos de presioacuten capilar por tanto mediante la
utilizacioacuten de la funcioacuten J promedio obtenida a partir de las otras muestras fue
posible obtener los datos aproximados de Presioacuten capilar para cada saturacioacuten
para este caso tambieacuten es posible usar el meacutetodo de la permeabilidad que mediante
curvas a presioacuten capilar constantes de muestras adyacentes a la muestras E
permite obtener la saturacioacuten correspondiente teniendo en cuenta el dato de
permeabilidad correspondiente se observa aproximacioacuten entre los datos obtenidos
por ambos meacutetodos
La litologiacutea tambieacuten afecta la resistividad de la formacioacuten En general los carbonatos
exhiben resistividades maacutes altas que las rocas claacutesticas debido primordialmente a
la geometriacutea de los poros En el caso de los carbonatos el agua sigue viacuteas mucho
maacutes tortuosas y por lo tanto reduce la conductividad
Los meacutetodos de resistividad utilizan un trayecto eleacutectrico continuo a traveacutes de las
rocas que es provisto por la fase de agua En una formacioacuten mojable por petroacuteleo
el agua puede no ser continua Esto incide en el exponente de saturacioacuten n de la
ecuacioacuten de Archie que relaciona la saturacioacuten con la resistividad En condiciones
de mojabilidad por agua nlt= 2 pero en condiciones de mojabilidad por petroacuteleo ngt
2 en una formacioacuten mojable por petroacuteleo es probable que una evaluacioacuten de la
saturacioacuten basada en la resistividad sea incorrecta para el yacimiento de gas
condensado el Difiacutecil el exponente de saturacioacuten encontrado es lo cual
confirma que es una roca mojada por agua
9 FUENTES DE ERROR
En el momento de preparacioacuten del nuacutecleo es fundamental que este quede
correctamente saturado (100) con el fluido de prueba ya que si no es
asiacute al correr la prueba se pueden obtener errores en la medicioacuten de las
presiones
Una saturacioacuten incorrecta del plato poroso tambieacuten puede generar errores
en la toma de datos
Posibles peacuterdidas de presioacuten por escape de aire desde de la caacutemara del
equipo de prueba
Una incorrecta medicioacuten de la saturacioacuten de la muestra tambieacuten puede
generar desviaciones por lo tanto se requiere la mayor precisioacuten posible
Es importante tener en cuenta que se puede generar cierta desviacioacuten en
cuanto a la toma de datos de las curvas de presioacuten capilar
10 CONCLUSIONES
La presioacuten capilar es una propiedad de la roca del yacimiento que a su vez es
determinada tanto por otras propiedades de la roca como por propiedades del
fluido que esta contiene
La Funcion J es un meacutetodo fundamental en cuanto a los anaacutelisis que se deben
realizar a diferentes muestras del yacimiento ya que permite definir la relacioacuten
de la Saturacioacuten de agua porosidad el tamantildeo de los poros tensioacuten interfacial
de los fluidos y la permeabilidad con la Presioacuten Capilar mediante las curvas de
presioacuten capilar dando como resultados una clasificacioacuten del yacimiento en
cuanto a las propiedades del fluidos que contiene y caracteriacutesticas de la roca
como por ejemplo la litologiacutea
Con la curva tiacutepica de presioacuten capilar que se obtiene graficando los datos de
presioacuten capilar Vs la saturacioacuten de agua es posible obtener datos esenciales de
los fluidos del yacimiento tales como Saturacioacuten de agua connata las cotas del
Nivel de agua libre (NAL) Contacto agua petroacuteleo (CAP) descrita como la mayor
profundidad a la cual se encuentra Sw del 100 zona de transicioacuten definida
como la zona en la cual la saturacioacuten de agua variacutea desde Swc hasta la
saturacioacuten del 100 la zona donde solo se encuentra petroacuteleo caso en
particular condensado
La presioacuten capilar influye en la mojabilidad de este de ahiacute se determina el fluido
mojante y el no mojante presente en la roca el grado de mojabilidad estaacute
definido de las siguiente manera para los fluidos que se encuentran en el
yacimiento gaslt petroacuteleoltagua en el caso del yacimiento El difiacutecil se gracias a
los datos dados se infiere que el fluido mojante es el agua y el no mojante es el
condensado Ademaacutes de que el aacutengulo de contacto tambieacuten permite definir que
fluido es la fase mojante asiacute para aacutengulos de contacto Agua-petroacuteleolt 90deg se
define la fase mojante como el agua
Un fenoacutemeno importante a tener en cuenta es la Presioacuten de desplazamiento la
cual es definida como la presioacuten miacutenimanecesaria para remover el fluido no
mojante del yacimiento cuando se tiene un 100 de saturacioacuten de agua
A partir de datos eleacutectricos de la formacioacuten tales como resistividad tambieacuten se
pueden conocer datos importante de la roca y de los fluidos presentes en el
yacimiento tales como la litologiacutea Fase mojante
El petroacuteleo y el gas se comportan igual que la matriz de la formacioacuten o sea
que no son conductores de corrientes eleacutectricas y en consecuencia cuando
parte del agua de la formacioacuten es desplazada por sustancias no conductoras
como petroacuteleo y gas la conductividad disminuye con el consiguiente aumento de
la resistividad
RECOMENDACIONES
Conocer claramente el procedimiento a seguir para la realizacioacuten
de la prueba permitiendo al estudiante relacionarse maacutes con el
proceso preparacioacuten del equipo y de los corazones permitiendo asiacute
tener un concepto maacutes amplio acerca de los cuidados y de los
paraacutemetros que exige la norma para obtener datos acertados
Utilizar un grado de aproximacioacuten bastante riguroso en cuanto a los
datos que se obtienen en la prueba como tambieacuten los calculados
ya que esta determinacioacuten puede ocasionar algunas variaciones en
los resultados obtenidos
11 CUESTIONARIO
1 iquestQueacute otros meacutetodos se utilizan en la determinacioacuten de las curvas de presioacuten
capilar
Meacutetodo de inyeccioacuten de mercurio
El mercurio se comporta como fase no mojante frente a la gran mayoriacutea de los minerales que constituyen la matriz porosa de las rocas de intereacutes para la acumulacioacuten de hidrocarburos En otras palabras una roca porosa puesta en contacto con mercurio no sufre el proceso espontaacuteneo de imbibicioacuten Por el contrario para introducir el mercurio en la red poral es necesario vencer (mediante la aplicacioacuten de una presioacuten externa) las fuerzas capilares que se oponen al ingreso de esta fase liacutequida
Meacutetodo de la centriacutefuga
Se satura la muestra al 100 con agua de formacioacuten
Se coloca la muestra en un tubo de centrifuga especialmente disentildeado
Se hace girar la muestra a un reacutegimen fijo de revoluciones hasta que se detiene la eliminacioacuten de agua por efecto de la fuerza generada
Se hace la lectura de agua desplazada sin detener la centrifuga Para ello se emplea un estroboscopio que permite realizar la lectura en pleno reacutegimen de giro
Se repiten las operaciones indicadas en los puntos 3 y 4 a regiacutemenes crecientes de giro hasta alcanzar el maacuteximo reacutegimen previsto
Al final del proceso se dispone de una serie de pares de datos Reacutegimen de giro - Volumen desplazado Este juego de valores se transforma faacutecilmente a pares Presioacuten Capilar - Saturacioacuten promedio de la muestra pero requiere alguacuten tratamiento numeacuterico antes de convertirse en la curva de presioacuten capilar del sistema
Meacutetodo de la membrana semipermeable
Este meacutetodo tambieacuten conocido como meacutetodo Meacutetodo de Estados Restaurados es el meacutetodo de referencia para las mediciones de Presioacuten Capilar
Para las mediciones se emplea una caacutemara estanca en cuya base se coloca una membrana capilar (en general una porcelana muy homogeacutenea) previamente saturada con la fase mojante del sistema
Las muestras se saturan al 100 con la fase mojante (regularmente agua) y se colocan en el interior de la caacutemara estanca en contacto capilar con la membrana semi-permeable El contacto capilar se asegura con un material fino tal como tierra de diatomeas que se coloca entre la muestra y la membrana
La aplicacioacuten sucesiva de presiones crecientes de la fase desplazante permite establecer los puntos de saturacioacuten de las muestras
2 iquestCuaacuteles son las ventajas y desventajas de este meacutetodo
Ventajas
Una vez obtenido los datos es praacutectico y sencillo la interpretacioacuten de estos para
determinar la curva de presioacuten capilar
La obtener la curva se puede realizar diferentes caacutelculos permitiendo el anaacutelisis
para la descripcioacuten de los fluidos en este caso mojantes
El meacutetodo es directo y transformable a condiciones de yacimiento
Desventajas
La medicioacuten es lleva alguacuten tiempo incluso puede durar un mes
Para determinar la saturaciones irreducibles es necesario que la porosidad de la
roca se relativamente buena
Es soacutelo aplicable en curvas de drenaje
3 iquestQueacute aplicaciones tienen las curvas de presioacuten capilar
Las curvas de presioacuten capilar son de gran utilidad al momento de comprender la
distribucioacuten de los fluidos del yacimiento Al analizar las saturaciones residuales de
los fluidos permite comprender la cantidad de aceite que se puede recuperar (
presioacuten de desplazamiento)y la saturacioacuten de agua de formacioacuten Por medio de la
presioacuten capilar es posible analizar otro aspecto importante de los fluidos del
yacimiento se refiere entonces a su mojabilidad La presioacuten capilar accede para la
elaboracioacuten de caacutelculos de la roca tales como permeabilidad medios porosos y
distribucioacuten de granos
4 iquestCoacutemo se transforman los datos de Presioacuten Capilar a condiciones de
Yacimiento
Hay dos formas para dicha conversioacuten para un sistema de agua y petroacuteleo
tenemos
1 la siguiente ecuacioacuten es de consideracioacuten puesto que se debe tener en
cuenta la variacioacuten del aacutengulo de contacto ya que nos puede dar valores en
un rango de [1 -1] debido a la funcioacuten trigonomeacutetrica del coseno la
ecuacioacuten se puede reducir dependiendo de si los cambios entre variables a
condiciones de laboratorio y yacimiento son considerables o no como lo es
el caso de la humectabilidad la cual no variacutea significativamente
2 La otra ecuacioacuten es
h=altura por encima contacto agua-petroacuteleo a una saturacioacuten del 100
h100= la altura de elevacioacuten en el capilar por encima de la presioacuten capilar
cero
= densidades del agua y del petroacuteleo (grcm3) y 00433 factor de
conversioacuten
5 iquestQueacute formulas se han desarrollado para estimar las permeabilidades a partir de los datos de presioacuten Capilar iquestQue otros datos se necesitan para efectuar los caacutelculos
Construyendo Graacuteficos del inverso de la presioacuten Capilar vs La Saturacioacuten de agua Se pueden obtener las permeabilidades relativas utilizando las ecuaciones de Burdine Para agua
1
0 2
0 22
1
Pc
dsPc
ds
Swi
SwiSwKrw
sw
Y para el crudo
1
0 2
0 22
1
Pc
dsPc
ds
Swi
SorSoKro
sw
Basaacutendonos en las ecuaciones podemos observar que para estimar las
permeabilidades relativas es necesario tener datos como Sw Swi para el
agua y So Sor para el crudo
BIBLIOGRAFIA
Paris de Ferrer Magdalena ldquoFUNDAMENTOS DE INGENIERIA DE YACIMIENTOSrdquo
Capitulo 5 Propiedades de la roca Presioacuten capilar Pag 271-294
Paginas consultadas para obtener informacioacuten acerca de la utlizacion de datos
eleacutectricos para interpretacioacuten de pozos
httptranslategooglecomtranslatehl=esamplangpair=en|esampu=httpwwwanswer
scomtopiccementation-factor
httpesscribdcomdoc27993174Perfilaje-Electrico-de-Pozo
httpsisbibunmsmedupebibvirtualdataTesisBasicfalla_vecap3pdf
httpwwwslbcom~mediaFilesresourcesoilfield_reviewspanish07aut07p44_
61ashx
Paginas consultadas para la obtencioacuten de datos sobre otros meacutetodos para obtencioacuten de
curvas de Presioacuten Capilar
httpwwwinlabcomarMembranahtm httpwwwinlabcomarCentrifugahtm httpwwwinlabcomarPc_Hghtm
Aplicaciones las curvas de Presioacuten Capilar
httpwwwagatlabscomspanishcontentcapillarypressurehtm
d) Con la funcioacuten J promedio a condiciones de laboratorio la porosidad y
permeabilidad promedio calcule la presioacuten capilar promedio para cada una de las
saturaciones a condiciones de laboratorio
Se calcula la permeabilidad y la porosidad promedio utilizando los datos de la Tabla No
1
Ahora se calcula la presioacuten capilar a condiciones de laboratorio con la siguiente
ecuacioacuten
Ahora se procede a calcular la Pc promedio en cada porcentaje de saturacioacuten a
condiciones de laboratorio teniendo en cuenta la funcioacuten J promedio asiacute (muestra de
caacutelculo para 100)
En la siguiente tabla se presentan las presiones capilares promedio para cada una de
las saturaciones a condiciones de laboratorio
Tabla No 4
Saturacioacuten Funcioacuten J promedio
Pc lab
100 0084701586 0897501307
90 0150926728 15992255
80 0232112344 2459471448
70 0315253689 3340440388
60 0415428371 4401895225
50 0580941968 6155683746
40 0934725381 9904386588
35 1248541921 1322959889
30 1623166124 1719913155
20 3441246054 364635774
e) Con la presioacuten capilar promedio Pc las tensiones interfaciales a condiciones del
yacimiento y del laboratorio calcule la presioacuten capilar promedio a condiciones del
yacimiento Pcy y grafique la presioacuten capilar promedio Vs Sw a condiciones de
yacimiento
Teniendo calculadas todas las presiones capilares promedio de cada porcentaje de
saturacioacuten las convertimos a las presiones capilares promedio en el yacimiento para lo
cual igualamos las ecuaciones de presioacuten capilar en el yacimiento y en el laboratorio
para dejar la primera en funcioacuten de la segunda asiacute
Muestra de caacutelculo de la presioacuten capilar promedio en el yacimiento saturada al 100
El resumen de todos los datos obtenidos anteriormente se hace en la siguiente tabla
Tabla No 5
Saturacioacuten Funcioacuten J promedio
Pc (10596039)J(Sw)
Pcy (0286261Pc)
100 0084701586 0897501307 0256919622
90 0150926728 15992255 0457795891
80 0232112344 2459471448 0704050756
70 0315253689 3340440388 0956237806
60 0415428371 4401895225 1260090929
50 0580941968 6155683746 1762132185
40 0934725381 9904386588 2835239609
35 1248541921 1322959889 3787118207
30 0811583062 1719913155 49234406
20 0860311514 364635774 104381001
Grafica presioacuten capilar promedio Vs saturacioacuten de agua a condiciones de yacimiento
Grafica No3
f) Convierta los valores de presioacuten capilar promedio a condiciones de yacimiento en
altura (h) y represeacutentelos a la derecha en el grafico anterior
Para este caso utilizamos la siguiente ecuacioacuten la cual relaciona la funcioacuten J (Sw) la
tensioacuten interfacial del sistema agua-condensado el aacutengulo de contacto las densidades
del agua y el condensado la permeabilidad y porosidad promedio de la roca y una
constante de conversioacuten asiacute
0
2
4
6
8
10
12
0 20 40 60 80 100
Pre
sio
n C
apila
r ya
cim
ien
to P
si
Saturacion de agua Sw
Pc Yacimiento Vs Sw
De esta forma en la anterior ecuacioacuten se reemplazan los valores de las funciones J
promedio a cada saturacioacuten para hallar las respectivas alturas (h)
Muestra de caacutelculo para la presioacuten capilar promedio de yacimiento 100 saturada
En la siguiente tabla se muestra la relacioacuten de las presiones capilares promedio a
condiciones de yacimiento en cada momento de saturacioacuten
Tabla No 6
Saturacioacuten Pc yac (Psi)
h (ft)
100 025691962 216353366
90 045779589 385512329
80 070405076 592884847
70 095623781 805252889
60 126009093 10611292
50 176213218 148390079
40 283523961 23875702
35 378711821 318915217
30 49234406 414605524
20 104381001 878997906
En la siguiente grafica se muestra la presioacuten capilar promedio a condiciones de
yacimiento Vs saturacioacuten de agua y tambieacuten se tienen en cuenta las alturas que
representan las presiones capilares en cada saturacioacuten
Grafica No 4
g) Con los resultados de las permeabilidades relativas de la tabla No 7 Graficar en
coordenadas cartesianas las permeabilidades relativas al condensado y al agua como
una funcioacuten de la saturacioacuten de agua en la misma escala de saturacioacuten de grafico
hecho en e
Grafica No 5
h) Con el comportamiento de las permeabilidades relativas del yacimiento el difiacutecil y el
grafico de presioacuten capilar promedio a condiciones de yacimiento defina la zona de
condensado la zona de agua y condensado por efecto de la capilaridad (zona de
transicioacuten) y la zona de agua al 100 la saturacioacuten irreducible de la fase mojante o
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
0
2
4
6
8
10
12
0 20 40 60 80 100
Alt
ura
ft
Pre
sio
n C
apila
r ya
cim
ien
to P
si
Saturacion de agua Sw
Pc Yacimiento Vs Sw
Pcy psi
h ft
0010203040506070809
1
0 20 40 60 80 100
Pe
rme
ab
ilid
ad
es
rela
tiva
s
Saturacion de agua Sw
Permeabilidad relativa Vs Sw
Kro
Krw
connata Swc la presioacuten de desplazamiento Pd el nivel de agua libre NAL el contacto
agua-condensado la profundidad para alcanzar la saturacioacuten del 50 si el contacto
agua-petroacuteleo CAP estaacute a 5500 ft
Grafica No 6
De la anterior grafica se puede inferir
Swc = 30
Pd = 03 psi
Nivel de agua libre
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
0
2
4
6
8
10
12
0 20 40 60 80 100
Pre
sio
n C
apila
r ya
cim
ien
to P
si
Saturacion de agua Sw
Pc Yacimiento Vs Sw
0
01
02
03
04
05
06
07
08
09
1
0 20 40 60 80 100
Per
mea
bili
dad
rela
tiva
Kr
Saturacion de agua Sw
Kro Krw Vs Sw
Kro
Krw
Contacto agua-condensado (5500 ft)
Condensado
Swc
Zona de transicioacuten
NAL=55025 ft
Profundidad para alcanzar una Sw de 50
i) Usando el meacutetodo de la funcioacuten J y el meacutetodo de la permeabilidad y cualesquiera otra
informacioacuten disponible pronostique la presioacuten capilar para las muestras E y tabule un
conjunto completo de informacioacuten de Presioacuten capilar Vs Saturacioacuten de agua para esta
muestra por dos meacutetodos
Por el meacutetodo de la funcioacuten J
Se tiene en cuenta la siguiente ecuacioacuten
Entonces como ya se tienen las funciones J promedio para cada saturacioacuten y los datos
de porosidad y permeabilidad para la muestra E reemplazamos estos datos en la
ecuacioacuten y despejamos la presioacuten capilar asiacute
Muestra de caacutelculo para la saturacioacuten al 100
Se despeja Pc de la anterior ecuacioacuten asiacute
La siguiente tabla muestra las presiones capilares de la muestra E a los otros
porcentajes de saturacioacuten Sw
Tabla No 7
Saturacioacuten Funcioacuten J promedio Pc psi
100 0084701586 141151775
90 0150926728 251513303
80 0232112344 386805856
70 0315253689 525357554
60 0415428371 692294619
50 0580941968 968116349
40 0934725381 155768213
35 1248541921 208064474
30 1623166124 270494085
20 3441246054 57346977
El comportamiento de la presioacuten capilar de esta muestra se representa en la siguiente
graacutefica
Grafica No 7
Ahora se procede a calcular la presioacuten capilar de la muestra E con el meacutetodo de la
permeabilidad asiacute
Se realiza la siguiente tabla en donde se ubican las presiones capilares de la muestra C
y D y los datos de saturacioacuten ya que los datos de permeabilidad de la muestra E se
encuentran en medio de las dos primeras los siguientes datos son tomados de la
graacutefica No 1
0
10
20
30
40
50
60
0 20 40 60 80 100
Pre
sio
n c
apila
r p
si
Saturacion de agua Sw
Pce Vs Sw
Tabla No 8
Muestra md Muestra C (68
md) Muestra D (25
md)
Presioacuten Capilar psi
2 88 92
4 76 84
5 68 80
6 60 76
7 56 72
95 48 63
12 44 56
15 40 50
20 36 44
Posteriormente se desarrolla un graacutefico semi-log en el cual se grafican los anteriores
datos correspondientes a las permeabilidades C (68 md) y D (25 md) en esta grafica
trazamos una liacutenea horizontal sobre la permeabilidad de 51 md (Muestra E) y alliacute
encontraacutendonos con las respectivas liacuteneas a cada presioacuten hallaremos la saturacioacuten
correspondiente asiacute
Grafica No 8
Tabulamos los datos de presioacuten capilar obtenidos en la graacutefica anterior teniendo en
cuenta la saturacioacuten
1
10
100
0 20 40 60 80 100
Per
mea
bili
dad
k m
d
Saturacion de agua Sw
K Vs Sw
2 psi
4 psi
5 psi
6 psi
7 psi
95 psi
12 psi
15 psi
20 psi
Tabla No 9
Pc(Psi) Sw
2 89
4 78
5 71
6 64
7 60
95 52
12 47
15 43
20 38
Ahora teniendo en cuenta la anterior tabla se grafica presioacuten capilar de la muestra E Vs
saturacioacuten de agua
Grafica No 9
6 PROPIEDADES ELECTRICAS DE LA FORMACION ZAMBRANO DEL
YACIMIENTO EL DIFICIL
En la tabla Ndeg 5 da la informacioacuten delas resistividades de la formacioacuten de las muestras
saturadas 100 con salmuera de 18500 ppm NaCl Ro (Ω-m) a la temperatura del
laboratorio de 90degF si la resistividad Rw es de 026 Ω-m calcular el Factor de
formacioacuten F
0
5
10
15
20
25
0 20 40 60 80 100
Pre
sio
n c
apila
r E
Psi
Saturacion de agua Sw
PcE Vs Sw
Muestra E
Tabla de Ndeg10
Identificacioacuten (D-22)
Muestra
Porosidad (fraccioacuten)
Ro (Ω-m) Factor de formacioacuten
(RoRw)
A 0211 86 3307692308
B 0188 96 3692307692
C 0135 135 5192307692
D 0122 148 5692307692
E 0128 161 6192307692
a) Graficar en papel log-log el factor de formacioacuten F como una funcioacuten de la
porosidad y determine el factor de Cementacioacuten m y la constante Archie a y
cuaacutel es la relacioacuten del factor de formacioacuten F y la porosidad Φ (ecuacioacuten) a
utilizar en la interpretacioacuten de registros eleacutectricos y seguacuten los resultados
realizar una descripcioacuten de la litologiacutea de las rocas de la formacioacuten Zambrano
del yacimiento el Difiacutecil
Ecuacioacuten del factor de formacioacuten
Doacutende
y = 59848x-1095
10
100
0001 001 01 1
Fact
or
de
fo
rmac
ion
(F)
Porosidad (Fraccioacuten)
Factor de formacioacuten Vs Porosidad
Luego utilizando la liacutenea recta que mejor une los puntos se encontroacute la siguiente
relacioacuten
LITOLOGIacuteA EXPRESIOacuteN MATEMAacuteTICA
Calizas y Dolomitas (rocas duras) 2
1F
Areniscas no consolidadas (rocas blandas) Formula de HumbleOilCia
152
620F
Areniscas consolidadas 2
810F
Areniscas en general (Carothers
1958) 541
451F
Areniscas arcillosas (Carothers
1958) 331
651
F
Carbonatos (Carothers 1958) 152
850
F
Areniscas del Plioceno del sur de
California (Carothers 1958) 081
452
F
Areniscas del Mioceno de Texas
Louisiana y Costa del Golfo
(Carothers y Porter 1970)
291
971
F
Rocas detriacuteticas limpias (Sethi 1979) )052(
1
F
La ecuacioacuten que maacutes se asemeja a la obtenida es 081
452
F la cual pertenece al grupo
de Areniscas del Plioceno del sur de California sin embargo como la formacioacuten
Zambrano pertenece a las edades del Proterozoico hasta el reciente se puede inferir
que la relacioacuten que existe es que en ambos casos se encuentran Areniscas ya que la
roca reservorio de esta zona es la Arenisca calcaacuterea
La tabla No 11 resume las resistividades de la muestra C saturadas parcialmente Rt
(Ω-m) determinadas durante la prueba de presioacuten capilar calcular el iacutendice de
resistividad IR
Tabla Ndeg11
Saturacioacuten Sw
Muestra C Resistividades de las
muestras parcialmente saturadas Rt
Iacutendice de resistividad IR
(RtRo)
90 135 182 1348148148
80 135 209 1548148148
70 135 239 177037037
60 135 297 22
50 135 344 2548148148
40 135 432 32
b) Graficar en papel log ndash log el iacutendice de resistividad IR como una funcioacuten de
la saturacioacuten y determine el exponente de saturacioacuten de agua innata la
resistividad el exponente de saturacioacuten y analice la mojabilidad de la roca
La saturacioacuten de agua es una propiedad que afecta de manera determinante la
resistividad de la roca ya que es esta por el contenido de iones es un fluido que
conduce la corriente eleacutectrica por tanto a mayor saturacioacuten de agua menor seraacute la
resistividad de la roca Ademaacutes que para nuestro caso el fluido mojante es el agua este
hecho estaacute relacionado con la resistividad de manera que si el fluido mojante se adhiere
a las paredes de la roca en este caso el agua tambieacuten afecta la resistividad
disminuyeacutendola
Hasta el momento soacutelo hemos considerado formaciones con el 100 de saturacioacuten en
agua Es obvio que las resistividades aumentan a medida que disminuye la porosidad
debido al decremento en el volumen de agua en la formacioacuten
y = 16729x-1068
10
100
10 100
Ind
ice
de
Re
sist
ivid
ad (R
tR
o)
Saturacioacuten (Sw)
Indice de resistividad Vs Saturacioacuten
7 TABLA DE RESULTADOS
Altura maacutexima 878997906 ft
Swc 30 CAP 5500 ft
NAL Funcioacuten del factor de
formacioacuten
Iacutendice de resistividad
en funcioacuten de la Saturacioacuten
Fase mojante Agua Fase no mojante Condensado
Litologiacutea Areniscas
8 ANALISIS DE RESULTADOS
En la curva de presioacuten capilar vs saturacioacuten (graacutefica No 1) la muestra A presenta
la mejor seleccioacuten y proporcioacuten de granos en la roca puesto que su curva a
medida que desciende la saturacioacuten de agua no tiene cambio brusco en la presioacuten
capilar aunque es normal que a medida que desciende la saturacioacuten de agua la
presioacuten capilar aumenta esto es porque el petroacuteleo al ser extraiacutedo desplaza
consigo agua por lo tanto la saturacioacuten de agua disminuye pero una vez que va
llegando a la saturacioacuten de agua irreducible el petroacuteleo necesita mayor presioacuten
para desplazarse ya que esta agua con nata va ocupando los poros De acuerdo a
esto la muestra A presenta mejor comportamiento con respecto a las otras
muestra las cuaacuteles poseen curvas para una saturacioacuten constante una mayor
presioacuten capilar entonces el crudo necesita mayor presioacuten para el desplazamiento
indicando variacioacuten del diaacutemetro de los poros comenzando inicialmente con
porosidades mayores hasta comenzar la declinacioacuten a porosidades menores
Lo anterior tambieacuten se confirma debido a la permeabilidad La muestra A al ser la
maacutes permeable es decir que el agua se adhiere faacutecilmente a la roca el crudo
necesita menor presioacuten al fluir por el medio poroso en relacioacuten con las otras
muestras menos permeables eacuteste si necesita mayor presioacuten para empujar el agua
que estaacute en menor grado adherida a la roca
Se realizoacute la funcioacuten J De LEVERET promedio de las muestras la cual intenta
obtener una mejor comprensioacuten de la distribucioacuten de los fluidos del yacimiento Esta
funcioacuten la cuaacutel es adimensional sirve para eliminar discrepancias en las curvas de
presioacuten capilar vs saturacioacuten y las reduce a una curva comuacuten Sabiendo que esta
surge de la interpretacioacuten entre la razoacuten de la permeabilidad y la porosidad la cual
es equivalente a la raiacutez cuadrada del radio promedio de los poros
Con respecto a la graacutefica No 4 esta muestra la relacioacuten de la presioacuten capilar del
yacimiento y la altura por encima del agua del capilar en funcioacuten de la saturacioacuten de
agua Lo que nos permite este esquema es comprender la distribucioacuten inicial de la
saturacioacuten del yacimiento entonces observamos la zona de transicioacuten medida en
pies la cual es la distancia vertical entre la saturacioacuten total del agua hasta la
saturacioacuten irreducible la cual es aproximadamente unos 86 ft de espesor
Acerca de la graacutefica de las permeabilidades relativas tanto del agua como del
petroacuteleo se pude inferir que un 30 del agua en el yacimiento es irreducible y que
aproximadamente un 16 del crudo es irreducible estaacutes proporciones de los fluidos
van a ser las que son irremovibles en el medio poroso del yacimiento Tambieacuten
apartir del graacutefico podemos establecer que la permeabilidad comuacuten para el agua y
el petroacuteleo se encuentra para una saturacioacuten del agua de un 58 y para el crudo un
42 seguacuten esto se pude concluir que la fase mojante es el agua debido tambieacuten a
que su curva de permeabilidad relativa es maacutes suavizada en relacioacuten con la del
petroacuteleo
Para la muestra E no se teniacutean datos de presioacuten capilar por tanto mediante la
utilizacioacuten de la funcioacuten J promedio obtenida a partir de las otras muestras fue
posible obtener los datos aproximados de Presioacuten capilar para cada saturacioacuten
para este caso tambieacuten es posible usar el meacutetodo de la permeabilidad que mediante
curvas a presioacuten capilar constantes de muestras adyacentes a la muestras E
permite obtener la saturacioacuten correspondiente teniendo en cuenta el dato de
permeabilidad correspondiente se observa aproximacioacuten entre los datos obtenidos
por ambos meacutetodos
La litologiacutea tambieacuten afecta la resistividad de la formacioacuten En general los carbonatos
exhiben resistividades maacutes altas que las rocas claacutesticas debido primordialmente a
la geometriacutea de los poros En el caso de los carbonatos el agua sigue viacuteas mucho
maacutes tortuosas y por lo tanto reduce la conductividad
Los meacutetodos de resistividad utilizan un trayecto eleacutectrico continuo a traveacutes de las
rocas que es provisto por la fase de agua En una formacioacuten mojable por petroacuteleo
el agua puede no ser continua Esto incide en el exponente de saturacioacuten n de la
ecuacioacuten de Archie que relaciona la saturacioacuten con la resistividad En condiciones
de mojabilidad por agua nlt= 2 pero en condiciones de mojabilidad por petroacuteleo ngt
2 en una formacioacuten mojable por petroacuteleo es probable que una evaluacioacuten de la
saturacioacuten basada en la resistividad sea incorrecta para el yacimiento de gas
condensado el Difiacutecil el exponente de saturacioacuten encontrado es lo cual
confirma que es una roca mojada por agua
9 FUENTES DE ERROR
En el momento de preparacioacuten del nuacutecleo es fundamental que este quede
correctamente saturado (100) con el fluido de prueba ya que si no es
asiacute al correr la prueba se pueden obtener errores en la medicioacuten de las
presiones
Una saturacioacuten incorrecta del plato poroso tambieacuten puede generar errores
en la toma de datos
Posibles peacuterdidas de presioacuten por escape de aire desde de la caacutemara del
equipo de prueba
Una incorrecta medicioacuten de la saturacioacuten de la muestra tambieacuten puede
generar desviaciones por lo tanto se requiere la mayor precisioacuten posible
Es importante tener en cuenta que se puede generar cierta desviacioacuten en
cuanto a la toma de datos de las curvas de presioacuten capilar
10 CONCLUSIONES
La presioacuten capilar es una propiedad de la roca del yacimiento que a su vez es
determinada tanto por otras propiedades de la roca como por propiedades del
fluido que esta contiene
La Funcion J es un meacutetodo fundamental en cuanto a los anaacutelisis que se deben
realizar a diferentes muestras del yacimiento ya que permite definir la relacioacuten
de la Saturacioacuten de agua porosidad el tamantildeo de los poros tensioacuten interfacial
de los fluidos y la permeabilidad con la Presioacuten Capilar mediante las curvas de
presioacuten capilar dando como resultados una clasificacioacuten del yacimiento en
cuanto a las propiedades del fluidos que contiene y caracteriacutesticas de la roca
como por ejemplo la litologiacutea
Con la curva tiacutepica de presioacuten capilar que se obtiene graficando los datos de
presioacuten capilar Vs la saturacioacuten de agua es posible obtener datos esenciales de
los fluidos del yacimiento tales como Saturacioacuten de agua connata las cotas del
Nivel de agua libre (NAL) Contacto agua petroacuteleo (CAP) descrita como la mayor
profundidad a la cual se encuentra Sw del 100 zona de transicioacuten definida
como la zona en la cual la saturacioacuten de agua variacutea desde Swc hasta la
saturacioacuten del 100 la zona donde solo se encuentra petroacuteleo caso en
particular condensado
La presioacuten capilar influye en la mojabilidad de este de ahiacute se determina el fluido
mojante y el no mojante presente en la roca el grado de mojabilidad estaacute
definido de las siguiente manera para los fluidos que se encuentran en el
yacimiento gaslt petroacuteleoltagua en el caso del yacimiento El difiacutecil se gracias a
los datos dados se infiere que el fluido mojante es el agua y el no mojante es el
condensado Ademaacutes de que el aacutengulo de contacto tambieacuten permite definir que
fluido es la fase mojante asiacute para aacutengulos de contacto Agua-petroacuteleolt 90deg se
define la fase mojante como el agua
Un fenoacutemeno importante a tener en cuenta es la Presioacuten de desplazamiento la
cual es definida como la presioacuten miacutenimanecesaria para remover el fluido no
mojante del yacimiento cuando se tiene un 100 de saturacioacuten de agua
A partir de datos eleacutectricos de la formacioacuten tales como resistividad tambieacuten se
pueden conocer datos importante de la roca y de los fluidos presentes en el
yacimiento tales como la litologiacutea Fase mojante
El petroacuteleo y el gas se comportan igual que la matriz de la formacioacuten o sea
que no son conductores de corrientes eleacutectricas y en consecuencia cuando
parte del agua de la formacioacuten es desplazada por sustancias no conductoras
como petroacuteleo y gas la conductividad disminuye con el consiguiente aumento de
la resistividad
RECOMENDACIONES
Conocer claramente el procedimiento a seguir para la realizacioacuten
de la prueba permitiendo al estudiante relacionarse maacutes con el
proceso preparacioacuten del equipo y de los corazones permitiendo asiacute
tener un concepto maacutes amplio acerca de los cuidados y de los
paraacutemetros que exige la norma para obtener datos acertados
Utilizar un grado de aproximacioacuten bastante riguroso en cuanto a los
datos que se obtienen en la prueba como tambieacuten los calculados
ya que esta determinacioacuten puede ocasionar algunas variaciones en
los resultados obtenidos
11 CUESTIONARIO
1 iquestQueacute otros meacutetodos se utilizan en la determinacioacuten de las curvas de presioacuten
capilar
Meacutetodo de inyeccioacuten de mercurio
El mercurio se comporta como fase no mojante frente a la gran mayoriacutea de los minerales que constituyen la matriz porosa de las rocas de intereacutes para la acumulacioacuten de hidrocarburos En otras palabras una roca porosa puesta en contacto con mercurio no sufre el proceso espontaacuteneo de imbibicioacuten Por el contrario para introducir el mercurio en la red poral es necesario vencer (mediante la aplicacioacuten de una presioacuten externa) las fuerzas capilares que se oponen al ingreso de esta fase liacutequida
Meacutetodo de la centriacutefuga
Se satura la muestra al 100 con agua de formacioacuten
Se coloca la muestra en un tubo de centrifuga especialmente disentildeado
Se hace girar la muestra a un reacutegimen fijo de revoluciones hasta que se detiene la eliminacioacuten de agua por efecto de la fuerza generada
Se hace la lectura de agua desplazada sin detener la centrifuga Para ello se emplea un estroboscopio que permite realizar la lectura en pleno reacutegimen de giro
Se repiten las operaciones indicadas en los puntos 3 y 4 a regiacutemenes crecientes de giro hasta alcanzar el maacuteximo reacutegimen previsto
Al final del proceso se dispone de una serie de pares de datos Reacutegimen de giro - Volumen desplazado Este juego de valores se transforma faacutecilmente a pares Presioacuten Capilar - Saturacioacuten promedio de la muestra pero requiere alguacuten tratamiento numeacuterico antes de convertirse en la curva de presioacuten capilar del sistema
Meacutetodo de la membrana semipermeable
Este meacutetodo tambieacuten conocido como meacutetodo Meacutetodo de Estados Restaurados es el meacutetodo de referencia para las mediciones de Presioacuten Capilar
Para las mediciones se emplea una caacutemara estanca en cuya base se coloca una membrana capilar (en general una porcelana muy homogeacutenea) previamente saturada con la fase mojante del sistema
Las muestras se saturan al 100 con la fase mojante (regularmente agua) y se colocan en el interior de la caacutemara estanca en contacto capilar con la membrana semi-permeable El contacto capilar se asegura con un material fino tal como tierra de diatomeas que se coloca entre la muestra y la membrana
La aplicacioacuten sucesiva de presiones crecientes de la fase desplazante permite establecer los puntos de saturacioacuten de las muestras
2 iquestCuaacuteles son las ventajas y desventajas de este meacutetodo
Ventajas
Una vez obtenido los datos es praacutectico y sencillo la interpretacioacuten de estos para
determinar la curva de presioacuten capilar
La obtener la curva se puede realizar diferentes caacutelculos permitiendo el anaacutelisis
para la descripcioacuten de los fluidos en este caso mojantes
El meacutetodo es directo y transformable a condiciones de yacimiento
Desventajas
La medicioacuten es lleva alguacuten tiempo incluso puede durar un mes
Para determinar la saturaciones irreducibles es necesario que la porosidad de la
roca se relativamente buena
Es soacutelo aplicable en curvas de drenaje
3 iquestQueacute aplicaciones tienen las curvas de presioacuten capilar
Las curvas de presioacuten capilar son de gran utilidad al momento de comprender la
distribucioacuten de los fluidos del yacimiento Al analizar las saturaciones residuales de
los fluidos permite comprender la cantidad de aceite que se puede recuperar (
presioacuten de desplazamiento)y la saturacioacuten de agua de formacioacuten Por medio de la
presioacuten capilar es posible analizar otro aspecto importante de los fluidos del
yacimiento se refiere entonces a su mojabilidad La presioacuten capilar accede para la
elaboracioacuten de caacutelculos de la roca tales como permeabilidad medios porosos y
distribucioacuten de granos
4 iquestCoacutemo se transforman los datos de Presioacuten Capilar a condiciones de
Yacimiento
Hay dos formas para dicha conversioacuten para un sistema de agua y petroacuteleo
tenemos
1 la siguiente ecuacioacuten es de consideracioacuten puesto que se debe tener en
cuenta la variacioacuten del aacutengulo de contacto ya que nos puede dar valores en
un rango de [1 -1] debido a la funcioacuten trigonomeacutetrica del coseno la
ecuacioacuten se puede reducir dependiendo de si los cambios entre variables a
condiciones de laboratorio y yacimiento son considerables o no como lo es
el caso de la humectabilidad la cual no variacutea significativamente
2 La otra ecuacioacuten es
h=altura por encima contacto agua-petroacuteleo a una saturacioacuten del 100
h100= la altura de elevacioacuten en el capilar por encima de la presioacuten capilar
cero
= densidades del agua y del petroacuteleo (grcm3) y 00433 factor de
conversioacuten
5 iquestQueacute formulas se han desarrollado para estimar las permeabilidades a partir de los datos de presioacuten Capilar iquestQue otros datos se necesitan para efectuar los caacutelculos
Construyendo Graacuteficos del inverso de la presioacuten Capilar vs La Saturacioacuten de agua Se pueden obtener las permeabilidades relativas utilizando las ecuaciones de Burdine Para agua
1
0 2
0 22
1
Pc
dsPc
ds
Swi
SwiSwKrw
sw
Y para el crudo
1
0 2
0 22
1
Pc
dsPc
ds
Swi
SorSoKro
sw
Basaacutendonos en las ecuaciones podemos observar que para estimar las
permeabilidades relativas es necesario tener datos como Sw Swi para el
agua y So Sor para el crudo
BIBLIOGRAFIA
Paris de Ferrer Magdalena ldquoFUNDAMENTOS DE INGENIERIA DE YACIMIENTOSrdquo
Capitulo 5 Propiedades de la roca Presioacuten capilar Pag 271-294
Paginas consultadas para obtener informacioacuten acerca de la utlizacion de datos
eleacutectricos para interpretacioacuten de pozos
httptranslategooglecomtranslatehl=esamplangpair=en|esampu=httpwwwanswer
scomtopiccementation-factor
httpesscribdcomdoc27993174Perfilaje-Electrico-de-Pozo
httpsisbibunmsmedupebibvirtualdataTesisBasicfalla_vecap3pdf
httpwwwslbcom~mediaFilesresourcesoilfield_reviewspanish07aut07p44_
61ashx
Paginas consultadas para la obtencioacuten de datos sobre otros meacutetodos para obtencioacuten de
curvas de Presioacuten Capilar
httpwwwinlabcomarMembranahtm httpwwwinlabcomarCentrifugahtm httpwwwinlabcomarPc_Hghtm
Aplicaciones las curvas de Presioacuten Capilar
httpwwwagatlabscomspanishcontentcapillarypressurehtm
Tabla No 4
Saturacioacuten Funcioacuten J promedio
Pc lab
100 0084701586 0897501307
90 0150926728 15992255
80 0232112344 2459471448
70 0315253689 3340440388
60 0415428371 4401895225
50 0580941968 6155683746
40 0934725381 9904386588
35 1248541921 1322959889
30 1623166124 1719913155
20 3441246054 364635774
e) Con la presioacuten capilar promedio Pc las tensiones interfaciales a condiciones del
yacimiento y del laboratorio calcule la presioacuten capilar promedio a condiciones del
yacimiento Pcy y grafique la presioacuten capilar promedio Vs Sw a condiciones de
yacimiento
Teniendo calculadas todas las presiones capilares promedio de cada porcentaje de
saturacioacuten las convertimos a las presiones capilares promedio en el yacimiento para lo
cual igualamos las ecuaciones de presioacuten capilar en el yacimiento y en el laboratorio
para dejar la primera en funcioacuten de la segunda asiacute
Muestra de caacutelculo de la presioacuten capilar promedio en el yacimiento saturada al 100
El resumen de todos los datos obtenidos anteriormente se hace en la siguiente tabla
Tabla No 5
Saturacioacuten Funcioacuten J promedio
Pc (10596039)J(Sw)
Pcy (0286261Pc)
100 0084701586 0897501307 0256919622
90 0150926728 15992255 0457795891
80 0232112344 2459471448 0704050756
70 0315253689 3340440388 0956237806
60 0415428371 4401895225 1260090929
50 0580941968 6155683746 1762132185
40 0934725381 9904386588 2835239609
35 1248541921 1322959889 3787118207
30 0811583062 1719913155 49234406
20 0860311514 364635774 104381001
Grafica presioacuten capilar promedio Vs saturacioacuten de agua a condiciones de yacimiento
Grafica No3
f) Convierta los valores de presioacuten capilar promedio a condiciones de yacimiento en
altura (h) y represeacutentelos a la derecha en el grafico anterior
Para este caso utilizamos la siguiente ecuacioacuten la cual relaciona la funcioacuten J (Sw) la
tensioacuten interfacial del sistema agua-condensado el aacutengulo de contacto las densidades
del agua y el condensado la permeabilidad y porosidad promedio de la roca y una
constante de conversioacuten asiacute
0
2
4
6
8
10
12
0 20 40 60 80 100
Pre
sio
n C
apila
r ya
cim
ien
to P
si
Saturacion de agua Sw
Pc Yacimiento Vs Sw
De esta forma en la anterior ecuacioacuten se reemplazan los valores de las funciones J
promedio a cada saturacioacuten para hallar las respectivas alturas (h)
Muestra de caacutelculo para la presioacuten capilar promedio de yacimiento 100 saturada
En la siguiente tabla se muestra la relacioacuten de las presiones capilares promedio a
condiciones de yacimiento en cada momento de saturacioacuten
Tabla No 6
Saturacioacuten Pc yac (Psi)
h (ft)
100 025691962 216353366
90 045779589 385512329
80 070405076 592884847
70 095623781 805252889
60 126009093 10611292
50 176213218 148390079
40 283523961 23875702
35 378711821 318915217
30 49234406 414605524
20 104381001 878997906
En la siguiente grafica se muestra la presioacuten capilar promedio a condiciones de
yacimiento Vs saturacioacuten de agua y tambieacuten se tienen en cuenta las alturas que
representan las presiones capilares en cada saturacioacuten
Grafica No 4
g) Con los resultados de las permeabilidades relativas de la tabla No 7 Graficar en
coordenadas cartesianas las permeabilidades relativas al condensado y al agua como
una funcioacuten de la saturacioacuten de agua en la misma escala de saturacioacuten de grafico
hecho en e
Grafica No 5
h) Con el comportamiento de las permeabilidades relativas del yacimiento el difiacutecil y el
grafico de presioacuten capilar promedio a condiciones de yacimiento defina la zona de
condensado la zona de agua y condensado por efecto de la capilaridad (zona de
transicioacuten) y la zona de agua al 100 la saturacioacuten irreducible de la fase mojante o
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
0
2
4
6
8
10
12
0 20 40 60 80 100
Alt
ura
ft
Pre
sio
n C
apila
r ya
cim
ien
to P
si
Saturacion de agua Sw
Pc Yacimiento Vs Sw
Pcy psi
h ft
0010203040506070809
1
0 20 40 60 80 100
Pe
rme
ab
ilid
ad
es
rela
tiva
s
Saturacion de agua Sw
Permeabilidad relativa Vs Sw
Kro
Krw
connata Swc la presioacuten de desplazamiento Pd el nivel de agua libre NAL el contacto
agua-condensado la profundidad para alcanzar la saturacioacuten del 50 si el contacto
agua-petroacuteleo CAP estaacute a 5500 ft
Grafica No 6
De la anterior grafica se puede inferir
Swc = 30
Pd = 03 psi
Nivel de agua libre
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
0
2
4
6
8
10
12
0 20 40 60 80 100
Pre
sio
n C
apila
r ya
cim
ien
to P
si
Saturacion de agua Sw
Pc Yacimiento Vs Sw
0
01
02
03
04
05
06
07
08
09
1
0 20 40 60 80 100
Per
mea
bili
dad
rela
tiva
Kr
Saturacion de agua Sw
Kro Krw Vs Sw
Kro
Krw
Contacto agua-condensado (5500 ft)
Condensado
Swc
Zona de transicioacuten
NAL=55025 ft
Profundidad para alcanzar una Sw de 50
i) Usando el meacutetodo de la funcioacuten J y el meacutetodo de la permeabilidad y cualesquiera otra
informacioacuten disponible pronostique la presioacuten capilar para las muestras E y tabule un
conjunto completo de informacioacuten de Presioacuten capilar Vs Saturacioacuten de agua para esta
muestra por dos meacutetodos
Por el meacutetodo de la funcioacuten J
Se tiene en cuenta la siguiente ecuacioacuten
Entonces como ya se tienen las funciones J promedio para cada saturacioacuten y los datos
de porosidad y permeabilidad para la muestra E reemplazamos estos datos en la
ecuacioacuten y despejamos la presioacuten capilar asiacute
Muestra de caacutelculo para la saturacioacuten al 100
Se despeja Pc de la anterior ecuacioacuten asiacute
La siguiente tabla muestra las presiones capilares de la muestra E a los otros
porcentajes de saturacioacuten Sw
Tabla No 7
Saturacioacuten Funcioacuten J promedio Pc psi
100 0084701586 141151775
90 0150926728 251513303
80 0232112344 386805856
70 0315253689 525357554
60 0415428371 692294619
50 0580941968 968116349
40 0934725381 155768213
35 1248541921 208064474
30 1623166124 270494085
20 3441246054 57346977
El comportamiento de la presioacuten capilar de esta muestra se representa en la siguiente
graacutefica
Grafica No 7
Ahora se procede a calcular la presioacuten capilar de la muestra E con el meacutetodo de la
permeabilidad asiacute
Se realiza la siguiente tabla en donde se ubican las presiones capilares de la muestra C
y D y los datos de saturacioacuten ya que los datos de permeabilidad de la muestra E se
encuentran en medio de las dos primeras los siguientes datos son tomados de la
graacutefica No 1
0
10
20
30
40
50
60
0 20 40 60 80 100
Pre
sio
n c
apila
r p
si
Saturacion de agua Sw
Pce Vs Sw
Tabla No 8
Muestra md Muestra C (68
md) Muestra D (25
md)
Presioacuten Capilar psi
2 88 92
4 76 84
5 68 80
6 60 76
7 56 72
95 48 63
12 44 56
15 40 50
20 36 44
Posteriormente se desarrolla un graacutefico semi-log en el cual se grafican los anteriores
datos correspondientes a las permeabilidades C (68 md) y D (25 md) en esta grafica
trazamos una liacutenea horizontal sobre la permeabilidad de 51 md (Muestra E) y alliacute
encontraacutendonos con las respectivas liacuteneas a cada presioacuten hallaremos la saturacioacuten
correspondiente asiacute
Grafica No 8
Tabulamos los datos de presioacuten capilar obtenidos en la graacutefica anterior teniendo en
cuenta la saturacioacuten
1
10
100
0 20 40 60 80 100
Per
mea
bili
dad
k m
d
Saturacion de agua Sw
K Vs Sw
2 psi
4 psi
5 psi
6 psi
7 psi
95 psi
12 psi
15 psi
20 psi
Tabla No 9
Pc(Psi) Sw
2 89
4 78
5 71
6 64
7 60
95 52
12 47
15 43
20 38
Ahora teniendo en cuenta la anterior tabla se grafica presioacuten capilar de la muestra E Vs
saturacioacuten de agua
Grafica No 9
6 PROPIEDADES ELECTRICAS DE LA FORMACION ZAMBRANO DEL
YACIMIENTO EL DIFICIL
En la tabla Ndeg 5 da la informacioacuten delas resistividades de la formacioacuten de las muestras
saturadas 100 con salmuera de 18500 ppm NaCl Ro (Ω-m) a la temperatura del
laboratorio de 90degF si la resistividad Rw es de 026 Ω-m calcular el Factor de
formacioacuten F
0
5
10
15
20
25
0 20 40 60 80 100
Pre
sio
n c
apila
r E
Psi
Saturacion de agua Sw
PcE Vs Sw
Muestra E
Tabla de Ndeg10
Identificacioacuten (D-22)
Muestra
Porosidad (fraccioacuten)
Ro (Ω-m) Factor de formacioacuten
(RoRw)
A 0211 86 3307692308
B 0188 96 3692307692
C 0135 135 5192307692
D 0122 148 5692307692
E 0128 161 6192307692
a) Graficar en papel log-log el factor de formacioacuten F como una funcioacuten de la
porosidad y determine el factor de Cementacioacuten m y la constante Archie a y
cuaacutel es la relacioacuten del factor de formacioacuten F y la porosidad Φ (ecuacioacuten) a
utilizar en la interpretacioacuten de registros eleacutectricos y seguacuten los resultados
realizar una descripcioacuten de la litologiacutea de las rocas de la formacioacuten Zambrano
del yacimiento el Difiacutecil
Ecuacioacuten del factor de formacioacuten
Doacutende
y = 59848x-1095
10
100
0001 001 01 1
Fact
or
de
fo
rmac
ion
(F)
Porosidad (Fraccioacuten)
Factor de formacioacuten Vs Porosidad
Luego utilizando la liacutenea recta que mejor une los puntos se encontroacute la siguiente
relacioacuten
LITOLOGIacuteA EXPRESIOacuteN MATEMAacuteTICA
Calizas y Dolomitas (rocas duras) 2
1F
Areniscas no consolidadas (rocas blandas) Formula de HumbleOilCia
152
620F
Areniscas consolidadas 2
810F
Areniscas en general (Carothers
1958) 541
451F
Areniscas arcillosas (Carothers
1958) 331
651
F
Carbonatos (Carothers 1958) 152
850
F
Areniscas del Plioceno del sur de
California (Carothers 1958) 081
452
F
Areniscas del Mioceno de Texas
Louisiana y Costa del Golfo
(Carothers y Porter 1970)
291
971
F
Rocas detriacuteticas limpias (Sethi 1979) )052(
1
F
La ecuacioacuten que maacutes se asemeja a la obtenida es 081
452
F la cual pertenece al grupo
de Areniscas del Plioceno del sur de California sin embargo como la formacioacuten
Zambrano pertenece a las edades del Proterozoico hasta el reciente se puede inferir
que la relacioacuten que existe es que en ambos casos se encuentran Areniscas ya que la
roca reservorio de esta zona es la Arenisca calcaacuterea
La tabla No 11 resume las resistividades de la muestra C saturadas parcialmente Rt
(Ω-m) determinadas durante la prueba de presioacuten capilar calcular el iacutendice de
resistividad IR
Tabla Ndeg11
Saturacioacuten Sw
Muestra C Resistividades de las
muestras parcialmente saturadas Rt
Iacutendice de resistividad IR
(RtRo)
90 135 182 1348148148
80 135 209 1548148148
70 135 239 177037037
60 135 297 22
50 135 344 2548148148
40 135 432 32
b) Graficar en papel log ndash log el iacutendice de resistividad IR como una funcioacuten de
la saturacioacuten y determine el exponente de saturacioacuten de agua innata la
resistividad el exponente de saturacioacuten y analice la mojabilidad de la roca
La saturacioacuten de agua es una propiedad que afecta de manera determinante la
resistividad de la roca ya que es esta por el contenido de iones es un fluido que
conduce la corriente eleacutectrica por tanto a mayor saturacioacuten de agua menor seraacute la
resistividad de la roca Ademaacutes que para nuestro caso el fluido mojante es el agua este
hecho estaacute relacionado con la resistividad de manera que si el fluido mojante se adhiere
a las paredes de la roca en este caso el agua tambieacuten afecta la resistividad
disminuyeacutendola
Hasta el momento soacutelo hemos considerado formaciones con el 100 de saturacioacuten en
agua Es obvio que las resistividades aumentan a medida que disminuye la porosidad
debido al decremento en el volumen de agua en la formacioacuten
y = 16729x-1068
10
100
10 100
Ind
ice
de
Re
sist
ivid
ad (R
tR
o)
Saturacioacuten (Sw)
Indice de resistividad Vs Saturacioacuten
7 TABLA DE RESULTADOS
Altura maacutexima 878997906 ft
Swc 30 CAP 5500 ft
NAL Funcioacuten del factor de
formacioacuten
Iacutendice de resistividad
en funcioacuten de la Saturacioacuten
Fase mojante Agua Fase no mojante Condensado
Litologiacutea Areniscas
8 ANALISIS DE RESULTADOS
En la curva de presioacuten capilar vs saturacioacuten (graacutefica No 1) la muestra A presenta
la mejor seleccioacuten y proporcioacuten de granos en la roca puesto que su curva a
medida que desciende la saturacioacuten de agua no tiene cambio brusco en la presioacuten
capilar aunque es normal que a medida que desciende la saturacioacuten de agua la
presioacuten capilar aumenta esto es porque el petroacuteleo al ser extraiacutedo desplaza
consigo agua por lo tanto la saturacioacuten de agua disminuye pero una vez que va
llegando a la saturacioacuten de agua irreducible el petroacuteleo necesita mayor presioacuten
para desplazarse ya que esta agua con nata va ocupando los poros De acuerdo a
esto la muestra A presenta mejor comportamiento con respecto a las otras
muestra las cuaacuteles poseen curvas para una saturacioacuten constante una mayor
presioacuten capilar entonces el crudo necesita mayor presioacuten para el desplazamiento
indicando variacioacuten del diaacutemetro de los poros comenzando inicialmente con
porosidades mayores hasta comenzar la declinacioacuten a porosidades menores
Lo anterior tambieacuten se confirma debido a la permeabilidad La muestra A al ser la
maacutes permeable es decir que el agua se adhiere faacutecilmente a la roca el crudo
necesita menor presioacuten al fluir por el medio poroso en relacioacuten con las otras
muestras menos permeables eacuteste si necesita mayor presioacuten para empujar el agua
que estaacute en menor grado adherida a la roca
Se realizoacute la funcioacuten J De LEVERET promedio de las muestras la cual intenta
obtener una mejor comprensioacuten de la distribucioacuten de los fluidos del yacimiento Esta
funcioacuten la cuaacutel es adimensional sirve para eliminar discrepancias en las curvas de
presioacuten capilar vs saturacioacuten y las reduce a una curva comuacuten Sabiendo que esta
surge de la interpretacioacuten entre la razoacuten de la permeabilidad y la porosidad la cual
es equivalente a la raiacutez cuadrada del radio promedio de los poros
Con respecto a la graacutefica No 4 esta muestra la relacioacuten de la presioacuten capilar del
yacimiento y la altura por encima del agua del capilar en funcioacuten de la saturacioacuten de
agua Lo que nos permite este esquema es comprender la distribucioacuten inicial de la
saturacioacuten del yacimiento entonces observamos la zona de transicioacuten medida en
pies la cual es la distancia vertical entre la saturacioacuten total del agua hasta la
saturacioacuten irreducible la cual es aproximadamente unos 86 ft de espesor
Acerca de la graacutefica de las permeabilidades relativas tanto del agua como del
petroacuteleo se pude inferir que un 30 del agua en el yacimiento es irreducible y que
aproximadamente un 16 del crudo es irreducible estaacutes proporciones de los fluidos
van a ser las que son irremovibles en el medio poroso del yacimiento Tambieacuten
apartir del graacutefico podemos establecer que la permeabilidad comuacuten para el agua y
el petroacuteleo se encuentra para una saturacioacuten del agua de un 58 y para el crudo un
42 seguacuten esto se pude concluir que la fase mojante es el agua debido tambieacuten a
que su curva de permeabilidad relativa es maacutes suavizada en relacioacuten con la del
petroacuteleo
Para la muestra E no se teniacutean datos de presioacuten capilar por tanto mediante la
utilizacioacuten de la funcioacuten J promedio obtenida a partir de las otras muestras fue
posible obtener los datos aproximados de Presioacuten capilar para cada saturacioacuten
para este caso tambieacuten es posible usar el meacutetodo de la permeabilidad que mediante
curvas a presioacuten capilar constantes de muestras adyacentes a la muestras E
permite obtener la saturacioacuten correspondiente teniendo en cuenta el dato de
permeabilidad correspondiente se observa aproximacioacuten entre los datos obtenidos
por ambos meacutetodos
La litologiacutea tambieacuten afecta la resistividad de la formacioacuten En general los carbonatos
exhiben resistividades maacutes altas que las rocas claacutesticas debido primordialmente a
la geometriacutea de los poros En el caso de los carbonatos el agua sigue viacuteas mucho
maacutes tortuosas y por lo tanto reduce la conductividad
Los meacutetodos de resistividad utilizan un trayecto eleacutectrico continuo a traveacutes de las
rocas que es provisto por la fase de agua En una formacioacuten mojable por petroacuteleo
el agua puede no ser continua Esto incide en el exponente de saturacioacuten n de la
ecuacioacuten de Archie que relaciona la saturacioacuten con la resistividad En condiciones
de mojabilidad por agua nlt= 2 pero en condiciones de mojabilidad por petroacuteleo ngt
2 en una formacioacuten mojable por petroacuteleo es probable que una evaluacioacuten de la
saturacioacuten basada en la resistividad sea incorrecta para el yacimiento de gas
condensado el Difiacutecil el exponente de saturacioacuten encontrado es lo cual
confirma que es una roca mojada por agua
9 FUENTES DE ERROR
En el momento de preparacioacuten del nuacutecleo es fundamental que este quede
correctamente saturado (100) con el fluido de prueba ya que si no es
asiacute al correr la prueba se pueden obtener errores en la medicioacuten de las
presiones
Una saturacioacuten incorrecta del plato poroso tambieacuten puede generar errores
en la toma de datos
Posibles peacuterdidas de presioacuten por escape de aire desde de la caacutemara del
equipo de prueba
Una incorrecta medicioacuten de la saturacioacuten de la muestra tambieacuten puede
generar desviaciones por lo tanto se requiere la mayor precisioacuten posible
Es importante tener en cuenta que se puede generar cierta desviacioacuten en
cuanto a la toma de datos de las curvas de presioacuten capilar
10 CONCLUSIONES
La presioacuten capilar es una propiedad de la roca del yacimiento que a su vez es
determinada tanto por otras propiedades de la roca como por propiedades del
fluido que esta contiene
La Funcion J es un meacutetodo fundamental en cuanto a los anaacutelisis que se deben
realizar a diferentes muestras del yacimiento ya que permite definir la relacioacuten
de la Saturacioacuten de agua porosidad el tamantildeo de los poros tensioacuten interfacial
de los fluidos y la permeabilidad con la Presioacuten Capilar mediante las curvas de
presioacuten capilar dando como resultados una clasificacioacuten del yacimiento en
cuanto a las propiedades del fluidos que contiene y caracteriacutesticas de la roca
como por ejemplo la litologiacutea
Con la curva tiacutepica de presioacuten capilar que se obtiene graficando los datos de
presioacuten capilar Vs la saturacioacuten de agua es posible obtener datos esenciales de
los fluidos del yacimiento tales como Saturacioacuten de agua connata las cotas del
Nivel de agua libre (NAL) Contacto agua petroacuteleo (CAP) descrita como la mayor
profundidad a la cual se encuentra Sw del 100 zona de transicioacuten definida
como la zona en la cual la saturacioacuten de agua variacutea desde Swc hasta la
saturacioacuten del 100 la zona donde solo se encuentra petroacuteleo caso en
particular condensado
La presioacuten capilar influye en la mojabilidad de este de ahiacute se determina el fluido
mojante y el no mojante presente en la roca el grado de mojabilidad estaacute
definido de las siguiente manera para los fluidos que se encuentran en el
yacimiento gaslt petroacuteleoltagua en el caso del yacimiento El difiacutecil se gracias a
los datos dados se infiere que el fluido mojante es el agua y el no mojante es el
condensado Ademaacutes de que el aacutengulo de contacto tambieacuten permite definir que
fluido es la fase mojante asiacute para aacutengulos de contacto Agua-petroacuteleolt 90deg se
define la fase mojante como el agua
Un fenoacutemeno importante a tener en cuenta es la Presioacuten de desplazamiento la
cual es definida como la presioacuten miacutenimanecesaria para remover el fluido no
mojante del yacimiento cuando se tiene un 100 de saturacioacuten de agua
A partir de datos eleacutectricos de la formacioacuten tales como resistividad tambieacuten se
pueden conocer datos importante de la roca y de los fluidos presentes en el
yacimiento tales como la litologiacutea Fase mojante
El petroacuteleo y el gas se comportan igual que la matriz de la formacioacuten o sea
que no son conductores de corrientes eleacutectricas y en consecuencia cuando
parte del agua de la formacioacuten es desplazada por sustancias no conductoras
como petroacuteleo y gas la conductividad disminuye con el consiguiente aumento de
la resistividad
RECOMENDACIONES
Conocer claramente el procedimiento a seguir para la realizacioacuten
de la prueba permitiendo al estudiante relacionarse maacutes con el
proceso preparacioacuten del equipo y de los corazones permitiendo asiacute
tener un concepto maacutes amplio acerca de los cuidados y de los
paraacutemetros que exige la norma para obtener datos acertados
Utilizar un grado de aproximacioacuten bastante riguroso en cuanto a los
datos que se obtienen en la prueba como tambieacuten los calculados
ya que esta determinacioacuten puede ocasionar algunas variaciones en
los resultados obtenidos
11 CUESTIONARIO
1 iquestQueacute otros meacutetodos se utilizan en la determinacioacuten de las curvas de presioacuten
capilar
Meacutetodo de inyeccioacuten de mercurio
El mercurio se comporta como fase no mojante frente a la gran mayoriacutea de los minerales que constituyen la matriz porosa de las rocas de intereacutes para la acumulacioacuten de hidrocarburos En otras palabras una roca porosa puesta en contacto con mercurio no sufre el proceso espontaacuteneo de imbibicioacuten Por el contrario para introducir el mercurio en la red poral es necesario vencer (mediante la aplicacioacuten de una presioacuten externa) las fuerzas capilares que se oponen al ingreso de esta fase liacutequida
Meacutetodo de la centriacutefuga
Se satura la muestra al 100 con agua de formacioacuten
Se coloca la muestra en un tubo de centrifuga especialmente disentildeado
Se hace girar la muestra a un reacutegimen fijo de revoluciones hasta que se detiene la eliminacioacuten de agua por efecto de la fuerza generada
Se hace la lectura de agua desplazada sin detener la centrifuga Para ello se emplea un estroboscopio que permite realizar la lectura en pleno reacutegimen de giro
Se repiten las operaciones indicadas en los puntos 3 y 4 a regiacutemenes crecientes de giro hasta alcanzar el maacuteximo reacutegimen previsto
Al final del proceso se dispone de una serie de pares de datos Reacutegimen de giro - Volumen desplazado Este juego de valores se transforma faacutecilmente a pares Presioacuten Capilar - Saturacioacuten promedio de la muestra pero requiere alguacuten tratamiento numeacuterico antes de convertirse en la curva de presioacuten capilar del sistema
Meacutetodo de la membrana semipermeable
Este meacutetodo tambieacuten conocido como meacutetodo Meacutetodo de Estados Restaurados es el meacutetodo de referencia para las mediciones de Presioacuten Capilar
Para las mediciones se emplea una caacutemara estanca en cuya base se coloca una membrana capilar (en general una porcelana muy homogeacutenea) previamente saturada con la fase mojante del sistema
Las muestras se saturan al 100 con la fase mojante (regularmente agua) y se colocan en el interior de la caacutemara estanca en contacto capilar con la membrana semi-permeable El contacto capilar se asegura con un material fino tal como tierra de diatomeas que se coloca entre la muestra y la membrana
La aplicacioacuten sucesiva de presiones crecientes de la fase desplazante permite establecer los puntos de saturacioacuten de las muestras
2 iquestCuaacuteles son las ventajas y desventajas de este meacutetodo
Ventajas
Una vez obtenido los datos es praacutectico y sencillo la interpretacioacuten de estos para
determinar la curva de presioacuten capilar
La obtener la curva se puede realizar diferentes caacutelculos permitiendo el anaacutelisis
para la descripcioacuten de los fluidos en este caso mojantes
El meacutetodo es directo y transformable a condiciones de yacimiento
Desventajas
La medicioacuten es lleva alguacuten tiempo incluso puede durar un mes
Para determinar la saturaciones irreducibles es necesario que la porosidad de la
roca se relativamente buena
Es soacutelo aplicable en curvas de drenaje
3 iquestQueacute aplicaciones tienen las curvas de presioacuten capilar
Las curvas de presioacuten capilar son de gran utilidad al momento de comprender la
distribucioacuten de los fluidos del yacimiento Al analizar las saturaciones residuales de
los fluidos permite comprender la cantidad de aceite que se puede recuperar (
presioacuten de desplazamiento)y la saturacioacuten de agua de formacioacuten Por medio de la
presioacuten capilar es posible analizar otro aspecto importante de los fluidos del
yacimiento se refiere entonces a su mojabilidad La presioacuten capilar accede para la
elaboracioacuten de caacutelculos de la roca tales como permeabilidad medios porosos y
distribucioacuten de granos
4 iquestCoacutemo se transforman los datos de Presioacuten Capilar a condiciones de
Yacimiento
Hay dos formas para dicha conversioacuten para un sistema de agua y petroacuteleo
tenemos
1 la siguiente ecuacioacuten es de consideracioacuten puesto que se debe tener en
cuenta la variacioacuten del aacutengulo de contacto ya que nos puede dar valores en
un rango de [1 -1] debido a la funcioacuten trigonomeacutetrica del coseno la
ecuacioacuten se puede reducir dependiendo de si los cambios entre variables a
condiciones de laboratorio y yacimiento son considerables o no como lo es
el caso de la humectabilidad la cual no variacutea significativamente
2 La otra ecuacioacuten es
h=altura por encima contacto agua-petroacuteleo a una saturacioacuten del 100
h100= la altura de elevacioacuten en el capilar por encima de la presioacuten capilar
cero
= densidades del agua y del petroacuteleo (grcm3) y 00433 factor de
conversioacuten
5 iquestQueacute formulas se han desarrollado para estimar las permeabilidades a partir de los datos de presioacuten Capilar iquestQue otros datos se necesitan para efectuar los caacutelculos
Construyendo Graacuteficos del inverso de la presioacuten Capilar vs La Saturacioacuten de agua Se pueden obtener las permeabilidades relativas utilizando las ecuaciones de Burdine Para agua
1
0 2
0 22
1
Pc
dsPc
ds
Swi
SwiSwKrw
sw
Y para el crudo
1
0 2
0 22
1
Pc
dsPc
ds
Swi
SorSoKro
sw
Basaacutendonos en las ecuaciones podemos observar que para estimar las
permeabilidades relativas es necesario tener datos como Sw Swi para el
agua y So Sor para el crudo
BIBLIOGRAFIA
Paris de Ferrer Magdalena ldquoFUNDAMENTOS DE INGENIERIA DE YACIMIENTOSrdquo
Capitulo 5 Propiedades de la roca Presioacuten capilar Pag 271-294
Paginas consultadas para obtener informacioacuten acerca de la utlizacion de datos
eleacutectricos para interpretacioacuten de pozos
httptranslategooglecomtranslatehl=esamplangpair=en|esampu=httpwwwanswer
scomtopiccementation-factor
httpesscribdcomdoc27993174Perfilaje-Electrico-de-Pozo
httpsisbibunmsmedupebibvirtualdataTesisBasicfalla_vecap3pdf
httpwwwslbcom~mediaFilesresourcesoilfield_reviewspanish07aut07p44_
61ashx
Paginas consultadas para la obtencioacuten de datos sobre otros meacutetodos para obtencioacuten de
curvas de Presioacuten Capilar
httpwwwinlabcomarMembranahtm httpwwwinlabcomarCentrifugahtm httpwwwinlabcomarPc_Hghtm
Aplicaciones las curvas de Presioacuten Capilar
httpwwwagatlabscomspanishcontentcapillarypressurehtm
Tabla No 5
Saturacioacuten Funcioacuten J promedio
Pc (10596039)J(Sw)
Pcy (0286261Pc)
100 0084701586 0897501307 0256919622
90 0150926728 15992255 0457795891
80 0232112344 2459471448 0704050756
70 0315253689 3340440388 0956237806
60 0415428371 4401895225 1260090929
50 0580941968 6155683746 1762132185
40 0934725381 9904386588 2835239609
35 1248541921 1322959889 3787118207
30 0811583062 1719913155 49234406
20 0860311514 364635774 104381001
Grafica presioacuten capilar promedio Vs saturacioacuten de agua a condiciones de yacimiento
Grafica No3
f) Convierta los valores de presioacuten capilar promedio a condiciones de yacimiento en
altura (h) y represeacutentelos a la derecha en el grafico anterior
Para este caso utilizamos la siguiente ecuacioacuten la cual relaciona la funcioacuten J (Sw) la
tensioacuten interfacial del sistema agua-condensado el aacutengulo de contacto las densidades
del agua y el condensado la permeabilidad y porosidad promedio de la roca y una
constante de conversioacuten asiacute
0
2
4
6
8
10
12
0 20 40 60 80 100
Pre
sio
n C
apila
r ya
cim
ien
to P
si
Saturacion de agua Sw
Pc Yacimiento Vs Sw
De esta forma en la anterior ecuacioacuten se reemplazan los valores de las funciones J
promedio a cada saturacioacuten para hallar las respectivas alturas (h)
Muestra de caacutelculo para la presioacuten capilar promedio de yacimiento 100 saturada
En la siguiente tabla se muestra la relacioacuten de las presiones capilares promedio a
condiciones de yacimiento en cada momento de saturacioacuten
Tabla No 6
Saturacioacuten Pc yac (Psi)
h (ft)
100 025691962 216353366
90 045779589 385512329
80 070405076 592884847
70 095623781 805252889
60 126009093 10611292
50 176213218 148390079
40 283523961 23875702
35 378711821 318915217
30 49234406 414605524
20 104381001 878997906
En la siguiente grafica se muestra la presioacuten capilar promedio a condiciones de
yacimiento Vs saturacioacuten de agua y tambieacuten se tienen en cuenta las alturas que
representan las presiones capilares en cada saturacioacuten
Grafica No 4
g) Con los resultados de las permeabilidades relativas de la tabla No 7 Graficar en
coordenadas cartesianas las permeabilidades relativas al condensado y al agua como
una funcioacuten de la saturacioacuten de agua en la misma escala de saturacioacuten de grafico
hecho en e
Grafica No 5
h) Con el comportamiento de las permeabilidades relativas del yacimiento el difiacutecil y el
grafico de presioacuten capilar promedio a condiciones de yacimiento defina la zona de
condensado la zona de agua y condensado por efecto de la capilaridad (zona de
transicioacuten) y la zona de agua al 100 la saturacioacuten irreducible de la fase mojante o
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
0
2
4
6
8
10
12
0 20 40 60 80 100
Alt
ura
ft
Pre
sio
n C
apila
r ya
cim
ien
to P
si
Saturacion de agua Sw
Pc Yacimiento Vs Sw
Pcy psi
h ft
0010203040506070809
1
0 20 40 60 80 100
Pe
rme
ab
ilid
ad
es
rela
tiva
s
Saturacion de agua Sw
Permeabilidad relativa Vs Sw
Kro
Krw
connata Swc la presioacuten de desplazamiento Pd el nivel de agua libre NAL el contacto
agua-condensado la profundidad para alcanzar la saturacioacuten del 50 si el contacto
agua-petroacuteleo CAP estaacute a 5500 ft
Grafica No 6
De la anterior grafica se puede inferir
Swc = 30
Pd = 03 psi
Nivel de agua libre
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
0
2
4
6
8
10
12
0 20 40 60 80 100
Pre
sio
n C
apila
r ya
cim
ien
to P
si
Saturacion de agua Sw
Pc Yacimiento Vs Sw
0
01
02
03
04
05
06
07
08
09
1
0 20 40 60 80 100
Per
mea
bili
dad
rela
tiva
Kr
Saturacion de agua Sw
Kro Krw Vs Sw
Kro
Krw
Contacto agua-condensado (5500 ft)
Condensado
Swc
Zona de transicioacuten
NAL=55025 ft
Profundidad para alcanzar una Sw de 50
i) Usando el meacutetodo de la funcioacuten J y el meacutetodo de la permeabilidad y cualesquiera otra
informacioacuten disponible pronostique la presioacuten capilar para las muestras E y tabule un
conjunto completo de informacioacuten de Presioacuten capilar Vs Saturacioacuten de agua para esta
muestra por dos meacutetodos
Por el meacutetodo de la funcioacuten J
Se tiene en cuenta la siguiente ecuacioacuten
Entonces como ya se tienen las funciones J promedio para cada saturacioacuten y los datos
de porosidad y permeabilidad para la muestra E reemplazamos estos datos en la
ecuacioacuten y despejamos la presioacuten capilar asiacute
Muestra de caacutelculo para la saturacioacuten al 100
Se despeja Pc de la anterior ecuacioacuten asiacute
La siguiente tabla muestra las presiones capilares de la muestra E a los otros
porcentajes de saturacioacuten Sw
Tabla No 7
Saturacioacuten Funcioacuten J promedio Pc psi
100 0084701586 141151775
90 0150926728 251513303
80 0232112344 386805856
70 0315253689 525357554
60 0415428371 692294619
50 0580941968 968116349
40 0934725381 155768213
35 1248541921 208064474
30 1623166124 270494085
20 3441246054 57346977
El comportamiento de la presioacuten capilar de esta muestra se representa en la siguiente
graacutefica
Grafica No 7
Ahora se procede a calcular la presioacuten capilar de la muestra E con el meacutetodo de la
permeabilidad asiacute
Se realiza la siguiente tabla en donde se ubican las presiones capilares de la muestra C
y D y los datos de saturacioacuten ya que los datos de permeabilidad de la muestra E se
encuentran en medio de las dos primeras los siguientes datos son tomados de la
graacutefica No 1
0
10
20
30
40
50
60
0 20 40 60 80 100
Pre
sio
n c
apila
r p
si
Saturacion de agua Sw
Pce Vs Sw
Tabla No 8
Muestra md Muestra C (68
md) Muestra D (25
md)
Presioacuten Capilar psi
2 88 92
4 76 84
5 68 80
6 60 76
7 56 72
95 48 63
12 44 56
15 40 50
20 36 44
Posteriormente se desarrolla un graacutefico semi-log en el cual se grafican los anteriores
datos correspondientes a las permeabilidades C (68 md) y D (25 md) en esta grafica
trazamos una liacutenea horizontal sobre la permeabilidad de 51 md (Muestra E) y alliacute
encontraacutendonos con las respectivas liacuteneas a cada presioacuten hallaremos la saturacioacuten
correspondiente asiacute
Grafica No 8
Tabulamos los datos de presioacuten capilar obtenidos en la graacutefica anterior teniendo en
cuenta la saturacioacuten
1
10
100
0 20 40 60 80 100
Per
mea
bili
dad
k m
d
Saturacion de agua Sw
K Vs Sw
2 psi
4 psi
5 psi
6 psi
7 psi
95 psi
12 psi
15 psi
20 psi
Tabla No 9
Pc(Psi) Sw
2 89
4 78
5 71
6 64
7 60
95 52
12 47
15 43
20 38
Ahora teniendo en cuenta la anterior tabla se grafica presioacuten capilar de la muestra E Vs
saturacioacuten de agua
Grafica No 9
6 PROPIEDADES ELECTRICAS DE LA FORMACION ZAMBRANO DEL
YACIMIENTO EL DIFICIL
En la tabla Ndeg 5 da la informacioacuten delas resistividades de la formacioacuten de las muestras
saturadas 100 con salmuera de 18500 ppm NaCl Ro (Ω-m) a la temperatura del
laboratorio de 90degF si la resistividad Rw es de 026 Ω-m calcular el Factor de
formacioacuten F
0
5
10
15
20
25
0 20 40 60 80 100
Pre
sio
n c
apila
r E
Psi
Saturacion de agua Sw
PcE Vs Sw
Muestra E
Tabla de Ndeg10
Identificacioacuten (D-22)
Muestra
Porosidad (fraccioacuten)
Ro (Ω-m) Factor de formacioacuten
(RoRw)
A 0211 86 3307692308
B 0188 96 3692307692
C 0135 135 5192307692
D 0122 148 5692307692
E 0128 161 6192307692
a) Graficar en papel log-log el factor de formacioacuten F como una funcioacuten de la
porosidad y determine el factor de Cementacioacuten m y la constante Archie a y
cuaacutel es la relacioacuten del factor de formacioacuten F y la porosidad Φ (ecuacioacuten) a
utilizar en la interpretacioacuten de registros eleacutectricos y seguacuten los resultados
realizar una descripcioacuten de la litologiacutea de las rocas de la formacioacuten Zambrano
del yacimiento el Difiacutecil
Ecuacioacuten del factor de formacioacuten
Doacutende
y = 59848x-1095
10
100
0001 001 01 1
Fact
or
de
fo
rmac
ion
(F)
Porosidad (Fraccioacuten)
Factor de formacioacuten Vs Porosidad
Luego utilizando la liacutenea recta que mejor une los puntos se encontroacute la siguiente
relacioacuten
LITOLOGIacuteA EXPRESIOacuteN MATEMAacuteTICA
Calizas y Dolomitas (rocas duras) 2
1F
Areniscas no consolidadas (rocas blandas) Formula de HumbleOilCia
152
620F
Areniscas consolidadas 2
810F
Areniscas en general (Carothers
1958) 541
451F
Areniscas arcillosas (Carothers
1958) 331
651
F
Carbonatos (Carothers 1958) 152
850
F
Areniscas del Plioceno del sur de
California (Carothers 1958) 081
452
F
Areniscas del Mioceno de Texas
Louisiana y Costa del Golfo
(Carothers y Porter 1970)
291
971
F
Rocas detriacuteticas limpias (Sethi 1979) )052(
1
F
La ecuacioacuten que maacutes se asemeja a la obtenida es 081
452
F la cual pertenece al grupo
de Areniscas del Plioceno del sur de California sin embargo como la formacioacuten
Zambrano pertenece a las edades del Proterozoico hasta el reciente se puede inferir
que la relacioacuten que existe es que en ambos casos se encuentran Areniscas ya que la
roca reservorio de esta zona es la Arenisca calcaacuterea
La tabla No 11 resume las resistividades de la muestra C saturadas parcialmente Rt
(Ω-m) determinadas durante la prueba de presioacuten capilar calcular el iacutendice de
resistividad IR
Tabla Ndeg11
Saturacioacuten Sw
Muestra C Resistividades de las
muestras parcialmente saturadas Rt
Iacutendice de resistividad IR
(RtRo)
90 135 182 1348148148
80 135 209 1548148148
70 135 239 177037037
60 135 297 22
50 135 344 2548148148
40 135 432 32
b) Graficar en papel log ndash log el iacutendice de resistividad IR como una funcioacuten de
la saturacioacuten y determine el exponente de saturacioacuten de agua innata la
resistividad el exponente de saturacioacuten y analice la mojabilidad de la roca
La saturacioacuten de agua es una propiedad que afecta de manera determinante la
resistividad de la roca ya que es esta por el contenido de iones es un fluido que
conduce la corriente eleacutectrica por tanto a mayor saturacioacuten de agua menor seraacute la
resistividad de la roca Ademaacutes que para nuestro caso el fluido mojante es el agua este
hecho estaacute relacionado con la resistividad de manera que si el fluido mojante se adhiere
a las paredes de la roca en este caso el agua tambieacuten afecta la resistividad
disminuyeacutendola
Hasta el momento soacutelo hemos considerado formaciones con el 100 de saturacioacuten en
agua Es obvio que las resistividades aumentan a medida que disminuye la porosidad
debido al decremento en el volumen de agua en la formacioacuten
y = 16729x-1068
10
100
10 100
Ind
ice
de
Re
sist
ivid
ad (R
tR
o)
Saturacioacuten (Sw)
Indice de resistividad Vs Saturacioacuten
7 TABLA DE RESULTADOS
Altura maacutexima 878997906 ft
Swc 30 CAP 5500 ft
NAL Funcioacuten del factor de
formacioacuten
Iacutendice de resistividad
en funcioacuten de la Saturacioacuten
Fase mojante Agua Fase no mojante Condensado
Litologiacutea Areniscas
8 ANALISIS DE RESULTADOS
En la curva de presioacuten capilar vs saturacioacuten (graacutefica No 1) la muestra A presenta
la mejor seleccioacuten y proporcioacuten de granos en la roca puesto que su curva a
medida que desciende la saturacioacuten de agua no tiene cambio brusco en la presioacuten
capilar aunque es normal que a medida que desciende la saturacioacuten de agua la
presioacuten capilar aumenta esto es porque el petroacuteleo al ser extraiacutedo desplaza
consigo agua por lo tanto la saturacioacuten de agua disminuye pero una vez que va
llegando a la saturacioacuten de agua irreducible el petroacuteleo necesita mayor presioacuten
para desplazarse ya que esta agua con nata va ocupando los poros De acuerdo a
esto la muestra A presenta mejor comportamiento con respecto a las otras
muestra las cuaacuteles poseen curvas para una saturacioacuten constante una mayor
presioacuten capilar entonces el crudo necesita mayor presioacuten para el desplazamiento
indicando variacioacuten del diaacutemetro de los poros comenzando inicialmente con
porosidades mayores hasta comenzar la declinacioacuten a porosidades menores
Lo anterior tambieacuten se confirma debido a la permeabilidad La muestra A al ser la
maacutes permeable es decir que el agua se adhiere faacutecilmente a la roca el crudo
necesita menor presioacuten al fluir por el medio poroso en relacioacuten con las otras
muestras menos permeables eacuteste si necesita mayor presioacuten para empujar el agua
que estaacute en menor grado adherida a la roca
Se realizoacute la funcioacuten J De LEVERET promedio de las muestras la cual intenta
obtener una mejor comprensioacuten de la distribucioacuten de los fluidos del yacimiento Esta
funcioacuten la cuaacutel es adimensional sirve para eliminar discrepancias en las curvas de
presioacuten capilar vs saturacioacuten y las reduce a una curva comuacuten Sabiendo que esta
surge de la interpretacioacuten entre la razoacuten de la permeabilidad y la porosidad la cual
es equivalente a la raiacutez cuadrada del radio promedio de los poros
Con respecto a la graacutefica No 4 esta muestra la relacioacuten de la presioacuten capilar del
yacimiento y la altura por encima del agua del capilar en funcioacuten de la saturacioacuten de
agua Lo que nos permite este esquema es comprender la distribucioacuten inicial de la
saturacioacuten del yacimiento entonces observamos la zona de transicioacuten medida en
pies la cual es la distancia vertical entre la saturacioacuten total del agua hasta la
saturacioacuten irreducible la cual es aproximadamente unos 86 ft de espesor
Acerca de la graacutefica de las permeabilidades relativas tanto del agua como del
petroacuteleo se pude inferir que un 30 del agua en el yacimiento es irreducible y que
aproximadamente un 16 del crudo es irreducible estaacutes proporciones de los fluidos
van a ser las que son irremovibles en el medio poroso del yacimiento Tambieacuten
apartir del graacutefico podemos establecer que la permeabilidad comuacuten para el agua y
el petroacuteleo se encuentra para una saturacioacuten del agua de un 58 y para el crudo un
42 seguacuten esto se pude concluir que la fase mojante es el agua debido tambieacuten a
que su curva de permeabilidad relativa es maacutes suavizada en relacioacuten con la del
petroacuteleo
Para la muestra E no se teniacutean datos de presioacuten capilar por tanto mediante la
utilizacioacuten de la funcioacuten J promedio obtenida a partir de las otras muestras fue
posible obtener los datos aproximados de Presioacuten capilar para cada saturacioacuten
para este caso tambieacuten es posible usar el meacutetodo de la permeabilidad que mediante
curvas a presioacuten capilar constantes de muestras adyacentes a la muestras E
permite obtener la saturacioacuten correspondiente teniendo en cuenta el dato de
permeabilidad correspondiente se observa aproximacioacuten entre los datos obtenidos
por ambos meacutetodos
La litologiacutea tambieacuten afecta la resistividad de la formacioacuten En general los carbonatos
exhiben resistividades maacutes altas que las rocas claacutesticas debido primordialmente a
la geometriacutea de los poros En el caso de los carbonatos el agua sigue viacuteas mucho
maacutes tortuosas y por lo tanto reduce la conductividad
Los meacutetodos de resistividad utilizan un trayecto eleacutectrico continuo a traveacutes de las
rocas que es provisto por la fase de agua En una formacioacuten mojable por petroacuteleo
el agua puede no ser continua Esto incide en el exponente de saturacioacuten n de la
ecuacioacuten de Archie que relaciona la saturacioacuten con la resistividad En condiciones
de mojabilidad por agua nlt= 2 pero en condiciones de mojabilidad por petroacuteleo ngt
2 en una formacioacuten mojable por petroacuteleo es probable que una evaluacioacuten de la
saturacioacuten basada en la resistividad sea incorrecta para el yacimiento de gas
condensado el Difiacutecil el exponente de saturacioacuten encontrado es lo cual
confirma que es una roca mojada por agua
9 FUENTES DE ERROR
En el momento de preparacioacuten del nuacutecleo es fundamental que este quede
correctamente saturado (100) con el fluido de prueba ya que si no es
asiacute al correr la prueba se pueden obtener errores en la medicioacuten de las
presiones
Una saturacioacuten incorrecta del plato poroso tambieacuten puede generar errores
en la toma de datos
Posibles peacuterdidas de presioacuten por escape de aire desde de la caacutemara del
equipo de prueba
Una incorrecta medicioacuten de la saturacioacuten de la muestra tambieacuten puede
generar desviaciones por lo tanto se requiere la mayor precisioacuten posible
Es importante tener en cuenta que se puede generar cierta desviacioacuten en
cuanto a la toma de datos de las curvas de presioacuten capilar
10 CONCLUSIONES
La presioacuten capilar es una propiedad de la roca del yacimiento que a su vez es
determinada tanto por otras propiedades de la roca como por propiedades del
fluido que esta contiene
La Funcion J es un meacutetodo fundamental en cuanto a los anaacutelisis que se deben
realizar a diferentes muestras del yacimiento ya que permite definir la relacioacuten
de la Saturacioacuten de agua porosidad el tamantildeo de los poros tensioacuten interfacial
de los fluidos y la permeabilidad con la Presioacuten Capilar mediante las curvas de
presioacuten capilar dando como resultados una clasificacioacuten del yacimiento en
cuanto a las propiedades del fluidos que contiene y caracteriacutesticas de la roca
como por ejemplo la litologiacutea
Con la curva tiacutepica de presioacuten capilar que se obtiene graficando los datos de
presioacuten capilar Vs la saturacioacuten de agua es posible obtener datos esenciales de
los fluidos del yacimiento tales como Saturacioacuten de agua connata las cotas del
Nivel de agua libre (NAL) Contacto agua petroacuteleo (CAP) descrita como la mayor
profundidad a la cual se encuentra Sw del 100 zona de transicioacuten definida
como la zona en la cual la saturacioacuten de agua variacutea desde Swc hasta la
saturacioacuten del 100 la zona donde solo se encuentra petroacuteleo caso en
particular condensado
La presioacuten capilar influye en la mojabilidad de este de ahiacute se determina el fluido
mojante y el no mojante presente en la roca el grado de mojabilidad estaacute
definido de las siguiente manera para los fluidos que se encuentran en el
yacimiento gaslt petroacuteleoltagua en el caso del yacimiento El difiacutecil se gracias a
los datos dados se infiere que el fluido mojante es el agua y el no mojante es el
condensado Ademaacutes de que el aacutengulo de contacto tambieacuten permite definir que
fluido es la fase mojante asiacute para aacutengulos de contacto Agua-petroacuteleolt 90deg se
define la fase mojante como el agua
Un fenoacutemeno importante a tener en cuenta es la Presioacuten de desplazamiento la
cual es definida como la presioacuten miacutenimanecesaria para remover el fluido no
mojante del yacimiento cuando se tiene un 100 de saturacioacuten de agua
A partir de datos eleacutectricos de la formacioacuten tales como resistividad tambieacuten se
pueden conocer datos importante de la roca y de los fluidos presentes en el
yacimiento tales como la litologiacutea Fase mojante
El petroacuteleo y el gas se comportan igual que la matriz de la formacioacuten o sea
que no son conductores de corrientes eleacutectricas y en consecuencia cuando
parte del agua de la formacioacuten es desplazada por sustancias no conductoras
como petroacuteleo y gas la conductividad disminuye con el consiguiente aumento de
la resistividad
RECOMENDACIONES
Conocer claramente el procedimiento a seguir para la realizacioacuten
de la prueba permitiendo al estudiante relacionarse maacutes con el
proceso preparacioacuten del equipo y de los corazones permitiendo asiacute
tener un concepto maacutes amplio acerca de los cuidados y de los
paraacutemetros que exige la norma para obtener datos acertados
Utilizar un grado de aproximacioacuten bastante riguroso en cuanto a los
datos que se obtienen en la prueba como tambieacuten los calculados
ya que esta determinacioacuten puede ocasionar algunas variaciones en
los resultados obtenidos
11 CUESTIONARIO
1 iquestQueacute otros meacutetodos se utilizan en la determinacioacuten de las curvas de presioacuten
capilar
Meacutetodo de inyeccioacuten de mercurio
El mercurio se comporta como fase no mojante frente a la gran mayoriacutea de los minerales que constituyen la matriz porosa de las rocas de intereacutes para la acumulacioacuten de hidrocarburos En otras palabras una roca porosa puesta en contacto con mercurio no sufre el proceso espontaacuteneo de imbibicioacuten Por el contrario para introducir el mercurio en la red poral es necesario vencer (mediante la aplicacioacuten de una presioacuten externa) las fuerzas capilares que se oponen al ingreso de esta fase liacutequida
Meacutetodo de la centriacutefuga
Se satura la muestra al 100 con agua de formacioacuten
Se coloca la muestra en un tubo de centrifuga especialmente disentildeado
Se hace girar la muestra a un reacutegimen fijo de revoluciones hasta que se detiene la eliminacioacuten de agua por efecto de la fuerza generada
Se hace la lectura de agua desplazada sin detener la centrifuga Para ello se emplea un estroboscopio que permite realizar la lectura en pleno reacutegimen de giro
Se repiten las operaciones indicadas en los puntos 3 y 4 a regiacutemenes crecientes de giro hasta alcanzar el maacuteximo reacutegimen previsto
Al final del proceso se dispone de una serie de pares de datos Reacutegimen de giro - Volumen desplazado Este juego de valores se transforma faacutecilmente a pares Presioacuten Capilar - Saturacioacuten promedio de la muestra pero requiere alguacuten tratamiento numeacuterico antes de convertirse en la curva de presioacuten capilar del sistema
Meacutetodo de la membrana semipermeable
Este meacutetodo tambieacuten conocido como meacutetodo Meacutetodo de Estados Restaurados es el meacutetodo de referencia para las mediciones de Presioacuten Capilar
Para las mediciones se emplea una caacutemara estanca en cuya base se coloca una membrana capilar (en general una porcelana muy homogeacutenea) previamente saturada con la fase mojante del sistema
Las muestras se saturan al 100 con la fase mojante (regularmente agua) y se colocan en el interior de la caacutemara estanca en contacto capilar con la membrana semi-permeable El contacto capilar se asegura con un material fino tal como tierra de diatomeas que se coloca entre la muestra y la membrana
La aplicacioacuten sucesiva de presiones crecientes de la fase desplazante permite establecer los puntos de saturacioacuten de las muestras
2 iquestCuaacuteles son las ventajas y desventajas de este meacutetodo
Ventajas
Una vez obtenido los datos es praacutectico y sencillo la interpretacioacuten de estos para
determinar la curva de presioacuten capilar
La obtener la curva se puede realizar diferentes caacutelculos permitiendo el anaacutelisis
para la descripcioacuten de los fluidos en este caso mojantes
El meacutetodo es directo y transformable a condiciones de yacimiento
Desventajas
La medicioacuten es lleva alguacuten tiempo incluso puede durar un mes
Para determinar la saturaciones irreducibles es necesario que la porosidad de la
roca se relativamente buena
Es soacutelo aplicable en curvas de drenaje
3 iquestQueacute aplicaciones tienen las curvas de presioacuten capilar
Las curvas de presioacuten capilar son de gran utilidad al momento de comprender la
distribucioacuten de los fluidos del yacimiento Al analizar las saturaciones residuales de
los fluidos permite comprender la cantidad de aceite que se puede recuperar (
presioacuten de desplazamiento)y la saturacioacuten de agua de formacioacuten Por medio de la
presioacuten capilar es posible analizar otro aspecto importante de los fluidos del
yacimiento se refiere entonces a su mojabilidad La presioacuten capilar accede para la
elaboracioacuten de caacutelculos de la roca tales como permeabilidad medios porosos y
distribucioacuten de granos
4 iquestCoacutemo se transforman los datos de Presioacuten Capilar a condiciones de
Yacimiento
Hay dos formas para dicha conversioacuten para un sistema de agua y petroacuteleo
tenemos
1 la siguiente ecuacioacuten es de consideracioacuten puesto que se debe tener en
cuenta la variacioacuten del aacutengulo de contacto ya que nos puede dar valores en
un rango de [1 -1] debido a la funcioacuten trigonomeacutetrica del coseno la
ecuacioacuten se puede reducir dependiendo de si los cambios entre variables a
condiciones de laboratorio y yacimiento son considerables o no como lo es
el caso de la humectabilidad la cual no variacutea significativamente
2 La otra ecuacioacuten es
h=altura por encima contacto agua-petroacuteleo a una saturacioacuten del 100
h100= la altura de elevacioacuten en el capilar por encima de la presioacuten capilar
cero
= densidades del agua y del petroacuteleo (grcm3) y 00433 factor de
conversioacuten
5 iquestQueacute formulas se han desarrollado para estimar las permeabilidades a partir de los datos de presioacuten Capilar iquestQue otros datos se necesitan para efectuar los caacutelculos
Construyendo Graacuteficos del inverso de la presioacuten Capilar vs La Saturacioacuten de agua Se pueden obtener las permeabilidades relativas utilizando las ecuaciones de Burdine Para agua
1
0 2
0 22
1
Pc
dsPc
ds
Swi
SwiSwKrw
sw
Y para el crudo
1
0 2
0 22
1
Pc
dsPc
ds
Swi
SorSoKro
sw
Basaacutendonos en las ecuaciones podemos observar que para estimar las
permeabilidades relativas es necesario tener datos como Sw Swi para el
agua y So Sor para el crudo
BIBLIOGRAFIA
Paris de Ferrer Magdalena ldquoFUNDAMENTOS DE INGENIERIA DE YACIMIENTOSrdquo
Capitulo 5 Propiedades de la roca Presioacuten capilar Pag 271-294
Paginas consultadas para obtener informacioacuten acerca de la utlizacion de datos
eleacutectricos para interpretacioacuten de pozos
httptranslategooglecomtranslatehl=esamplangpair=en|esampu=httpwwwanswer
scomtopiccementation-factor
httpesscribdcomdoc27993174Perfilaje-Electrico-de-Pozo
httpsisbibunmsmedupebibvirtualdataTesisBasicfalla_vecap3pdf
httpwwwslbcom~mediaFilesresourcesoilfield_reviewspanish07aut07p44_
61ashx
Paginas consultadas para la obtencioacuten de datos sobre otros meacutetodos para obtencioacuten de
curvas de Presioacuten Capilar
httpwwwinlabcomarMembranahtm httpwwwinlabcomarCentrifugahtm httpwwwinlabcomarPc_Hghtm
Aplicaciones las curvas de Presioacuten Capilar
httpwwwagatlabscomspanishcontentcapillarypressurehtm
De esta forma en la anterior ecuacioacuten se reemplazan los valores de las funciones J
promedio a cada saturacioacuten para hallar las respectivas alturas (h)
Muestra de caacutelculo para la presioacuten capilar promedio de yacimiento 100 saturada
En la siguiente tabla se muestra la relacioacuten de las presiones capilares promedio a
condiciones de yacimiento en cada momento de saturacioacuten
Tabla No 6
Saturacioacuten Pc yac (Psi)
h (ft)
100 025691962 216353366
90 045779589 385512329
80 070405076 592884847
70 095623781 805252889
60 126009093 10611292
50 176213218 148390079
40 283523961 23875702
35 378711821 318915217
30 49234406 414605524
20 104381001 878997906
En la siguiente grafica se muestra la presioacuten capilar promedio a condiciones de
yacimiento Vs saturacioacuten de agua y tambieacuten se tienen en cuenta las alturas que
representan las presiones capilares en cada saturacioacuten
Grafica No 4
g) Con los resultados de las permeabilidades relativas de la tabla No 7 Graficar en
coordenadas cartesianas las permeabilidades relativas al condensado y al agua como
una funcioacuten de la saturacioacuten de agua en la misma escala de saturacioacuten de grafico
hecho en e
Grafica No 5
h) Con el comportamiento de las permeabilidades relativas del yacimiento el difiacutecil y el
grafico de presioacuten capilar promedio a condiciones de yacimiento defina la zona de
condensado la zona de agua y condensado por efecto de la capilaridad (zona de
transicioacuten) y la zona de agua al 100 la saturacioacuten irreducible de la fase mojante o
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
0
2
4
6
8
10
12
0 20 40 60 80 100
Alt
ura
ft
Pre
sio
n C
apila
r ya
cim
ien
to P
si
Saturacion de agua Sw
Pc Yacimiento Vs Sw
Pcy psi
h ft
0010203040506070809
1
0 20 40 60 80 100
Pe
rme
ab
ilid
ad
es
rela
tiva
s
Saturacion de agua Sw
Permeabilidad relativa Vs Sw
Kro
Krw
connata Swc la presioacuten de desplazamiento Pd el nivel de agua libre NAL el contacto
agua-condensado la profundidad para alcanzar la saturacioacuten del 50 si el contacto
agua-petroacuteleo CAP estaacute a 5500 ft
Grafica No 6
De la anterior grafica se puede inferir
Swc = 30
Pd = 03 psi
Nivel de agua libre
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
0
2
4
6
8
10
12
0 20 40 60 80 100
Pre
sio
n C
apila
r ya
cim
ien
to P
si
Saturacion de agua Sw
Pc Yacimiento Vs Sw
0
01
02
03
04
05
06
07
08
09
1
0 20 40 60 80 100
Per
mea
bili
dad
rela
tiva
Kr
Saturacion de agua Sw
Kro Krw Vs Sw
Kro
Krw
Contacto agua-condensado (5500 ft)
Condensado
Swc
Zona de transicioacuten
NAL=55025 ft
Profundidad para alcanzar una Sw de 50
i) Usando el meacutetodo de la funcioacuten J y el meacutetodo de la permeabilidad y cualesquiera otra
informacioacuten disponible pronostique la presioacuten capilar para las muestras E y tabule un
conjunto completo de informacioacuten de Presioacuten capilar Vs Saturacioacuten de agua para esta
muestra por dos meacutetodos
Por el meacutetodo de la funcioacuten J
Se tiene en cuenta la siguiente ecuacioacuten
Entonces como ya se tienen las funciones J promedio para cada saturacioacuten y los datos
de porosidad y permeabilidad para la muestra E reemplazamos estos datos en la
ecuacioacuten y despejamos la presioacuten capilar asiacute
Muestra de caacutelculo para la saturacioacuten al 100
Se despeja Pc de la anterior ecuacioacuten asiacute
La siguiente tabla muestra las presiones capilares de la muestra E a los otros
porcentajes de saturacioacuten Sw
Tabla No 7
Saturacioacuten Funcioacuten J promedio Pc psi
100 0084701586 141151775
90 0150926728 251513303
80 0232112344 386805856
70 0315253689 525357554
60 0415428371 692294619
50 0580941968 968116349
40 0934725381 155768213
35 1248541921 208064474
30 1623166124 270494085
20 3441246054 57346977
El comportamiento de la presioacuten capilar de esta muestra se representa en la siguiente
graacutefica
Grafica No 7
Ahora se procede a calcular la presioacuten capilar de la muestra E con el meacutetodo de la
permeabilidad asiacute
Se realiza la siguiente tabla en donde se ubican las presiones capilares de la muestra C
y D y los datos de saturacioacuten ya que los datos de permeabilidad de la muestra E se
encuentran en medio de las dos primeras los siguientes datos son tomados de la
graacutefica No 1
0
10
20
30
40
50
60
0 20 40 60 80 100
Pre
sio
n c
apila
r p
si
Saturacion de agua Sw
Pce Vs Sw
Tabla No 8
Muestra md Muestra C (68
md) Muestra D (25
md)
Presioacuten Capilar psi
2 88 92
4 76 84
5 68 80
6 60 76
7 56 72
95 48 63
12 44 56
15 40 50
20 36 44
Posteriormente se desarrolla un graacutefico semi-log en el cual se grafican los anteriores
datos correspondientes a las permeabilidades C (68 md) y D (25 md) en esta grafica
trazamos una liacutenea horizontal sobre la permeabilidad de 51 md (Muestra E) y alliacute
encontraacutendonos con las respectivas liacuteneas a cada presioacuten hallaremos la saturacioacuten
correspondiente asiacute
Grafica No 8
Tabulamos los datos de presioacuten capilar obtenidos en la graacutefica anterior teniendo en
cuenta la saturacioacuten
1
10
100
0 20 40 60 80 100
Per
mea
bili
dad
k m
d
Saturacion de agua Sw
K Vs Sw
2 psi
4 psi
5 psi
6 psi
7 psi
95 psi
12 psi
15 psi
20 psi
Tabla No 9
Pc(Psi) Sw
2 89
4 78
5 71
6 64
7 60
95 52
12 47
15 43
20 38
Ahora teniendo en cuenta la anterior tabla se grafica presioacuten capilar de la muestra E Vs
saturacioacuten de agua
Grafica No 9
6 PROPIEDADES ELECTRICAS DE LA FORMACION ZAMBRANO DEL
YACIMIENTO EL DIFICIL
En la tabla Ndeg 5 da la informacioacuten delas resistividades de la formacioacuten de las muestras
saturadas 100 con salmuera de 18500 ppm NaCl Ro (Ω-m) a la temperatura del
laboratorio de 90degF si la resistividad Rw es de 026 Ω-m calcular el Factor de
formacioacuten F
0
5
10
15
20
25
0 20 40 60 80 100
Pre
sio
n c
apila
r E
Psi
Saturacion de agua Sw
PcE Vs Sw
Muestra E
Tabla de Ndeg10
Identificacioacuten (D-22)
Muestra
Porosidad (fraccioacuten)
Ro (Ω-m) Factor de formacioacuten
(RoRw)
A 0211 86 3307692308
B 0188 96 3692307692
C 0135 135 5192307692
D 0122 148 5692307692
E 0128 161 6192307692
a) Graficar en papel log-log el factor de formacioacuten F como una funcioacuten de la
porosidad y determine el factor de Cementacioacuten m y la constante Archie a y
cuaacutel es la relacioacuten del factor de formacioacuten F y la porosidad Φ (ecuacioacuten) a
utilizar en la interpretacioacuten de registros eleacutectricos y seguacuten los resultados
realizar una descripcioacuten de la litologiacutea de las rocas de la formacioacuten Zambrano
del yacimiento el Difiacutecil
Ecuacioacuten del factor de formacioacuten
Doacutende
y = 59848x-1095
10
100
0001 001 01 1
Fact
or
de
fo
rmac
ion
(F)
Porosidad (Fraccioacuten)
Factor de formacioacuten Vs Porosidad
Luego utilizando la liacutenea recta que mejor une los puntos se encontroacute la siguiente
relacioacuten
LITOLOGIacuteA EXPRESIOacuteN MATEMAacuteTICA
Calizas y Dolomitas (rocas duras) 2
1F
Areniscas no consolidadas (rocas blandas) Formula de HumbleOilCia
152
620F
Areniscas consolidadas 2
810F
Areniscas en general (Carothers
1958) 541
451F
Areniscas arcillosas (Carothers
1958) 331
651
F
Carbonatos (Carothers 1958) 152
850
F
Areniscas del Plioceno del sur de
California (Carothers 1958) 081
452
F
Areniscas del Mioceno de Texas
Louisiana y Costa del Golfo
(Carothers y Porter 1970)
291
971
F
Rocas detriacuteticas limpias (Sethi 1979) )052(
1
F
La ecuacioacuten que maacutes se asemeja a la obtenida es 081
452
F la cual pertenece al grupo
de Areniscas del Plioceno del sur de California sin embargo como la formacioacuten
Zambrano pertenece a las edades del Proterozoico hasta el reciente se puede inferir
que la relacioacuten que existe es que en ambos casos se encuentran Areniscas ya que la
roca reservorio de esta zona es la Arenisca calcaacuterea
La tabla No 11 resume las resistividades de la muestra C saturadas parcialmente Rt
(Ω-m) determinadas durante la prueba de presioacuten capilar calcular el iacutendice de
resistividad IR
Tabla Ndeg11
Saturacioacuten Sw
Muestra C Resistividades de las
muestras parcialmente saturadas Rt
Iacutendice de resistividad IR
(RtRo)
90 135 182 1348148148
80 135 209 1548148148
70 135 239 177037037
60 135 297 22
50 135 344 2548148148
40 135 432 32
b) Graficar en papel log ndash log el iacutendice de resistividad IR como una funcioacuten de
la saturacioacuten y determine el exponente de saturacioacuten de agua innata la
resistividad el exponente de saturacioacuten y analice la mojabilidad de la roca
La saturacioacuten de agua es una propiedad que afecta de manera determinante la
resistividad de la roca ya que es esta por el contenido de iones es un fluido que
conduce la corriente eleacutectrica por tanto a mayor saturacioacuten de agua menor seraacute la
resistividad de la roca Ademaacutes que para nuestro caso el fluido mojante es el agua este
hecho estaacute relacionado con la resistividad de manera que si el fluido mojante se adhiere
a las paredes de la roca en este caso el agua tambieacuten afecta la resistividad
disminuyeacutendola
Hasta el momento soacutelo hemos considerado formaciones con el 100 de saturacioacuten en
agua Es obvio que las resistividades aumentan a medida que disminuye la porosidad
debido al decremento en el volumen de agua en la formacioacuten
y = 16729x-1068
10
100
10 100
Ind
ice
de
Re
sist
ivid
ad (R
tR
o)
Saturacioacuten (Sw)
Indice de resistividad Vs Saturacioacuten
7 TABLA DE RESULTADOS
Altura maacutexima 878997906 ft
Swc 30 CAP 5500 ft
NAL Funcioacuten del factor de
formacioacuten
Iacutendice de resistividad
en funcioacuten de la Saturacioacuten
Fase mojante Agua Fase no mojante Condensado
Litologiacutea Areniscas
8 ANALISIS DE RESULTADOS
En la curva de presioacuten capilar vs saturacioacuten (graacutefica No 1) la muestra A presenta
la mejor seleccioacuten y proporcioacuten de granos en la roca puesto que su curva a
medida que desciende la saturacioacuten de agua no tiene cambio brusco en la presioacuten
capilar aunque es normal que a medida que desciende la saturacioacuten de agua la
presioacuten capilar aumenta esto es porque el petroacuteleo al ser extraiacutedo desplaza
consigo agua por lo tanto la saturacioacuten de agua disminuye pero una vez que va
llegando a la saturacioacuten de agua irreducible el petroacuteleo necesita mayor presioacuten
para desplazarse ya que esta agua con nata va ocupando los poros De acuerdo a
esto la muestra A presenta mejor comportamiento con respecto a las otras
muestra las cuaacuteles poseen curvas para una saturacioacuten constante una mayor
presioacuten capilar entonces el crudo necesita mayor presioacuten para el desplazamiento
indicando variacioacuten del diaacutemetro de los poros comenzando inicialmente con
porosidades mayores hasta comenzar la declinacioacuten a porosidades menores
Lo anterior tambieacuten se confirma debido a la permeabilidad La muestra A al ser la
maacutes permeable es decir que el agua se adhiere faacutecilmente a la roca el crudo
necesita menor presioacuten al fluir por el medio poroso en relacioacuten con las otras
muestras menos permeables eacuteste si necesita mayor presioacuten para empujar el agua
que estaacute en menor grado adherida a la roca
Se realizoacute la funcioacuten J De LEVERET promedio de las muestras la cual intenta
obtener una mejor comprensioacuten de la distribucioacuten de los fluidos del yacimiento Esta
funcioacuten la cuaacutel es adimensional sirve para eliminar discrepancias en las curvas de
presioacuten capilar vs saturacioacuten y las reduce a una curva comuacuten Sabiendo que esta
surge de la interpretacioacuten entre la razoacuten de la permeabilidad y la porosidad la cual
es equivalente a la raiacutez cuadrada del radio promedio de los poros
Con respecto a la graacutefica No 4 esta muestra la relacioacuten de la presioacuten capilar del
yacimiento y la altura por encima del agua del capilar en funcioacuten de la saturacioacuten de
agua Lo que nos permite este esquema es comprender la distribucioacuten inicial de la
saturacioacuten del yacimiento entonces observamos la zona de transicioacuten medida en
pies la cual es la distancia vertical entre la saturacioacuten total del agua hasta la
saturacioacuten irreducible la cual es aproximadamente unos 86 ft de espesor
Acerca de la graacutefica de las permeabilidades relativas tanto del agua como del
petroacuteleo se pude inferir que un 30 del agua en el yacimiento es irreducible y que
aproximadamente un 16 del crudo es irreducible estaacutes proporciones de los fluidos
van a ser las que son irremovibles en el medio poroso del yacimiento Tambieacuten
apartir del graacutefico podemos establecer que la permeabilidad comuacuten para el agua y
el petroacuteleo se encuentra para una saturacioacuten del agua de un 58 y para el crudo un
42 seguacuten esto se pude concluir que la fase mojante es el agua debido tambieacuten a
que su curva de permeabilidad relativa es maacutes suavizada en relacioacuten con la del
petroacuteleo
Para la muestra E no se teniacutean datos de presioacuten capilar por tanto mediante la
utilizacioacuten de la funcioacuten J promedio obtenida a partir de las otras muestras fue
posible obtener los datos aproximados de Presioacuten capilar para cada saturacioacuten
para este caso tambieacuten es posible usar el meacutetodo de la permeabilidad que mediante
curvas a presioacuten capilar constantes de muestras adyacentes a la muestras E
permite obtener la saturacioacuten correspondiente teniendo en cuenta el dato de
permeabilidad correspondiente se observa aproximacioacuten entre los datos obtenidos
por ambos meacutetodos
La litologiacutea tambieacuten afecta la resistividad de la formacioacuten En general los carbonatos
exhiben resistividades maacutes altas que las rocas claacutesticas debido primordialmente a
la geometriacutea de los poros En el caso de los carbonatos el agua sigue viacuteas mucho
maacutes tortuosas y por lo tanto reduce la conductividad
Los meacutetodos de resistividad utilizan un trayecto eleacutectrico continuo a traveacutes de las
rocas que es provisto por la fase de agua En una formacioacuten mojable por petroacuteleo
el agua puede no ser continua Esto incide en el exponente de saturacioacuten n de la
ecuacioacuten de Archie que relaciona la saturacioacuten con la resistividad En condiciones
de mojabilidad por agua nlt= 2 pero en condiciones de mojabilidad por petroacuteleo ngt
2 en una formacioacuten mojable por petroacuteleo es probable que una evaluacioacuten de la
saturacioacuten basada en la resistividad sea incorrecta para el yacimiento de gas
condensado el Difiacutecil el exponente de saturacioacuten encontrado es lo cual
confirma que es una roca mojada por agua
9 FUENTES DE ERROR
En el momento de preparacioacuten del nuacutecleo es fundamental que este quede
correctamente saturado (100) con el fluido de prueba ya que si no es
asiacute al correr la prueba se pueden obtener errores en la medicioacuten de las
presiones
Una saturacioacuten incorrecta del plato poroso tambieacuten puede generar errores
en la toma de datos
Posibles peacuterdidas de presioacuten por escape de aire desde de la caacutemara del
equipo de prueba
Una incorrecta medicioacuten de la saturacioacuten de la muestra tambieacuten puede
generar desviaciones por lo tanto se requiere la mayor precisioacuten posible
Es importante tener en cuenta que se puede generar cierta desviacioacuten en
cuanto a la toma de datos de las curvas de presioacuten capilar
10 CONCLUSIONES
La presioacuten capilar es una propiedad de la roca del yacimiento que a su vez es
determinada tanto por otras propiedades de la roca como por propiedades del
fluido que esta contiene
La Funcion J es un meacutetodo fundamental en cuanto a los anaacutelisis que se deben
realizar a diferentes muestras del yacimiento ya que permite definir la relacioacuten
de la Saturacioacuten de agua porosidad el tamantildeo de los poros tensioacuten interfacial
de los fluidos y la permeabilidad con la Presioacuten Capilar mediante las curvas de
presioacuten capilar dando como resultados una clasificacioacuten del yacimiento en
cuanto a las propiedades del fluidos que contiene y caracteriacutesticas de la roca
como por ejemplo la litologiacutea
Con la curva tiacutepica de presioacuten capilar que se obtiene graficando los datos de
presioacuten capilar Vs la saturacioacuten de agua es posible obtener datos esenciales de
los fluidos del yacimiento tales como Saturacioacuten de agua connata las cotas del
Nivel de agua libre (NAL) Contacto agua petroacuteleo (CAP) descrita como la mayor
profundidad a la cual se encuentra Sw del 100 zona de transicioacuten definida
como la zona en la cual la saturacioacuten de agua variacutea desde Swc hasta la
saturacioacuten del 100 la zona donde solo se encuentra petroacuteleo caso en
particular condensado
La presioacuten capilar influye en la mojabilidad de este de ahiacute se determina el fluido
mojante y el no mojante presente en la roca el grado de mojabilidad estaacute
definido de las siguiente manera para los fluidos que se encuentran en el
yacimiento gaslt petroacuteleoltagua en el caso del yacimiento El difiacutecil se gracias a
los datos dados se infiere que el fluido mojante es el agua y el no mojante es el
condensado Ademaacutes de que el aacutengulo de contacto tambieacuten permite definir que
fluido es la fase mojante asiacute para aacutengulos de contacto Agua-petroacuteleolt 90deg se
define la fase mojante como el agua
Un fenoacutemeno importante a tener en cuenta es la Presioacuten de desplazamiento la
cual es definida como la presioacuten miacutenimanecesaria para remover el fluido no
mojante del yacimiento cuando se tiene un 100 de saturacioacuten de agua
A partir de datos eleacutectricos de la formacioacuten tales como resistividad tambieacuten se
pueden conocer datos importante de la roca y de los fluidos presentes en el
yacimiento tales como la litologiacutea Fase mojante
El petroacuteleo y el gas se comportan igual que la matriz de la formacioacuten o sea
que no son conductores de corrientes eleacutectricas y en consecuencia cuando
parte del agua de la formacioacuten es desplazada por sustancias no conductoras
como petroacuteleo y gas la conductividad disminuye con el consiguiente aumento de
la resistividad
RECOMENDACIONES
Conocer claramente el procedimiento a seguir para la realizacioacuten
de la prueba permitiendo al estudiante relacionarse maacutes con el
proceso preparacioacuten del equipo y de los corazones permitiendo asiacute
tener un concepto maacutes amplio acerca de los cuidados y de los
paraacutemetros que exige la norma para obtener datos acertados
Utilizar un grado de aproximacioacuten bastante riguroso en cuanto a los
datos que se obtienen en la prueba como tambieacuten los calculados
ya que esta determinacioacuten puede ocasionar algunas variaciones en
los resultados obtenidos
11 CUESTIONARIO
1 iquestQueacute otros meacutetodos se utilizan en la determinacioacuten de las curvas de presioacuten
capilar
Meacutetodo de inyeccioacuten de mercurio
El mercurio se comporta como fase no mojante frente a la gran mayoriacutea de los minerales que constituyen la matriz porosa de las rocas de intereacutes para la acumulacioacuten de hidrocarburos En otras palabras una roca porosa puesta en contacto con mercurio no sufre el proceso espontaacuteneo de imbibicioacuten Por el contrario para introducir el mercurio en la red poral es necesario vencer (mediante la aplicacioacuten de una presioacuten externa) las fuerzas capilares que se oponen al ingreso de esta fase liacutequida
Meacutetodo de la centriacutefuga
Se satura la muestra al 100 con agua de formacioacuten
Se coloca la muestra en un tubo de centrifuga especialmente disentildeado
Se hace girar la muestra a un reacutegimen fijo de revoluciones hasta que se detiene la eliminacioacuten de agua por efecto de la fuerza generada
Se hace la lectura de agua desplazada sin detener la centrifuga Para ello se emplea un estroboscopio que permite realizar la lectura en pleno reacutegimen de giro
Se repiten las operaciones indicadas en los puntos 3 y 4 a regiacutemenes crecientes de giro hasta alcanzar el maacuteximo reacutegimen previsto
Al final del proceso se dispone de una serie de pares de datos Reacutegimen de giro - Volumen desplazado Este juego de valores se transforma faacutecilmente a pares Presioacuten Capilar - Saturacioacuten promedio de la muestra pero requiere alguacuten tratamiento numeacuterico antes de convertirse en la curva de presioacuten capilar del sistema
Meacutetodo de la membrana semipermeable
Este meacutetodo tambieacuten conocido como meacutetodo Meacutetodo de Estados Restaurados es el meacutetodo de referencia para las mediciones de Presioacuten Capilar
Para las mediciones se emplea una caacutemara estanca en cuya base se coloca una membrana capilar (en general una porcelana muy homogeacutenea) previamente saturada con la fase mojante del sistema
Las muestras se saturan al 100 con la fase mojante (regularmente agua) y se colocan en el interior de la caacutemara estanca en contacto capilar con la membrana semi-permeable El contacto capilar se asegura con un material fino tal como tierra de diatomeas que se coloca entre la muestra y la membrana
La aplicacioacuten sucesiva de presiones crecientes de la fase desplazante permite establecer los puntos de saturacioacuten de las muestras
2 iquestCuaacuteles son las ventajas y desventajas de este meacutetodo
Ventajas
Una vez obtenido los datos es praacutectico y sencillo la interpretacioacuten de estos para
determinar la curva de presioacuten capilar
La obtener la curva se puede realizar diferentes caacutelculos permitiendo el anaacutelisis
para la descripcioacuten de los fluidos en este caso mojantes
El meacutetodo es directo y transformable a condiciones de yacimiento
Desventajas
La medicioacuten es lleva alguacuten tiempo incluso puede durar un mes
Para determinar la saturaciones irreducibles es necesario que la porosidad de la
roca se relativamente buena
Es soacutelo aplicable en curvas de drenaje
3 iquestQueacute aplicaciones tienen las curvas de presioacuten capilar
Las curvas de presioacuten capilar son de gran utilidad al momento de comprender la
distribucioacuten de los fluidos del yacimiento Al analizar las saturaciones residuales de
los fluidos permite comprender la cantidad de aceite que se puede recuperar (
presioacuten de desplazamiento)y la saturacioacuten de agua de formacioacuten Por medio de la
presioacuten capilar es posible analizar otro aspecto importante de los fluidos del
yacimiento se refiere entonces a su mojabilidad La presioacuten capilar accede para la
elaboracioacuten de caacutelculos de la roca tales como permeabilidad medios porosos y
distribucioacuten de granos
4 iquestCoacutemo se transforman los datos de Presioacuten Capilar a condiciones de
Yacimiento
Hay dos formas para dicha conversioacuten para un sistema de agua y petroacuteleo
tenemos
1 la siguiente ecuacioacuten es de consideracioacuten puesto que se debe tener en
cuenta la variacioacuten del aacutengulo de contacto ya que nos puede dar valores en
un rango de [1 -1] debido a la funcioacuten trigonomeacutetrica del coseno la
ecuacioacuten se puede reducir dependiendo de si los cambios entre variables a
condiciones de laboratorio y yacimiento son considerables o no como lo es
el caso de la humectabilidad la cual no variacutea significativamente
2 La otra ecuacioacuten es
h=altura por encima contacto agua-petroacuteleo a una saturacioacuten del 100
h100= la altura de elevacioacuten en el capilar por encima de la presioacuten capilar
cero
= densidades del agua y del petroacuteleo (grcm3) y 00433 factor de
conversioacuten
5 iquestQueacute formulas se han desarrollado para estimar las permeabilidades a partir de los datos de presioacuten Capilar iquestQue otros datos se necesitan para efectuar los caacutelculos
Construyendo Graacuteficos del inverso de la presioacuten Capilar vs La Saturacioacuten de agua Se pueden obtener las permeabilidades relativas utilizando las ecuaciones de Burdine Para agua
1
0 2
0 22
1
Pc
dsPc
ds
Swi
SwiSwKrw
sw
Y para el crudo
1
0 2
0 22
1
Pc
dsPc
ds
Swi
SorSoKro
sw
Basaacutendonos en las ecuaciones podemos observar que para estimar las
permeabilidades relativas es necesario tener datos como Sw Swi para el
agua y So Sor para el crudo
BIBLIOGRAFIA
Paris de Ferrer Magdalena ldquoFUNDAMENTOS DE INGENIERIA DE YACIMIENTOSrdquo
Capitulo 5 Propiedades de la roca Presioacuten capilar Pag 271-294
Paginas consultadas para obtener informacioacuten acerca de la utlizacion de datos
eleacutectricos para interpretacioacuten de pozos
httptranslategooglecomtranslatehl=esamplangpair=en|esampu=httpwwwanswer
scomtopiccementation-factor
httpesscribdcomdoc27993174Perfilaje-Electrico-de-Pozo
httpsisbibunmsmedupebibvirtualdataTesisBasicfalla_vecap3pdf
httpwwwslbcom~mediaFilesresourcesoilfield_reviewspanish07aut07p44_
61ashx
Paginas consultadas para la obtencioacuten de datos sobre otros meacutetodos para obtencioacuten de
curvas de Presioacuten Capilar
httpwwwinlabcomarMembranahtm httpwwwinlabcomarCentrifugahtm httpwwwinlabcomarPc_Hghtm
Aplicaciones las curvas de Presioacuten Capilar
httpwwwagatlabscomspanishcontentcapillarypressurehtm
Grafica No 4
g) Con los resultados de las permeabilidades relativas de la tabla No 7 Graficar en
coordenadas cartesianas las permeabilidades relativas al condensado y al agua como
una funcioacuten de la saturacioacuten de agua en la misma escala de saturacioacuten de grafico
hecho en e
Grafica No 5
h) Con el comportamiento de las permeabilidades relativas del yacimiento el difiacutecil y el
grafico de presioacuten capilar promedio a condiciones de yacimiento defina la zona de
condensado la zona de agua y condensado por efecto de la capilaridad (zona de
transicioacuten) y la zona de agua al 100 la saturacioacuten irreducible de la fase mojante o
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
0
2
4
6
8
10
12
0 20 40 60 80 100
Alt
ura
ft
Pre
sio
n C
apila
r ya
cim
ien
to P
si
Saturacion de agua Sw
Pc Yacimiento Vs Sw
Pcy psi
h ft
0010203040506070809
1
0 20 40 60 80 100
Pe
rme
ab
ilid
ad
es
rela
tiva
s
Saturacion de agua Sw
Permeabilidad relativa Vs Sw
Kro
Krw
connata Swc la presioacuten de desplazamiento Pd el nivel de agua libre NAL el contacto
agua-condensado la profundidad para alcanzar la saturacioacuten del 50 si el contacto
agua-petroacuteleo CAP estaacute a 5500 ft
Grafica No 6
De la anterior grafica se puede inferir
Swc = 30
Pd = 03 psi
Nivel de agua libre
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
0
2
4
6
8
10
12
0 20 40 60 80 100
Pre
sio
n C
apila
r ya
cim
ien
to P
si
Saturacion de agua Sw
Pc Yacimiento Vs Sw
0
01
02
03
04
05
06
07
08
09
1
0 20 40 60 80 100
Per
mea
bili
dad
rela
tiva
Kr
Saturacion de agua Sw
Kro Krw Vs Sw
Kro
Krw
Contacto agua-condensado (5500 ft)
Condensado
Swc
Zona de transicioacuten
NAL=55025 ft
Profundidad para alcanzar una Sw de 50
i) Usando el meacutetodo de la funcioacuten J y el meacutetodo de la permeabilidad y cualesquiera otra
informacioacuten disponible pronostique la presioacuten capilar para las muestras E y tabule un
conjunto completo de informacioacuten de Presioacuten capilar Vs Saturacioacuten de agua para esta
muestra por dos meacutetodos
Por el meacutetodo de la funcioacuten J
Se tiene en cuenta la siguiente ecuacioacuten
Entonces como ya se tienen las funciones J promedio para cada saturacioacuten y los datos
de porosidad y permeabilidad para la muestra E reemplazamos estos datos en la
ecuacioacuten y despejamos la presioacuten capilar asiacute
Muestra de caacutelculo para la saturacioacuten al 100
Se despeja Pc de la anterior ecuacioacuten asiacute
La siguiente tabla muestra las presiones capilares de la muestra E a los otros
porcentajes de saturacioacuten Sw
Tabla No 7
Saturacioacuten Funcioacuten J promedio Pc psi
100 0084701586 141151775
90 0150926728 251513303
80 0232112344 386805856
70 0315253689 525357554
60 0415428371 692294619
50 0580941968 968116349
40 0934725381 155768213
35 1248541921 208064474
30 1623166124 270494085
20 3441246054 57346977
El comportamiento de la presioacuten capilar de esta muestra se representa en la siguiente
graacutefica
Grafica No 7
Ahora se procede a calcular la presioacuten capilar de la muestra E con el meacutetodo de la
permeabilidad asiacute
Se realiza la siguiente tabla en donde se ubican las presiones capilares de la muestra C
y D y los datos de saturacioacuten ya que los datos de permeabilidad de la muestra E se
encuentran en medio de las dos primeras los siguientes datos son tomados de la
graacutefica No 1
0
10
20
30
40
50
60
0 20 40 60 80 100
Pre
sio
n c
apila
r p
si
Saturacion de agua Sw
Pce Vs Sw
Tabla No 8
Muestra md Muestra C (68
md) Muestra D (25
md)
Presioacuten Capilar psi
2 88 92
4 76 84
5 68 80
6 60 76
7 56 72
95 48 63
12 44 56
15 40 50
20 36 44
Posteriormente se desarrolla un graacutefico semi-log en el cual se grafican los anteriores
datos correspondientes a las permeabilidades C (68 md) y D (25 md) en esta grafica
trazamos una liacutenea horizontal sobre la permeabilidad de 51 md (Muestra E) y alliacute
encontraacutendonos con las respectivas liacuteneas a cada presioacuten hallaremos la saturacioacuten
correspondiente asiacute
Grafica No 8
Tabulamos los datos de presioacuten capilar obtenidos en la graacutefica anterior teniendo en
cuenta la saturacioacuten
1
10
100
0 20 40 60 80 100
Per
mea
bili
dad
k m
d
Saturacion de agua Sw
K Vs Sw
2 psi
4 psi
5 psi
6 psi
7 psi
95 psi
12 psi
15 psi
20 psi
Tabla No 9
Pc(Psi) Sw
2 89
4 78
5 71
6 64
7 60
95 52
12 47
15 43
20 38
Ahora teniendo en cuenta la anterior tabla se grafica presioacuten capilar de la muestra E Vs
saturacioacuten de agua
Grafica No 9
6 PROPIEDADES ELECTRICAS DE LA FORMACION ZAMBRANO DEL
YACIMIENTO EL DIFICIL
En la tabla Ndeg 5 da la informacioacuten delas resistividades de la formacioacuten de las muestras
saturadas 100 con salmuera de 18500 ppm NaCl Ro (Ω-m) a la temperatura del
laboratorio de 90degF si la resistividad Rw es de 026 Ω-m calcular el Factor de
formacioacuten F
0
5
10
15
20
25
0 20 40 60 80 100
Pre
sio
n c
apila
r E
Psi
Saturacion de agua Sw
PcE Vs Sw
Muestra E
Tabla de Ndeg10
Identificacioacuten (D-22)
Muestra
Porosidad (fraccioacuten)
Ro (Ω-m) Factor de formacioacuten
(RoRw)
A 0211 86 3307692308
B 0188 96 3692307692
C 0135 135 5192307692
D 0122 148 5692307692
E 0128 161 6192307692
a) Graficar en papel log-log el factor de formacioacuten F como una funcioacuten de la
porosidad y determine el factor de Cementacioacuten m y la constante Archie a y
cuaacutel es la relacioacuten del factor de formacioacuten F y la porosidad Φ (ecuacioacuten) a
utilizar en la interpretacioacuten de registros eleacutectricos y seguacuten los resultados
realizar una descripcioacuten de la litologiacutea de las rocas de la formacioacuten Zambrano
del yacimiento el Difiacutecil
Ecuacioacuten del factor de formacioacuten
Doacutende
y = 59848x-1095
10
100
0001 001 01 1
Fact
or
de
fo
rmac
ion
(F)
Porosidad (Fraccioacuten)
Factor de formacioacuten Vs Porosidad
Luego utilizando la liacutenea recta que mejor une los puntos se encontroacute la siguiente
relacioacuten
LITOLOGIacuteA EXPRESIOacuteN MATEMAacuteTICA
Calizas y Dolomitas (rocas duras) 2
1F
Areniscas no consolidadas (rocas blandas) Formula de HumbleOilCia
152
620F
Areniscas consolidadas 2
810F
Areniscas en general (Carothers
1958) 541
451F
Areniscas arcillosas (Carothers
1958) 331
651
F
Carbonatos (Carothers 1958) 152
850
F
Areniscas del Plioceno del sur de
California (Carothers 1958) 081
452
F
Areniscas del Mioceno de Texas
Louisiana y Costa del Golfo
(Carothers y Porter 1970)
291
971
F
Rocas detriacuteticas limpias (Sethi 1979) )052(
1
F
La ecuacioacuten que maacutes se asemeja a la obtenida es 081
452
F la cual pertenece al grupo
de Areniscas del Plioceno del sur de California sin embargo como la formacioacuten
Zambrano pertenece a las edades del Proterozoico hasta el reciente se puede inferir
que la relacioacuten que existe es que en ambos casos se encuentran Areniscas ya que la
roca reservorio de esta zona es la Arenisca calcaacuterea
La tabla No 11 resume las resistividades de la muestra C saturadas parcialmente Rt
(Ω-m) determinadas durante la prueba de presioacuten capilar calcular el iacutendice de
resistividad IR
Tabla Ndeg11
Saturacioacuten Sw
Muestra C Resistividades de las
muestras parcialmente saturadas Rt
Iacutendice de resistividad IR
(RtRo)
90 135 182 1348148148
80 135 209 1548148148
70 135 239 177037037
60 135 297 22
50 135 344 2548148148
40 135 432 32
b) Graficar en papel log ndash log el iacutendice de resistividad IR como una funcioacuten de
la saturacioacuten y determine el exponente de saturacioacuten de agua innata la
resistividad el exponente de saturacioacuten y analice la mojabilidad de la roca
La saturacioacuten de agua es una propiedad que afecta de manera determinante la
resistividad de la roca ya que es esta por el contenido de iones es un fluido que
conduce la corriente eleacutectrica por tanto a mayor saturacioacuten de agua menor seraacute la
resistividad de la roca Ademaacutes que para nuestro caso el fluido mojante es el agua este
hecho estaacute relacionado con la resistividad de manera que si el fluido mojante se adhiere
a las paredes de la roca en este caso el agua tambieacuten afecta la resistividad
disminuyeacutendola
Hasta el momento soacutelo hemos considerado formaciones con el 100 de saturacioacuten en
agua Es obvio que las resistividades aumentan a medida que disminuye la porosidad
debido al decremento en el volumen de agua en la formacioacuten
y = 16729x-1068
10
100
10 100
Ind
ice
de
Re
sist
ivid
ad (R
tR
o)
Saturacioacuten (Sw)
Indice de resistividad Vs Saturacioacuten
7 TABLA DE RESULTADOS
Altura maacutexima 878997906 ft
Swc 30 CAP 5500 ft
NAL Funcioacuten del factor de
formacioacuten
Iacutendice de resistividad
en funcioacuten de la Saturacioacuten
Fase mojante Agua Fase no mojante Condensado
Litologiacutea Areniscas
8 ANALISIS DE RESULTADOS
En la curva de presioacuten capilar vs saturacioacuten (graacutefica No 1) la muestra A presenta
la mejor seleccioacuten y proporcioacuten de granos en la roca puesto que su curva a
medida que desciende la saturacioacuten de agua no tiene cambio brusco en la presioacuten
capilar aunque es normal que a medida que desciende la saturacioacuten de agua la
presioacuten capilar aumenta esto es porque el petroacuteleo al ser extraiacutedo desplaza
consigo agua por lo tanto la saturacioacuten de agua disminuye pero una vez que va
llegando a la saturacioacuten de agua irreducible el petroacuteleo necesita mayor presioacuten
para desplazarse ya que esta agua con nata va ocupando los poros De acuerdo a
esto la muestra A presenta mejor comportamiento con respecto a las otras
muestra las cuaacuteles poseen curvas para una saturacioacuten constante una mayor
presioacuten capilar entonces el crudo necesita mayor presioacuten para el desplazamiento
indicando variacioacuten del diaacutemetro de los poros comenzando inicialmente con
porosidades mayores hasta comenzar la declinacioacuten a porosidades menores
Lo anterior tambieacuten se confirma debido a la permeabilidad La muestra A al ser la
maacutes permeable es decir que el agua se adhiere faacutecilmente a la roca el crudo
necesita menor presioacuten al fluir por el medio poroso en relacioacuten con las otras
muestras menos permeables eacuteste si necesita mayor presioacuten para empujar el agua
que estaacute en menor grado adherida a la roca
Se realizoacute la funcioacuten J De LEVERET promedio de las muestras la cual intenta
obtener una mejor comprensioacuten de la distribucioacuten de los fluidos del yacimiento Esta
funcioacuten la cuaacutel es adimensional sirve para eliminar discrepancias en las curvas de
presioacuten capilar vs saturacioacuten y las reduce a una curva comuacuten Sabiendo que esta
surge de la interpretacioacuten entre la razoacuten de la permeabilidad y la porosidad la cual
es equivalente a la raiacutez cuadrada del radio promedio de los poros
Con respecto a la graacutefica No 4 esta muestra la relacioacuten de la presioacuten capilar del
yacimiento y la altura por encima del agua del capilar en funcioacuten de la saturacioacuten de
agua Lo que nos permite este esquema es comprender la distribucioacuten inicial de la
saturacioacuten del yacimiento entonces observamos la zona de transicioacuten medida en
pies la cual es la distancia vertical entre la saturacioacuten total del agua hasta la
saturacioacuten irreducible la cual es aproximadamente unos 86 ft de espesor
Acerca de la graacutefica de las permeabilidades relativas tanto del agua como del
petroacuteleo se pude inferir que un 30 del agua en el yacimiento es irreducible y que
aproximadamente un 16 del crudo es irreducible estaacutes proporciones de los fluidos
van a ser las que son irremovibles en el medio poroso del yacimiento Tambieacuten
apartir del graacutefico podemos establecer que la permeabilidad comuacuten para el agua y
el petroacuteleo se encuentra para una saturacioacuten del agua de un 58 y para el crudo un
42 seguacuten esto se pude concluir que la fase mojante es el agua debido tambieacuten a
que su curva de permeabilidad relativa es maacutes suavizada en relacioacuten con la del
petroacuteleo
Para la muestra E no se teniacutean datos de presioacuten capilar por tanto mediante la
utilizacioacuten de la funcioacuten J promedio obtenida a partir de las otras muestras fue
posible obtener los datos aproximados de Presioacuten capilar para cada saturacioacuten
para este caso tambieacuten es posible usar el meacutetodo de la permeabilidad que mediante
curvas a presioacuten capilar constantes de muestras adyacentes a la muestras E
permite obtener la saturacioacuten correspondiente teniendo en cuenta el dato de
permeabilidad correspondiente se observa aproximacioacuten entre los datos obtenidos
por ambos meacutetodos
La litologiacutea tambieacuten afecta la resistividad de la formacioacuten En general los carbonatos
exhiben resistividades maacutes altas que las rocas claacutesticas debido primordialmente a
la geometriacutea de los poros En el caso de los carbonatos el agua sigue viacuteas mucho
maacutes tortuosas y por lo tanto reduce la conductividad
Los meacutetodos de resistividad utilizan un trayecto eleacutectrico continuo a traveacutes de las
rocas que es provisto por la fase de agua En una formacioacuten mojable por petroacuteleo
el agua puede no ser continua Esto incide en el exponente de saturacioacuten n de la
ecuacioacuten de Archie que relaciona la saturacioacuten con la resistividad En condiciones
de mojabilidad por agua nlt= 2 pero en condiciones de mojabilidad por petroacuteleo ngt
2 en una formacioacuten mojable por petroacuteleo es probable que una evaluacioacuten de la
saturacioacuten basada en la resistividad sea incorrecta para el yacimiento de gas
condensado el Difiacutecil el exponente de saturacioacuten encontrado es lo cual
confirma que es una roca mojada por agua
9 FUENTES DE ERROR
En el momento de preparacioacuten del nuacutecleo es fundamental que este quede
correctamente saturado (100) con el fluido de prueba ya que si no es
asiacute al correr la prueba se pueden obtener errores en la medicioacuten de las
presiones
Una saturacioacuten incorrecta del plato poroso tambieacuten puede generar errores
en la toma de datos
Posibles peacuterdidas de presioacuten por escape de aire desde de la caacutemara del
equipo de prueba
Una incorrecta medicioacuten de la saturacioacuten de la muestra tambieacuten puede
generar desviaciones por lo tanto se requiere la mayor precisioacuten posible
Es importante tener en cuenta que se puede generar cierta desviacioacuten en
cuanto a la toma de datos de las curvas de presioacuten capilar
10 CONCLUSIONES
La presioacuten capilar es una propiedad de la roca del yacimiento que a su vez es
determinada tanto por otras propiedades de la roca como por propiedades del
fluido que esta contiene
La Funcion J es un meacutetodo fundamental en cuanto a los anaacutelisis que se deben
realizar a diferentes muestras del yacimiento ya que permite definir la relacioacuten
de la Saturacioacuten de agua porosidad el tamantildeo de los poros tensioacuten interfacial
de los fluidos y la permeabilidad con la Presioacuten Capilar mediante las curvas de
presioacuten capilar dando como resultados una clasificacioacuten del yacimiento en
cuanto a las propiedades del fluidos que contiene y caracteriacutesticas de la roca
como por ejemplo la litologiacutea
Con la curva tiacutepica de presioacuten capilar que se obtiene graficando los datos de
presioacuten capilar Vs la saturacioacuten de agua es posible obtener datos esenciales de
los fluidos del yacimiento tales como Saturacioacuten de agua connata las cotas del
Nivel de agua libre (NAL) Contacto agua petroacuteleo (CAP) descrita como la mayor
profundidad a la cual se encuentra Sw del 100 zona de transicioacuten definida
como la zona en la cual la saturacioacuten de agua variacutea desde Swc hasta la
saturacioacuten del 100 la zona donde solo se encuentra petroacuteleo caso en
particular condensado
La presioacuten capilar influye en la mojabilidad de este de ahiacute se determina el fluido
mojante y el no mojante presente en la roca el grado de mojabilidad estaacute
definido de las siguiente manera para los fluidos que se encuentran en el
yacimiento gaslt petroacuteleoltagua en el caso del yacimiento El difiacutecil se gracias a
los datos dados se infiere que el fluido mojante es el agua y el no mojante es el
condensado Ademaacutes de que el aacutengulo de contacto tambieacuten permite definir que
fluido es la fase mojante asiacute para aacutengulos de contacto Agua-petroacuteleolt 90deg se
define la fase mojante como el agua
Un fenoacutemeno importante a tener en cuenta es la Presioacuten de desplazamiento la
cual es definida como la presioacuten miacutenimanecesaria para remover el fluido no
mojante del yacimiento cuando se tiene un 100 de saturacioacuten de agua
A partir de datos eleacutectricos de la formacioacuten tales como resistividad tambieacuten se
pueden conocer datos importante de la roca y de los fluidos presentes en el
yacimiento tales como la litologiacutea Fase mojante
El petroacuteleo y el gas se comportan igual que la matriz de la formacioacuten o sea
que no son conductores de corrientes eleacutectricas y en consecuencia cuando
parte del agua de la formacioacuten es desplazada por sustancias no conductoras
como petroacuteleo y gas la conductividad disminuye con el consiguiente aumento de
la resistividad
RECOMENDACIONES
Conocer claramente el procedimiento a seguir para la realizacioacuten
de la prueba permitiendo al estudiante relacionarse maacutes con el
proceso preparacioacuten del equipo y de los corazones permitiendo asiacute
tener un concepto maacutes amplio acerca de los cuidados y de los
paraacutemetros que exige la norma para obtener datos acertados
Utilizar un grado de aproximacioacuten bastante riguroso en cuanto a los
datos que se obtienen en la prueba como tambieacuten los calculados
ya que esta determinacioacuten puede ocasionar algunas variaciones en
los resultados obtenidos
11 CUESTIONARIO
1 iquestQueacute otros meacutetodos se utilizan en la determinacioacuten de las curvas de presioacuten
capilar
Meacutetodo de inyeccioacuten de mercurio
El mercurio se comporta como fase no mojante frente a la gran mayoriacutea de los minerales que constituyen la matriz porosa de las rocas de intereacutes para la acumulacioacuten de hidrocarburos En otras palabras una roca porosa puesta en contacto con mercurio no sufre el proceso espontaacuteneo de imbibicioacuten Por el contrario para introducir el mercurio en la red poral es necesario vencer (mediante la aplicacioacuten de una presioacuten externa) las fuerzas capilares que se oponen al ingreso de esta fase liacutequida
Meacutetodo de la centriacutefuga
Se satura la muestra al 100 con agua de formacioacuten
Se coloca la muestra en un tubo de centrifuga especialmente disentildeado
Se hace girar la muestra a un reacutegimen fijo de revoluciones hasta que se detiene la eliminacioacuten de agua por efecto de la fuerza generada
Se hace la lectura de agua desplazada sin detener la centrifuga Para ello se emplea un estroboscopio que permite realizar la lectura en pleno reacutegimen de giro
Se repiten las operaciones indicadas en los puntos 3 y 4 a regiacutemenes crecientes de giro hasta alcanzar el maacuteximo reacutegimen previsto
Al final del proceso se dispone de una serie de pares de datos Reacutegimen de giro - Volumen desplazado Este juego de valores se transforma faacutecilmente a pares Presioacuten Capilar - Saturacioacuten promedio de la muestra pero requiere alguacuten tratamiento numeacuterico antes de convertirse en la curva de presioacuten capilar del sistema
Meacutetodo de la membrana semipermeable
Este meacutetodo tambieacuten conocido como meacutetodo Meacutetodo de Estados Restaurados es el meacutetodo de referencia para las mediciones de Presioacuten Capilar
Para las mediciones se emplea una caacutemara estanca en cuya base se coloca una membrana capilar (en general una porcelana muy homogeacutenea) previamente saturada con la fase mojante del sistema
Las muestras se saturan al 100 con la fase mojante (regularmente agua) y se colocan en el interior de la caacutemara estanca en contacto capilar con la membrana semi-permeable El contacto capilar se asegura con un material fino tal como tierra de diatomeas que se coloca entre la muestra y la membrana
La aplicacioacuten sucesiva de presiones crecientes de la fase desplazante permite establecer los puntos de saturacioacuten de las muestras
2 iquestCuaacuteles son las ventajas y desventajas de este meacutetodo
Ventajas
Una vez obtenido los datos es praacutectico y sencillo la interpretacioacuten de estos para
determinar la curva de presioacuten capilar
La obtener la curva se puede realizar diferentes caacutelculos permitiendo el anaacutelisis
para la descripcioacuten de los fluidos en este caso mojantes
El meacutetodo es directo y transformable a condiciones de yacimiento
Desventajas
La medicioacuten es lleva alguacuten tiempo incluso puede durar un mes
Para determinar la saturaciones irreducibles es necesario que la porosidad de la
roca se relativamente buena
Es soacutelo aplicable en curvas de drenaje
3 iquestQueacute aplicaciones tienen las curvas de presioacuten capilar
Las curvas de presioacuten capilar son de gran utilidad al momento de comprender la
distribucioacuten de los fluidos del yacimiento Al analizar las saturaciones residuales de
los fluidos permite comprender la cantidad de aceite que se puede recuperar (
presioacuten de desplazamiento)y la saturacioacuten de agua de formacioacuten Por medio de la
presioacuten capilar es posible analizar otro aspecto importante de los fluidos del
yacimiento se refiere entonces a su mojabilidad La presioacuten capilar accede para la
elaboracioacuten de caacutelculos de la roca tales como permeabilidad medios porosos y
distribucioacuten de granos
4 iquestCoacutemo se transforman los datos de Presioacuten Capilar a condiciones de
Yacimiento
Hay dos formas para dicha conversioacuten para un sistema de agua y petroacuteleo
tenemos
1 la siguiente ecuacioacuten es de consideracioacuten puesto que se debe tener en
cuenta la variacioacuten del aacutengulo de contacto ya que nos puede dar valores en
un rango de [1 -1] debido a la funcioacuten trigonomeacutetrica del coseno la
ecuacioacuten se puede reducir dependiendo de si los cambios entre variables a
condiciones de laboratorio y yacimiento son considerables o no como lo es
el caso de la humectabilidad la cual no variacutea significativamente
2 La otra ecuacioacuten es
h=altura por encima contacto agua-petroacuteleo a una saturacioacuten del 100
h100= la altura de elevacioacuten en el capilar por encima de la presioacuten capilar
cero
= densidades del agua y del petroacuteleo (grcm3) y 00433 factor de
conversioacuten
5 iquestQueacute formulas se han desarrollado para estimar las permeabilidades a partir de los datos de presioacuten Capilar iquestQue otros datos se necesitan para efectuar los caacutelculos
Construyendo Graacuteficos del inverso de la presioacuten Capilar vs La Saturacioacuten de agua Se pueden obtener las permeabilidades relativas utilizando las ecuaciones de Burdine Para agua
1
0 2
0 22
1
Pc
dsPc
ds
Swi
SwiSwKrw
sw
Y para el crudo
1
0 2
0 22
1
Pc
dsPc
ds
Swi
SorSoKro
sw
Basaacutendonos en las ecuaciones podemos observar que para estimar las
permeabilidades relativas es necesario tener datos como Sw Swi para el
agua y So Sor para el crudo
BIBLIOGRAFIA
Paris de Ferrer Magdalena ldquoFUNDAMENTOS DE INGENIERIA DE YACIMIENTOSrdquo
Capitulo 5 Propiedades de la roca Presioacuten capilar Pag 271-294
Paginas consultadas para obtener informacioacuten acerca de la utlizacion de datos
eleacutectricos para interpretacioacuten de pozos
httptranslategooglecomtranslatehl=esamplangpair=en|esampu=httpwwwanswer
scomtopiccementation-factor
httpesscribdcomdoc27993174Perfilaje-Electrico-de-Pozo
httpsisbibunmsmedupebibvirtualdataTesisBasicfalla_vecap3pdf
httpwwwslbcom~mediaFilesresourcesoilfield_reviewspanish07aut07p44_
61ashx
Paginas consultadas para la obtencioacuten de datos sobre otros meacutetodos para obtencioacuten de
curvas de Presioacuten Capilar
httpwwwinlabcomarMembranahtm httpwwwinlabcomarCentrifugahtm httpwwwinlabcomarPc_Hghtm
Aplicaciones las curvas de Presioacuten Capilar
httpwwwagatlabscomspanishcontentcapillarypressurehtm
connata Swc la presioacuten de desplazamiento Pd el nivel de agua libre NAL el contacto
agua-condensado la profundidad para alcanzar la saturacioacuten del 50 si el contacto
agua-petroacuteleo CAP estaacute a 5500 ft
Grafica No 6
De la anterior grafica se puede inferir
Swc = 30
Pd = 03 psi
Nivel de agua libre
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
0
2
4
6
8
10
12
0 20 40 60 80 100
Pre
sio
n C
apila
r ya
cim
ien
to P
si
Saturacion de agua Sw
Pc Yacimiento Vs Sw
0
01
02
03
04
05
06
07
08
09
1
0 20 40 60 80 100
Per
mea
bili
dad
rela
tiva
Kr
Saturacion de agua Sw
Kro Krw Vs Sw
Kro
Krw
Contacto agua-condensado (5500 ft)
Condensado
Swc
Zona de transicioacuten
NAL=55025 ft
Profundidad para alcanzar una Sw de 50
i) Usando el meacutetodo de la funcioacuten J y el meacutetodo de la permeabilidad y cualesquiera otra
informacioacuten disponible pronostique la presioacuten capilar para las muestras E y tabule un
conjunto completo de informacioacuten de Presioacuten capilar Vs Saturacioacuten de agua para esta
muestra por dos meacutetodos
Por el meacutetodo de la funcioacuten J
Se tiene en cuenta la siguiente ecuacioacuten
Entonces como ya se tienen las funciones J promedio para cada saturacioacuten y los datos
de porosidad y permeabilidad para la muestra E reemplazamos estos datos en la
ecuacioacuten y despejamos la presioacuten capilar asiacute
Muestra de caacutelculo para la saturacioacuten al 100
Se despeja Pc de la anterior ecuacioacuten asiacute
La siguiente tabla muestra las presiones capilares de la muestra E a los otros
porcentajes de saturacioacuten Sw
Tabla No 7
Saturacioacuten Funcioacuten J promedio Pc psi
100 0084701586 141151775
90 0150926728 251513303
80 0232112344 386805856
70 0315253689 525357554
60 0415428371 692294619
50 0580941968 968116349
40 0934725381 155768213
35 1248541921 208064474
30 1623166124 270494085
20 3441246054 57346977
El comportamiento de la presioacuten capilar de esta muestra se representa en la siguiente
graacutefica
Grafica No 7
Ahora se procede a calcular la presioacuten capilar de la muestra E con el meacutetodo de la
permeabilidad asiacute
Se realiza la siguiente tabla en donde se ubican las presiones capilares de la muestra C
y D y los datos de saturacioacuten ya que los datos de permeabilidad de la muestra E se
encuentran en medio de las dos primeras los siguientes datos son tomados de la
graacutefica No 1
0
10
20
30
40
50
60
0 20 40 60 80 100
Pre
sio
n c
apila
r p
si
Saturacion de agua Sw
Pce Vs Sw
Tabla No 8
Muestra md Muestra C (68
md) Muestra D (25
md)
Presioacuten Capilar psi
2 88 92
4 76 84
5 68 80
6 60 76
7 56 72
95 48 63
12 44 56
15 40 50
20 36 44
Posteriormente se desarrolla un graacutefico semi-log en el cual se grafican los anteriores
datos correspondientes a las permeabilidades C (68 md) y D (25 md) en esta grafica
trazamos una liacutenea horizontal sobre la permeabilidad de 51 md (Muestra E) y alliacute
encontraacutendonos con las respectivas liacuteneas a cada presioacuten hallaremos la saturacioacuten
correspondiente asiacute
Grafica No 8
Tabulamos los datos de presioacuten capilar obtenidos en la graacutefica anterior teniendo en
cuenta la saturacioacuten
1
10
100
0 20 40 60 80 100
Per
mea
bili
dad
k m
d
Saturacion de agua Sw
K Vs Sw
2 psi
4 psi
5 psi
6 psi
7 psi
95 psi
12 psi
15 psi
20 psi
Tabla No 9
Pc(Psi) Sw
2 89
4 78
5 71
6 64
7 60
95 52
12 47
15 43
20 38
Ahora teniendo en cuenta la anterior tabla se grafica presioacuten capilar de la muestra E Vs
saturacioacuten de agua
Grafica No 9
6 PROPIEDADES ELECTRICAS DE LA FORMACION ZAMBRANO DEL
YACIMIENTO EL DIFICIL
En la tabla Ndeg 5 da la informacioacuten delas resistividades de la formacioacuten de las muestras
saturadas 100 con salmuera de 18500 ppm NaCl Ro (Ω-m) a la temperatura del
laboratorio de 90degF si la resistividad Rw es de 026 Ω-m calcular el Factor de
formacioacuten F
0
5
10
15
20
25
0 20 40 60 80 100
Pre
sio
n c
apila
r E
Psi
Saturacion de agua Sw
PcE Vs Sw
Muestra E
Tabla de Ndeg10
Identificacioacuten (D-22)
Muestra
Porosidad (fraccioacuten)
Ro (Ω-m) Factor de formacioacuten
(RoRw)
A 0211 86 3307692308
B 0188 96 3692307692
C 0135 135 5192307692
D 0122 148 5692307692
E 0128 161 6192307692
a) Graficar en papel log-log el factor de formacioacuten F como una funcioacuten de la
porosidad y determine el factor de Cementacioacuten m y la constante Archie a y
cuaacutel es la relacioacuten del factor de formacioacuten F y la porosidad Φ (ecuacioacuten) a
utilizar en la interpretacioacuten de registros eleacutectricos y seguacuten los resultados
realizar una descripcioacuten de la litologiacutea de las rocas de la formacioacuten Zambrano
del yacimiento el Difiacutecil
Ecuacioacuten del factor de formacioacuten
Doacutende
y = 59848x-1095
10
100
0001 001 01 1
Fact
or
de
fo
rmac
ion
(F)
Porosidad (Fraccioacuten)
Factor de formacioacuten Vs Porosidad
Luego utilizando la liacutenea recta que mejor une los puntos se encontroacute la siguiente
relacioacuten
LITOLOGIacuteA EXPRESIOacuteN MATEMAacuteTICA
Calizas y Dolomitas (rocas duras) 2
1F
Areniscas no consolidadas (rocas blandas) Formula de HumbleOilCia
152
620F
Areniscas consolidadas 2
810F
Areniscas en general (Carothers
1958) 541
451F
Areniscas arcillosas (Carothers
1958) 331
651
F
Carbonatos (Carothers 1958) 152
850
F
Areniscas del Plioceno del sur de
California (Carothers 1958) 081
452
F
Areniscas del Mioceno de Texas
Louisiana y Costa del Golfo
(Carothers y Porter 1970)
291
971
F
Rocas detriacuteticas limpias (Sethi 1979) )052(
1
F
La ecuacioacuten que maacutes se asemeja a la obtenida es 081
452
F la cual pertenece al grupo
de Areniscas del Plioceno del sur de California sin embargo como la formacioacuten
Zambrano pertenece a las edades del Proterozoico hasta el reciente se puede inferir
que la relacioacuten que existe es que en ambos casos se encuentran Areniscas ya que la
roca reservorio de esta zona es la Arenisca calcaacuterea
La tabla No 11 resume las resistividades de la muestra C saturadas parcialmente Rt
(Ω-m) determinadas durante la prueba de presioacuten capilar calcular el iacutendice de
resistividad IR
Tabla Ndeg11
Saturacioacuten Sw
Muestra C Resistividades de las
muestras parcialmente saturadas Rt
Iacutendice de resistividad IR
(RtRo)
90 135 182 1348148148
80 135 209 1548148148
70 135 239 177037037
60 135 297 22
50 135 344 2548148148
40 135 432 32
b) Graficar en papel log ndash log el iacutendice de resistividad IR como una funcioacuten de
la saturacioacuten y determine el exponente de saturacioacuten de agua innata la
resistividad el exponente de saturacioacuten y analice la mojabilidad de la roca
La saturacioacuten de agua es una propiedad que afecta de manera determinante la
resistividad de la roca ya que es esta por el contenido de iones es un fluido que
conduce la corriente eleacutectrica por tanto a mayor saturacioacuten de agua menor seraacute la
resistividad de la roca Ademaacutes que para nuestro caso el fluido mojante es el agua este
hecho estaacute relacionado con la resistividad de manera que si el fluido mojante se adhiere
a las paredes de la roca en este caso el agua tambieacuten afecta la resistividad
disminuyeacutendola
Hasta el momento soacutelo hemos considerado formaciones con el 100 de saturacioacuten en
agua Es obvio que las resistividades aumentan a medida que disminuye la porosidad
debido al decremento en el volumen de agua en la formacioacuten
y = 16729x-1068
10
100
10 100
Ind
ice
de
Re
sist
ivid
ad (R
tR
o)
Saturacioacuten (Sw)
Indice de resistividad Vs Saturacioacuten
7 TABLA DE RESULTADOS
Altura maacutexima 878997906 ft
Swc 30 CAP 5500 ft
NAL Funcioacuten del factor de
formacioacuten
Iacutendice de resistividad
en funcioacuten de la Saturacioacuten
Fase mojante Agua Fase no mojante Condensado
Litologiacutea Areniscas
8 ANALISIS DE RESULTADOS
En la curva de presioacuten capilar vs saturacioacuten (graacutefica No 1) la muestra A presenta
la mejor seleccioacuten y proporcioacuten de granos en la roca puesto que su curva a
medida que desciende la saturacioacuten de agua no tiene cambio brusco en la presioacuten
capilar aunque es normal que a medida que desciende la saturacioacuten de agua la
presioacuten capilar aumenta esto es porque el petroacuteleo al ser extraiacutedo desplaza
consigo agua por lo tanto la saturacioacuten de agua disminuye pero una vez que va
llegando a la saturacioacuten de agua irreducible el petroacuteleo necesita mayor presioacuten
para desplazarse ya que esta agua con nata va ocupando los poros De acuerdo a
esto la muestra A presenta mejor comportamiento con respecto a las otras
muestra las cuaacuteles poseen curvas para una saturacioacuten constante una mayor
presioacuten capilar entonces el crudo necesita mayor presioacuten para el desplazamiento
indicando variacioacuten del diaacutemetro de los poros comenzando inicialmente con
porosidades mayores hasta comenzar la declinacioacuten a porosidades menores
Lo anterior tambieacuten se confirma debido a la permeabilidad La muestra A al ser la
maacutes permeable es decir que el agua se adhiere faacutecilmente a la roca el crudo
necesita menor presioacuten al fluir por el medio poroso en relacioacuten con las otras
muestras menos permeables eacuteste si necesita mayor presioacuten para empujar el agua
que estaacute en menor grado adherida a la roca
Se realizoacute la funcioacuten J De LEVERET promedio de las muestras la cual intenta
obtener una mejor comprensioacuten de la distribucioacuten de los fluidos del yacimiento Esta
funcioacuten la cuaacutel es adimensional sirve para eliminar discrepancias en las curvas de
presioacuten capilar vs saturacioacuten y las reduce a una curva comuacuten Sabiendo que esta
surge de la interpretacioacuten entre la razoacuten de la permeabilidad y la porosidad la cual
es equivalente a la raiacutez cuadrada del radio promedio de los poros
Con respecto a la graacutefica No 4 esta muestra la relacioacuten de la presioacuten capilar del
yacimiento y la altura por encima del agua del capilar en funcioacuten de la saturacioacuten de
agua Lo que nos permite este esquema es comprender la distribucioacuten inicial de la
saturacioacuten del yacimiento entonces observamos la zona de transicioacuten medida en
pies la cual es la distancia vertical entre la saturacioacuten total del agua hasta la
saturacioacuten irreducible la cual es aproximadamente unos 86 ft de espesor
Acerca de la graacutefica de las permeabilidades relativas tanto del agua como del
petroacuteleo se pude inferir que un 30 del agua en el yacimiento es irreducible y que
aproximadamente un 16 del crudo es irreducible estaacutes proporciones de los fluidos
van a ser las que son irremovibles en el medio poroso del yacimiento Tambieacuten
apartir del graacutefico podemos establecer que la permeabilidad comuacuten para el agua y
el petroacuteleo se encuentra para una saturacioacuten del agua de un 58 y para el crudo un
42 seguacuten esto se pude concluir que la fase mojante es el agua debido tambieacuten a
que su curva de permeabilidad relativa es maacutes suavizada en relacioacuten con la del
petroacuteleo
Para la muestra E no se teniacutean datos de presioacuten capilar por tanto mediante la
utilizacioacuten de la funcioacuten J promedio obtenida a partir de las otras muestras fue
posible obtener los datos aproximados de Presioacuten capilar para cada saturacioacuten
para este caso tambieacuten es posible usar el meacutetodo de la permeabilidad que mediante
curvas a presioacuten capilar constantes de muestras adyacentes a la muestras E
permite obtener la saturacioacuten correspondiente teniendo en cuenta el dato de
permeabilidad correspondiente se observa aproximacioacuten entre los datos obtenidos
por ambos meacutetodos
La litologiacutea tambieacuten afecta la resistividad de la formacioacuten En general los carbonatos
exhiben resistividades maacutes altas que las rocas claacutesticas debido primordialmente a
la geometriacutea de los poros En el caso de los carbonatos el agua sigue viacuteas mucho
maacutes tortuosas y por lo tanto reduce la conductividad
Los meacutetodos de resistividad utilizan un trayecto eleacutectrico continuo a traveacutes de las
rocas que es provisto por la fase de agua En una formacioacuten mojable por petroacuteleo
el agua puede no ser continua Esto incide en el exponente de saturacioacuten n de la
ecuacioacuten de Archie que relaciona la saturacioacuten con la resistividad En condiciones
de mojabilidad por agua nlt= 2 pero en condiciones de mojabilidad por petroacuteleo ngt
2 en una formacioacuten mojable por petroacuteleo es probable que una evaluacioacuten de la
saturacioacuten basada en la resistividad sea incorrecta para el yacimiento de gas
condensado el Difiacutecil el exponente de saturacioacuten encontrado es lo cual
confirma que es una roca mojada por agua
9 FUENTES DE ERROR
En el momento de preparacioacuten del nuacutecleo es fundamental que este quede
correctamente saturado (100) con el fluido de prueba ya que si no es
asiacute al correr la prueba se pueden obtener errores en la medicioacuten de las
presiones
Una saturacioacuten incorrecta del plato poroso tambieacuten puede generar errores
en la toma de datos
Posibles peacuterdidas de presioacuten por escape de aire desde de la caacutemara del
equipo de prueba
Una incorrecta medicioacuten de la saturacioacuten de la muestra tambieacuten puede
generar desviaciones por lo tanto se requiere la mayor precisioacuten posible
Es importante tener en cuenta que se puede generar cierta desviacioacuten en
cuanto a la toma de datos de las curvas de presioacuten capilar
10 CONCLUSIONES
La presioacuten capilar es una propiedad de la roca del yacimiento que a su vez es
determinada tanto por otras propiedades de la roca como por propiedades del
fluido que esta contiene
La Funcion J es un meacutetodo fundamental en cuanto a los anaacutelisis que se deben
realizar a diferentes muestras del yacimiento ya que permite definir la relacioacuten
de la Saturacioacuten de agua porosidad el tamantildeo de los poros tensioacuten interfacial
de los fluidos y la permeabilidad con la Presioacuten Capilar mediante las curvas de
presioacuten capilar dando como resultados una clasificacioacuten del yacimiento en
cuanto a las propiedades del fluidos que contiene y caracteriacutesticas de la roca
como por ejemplo la litologiacutea
Con la curva tiacutepica de presioacuten capilar que se obtiene graficando los datos de
presioacuten capilar Vs la saturacioacuten de agua es posible obtener datos esenciales de
los fluidos del yacimiento tales como Saturacioacuten de agua connata las cotas del
Nivel de agua libre (NAL) Contacto agua petroacuteleo (CAP) descrita como la mayor
profundidad a la cual se encuentra Sw del 100 zona de transicioacuten definida
como la zona en la cual la saturacioacuten de agua variacutea desde Swc hasta la
saturacioacuten del 100 la zona donde solo se encuentra petroacuteleo caso en
particular condensado
La presioacuten capilar influye en la mojabilidad de este de ahiacute se determina el fluido
mojante y el no mojante presente en la roca el grado de mojabilidad estaacute
definido de las siguiente manera para los fluidos que se encuentran en el
yacimiento gaslt petroacuteleoltagua en el caso del yacimiento El difiacutecil se gracias a
los datos dados se infiere que el fluido mojante es el agua y el no mojante es el
condensado Ademaacutes de que el aacutengulo de contacto tambieacuten permite definir que
fluido es la fase mojante asiacute para aacutengulos de contacto Agua-petroacuteleolt 90deg se
define la fase mojante como el agua
Un fenoacutemeno importante a tener en cuenta es la Presioacuten de desplazamiento la
cual es definida como la presioacuten miacutenimanecesaria para remover el fluido no
mojante del yacimiento cuando se tiene un 100 de saturacioacuten de agua
A partir de datos eleacutectricos de la formacioacuten tales como resistividad tambieacuten se
pueden conocer datos importante de la roca y de los fluidos presentes en el
yacimiento tales como la litologiacutea Fase mojante
El petroacuteleo y el gas se comportan igual que la matriz de la formacioacuten o sea
que no son conductores de corrientes eleacutectricas y en consecuencia cuando
parte del agua de la formacioacuten es desplazada por sustancias no conductoras
como petroacuteleo y gas la conductividad disminuye con el consiguiente aumento de
la resistividad
RECOMENDACIONES
Conocer claramente el procedimiento a seguir para la realizacioacuten
de la prueba permitiendo al estudiante relacionarse maacutes con el
proceso preparacioacuten del equipo y de los corazones permitiendo asiacute
tener un concepto maacutes amplio acerca de los cuidados y de los
paraacutemetros que exige la norma para obtener datos acertados
Utilizar un grado de aproximacioacuten bastante riguroso en cuanto a los
datos que se obtienen en la prueba como tambieacuten los calculados
ya que esta determinacioacuten puede ocasionar algunas variaciones en
los resultados obtenidos
11 CUESTIONARIO
1 iquestQueacute otros meacutetodos se utilizan en la determinacioacuten de las curvas de presioacuten
capilar
Meacutetodo de inyeccioacuten de mercurio
El mercurio se comporta como fase no mojante frente a la gran mayoriacutea de los minerales que constituyen la matriz porosa de las rocas de intereacutes para la acumulacioacuten de hidrocarburos En otras palabras una roca porosa puesta en contacto con mercurio no sufre el proceso espontaacuteneo de imbibicioacuten Por el contrario para introducir el mercurio en la red poral es necesario vencer (mediante la aplicacioacuten de una presioacuten externa) las fuerzas capilares que se oponen al ingreso de esta fase liacutequida
Meacutetodo de la centriacutefuga
Se satura la muestra al 100 con agua de formacioacuten
Se coloca la muestra en un tubo de centrifuga especialmente disentildeado
Se hace girar la muestra a un reacutegimen fijo de revoluciones hasta que se detiene la eliminacioacuten de agua por efecto de la fuerza generada
Se hace la lectura de agua desplazada sin detener la centrifuga Para ello se emplea un estroboscopio que permite realizar la lectura en pleno reacutegimen de giro
Se repiten las operaciones indicadas en los puntos 3 y 4 a regiacutemenes crecientes de giro hasta alcanzar el maacuteximo reacutegimen previsto
Al final del proceso se dispone de una serie de pares de datos Reacutegimen de giro - Volumen desplazado Este juego de valores se transforma faacutecilmente a pares Presioacuten Capilar - Saturacioacuten promedio de la muestra pero requiere alguacuten tratamiento numeacuterico antes de convertirse en la curva de presioacuten capilar del sistema
Meacutetodo de la membrana semipermeable
Este meacutetodo tambieacuten conocido como meacutetodo Meacutetodo de Estados Restaurados es el meacutetodo de referencia para las mediciones de Presioacuten Capilar
Para las mediciones se emplea una caacutemara estanca en cuya base se coloca una membrana capilar (en general una porcelana muy homogeacutenea) previamente saturada con la fase mojante del sistema
Las muestras se saturan al 100 con la fase mojante (regularmente agua) y se colocan en el interior de la caacutemara estanca en contacto capilar con la membrana semi-permeable El contacto capilar se asegura con un material fino tal como tierra de diatomeas que se coloca entre la muestra y la membrana
La aplicacioacuten sucesiva de presiones crecientes de la fase desplazante permite establecer los puntos de saturacioacuten de las muestras
2 iquestCuaacuteles son las ventajas y desventajas de este meacutetodo
Ventajas
Una vez obtenido los datos es praacutectico y sencillo la interpretacioacuten de estos para
determinar la curva de presioacuten capilar
La obtener la curva se puede realizar diferentes caacutelculos permitiendo el anaacutelisis
para la descripcioacuten de los fluidos en este caso mojantes
El meacutetodo es directo y transformable a condiciones de yacimiento
Desventajas
La medicioacuten es lleva alguacuten tiempo incluso puede durar un mes
Para determinar la saturaciones irreducibles es necesario que la porosidad de la
roca se relativamente buena
Es soacutelo aplicable en curvas de drenaje
3 iquestQueacute aplicaciones tienen las curvas de presioacuten capilar
Las curvas de presioacuten capilar son de gran utilidad al momento de comprender la
distribucioacuten de los fluidos del yacimiento Al analizar las saturaciones residuales de
los fluidos permite comprender la cantidad de aceite que se puede recuperar (
presioacuten de desplazamiento)y la saturacioacuten de agua de formacioacuten Por medio de la
presioacuten capilar es posible analizar otro aspecto importante de los fluidos del
yacimiento se refiere entonces a su mojabilidad La presioacuten capilar accede para la
elaboracioacuten de caacutelculos de la roca tales como permeabilidad medios porosos y
distribucioacuten de granos
4 iquestCoacutemo se transforman los datos de Presioacuten Capilar a condiciones de
Yacimiento
Hay dos formas para dicha conversioacuten para un sistema de agua y petroacuteleo
tenemos
1 la siguiente ecuacioacuten es de consideracioacuten puesto que se debe tener en
cuenta la variacioacuten del aacutengulo de contacto ya que nos puede dar valores en
un rango de [1 -1] debido a la funcioacuten trigonomeacutetrica del coseno la
ecuacioacuten se puede reducir dependiendo de si los cambios entre variables a
condiciones de laboratorio y yacimiento son considerables o no como lo es
el caso de la humectabilidad la cual no variacutea significativamente
2 La otra ecuacioacuten es
h=altura por encima contacto agua-petroacuteleo a una saturacioacuten del 100
h100= la altura de elevacioacuten en el capilar por encima de la presioacuten capilar
cero
= densidades del agua y del petroacuteleo (grcm3) y 00433 factor de
conversioacuten
5 iquestQueacute formulas se han desarrollado para estimar las permeabilidades a partir de los datos de presioacuten Capilar iquestQue otros datos se necesitan para efectuar los caacutelculos
Construyendo Graacuteficos del inverso de la presioacuten Capilar vs La Saturacioacuten de agua Se pueden obtener las permeabilidades relativas utilizando las ecuaciones de Burdine Para agua
1
0 2
0 22
1
Pc
dsPc
ds
Swi
SwiSwKrw
sw
Y para el crudo
1
0 2
0 22
1
Pc
dsPc
ds
Swi
SorSoKro
sw
Basaacutendonos en las ecuaciones podemos observar que para estimar las
permeabilidades relativas es necesario tener datos como Sw Swi para el
agua y So Sor para el crudo
BIBLIOGRAFIA
Paris de Ferrer Magdalena ldquoFUNDAMENTOS DE INGENIERIA DE YACIMIENTOSrdquo
Capitulo 5 Propiedades de la roca Presioacuten capilar Pag 271-294
Paginas consultadas para obtener informacioacuten acerca de la utlizacion de datos
eleacutectricos para interpretacioacuten de pozos
httptranslategooglecomtranslatehl=esamplangpair=en|esampu=httpwwwanswer
scomtopiccementation-factor
httpesscribdcomdoc27993174Perfilaje-Electrico-de-Pozo
httpsisbibunmsmedupebibvirtualdataTesisBasicfalla_vecap3pdf
httpwwwslbcom~mediaFilesresourcesoilfield_reviewspanish07aut07p44_
61ashx
Paginas consultadas para la obtencioacuten de datos sobre otros meacutetodos para obtencioacuten de
curvas de Presioacuten Capilar
httpwwwinlabcomarMembranahtm httpwwwinlabcomarCentrifugahtm httpwwwinlabcomarPc_Hghtm
Aplicaciones las curvas de Presioacuten Capilar
httpwwwagatlabscomspanishcontentcapillarypressurehtm
Profundidad para alcanzar una Sw de 50
i) Usando el meacutetodo de la funcioacuten J y el meacutetodo de la permeabilidad y cualesquiera otra
informacioacuten disponible pronostique la presioacuten capilar para las muestras E y tabule un
conjunto completo de informacioacuten de Presioacuten capilar Vs Saturacioacuten de agua para esta
muestra por dos meacutetodos
Por el meacutetodo de la funcioacuten J
Se tiene en cuenta la siguiente ecuacioacuten
Entonces como ya se tienen las funciones J promedio para cada saturacioacuten y los datos
de porosidad y permeabilidad para la muestra E reemplazamos estos datos en la
ecuacioacuten y despejamos la presioacuten capilar asiacute
Muestra de caacutelculo para la saturacioacuten al 100
Se despeja Pc de la anterior ecuacioacuten asiacute
La siguiente tabla muestra las presiones capilares de la muestra E a los otros
porcentajes de saturacioacuten Sw
Tabla No 7
Saturacioacuten Funcioacuten J promedio Pc psi
100 0084701586 141151775
90 0150926728 251513303
80 0232112344 386805856
70 0315253689 525357554
60 0415428371 692294619
50 0580941968 968116349
40 0934725381 155768213
35 1248541921 208064474
30 1623166124 270494085
20 3441246054 57346977
El comportamiento de la presioacuten capilar de esta muestra se representa en la siguiente
graacutefica
Grafica No 7
Ahora se procede a calcular la presioacuten capilar de la muestra E con el meacutetodo de la
permeabilidad asiacute
Se realiza la siguiente tabla en donde se ubican las presiones capilares de la muestra C
y D y los datos de saturacioacuten ya que los datos de permeabilidad de la muestra E se
encuentran en medio de las dos primeras los siguientes datos son tomados de la
graacutefica No 1
0
10
20
30
40
50
60
0 20 40 60 80 100
Pre
sio
n c
apila
r p
si
Saturacion de agua Sw
Pce Vs Sw
Tabla No 8
Muestra md Muestra C (68
md) Muestra D (25
md)
Presioacuten Capilar psi
2 88 92
4 76 84
5 68 80
6 60 76
7 56 72
95 48 63
12 44 56
15 40 50
20 36 44
Posteriormente se desarrolla un graacutefico semi-log en el cual se grafican los anteriores
datos correspondientes a las permeabilidades C (68 md) y D (25 md) en esta grafica
trazamos una liacutenea horizontal sobre la permeabilidad de 51 md (Muestra E) y alliacute
encontraacutendonos con las respectivas liacuteneas a cada presioacuten hallaremos la saturacioacuten
correspondiente asiacute
Grafica No 8
Tabulamos los datos de presioacuten capilar obtenidos en la graacutefica anterior teniendo en
cuenta la saturacioacuten
1
10
100
0 20 40 60 80 100
Per
mea
bili
dad
k m
d
Saturacion de agua Sw
K Vs Sw
2 psi
4 psi
5 psi
6 psi
7 psi
95 psi
12 psi
15 psi
20 psi
Tabla No 9
Pc(Psi) Sw
2 89
4 78
5 71
6 64
7 60
95 52
12 47
15 43
20 38
Ahora teniendo en cuenta la anterior tabla se grafica presioacuten capilar de la muestra E Vs
saturacioacuten de agua
Grafica No 9
6 PROPIEDADES ELECTRICAS DE LA FORMACION ZAMBRANO DEL
YACIMIENTO EL DIFICIL
En la tabla Ndeg 5 da la informacioacuten delas resistividades de la formacioacuten de las muestras
saturadas 100 con salmuera de 18500 ppm NaCl Ro (Ω-m) a la temperatura del
laboratorio de 90degF si la resistividad Rw es de 026 Ω-m calcular el Factor de
formacioacuten F
0
5
10
15
20
25
0 20 40 60 80 100
Pre
sio
n c
apila
r E
Psi
Saturacion de agua Sw
PcE Vs Sw
Muestra E
Tabla de Ndeg10
Identificacioacuten (D-22)
Muestra
Porosidad (fraccioacuten)
Ro (Ω-m) Factor de formacioacuten
(RoRw)
A 0211 86 3307692308
B 0188 96 3692307692
C 0135 135 5192307692
D 0122 148 5692307692
E 0128 161 6192307692
a) Graficar en papel log-log el factor de formacioacuten F como una funcioacuten de la
porosidad y determine el factor de Cementacioacuten m y la constante Archie a y
cuaacutel es la relacioacuten del factor de formacioacuten F y la porosidad Φ (ecuacioacuten) a
utilizar en la interpretacioacuten de registros eleacutectricos y seguacuten los resultados
realizar una descripcioacuten de la litologiacutea de las rocas de la formacioacuten Zambrano
del yacimiento el Difiacutecil
Ecuacioacuten del factor de formacioacuten
Doacutende
y = 59848x-1095
10
100
0001 001 01 1
Fact
or
de
fo
rmac
ion
(F)
Porosidad (Fraccioacuten)
Factor de formacioacuten Vs Porosidad
Luego utilizando la liacutenea recta que mejor une los puntos se encontroacute la siguiente
relacioacuten
LITOLOGIacuteA EXPRESIOacuteN MATEMAacuteTICA
Calizas y Dolomitas (rocas duras) 2
1F
Areniscas no consolidadas (rocas blandas) Formula de HumbleOilCia
152
620F
Areniscas consolidadas 2
810F
Areniscas en general (Carothers
1958) 541
451F
Areniscas arcillosas (Carothers
1958) 331
651
F
Carbonatos (Carothers 1958) 152
850
F
Areniscas del Plioceno del sur de
California (Carothers 1958) 081
452
F
Areniscas del Mioceno de Texas
Louisiana y Costa del Golfo
(Carothers y Porter 1970)
291
971
F
Rocas detriacuteticas limpias (Sethi 1979) )052(
1
F
La ecuacioacuten que maacutes se asemeja a la obtenida es 081
452
F la cual pertenece al grupo
de Areniscas del Plioceno del sur de California sin embargo como la formacioacuten
Zambrano pertenece a las edades del Proterozoico hasta el reciente se puede inferir
que la relacioacuten que existe es que en ambos casos se encuentran Areniscas ya que la
roca reservorio de esta zona es la Arenisca calcaacuterea
La tabla No 11 resume las resistividades de la muestra C saturadas parcialmente Rt
(Ω-m) determinadas durante la prueba de presioacuten capilar calcular el iacutendice de
resistividad IR
Tabla Ndeg11
Saturacioacuten Sw
Muestra C Resistividades de las
muestras parcialmente saturadas Rt
Iacutendice de resistividad IR
(RtRo)
90 135 182 1348148148
80 135 209 1548148148
70 135 239 177037037
60 135 297 22
50 135 344 2548148148
40 135 432 32
b) Graficar en papel log ndash log el iacutendice de resistividad IR como una funcioacuten de
la saturacioacuten y determine el exponente de saturacioacuten de agua innata la
resistividad el exponente de saturacioacuten y analice la mojabilidad de la roca
La saturacioacuten de agua es una propiedad que afecta de manera determinante la
resistividad de la roca ya que es esta por el contenido de iones es un fluido que
conduce la corriente eleacutectrica por tanto a mayor saturacioacuten de agua menor seraacute la
resistividad de la roca Ademaacutes que para nuestro caso el fluido mojante es el agua este
hecho estaacute relacionado con la resistividad de manera que si el fluido mojante se adhiere
a las paredes de la roca en este caso el agua tambieacuten afecta la resistividad
disminuyeacutendola
Hasta el momento soacutelo hemos considerado formaciones con el 100 de saturacioacuten en
agua Es obvio que las resistividades aumentan a medida que disminuye la porosidad
debido al decremento en el volumen de agua en la formacioacuten
y = 16729x-1068
10
100
10 100
Ind
ice
de
Re
sist
ivid
ad (R
tR
o)
Saturacioacuten (Sw)
Indice de resistividad Vs Saturacioacuten
7 TABLA DE RESULTADOS
Altura maacutexima 878997906 ft
Swc 30 CAP 5500 ft
NAL Funcioacuten del factor de
formacioacuten
Iacutendice de resistividad
en funcioacuten de la Saturacioacuten
Fase mojante Agua Fase no mojante Condensado
Litologiacutea Areniscas
8 ANALISIS DE RESULTADOS
En la curva de presioacuten capilar vs saturacioacuten (graacutefica No 1) la muestra A presenta
la mejor seleccioacuten y proporcioacuten de granos en la roca puesto que su curva a
medida que desciende la saturacioacuten de agua no tiene cambio brusco en la presioacuten
capilar aunque es normal que a medida que desciende la saturacioacuten de agua la
presioacuten capilar aumenta esto es porque el petroacuteleo al ser extraiacutedo desplaza
consigo agua por lo tanto la saturacioacuten de agua disminuye pero una vez que va
llegando a la saturacioacuten de agua irreducible el petroacuteleo necesita mayor presioacuten
para desplazarse ya que esta agua con nata va ocupando los poros De acuerdo a
esto la muestra A presenta mejor comportamiento con respecto a las otras
muestra las cuaacuteles poseen curvas para una saturacioacuten constante una mayor
presioacuten capilar entonces el crudo necesita mayor presioacuten para el desplazamiento
indicando variacioacuten del diaacutemetro de los poros comenzando inicialmente con
porosidades mayores hasta comenzar la declinacioacuten a porosidades menores
Lo anterior tambieacuten se confirma debido a la permeabilidad La muestra A al ser la
maacutes permeable es decir que el agua se adhiere faacutecilmente a la roca el crudo
necesita menor presioacuten al fluir por el medio poroso en relacioacuten con las otras
muestras menos permeables eacuteste si necesita mayor presioacuten para empujar el agua
que estaacute en menor grado adherida a la roca
Se realizoacute la funcioacuten J De LEVERET promedio de las muestras la cual intenta
obtener una mejor comprensioacuten de la distribucioacuten de los fluidos del yacimiento Esta
funcioacuten la cuaacutel es adimensional sirve para eliminar discrepancias en las curvas de
presioacuten capilar vs saturacioacuten y las reduce a una curva comuacuten Sabiendo que esta
surge de la interpretacioacuten entre la razoacuten de la permeabilidad y la porosidad la cual
es equivalente a la raiacutez cuadrada del radio promedio de los poros
Con respecto a la graacutefica No 4 esta muestra la relacioacuten de la presioacuten capilar del
yacimiento y la altura por encima del agua del capilar en funcioacuten de la saturacioacuten de
agua Lo que nos permite este esquema es comprender la distribucioacuten inicial de la
saturacioacuten del yacimiento entonces observamos la zona de transicioacuten medida en
pies la cual es la distancia vertical entre la saturacioacuten total del agua hasta la
saturacioacuten irreducible la cual es aproximadamente unos 86 ft de espesor
Acerca de la graacutefica de las permeabilidades relativas tanto del agua como del
petroacuteleo se pude inferir que un 30 del agua en el yacimiento es irreducible y que
aproximadamente un 16 del crudo es irreducible estaacutes proporciones de los fluidos
van a ser las que son irremovibles en el medio poroso del yacimiento Tambieacuten
apartir del graacutefico podemos establecer que la permeabilidad comuacuten para el agua y
el petroacuteleo se encuentra para una saturacioacuten del agua de un 58 y para el crudo un
42 seguacuten esto se pude concluir que la fase mojante es el agua debido tambieacuten a
que su curva de permeabilidad relativa es maacutes suavizada en relacioacuten con la del
petroacuteleo
Para la muestra E no se teniacutean datos de presioacuten capilar por tanto mediante la
utilizacioacuten de la funcioacuten J promedio obtenida a partir de las otras muestras fue
posible obtener los datos aproximados de Presioacuten capilar para cada saturacioacuten
para este caso tambieacuten es posible usar el meacutetodo de la permeabilidad que mediante
curvas a presioacuten capilar constantes de muestras adyacentes a la muestras E
permite obtener la saturacioacuten correspondiente teniendo en cuenta el dato de
permeabilidad correspondiente se observa aproximacioacuten entre los datos obtenidos
por ambos meacutetodos
La litologiacutea tambieacuten afecta la resistividad de la formacioacuten En general los carbonatos
exhiben resistividades maacutes altas que las rocas claacutesticas debido primordialmente a
la geometriacutea de los poros En el caso de los carbonatos el agua sigue viacuteas mucho
maacutes tortuosas y por lo tanto reduce la conductividad
Los meacutetodos de resistividad utilizan un trayecto eleacutectrico continuo a traveacutes de las
rocas que es provisto por la fase de agua En una formacioacuten mojable por petroacuteleo
el agua puede no ser continua Esto incide en el exponente de saturacioacuten n de la
ecuacioacuten de Archie que relaciona la saturacioacuten con la resistividad En condiciones
de mojabilidad por agua nlt= 2 pero en condiciones de mojabilidad por petroacuteleo ngt
2 en una formacioacuten mojable por petroacuteleo es probable que una evaluacioacuten de la
saturacioacuten basada en la resistividad sea incorrecta para el yacimiento de gas
condensado el Difiacutecil el exponente de saturacioacuten encontrado es lo cual
confirma que es una roca mojada por agua
9 FUENTES DE ERROR
En el momento de preparacioacuten del nuacutecleo es fundamental que este quede
correctamente saturado (100) con el fluido de prueba ya que si no es
asiacute al correr la prueba se pueden obtener errores en la medicioacuten de las
presiones
Una saturacioacuten incorrecta del plato poroso tambieacuten puede generar errores
en la toma de datos
Posibles peacuterdidas de presioacuten por escape de aire desde de la caacutemara del
equipo de prueba
Una incorrecta medicioacuten de la saturacioacuten de la muestra tambieacuten puede
generar desviaciones por lo tanto se requiere la mayor precisioacuten posible
Es importante tener en cuenta que se puede generar cierta desviacioacuten en
cuanto a la toma de datos de las curvas de presioacuten capilar
10 CONCLUSIONES
La presioacuten capilar es una propiedad de la roca del yacimiento que a su vez es
determinada tanto por otras propiedades de la roca como por propiedades del
fluido que esta contiene
La Funcion J es un meacutetodo fundamental en cuanto a los anaacutelisis que se deben
realizar a diferentes muestras del yacimiento ya que permite definir la relacioacuten
de la Saturacioacuten de agua porosidad el tamantildeo de los poros tensioacuten interfacial
de los fluidos y la permeabilidad con la Presioacuten Capilar mediante las curvas de
presioacuten capilar dando como resultados una clasificacioacuten del yacimiento en
cuanto a las propiedades del fluidos que contiene y caracteriacutesticas de la roca
como por ejemplo la litologiacutea
Con la curva tiacutepica de presioacuten capilar que se obtiene graficando los datos de
presioacuten capilar Vs la saturacioacuten de agua es posible obtener datos esenciales de
los fluidos del yacimiento tales como Saturacioacuten de agua connata las cotas del
Nivel de agua libre (NAL) Contacto agua petroacuteleo (CAP) descrita como la mayor
profundidad a la cual se encuentra Sw del 100 zona de transicioacuten definida
como la zona en la cual la saturacioacuten de agua variacutea desde Swc hasta la
saturacioacuten del 100 la zona donde solo se encuentra petroacuteleo caso en
particular condensado
La presioacuten capilar influye en la mojabilidad de este de ahiacute se determina el fluido
mojante y el no mojante presente en la roca el grado de mojabilidad estaacute
definido de las siguiente manera para los fluidos que se encuentran en el
yacimiento gaslt petroacuteleoltagua en el caso del yacimiento El difiacutecil se gracias a
los datos dados se infiere que el fluido mojante es el agua y el no mojante es el
condensado Ademaacutes de que el aacutengulo de contacto tambieacuten permite definir que
fluido es la fase mojante asiacute para aacutengulos de contacto Agua-petroacuteleolt 90deg se
define la fase mojante como el agua
Un fenoacutemeno importante a tener en cuenta es la Presioacuten de desplazamiento la
cual es definida como la presioacuten miacutenimanecesaria para remover el fluido no
mojante del yacimiento cuando se tiene un 100 de saturacioacuten de agua
A partir de datos eleacutectricos de la formacioacuten tales como resistividad tambieacuten se
pueden conocer datos importante de la roca y de los fluidos presentes en el
yacimiento tales como la litologiacutea Fase mojante
El petroacuteleo y el gas se comportan igual que la matriz de la formacioacuten o sea
que no son conductores de corrientes eleacutectricas y en consecuencia cuando
parte del agua de la formacioacuten es desplazada por sustancias no conductoras
como petroacuteleo y gas la conductividad disminuye con el consiguiente aumento de
la resistividad
RECOMENDACIONES
Conocer claramente el procedimiento a seguir para la realizacioacuten
de la prueba permitiendo al estudiante relacionarse maacutes con el
proceso preparacioacuten del equipo y de los corazones permitiendo asiacute
tener un concepto maacutes amplio acerca de los cuidados y de los
paraacutemetros que exige la norma para obtener datos acertados
Utilizar un grado de aproximacioacuten bastante riguroso en cuanto a los
datos que se obtienen en la prueba como tambieacuten los calculados
ya que esta determinacioacuten puede ocasionar algunas variaciones en
los resultados obtenidos
11 CUESTIONARIO
1 iquestQueacute otros meacutetodos se utilizan en la determinacioacuten de las curvas de presioacuten
capilar
Meacutetodo de inyeccioacuten de mercurio
El mercurio se comporta como fase no mojante frente a la gran mayoriacutea de los minerales que constituyen la matriz porosa de las rocas de intereacutes para la acumulacioacuten de hidrocarburos En otras palabras una roca porosa puesta en contacto con mercurio no sufre el proceso espontaacuteneo de imbibicioacuten Por el contrario para introducir el mercurio en la red poral es necesario vencer (mediante la aplicacioacuten de una presioacuten externa) las fuerzas capilares que se oponen al ingreso de esta fase liacutequida
Meacutetodo de la centriacutefuga
Se satura la muestra al 100 con agua de formacioacuten
Se coloca la muestra en un tubo de centrifuga especialmente disentildeado
Se hace girar la muestra a un reacutegimen fijo de revoluciones hasta que se detiene la eliminacioacuten de agua por efecto de la fuerza generada
Se hace la lectura de agua desplazada sin detener la centrifuga Para ello se emplea un estroboscopio que permite realizar la lectura en pleno reacutegimen de giro
Se repiten las operaciones indicadas en los puntos 3 y 4 a regiacutemenes crecientes de giro hasta alcanzar el maacuteximo reacutegimen previsto
Al final del proceso se dispone de una serie de pares de datos Reacutegimen de giro - Volumen desplazado Este juego de valores se transforma faacutecilmente a pares Presioacuten Capilar - Saturacioacuten promedio de la muestra pero requiere alguacuten tratamiento numeacuterico antes de convertirse en la curva de presioacuten capilar del sistema
Meacutetodo de la membrana semipermeable
Este meacutetodo tambieacuten conocido como meacutetodo Meacutetodo de Estados Restaurados es el meacutetodo de referencia para las mediciones de Presioacuten Capilar
Para las mediciones se emplea una caacutemara estanca en cuya base se coloca una membrana capilar (en general una porcelana muy homogeacutenea) previamente saturada con la fase mojante del sistema
Las muestras se saturan al 100 con la fase mojante (regularmente agua) y se colocan en el interior de la caacutemara estanca en contacto capilar con la membrana semi-permeable El contacto capilar se asegura con un material fino tal como tierra de diatomeas que se coloca entre la muestra y la membrana
La aplicacioacuten sucesiva de presiones crecientes de la fase desplazante permite establecer los puntos de saturacioacuten de las muestras
2 iquestCuaacuteles son las ventajas y desventajas de este meacutetodo
Ventajas
Una vez obtenido los datos es praacutectico y sencillo la interpretacioacuten de estos para
determinar la curva de presioacuten capilar
La obtener la curva se puede realizar diferentes caacutelculos permitiendo el anaacutelisis
para la descripcioacuten de los fluidos en este caso mojantes
El meacutetodo es directo y transformable a condiciones de yacimiento
Desventajas
La medicioacuten es lleva alguacuten tiempo incluso puede durar un mes
Para determinar la saturaciones irreducibles es necesario que la porosidad de la
roca se relativamente buena
Es soacutelo aplicable en curvas de drenaje
3 iquestQueacute aplicaciones tienen las curvas de presioacuten capilar
Las curvas de presioacuten capilar son de gran utilidad al momento de comprender la
distribucioacuten de los fluidos del yacimiento Al analizar las saturaciones residuales de
los fluidos permite comprender la cantidad de aceite que se puede recuperar (
presioacuten de desplazamiento)y la saturacioacuten de agua de formacioacuten Por medio de la
presioacuten capilar es posible analizar otro aspecto importante de los fluidos del
yacimiento se refiere entonces a su mojabilidad La presioacuten capilar accede para la
elaboracioacuten de caacutelculos de la roca tales como permeabilidad medios porosos y
distribucioacuten de granos
4 iquestCoacutemo se transforman los datos de Presioacuten Capilar a condiciones de
Yacimiento
Hay dos formas para dicha conversioacuten para un sistema de agua y petroacuteleo
tenemos
1 la siguiente ecuacioacuten es de consideracioacuten puesto que se debe tener en
cuenta la variacioacuten del aacutengulo de contacto ya que nos puede dar valores en
un rango de [1 -1] debido a la funcioacuten trigonomeacutetrica del coseno la
ecuacioacuten se puede reducir dependiendo de si los cambios entre variables a
condiciones de laboratorio y yacimiento son considerables o no como lo es
el caso de la humectabilidad la cual no variacutea significativamente
2 La otra ecuacioacuten es
h=altura por encima contacto agua-petroacuteleo a una saturacioacuten del 100
h100= la altura de elevacioacuten en el capilar por encima de la presioacuten capilar
cero
= densidades del agua y del petroacuteleo (grcm3) y 00433 factor de
conversioacuten
5 iquestQueacute formulas se han desarrollado para estimar las permeabilidades a partir de los datos de presioacuten Capilar iquestQue otros datos se necesitan para efectuar los caacutelculos
Construyendo Graacuteficos del inverso de la presioacuten Capilar vs La Saturacioacuten de agua Se pueden obtener las permeabilidades relativas utilizando las ecuaciones de Burdine Para agua
1
0 2
0 22
1
Pc
dsPc
ds
Swi
SwiSwKrw
sw
Y para el crudo
1
0 2
0 22
1
Pc
dsPc
ds
Swi
SorSoKro
sw
Basaacutendonos en las ecuaciones podemos observar que para estimar las
permeabilidades relativas es necesario tener datos como Sw Swi para el
agua y So Sor para el crudo
BIBLIOGRAFIA
Paris de Ferrer Magdalena ldquoFUNDAMENTOS DE INGENIERIA DE YACIMIENTOSrdquo
Capitulo 5 Propiedades de la roca Presioacuten capilar Pag 271-294
Paginas consultadas para obtener informacioacuten acerca de la utlizacion de datos
eleacutectricos para interpretacioacuten de pozos
httptranslategooglecomtranslatehl=esamplangpair=en|esampu=httpwwwanswer
scomtopiccementation-factor
httpesscribdcomdoc27993174Perfilaje-Electrico-de-Pozo
httpsisbibunmsmedupebibvirtualdataTesisBasicfalla_vecap3pdf
httpwwwslbcom~mediaFilesresourcesoilfield_reviewspanish07aut07p44_
61ashx
Paginas consultadas para la obtencioacuten de datos sobre otros meacutetodos para obtencioacuten de
curvas de Presioacuten Capilar
httpwwwinlabcomarMembranahtm httpwwwinlabcomarCentrifugahtm httpwwwinlabcomarPc_Hghtm
Aplicaciones las curvas de Presioacuten Capilar
httpwwwagatlabscomspanishcontentcapillarypressurehtm
Tabla No 7
Saturacioacuten Funcioacuten J promedio Pc psi
100 0084701586 141151775
90 0150926728 251513303
80 0232112344 386805856
70 0315253689 525357554
60 0415428371 692294619
50 0580941968 968116349
40 0934725381 155768213
35 1248541921 208064474
30 1623166124 270494085
20 3441246054 57346977
El comportamiento de la presioacuten capilar de esta muestra se representa en la siguiente
graacutefica
Grafica No 7
Ahora se procede a calcular la presioacuten capilar de la muestra E con el meacutetodo de la
permeabilidad asiacute
Se realiza la siguiente tabla en donde se ubican las presiones capilares de la muestra C
y D y los datos de saturacioacuten ya que los datos de permeabilidad de la muestra E se
encuentran en medio de las dos primeras los siguientes datos son tomados de la
graacutefica No 1
0
10
20
30
40
50
60
0 20 40 60 80 100
Pre
sio
n c
apila
r p
si
Saturacion de agua Sw
Pce Vs Sw
Tabla No 8
Muestra md Muestra C (68
md) Muestra D (25
md)
Presioacuten Capilar psi
2 88 92
4 76 84
5 68 80
6 60 76
7 56 72
95 48 63
12 44 56
15 40 50
20 36 44
Posteriormente se desarrolla un graacutefico semi-log en el cual se grafican los anteriores
datos correspondientes a las permeabilidades C (68 md) y D (25 md) en esta grafica
trazamos una liacutenea horizontal sobre la permeabilidad de 51 md (Muestra E) y alliacute
encontraacutendonos con las respectivas liacuteneas a cada presioacuten hallaremos la saturacioacuten
correspondiente asiacute
Grafica No 8
Tabulamos los datos de presioacuten capilar obtenidos en la graacutefica anterior teniendo en
cuenta la saturacioacuten
1
10
100
0 20 40 60 80 100
Per
mea
bili
dad
k m
d
Saturacion de agua Sw
K Vs Sw
2 psi
4 psi
5 psi
6 psi
7 psi
95 psi
12 psi
15 psi
20 psi
Tabla No 9
Pc(Psi) Sw
2 89
4 78
5 71
6 64
7 60
95 52
12 47
15 43
20 38
Ahora teniendo en cuenta la anterior tabla se grafica presioacuten capilar de la muestra E Vs
saturacioacuten de agua
Grafica No 9
6 PROPIEDADES ELECTRICAS DE LA FORMACION ZAMBRANO DEL
YACIMIENTO EL DIFICIL
En la tabla Ndeg 5 da la informacioacuten delas resistividades de la formacioacuten de las muestras
saturadas 100 con salmuera de 18500 ppm NaCl Ro (Ω-m) a la temperatura del
laboratorio de 90degF si la resistividad Rw es de 026 Ω-m calcular el Factor de
formacioacuten F
0
5
10
15
20
25
0 20 40 60 80 100
Pre
sio
n c
apila
r E
Psi
Saturacion de agua Sw
PcE Vs Sw
Muestra E
Tabla de Ndeg10
Identificacioacuten (D-22)
Muestra
Porosidad (fraccioacuten)
Ro (Ω-m) Factor de formacioacuten
(RoRw)
A 0211 86 3307692308
B 0188 96 3692307692
C 0135 135 5192307692
D 0122 148 5692307692
E 0128 161 6192307692
a) Graficar en papel log-log el factor de formacioacuten F como una funcioacuten de la
porosidad y determine el factor de Cementacioacuten m y la constante Archie a y
cuaacutel es la relacioacuten del factor de formacioacuten F y la porosidad Φ (ecuacioacuten) a
utilizar en la interpretacioacuten de registros eleacutectricos y seguacuten los resultados
realizar una descripcioacuten de la litologiacutea de las rocas de la formacioacuten Zambrano
del yacimiento el Difiacutecil
Ecuacioacuten del factor de formacioacuten
Doacutende
y = 59848x-1095
10
100
0001 001 01 1
Fact
or
de
fo
rmac
ion
(F)
Porosidad (Fraccioacuten)
Factor de formacioacuten Vs Porosidad
Luego utilizando la liacutenea recta que mejor une los puntos se encontroacute la siguiente
relacioacuten
LITOLOGIacuteA EXPRESIOacuteN MATEMAacuteTICA
Calizas y Dolomitas (rocas duras) 2
1F
Areniscas no consolidadas (rocas blandas) Formula de HumbleOilCia
152
620F
Areniscas consolidadas 2
810F
Areniscas en general (Carothers
1958) 541
451F
Areniscas arcillosas (Carothers
1958) 331
651
F
Carbonatos (Carothers 1958) 152
850
F
Areniscas del Plioceno del sur de
California (Carothers 1958) 081
452
F
Areniscas del Mioceno de Texas
Louisiana y Costa del Golfo
(Carothers y Porter 1970)
291
971
F
Rocas detriacuteticas limpias (Sethi 1979) )052(
1
F
La ecuacioacuten que maacutes se asemeja a la obtenida es 081
452
F la cual pertenece al grupo
de Areniscas del Plioceno del sur de California sin embargo como la formacioacuten
Zambrano pertenece a las edades del Proterozoico hasta el reciente se puede inferir
que la relacioacuten que existe es que en ambos casos se encuentran Areniscas ya que la
roca reservorio de esta zona es la Arenisca calcaacuterea
La tabla No 11 resume las resistividades de la muestra C saturadas parcialmente Rt
(Ω-m) determinadas durante la prueba de presioacuten capilar calcular el iacutendice de
resistividad IR
Tabla Ndeg11
Saturacioacuten Sw
Muestra C Resistividades de las
muestras parcialmente saturadas Rt
Iacutendice de resistividad IR
(RtRo)
90 135 182 1348148148
80 135 209 1548148148
70 135 239 177037037
60 135 297 22
50 135 344 2548148148
40 135 432 32
b) Graficar en papel log ndash log el iacutendice de resistividad IR como una funcioacuten de
la saturacioacuten y determine el exponente de saturacioacuten de agua innata la
resistividad el exponente de saturacioacuten y analice la mojabilidad de la roca
La saturacioacuten de agua es una propiedad que afecta de manera determinante la
resistividad de la roca ya que es esta por el contenido de iones es un fluido que
conduce la corriente eleacutectrica por tanto a mayor saturacioacuten de agua menor seraacute la
resistividad de la roca Ademaacutes que para nuestro caso el fluido mojante es el agua este
hecho estaacute relacionado con la resistividad de manera que si el fluido mojante se adhiere
a las paredes de la roca en este caso el agua tambieacuten afecta la resistividad
disminuyeacutendola
Hasta el momento soacutelo hemos considerado formaciones con el 100 de saturacioacuten en
agua Es obvio que las resistividades aumentan a medida que disminuye la porosidad
debido al decremento en el volumen de agua en la formacioacuten
y = 16729x-1068
10
100
10 100
Ind
ice
de
Re
sist
ivid
ad (R
tR
o)
Saturacioacuten (Sw)
Indice de resistividad Vs Saturacioacuten
7 TABLA DE RESULTADOS
Altura maacutexima 878997906 ft
Swc 30 CAP 5500 ft
NAL Funcioacuten del factor de
formacioacuten
Iacutendice de resistividad
en funcioacuten de la Saturacioacuten
Fase mojante Agua Fase no mojante Condensado
Litologiacutea Areniscas
8 ANALISIS DE RESULTADOS
En la curva de presioacuten capilar vs saturacioacuten (graacutefica No 1) la muestra A presenta
la mejor seleccioacuten y proporcioacuten de granos en la roca puesto que su curva a
medida que desciende la saturacioacuten de agua no tiene cambio brusco en la presioacuten
capilar aunque es normal que a medida que desciende la saturacioacuten de agua la
presioacuten capilar aumenta esto es porque el petroacuteleo al ser extraiacutedo desplaza
consigo agua por lo tanto la saturacioacuten de agua disminuye pero una vez que va
llegando a la saturacioacuten de agua irreducible el petroacuteleo necesita mayor presioacuten
para desplazarse ya que esta agua con nata va ocupando los poros De acuerdo a
esto la muestra A presenta mejor comportamiento con respecto a las otras
muestra las cuaacuteles poseen curvas para una saturacioacuten constante una mayor
presioacuten capilar entonces el crudo necesita mayor presioacuten para el desplazamiento
indicando variacioacuten del diaacutemetro de los poros comenzando inicialmente con
porosidades mayores hasta comenzar la declinacioacuten a porosidades menores
Lo anterior tambieacuten se confirma debido a la permeabilidad La muestra A al ser la
maacutes permeable es decir que el agua se adhiere faacutecilmente a la roca el crudo
necesita menor presioacuten al fluir por el medio poroso en relacioacuten con las otras
muestras menos permeables eacuteste si necesita mayor presioacuten para empujar el agua
que estaacute en menor grado adherida a la roca
Se realizoacute la funcioacuten J De LEVERET promedio de las muestras la cual intenta
obtener una mejor comprensioacuten de la distribucioacuten de los fluidos del yacimiento Esta
funcioacuten la cuaacutel es adimensional sirve para eliminar discrepancias en las curvas de
presioacuten capilar vs saturacioacuten y las reduce a una curva comuacuten Sabiendo que esta
surge de la interpretacioacuten entre la razoacuten de la permeabilidad y la porosidad la cual
es equivalente a la raiacutez cuadrada del radio promedio de los poros
Con respecto a la graacutefica No 4 esta muestra la relacioacuten de la presioacuten capilar del
yacimiento y la altura por encima del agua del capilar en funcioacuten de la saturacioacuten de
agua Lo que nos permite este esquema es comprender la distribucioacuten inicial de la
saturacioacuten del yacimiento entonces observamos la zona de transicioacuten medida en
pies la cual es la distancia vertical entre la saturacioacuten total del agua hasta la
saturacioacuten irreducible la cual es aproximadamente unos 86 ft de espesor
Acerca de la graacutefica de las permeabilidades relativas tanto del agua como del
petroacuteleo se pude inferir que un 30 del agua en el yacimiento es irreducible y que
aproximadamente un 16 del crudo es irreducible estaacutes proporciones de los fluidos
van a ser las que son irremovibles en el medio poroso del yacimiento Tambieacuten
apartir del graacutefico podemos establecer que la permeabilidad comuacuten para el agua y
el petroacuteleo se encuentra para una saturacioacuten del agua de un 58 y para el crudo un
42 seguacuten esto se pude concluir que la fase mojante es el agua debido tambieacuten a
que su curva de permeabilidad relativa es maacutes suavizada en relacioacuten con la del
petroacuteleo
Para la muestra E no se teniacutean datos de presioacuten capilar por tanto mediante la
utilizacioacuten de la funcioacuten J promedio obtenida a partir de las otras muestras fue
posible obtener los datos aproximados de Presioacuten capilar para cada saturacioacuten
para este caso tambieacuten es posible usar el meacutetodo de la permeabilidad que mediante
curvas a presioacuten capilar constantes de muestras adyacentes a la muestras E
permite obtener la saturacioacuten correspondiente teniendo en cuenta el dato de
permeabilidad correspondiente se observa aproximacioacuten entre los datos obtenidos
por ambos meacutetodos
La litologiacutea tambieacuten afecta la resistividad de la formacioacuten En general los carbonatos
exhiben resistividades maacutes altas que las rocas claacutesticas debido primordialmente a
la geometriacutea de los poros En el caso de los carbonatos el agua sigue viacuteas mucho
maacutes tortuosas y por lo tanto reduce la conductividad
Los meacutetodos de resistividad utilizan un trayecto eleacutectrico continuo a traveacutes de las
rocas que es provisto por la fase de agua En una formacioacuten mojable por petroacuteleo
el agua puede no ser continua Esto incide en el exponente de saturacioacuten n de la
ecuacioacuten de Archie que relaciona la saturacioacuten con la resistividad En condiciones
de mojabilidad por agua nlt= 2 pero en condiciones de mojabilidad por petroacuteleo ngt
2 en una formacioacuten mojable por petroacuteleo es probable que una evaluacioacuten de la
saturacioacuten basada en la resistividad sea incorrecta para el yacimiento de gas
condensado el Difiacutecil el exponente de saturacioacuten encontrado es lo cual
confirma que es una roca mojada por agua
9 FUENTES DE ERROR
En el momento de preparacioacuten del nuacutecleo es fundamental que este quede
correctamente saturado (100) con el fluido de prueba ya que si no es
asiacute al correr la prueba se pueden obtener errores en la medicioacuten de las
presiones
Una saturacioacuten incorrecta del plato poroso tambieacuten puede generar errores
en la toma de datos
Posibles peacuterdidas de presioacuten por escape de aire desde de la caacutemara del
equipo de prueba
Una incorrecta medicioacuten de la saturacioacuten de la muestra tambieacuten puede
generar desviaciones por lo tanto se requiere la mayor precisioacuten posible
Es importante tener en cuenta que se puede generar cierta desviacioacuten en
cuanto a la toma de datos de las curvas de presioacuten capilar
10 CONCLUSIONES
La presioacuten capilar es una propiedad de la roca del yacimiento que a su vez es
determinada tanto por otras propiedades de la roca como por propiedades del
fluido que esta contiene
La Funcion J es un meacutetodo fundamental en cuanto a los anaacutelisis que se deben
realizar a diferentes muestras del yacimiento ya que permite definir la relacioacuten
de la Saturacioacuten de agua porosidad el tamantildeo de los poros tensioacuten interfacial
de los fluidos y la permeabilidad con la Presioacuten Capilar mediante las curvas de
presioacuten capilar dando como resultados una clasificacioacuten del yacimiento en
cuanto a las propiedades del fluidos que contiene y caracteriacutesticas de la roca
como por ejemplo la litologiacutea
Con la curva tiacutepica de presioacuten capilar que se obtiene graficando los datos de
presioacuten capilar Vs la saturacioacuten de agua es posible obtener datos esenciales de
los fluidos del yacimiento tales como Saturacioacuten de agua connata las cotas del
Nivel de agua libre (NAL) Contacto agua petroacuteleo (CAP) descrita como la mayor
profundidad a la cual se encuentra Sw del 100 zona de transicioacuten definida
como la zona en la cual la saturacioacuten de agua variacutea desde Swc hasta la
saturacioacuten del 100 la zona donde solo se encuentra petroacuteleo caso en
particular condensado
La presioacuten capilar influye en la mojabilidad de este de ahiacute se determina el fluido
mojante y el no mojante presente en la roca el grado de mojabilidad estaacute
definido de las siguiente manera para los fluidos que se encuentran en el
yacimiento gaslt petroacuteleoltagua en el caso del yacimiento El difiacutecil se gracias a
los datos dados se infiere que el fluido mojante es el agua y el no mojante es el
condensado Ademaacutes de que el aacutengulo de contacto tambieacuten permite definir que
fluido es la fase mojante asiacute para aacutengulos de contacto Agua-petroacuteleolt 90deg se
define la fase mojante como el agua
Un fenoacutemeno importante a tener en cuenta es la Presioacuten de desplazamiento la
cual es definida como la presioacuten miacutenimanecesaria para remover el fluido no
mojante del yacimiento cuando se tiene un 100 de saturacioacuten de agua
A partir de datos eleacutectricos de la formacioacuten tales como resistividad tambieacuten se
pueden conocer datos importante de la roca y de los fluidos presentes en el
yacimiento tales como la litologiacutea Fase mojante
El petroacuteleo y el gas se comportan igual que la matriz de la formacioacuten o sea
que no son conductores de corrientes eleacutectricas y en consecuencia cuando
parte del agua de la formacioacuten es desplazada por sustancias no conductoras
como petroacuteleo y gas la conductividad disminuye con el consiguiente aumento de
la resistividad
RECOMENDACIONES
Conocer claramente el procedimiento a seguir para la realizacioacuten
de la prueba permitiendo al estudiante relacionarse maacutes con el
proceso preparacioacuten del equipo y de los corazones permitiendo asiacute
tener un concepto maacutes amplio acerca de los cuidados y de los
paraacutemetros que exige la norma para obtener datos acertados
Utilizar un grado de aproximacioacuten bastante riguroso en cuanto a los
datos que se obtienen en la prueba como tambieacuten los calculados
ya que esta determinacioacuten puede ocasionar algunas variaciones en
los resultados obtenidos
11 CUESTIONARIO
1 iquestQueacute otros meacutetodos se utilizan en la determinacioacuten de las curvas de presioacuten
capilar
Meacutetodo de inyeccioacuten de mercurio
El mercurio se comporta como fase no mojante frente a la gran mayoriacutea de los minerales que constituyen la matriz porosa de las rocas de intereacutes para la acumulacioacuten de hidrocarburos En otras palabras una roca porosa puesta en contacto con mercurio no sufre el proceso espontaacuteneo de imbibicioacuten Por el contrario para introducir el mercurio en la red poral es necesario vencer (mediante la aplicacioacuten de una presioacuten externa) las fuerzas capilares que se oponen al ingreso de esta fase liacutequida
Meacutetodo de la centriacutefuga
Se satura la muestra al 100 con agua de formacioacuten
Se coloca la muestra en un tubo de centrifuga especialmente disentildeado
Se hace girar la muestra a un reacutegimen fijo de revoluciones hasta que se detiene la eliminacioacuten de agua por efecto de la fuerza generada
Se hace la lectura de agua desplazada sin detener la centrifuga Para ello se emplea un estroboscopio que permite realizar la lectura en pleno reacutegimen de giro
Se repiten las operaciones indicadas en los puntos 3 y 4 a regiacutemenes crecientes de giro hasta alcanzar el maacuteximo reacutegimen previsto
Al final del proceso se dispone de una serie de pares de datos Reacutegimen de giro - Volumen desplazado Este juego de valores se transforma faacutecilmente a pares Presioacuten Capilar - Saturacioacuten promedio de la muestra pero requiere alguacuten tratamiento numeacuterico antes de convertirse en la curva de presioacuten capilar del sistema
Meacutetodo de la membrana semipermeable
Este meacutetodo tambieacuten conocido como meacutetodo Meacutetodo de Estados Restaurados es el meacutetodo de referencia para las mediciones de Presioacuten Capilar
Para las mediciones se emplea una caacutemara estanca en cuya base se coloca una membrana capilar (en general una porcelana muy homogeacutenea) previamente saturada con la fase mojante del sistema
Las muestras se saturan al 100 con la fase mojante (regularmente agua) y se colocan en el interior de la caacutemara estanca en contacto capilar con la membrana semi-permeable El contacto capilar se asegura con un material fino tal como tierra de diatomeas que se coloca entre la muestra y la membrana
La aplicacioacuten sucesiva de presiones crecientes de la fase desplazante permite establecer los puntos de saturacioacuten de las muestras
2 iquestCuaacuteles son las ventajas y desventajas de este meacutetodo
Ventajas
Una vez obtenido los datos es praacutectico y sencillo la interpretacioacuten de estos para
determinar la curva de presioacuten capilar
La obtener la curva se puede realizar diferentes caacutelculos permitiendo el anaacutelisis
para la descripcioacuten de los fluidos en este caso mojantes
El meacutetodo es directo y transformable a condiciones de yacimiento
Desventajas
La medicioacuten es lleva alguacuten tiempo incluso puede durar un mes
Para determinar la saturaciones irreducibles es necesario que la porosidad de la
roca se relativamente buena
Es soacutelo aplicable en curvas de drenaje
3 iquestQueacute aplicaciones tienen las curvas de presioacuten capilar
Las curvas de presioacuten capilar son de gran utilidad al momento de comprender la
distribucioacuten de los fluidos del yacimiento Al analizar las saturaciones residuales de
los fluidos permite comprender la cantidad de aceite que se puede recuperar (
presioacuten de desplazamiento)y la saturacioacuten de agua de formacioacuten Por medio de la
presioacuten capilar es posible analizar otro aspecto importante de los fluidos del
yacimiento se refiere entonces a su mojabilidad La presioacuten capilar accede para la
elaboracioacuten de caacutelculos de la roca tales como permeabilidad medios porosos y
distribucioacuten de granos
4 iquestCoacutemo se transforman los datos de Presioacuten Capilar a condiciones de
Yacimiento
Hay dos formas para dicha conversioacuten para un sistema de agua y petroacuteleo
tenemos
1 la siguiente ecuacioacuten es de consideracioacuten puesto que se debe tener en
cuenta la variacioacuten del aacutengulo de contacto ya que nos puede dar valores en
un rango de [1 -1] debido a la funcioacuten trigonomeacutetrica del coseno la
ecuacioacuten se puede reducir dependiendo de si los cambios entre variables a
condiciones de laboratorio y yacimiento son considerables o no como lo es
el caso de la humectabilidad la cual no variacutea significativamente
2 La otra ecuacioacuten es
h=altura por encima contacto agua-petroacuteleo a una saturacioacuten del 100
h100= la altura de elevacioacuten en el capilar por encima de la presioacuten capilar
cero
= densidades del agua y del petroacuteleo (grcm3) y 00433 factor de
conversioacuten
5 iquestQueacute formulas se han desarrollado para estimar las permeabilidades a partir de los datos de presioacuten Capilar iquestQue otros datos se necesitan para efectuar los caacutelculos
Construyendo Graacuteficos del inverso de la presioacuten Capilar vs La Saturacioacuten de agua Se pueden obtener las permeabilidades relativas utilizando las ecuaciones de Burdine Para agua
1
0 2
0 22
1
Pc
dsPc
ds
Swi
SwiSwKrw
sw
Y para el crudo
1
0 2
0 22
1
Pc
dsPc
ds
Swi
SorSoKro
sw
Basaacutendonos en las ecuaciones podemos observar que para estimar las
permeabilidades relativas es necesario tener datos como Sw Swi para el
agua y So Sor para el crudo
BIBLIOGRAFIA
Paris de Ferrer Magdalena ldquoFUNDAMENTOS DE INGENIERIA DE YACIMIENTOSrdquo
Capitulo 5 Propiedades de la roca Presioacuten capilar Pag 271-294
Paginas consultadas para obtener informacioacuten acerca de la utlizacion de datos
eleacutectricos para interpretacioacuten de pozos
httptranslategooglecomtranslatehl=esamplangpair=en|esampu=httpwwwanswer
scomtopiccementation-factor
httpesscribdcomdoc27993174Perfilaje-Electrico-de-Pozo
httpsisbibunmsmedupebibvirtualdataTesisBasicfalla_vecap3pdf
httpwwwslbcom~mediaFilesresourcesoilfield_reviewspanish07aut07p44_
61ashx
Paginas consultadas para la obtencioacuten de datos sobre otros meacutetodos para obtencioacuten de
curvas de Presioacuten Capilar
httpwwwinlabcomarMembranahtm httpwwwinlabcomarCentrifugahtm httpwwwinlabcomarPc_Hghtm
Aplicaciones las curvas de Presioacuten Capilar
httpwwwagatlabscomspanishcontentcapillarypressurehtm
Tabla No 8
Muestra md Muestra C (68
md) Muestra D (25
md)
Presioacuten Capilar psi
2 88 92
4 76 84
5 68 80
6 60 76
7 56 72
95 48 63
12 44 56
15 40 50
20 36 44
Posteriormente se desarrolla un graacutefico semi-log en el cual se grafican los anteriores
datos correspondientes a las permeabilidades C (68 md) y D (25 md) en esta grafica
trazamos una liacutenea horizontal sobre la permeabilidad de 51 md (Muestra E) y alliacute
encontraacutendonos con las respectivas liacuteneas a cada presioacuten hallaremos la saturacioacuten
correspondiente asiacute
Grafica No 8
Tabulamos los datos de presioacuten capilar obtenidos en la graacutefica anterior teniendo en
cuenta la saturacioacuten
1
10
100
0 20 40 60 80 100
Per
mea
bili
dad
k m
d
Saturacion de agua Sw
K Vs Sw
2 psi
4 psi
5 psi
6 psi
7 psi
95 psi
12 psi
15 psi
20 psi
Tabla No 9
Pc(Psi) Sw
2 89
4 78
5 71
6 64
7 60
95 52
12 47
15 43
20 38
Ahora teniendo en cuenta la anterior tabla se grafica presioacuten capilar de la muestra E Vs
saturacioacuten de agua
Grafica No 9
6 PROPIEDADES ELECTRICAS DE LA FORMACION ZAMBRANO DEL
YACIMIENTO EL DIFICIL
En la tabla Ndeg 5 da la informacioacuten delas resistividades de la formacioacuten de las muestras
saturadas 100 con salmuera de 18500 ppm NaCl Ro (Ω-m) a la temperatura del
laboratorio de 90degF si la resistividad Rw es de 026 Ω-m calcular el Factor de
formacioacuten F
0
5
10
15
20
25
0 20 40 60 80 100
Pre
sio
n c
apila
r E
Psi
Saturacion de agua Sw
PcE Vs Sw
Muestra E
Tabla de Ndeg10
Identificacioacuten (D-22)
Muestra
Porosidad (fraccioacuten)
Ro (Ω-m) Factor de formacioacuten
(RoRw)
A 0211 86 3307692308
B 0188 96 3692307692
C 0135 135 5192307692
D 0122 148 5692307692
E 0128 161 6192307692
a) Graficar en papel log-log el factor de formacioacuten F como una funcioacuten de la
porosidad y determine el factor de Cementacioacuten m y la constante Archie a y
cuaacutel es la relacioacuten del factor de formacioacuten F y la porosidad Φ (ecuacioacuten) a
utilizar en la interpretacioacuten de registros eleacutectricos y seguacuten los resultados
realizar una descripcioacuten de la litologiacutea de las rocas de la formacioacuten Zambrano
del yacimiento el Difiacutecil
Ecuacioacuten del factor de formacioacuten
Doacutende
y = 59848x-1095
10
100
0001 001 01 1
Fact
or
de
fo
rmac
ion
(F)
Porosidad (Fraccioacuten)
Factor de formacioacuten Vs Porosidad
Luego utilizando la liacutenea recta que mejor une los puntos se encontroacute la siguiente
relacioacuten
LITOLOGIacuteA EXPRESIOacuteN MATEMAacuteTICA
Calizas y Dolomitas (rocas duras) 2
1F
Areniscas no consolidadas (rocas blandas) Formula de HumbleOilCia
152
620F
Areniscas consolidadas 2
810F
Areniscas en general (Carothers
1958) 541
451F
Areniscas arcillosas (Carothers
1958) 331
651
F
Carbonatos (Carothers 1958) 152
850
F
Areniscas del Plioceno del sur de
California (Carothers 1958) 081
452
F
Areniscas del Mioceno de Texas
Louisiana y Costa del Golfo
(Carothers y Porter 1970)
291
971
F
Rocas detriacuteticas limpias (Sethi 1979) )052(
1
F
La ecuacioacuten que maacutes se asemeja a la obtenida es 081
452
F la cual pertenece al grupo
de Areniscas del Plioceno del sur de California sin embargo como la formacioacuten
Zambrano pertenece a las edades del Proterozoico hasta el reciente se puede inferir
que la relacioacuten que existe es que en ambos casos se encuentran Areniscas ya que la
roca reservorio de esta zona es la Arenisca calcaacuterea
La tabla No 11 resume las resistividades de la muestra C saturadas parcialmente Rt
(Ω-m) determinadas durante la prueba de presioacuten capilar calcular el iacutendice de
resistividad IR
Tabla Ndeg11
Saturacioacuten Sw
Muestra C Resistividades de las
muestras parcialmente saturadas Rt
Iacutendice de resistividad IR
(RtRo)
90 135 182 1348148148
80 135 209 1548148148
70 135 239 177037037
60 135 297 22
50 135 344 2548148148
40 135 432 32
b) Graficar en papel log ndash log el iacutendice de resistividad IR como una funcioacuten de
la saturacioacuten y determine el exponente de saturacioacuten de agua innata la
resistividad el exponente de saturacioacuten y analice la mojabilidad de la roca
La saturacioacuten de agua es una propiedad que afecta de manera determinante la
resistividad de la roca ya que es esta por el contenido de iones es un fluido que
conduce la corriente eleacutectrica por tanto a mayor saturacioacuten de agua menor seraacute la
resistividad de la roca Ademaacutes que para nuestro caso el fluido mojante es el agua este
hecho estaacute relacionado con la resistividad de manera que si el fluido mojante se adhiere
a las paredes de la roca en este caso el agua tambieacuten afecta la resistividad
disminuyeacutendola
Hasta el momento soacutelo hemos considerado formaciones con el 100 de saturacioacuten en
agua Es obvio que las resistividades aumentan a medida que disminuye la porosidad
debido al decremento en el volumen de agua en la formacioacuten
y = 16729x-1068
10
100
10 100
Ind
ice
de
Re
sist
ivid
ad (R
tR
o)
Saturacioacuten (Sw)
Indice de resistividad Vs Saturacioacuten
7 TABLA DE RESULTADOS
Altura maacutexima 878997906 ft
Swc 30 CAP 5500 ft
NAL Funcioacuten del factor de
formacioacuten
Iacutendice de resistividad
en funcioacuten de la Saturacioacuten
Fase mojante Agua Fase no mojante Condensado
Litologiacutea Areniscas
8 ANALISIS DE RESULTADOS
En la curva de presioacuten capilar vs saturacioacuten (graacutefica No 1) la muestra A presenta
la mejor seleccioacuten y proporcioacuten de granos en la roca puesto que su curva a
medida que desciende la saturacioacuten de agua no tiene cambio brusco en la presioacuten
capilar aunque es normal que a medida que desciende la saturacioacuten de agua la
presioacuten capilar aumenta esto es porque el petroacuteleo al ser extraiacutedo desplaza
consigo agua por lo tanto la saturacioacuten de agua disminuye pero una vez que va
llegando a la saturacioacuten de agua irreducible el petroacuteleo necesita mayor presioacuten
para desplazarse ya que esta agua con nata va ocupando los poros De acuerdo a
esto la muestra A presenta mejor comportamiento con respecto a las otras
muestra las cuaacuteles poseen curvas para una saturacioacuten constante una mayor
presioacuten capilar entonces el crudo necesita mayor presioacuten para el desplazamiento
indicando variacioacuten del diaacutemetro de los poros comenzando inicialmente con
porosidades mayores hasta comenzar la declinacioacuten a porosidades menores
Lo anterior tambieacuten se confirma debido a la permeabilidad La muestra A al ser la
maacutes permeable es decir que el agua se adhiere faacutecilmente a la roca el crudo
necesita menor presioacuten al fluir por el medio poroso en relacioacuten con las otras
muestras menos permeables eacuteste si necesita mayor presioacuten para empujar el agua
que estaacute en menor grado adherida a la roca
Se realizoacute la funcioacuten J De LEVERET promedio de las muestras la cual intenta
obtener una mejor comprensioacuten de la distribucioacuten de los fluidos del yacimiento Esta
funcioacuten la cuaacutel es adimensional sirve para eliminar discrepancias en las curvas de
presioacuten capilar vs saturacioacuten y las reduce a una curva comuacuten Sabiendo que esta
surge de la interpretacioacuten entre la razoacuten de la permeabilidad y la porosidad la cual
es equivalente a la raiacutez cuadrada del radio promedio de los poros
Con respecto a la graacutefica No 4 esta muestra la relacioacuten de la presioacuten capilar del
yacimiento y la altura por encima del agua del capilar en funcioacuten de la saturacioacuten de
agua Lo que nos permite este esquema es comprender la distribucioacuten inicial de la
saturacioacuten del yacimiento entonces observamos la zona de transicioacuten medida en
pies la cual es la distancia vertical entre la saturacioacuten total del agua hasta la
saturacioacuten irreducible la cual es aproximadamente unos 86 ft de espesor
Acerca de la graacutefica de las permeabilidades relativas tanto del agua como del
petroacuteleo se pude inferir que un 30 del agua en el yacimiento es irreducible y que
aproximadamente un 16 del crudo es irreducible estaacutes proporciones de los fluidos
van a ser las que son irremovibles en el medio poroso del yacimiento Tambieacuten
apartir del graacutefico podemos establecer que la permeabilidad comuacuten para el agua y
el petroacuteleo se encuentra para una saturacioacuten del agua de un 58 y para el crudo un
42 seguacuten esto se pude concluir que la fase mojante es el agua debido tambieacuten a
que su curva de permeabilidad relativa es maacutes suavizada en relacioacuten con la del
petroacuteleo
Para la muestra E no se teniacutean datos de presioacuten capilar por tanto mediante la
utilizacioacuten de la funcioacuten J promedio obtenida a partir de las otras muestras fue
posible obtener los datos aproximados de Presioacuten capilar para cada saturacioacuten
para este caso tambieacuten es posible usar el meacutetodo de la permeabilidad que mediante
curvas a presioacuten capilar constantes de muestras adyacentes a la muestras E
permite obtener la saturacioacuten correspondiente teniendo en cuenta el dato de
permeabilidad correspondiente se observa aproximacioacuten entre los datos obtenidos
por ambos meacutetodos
La litologiacutea tambieacuten afecta la resistividad de la formacioacuten En general los carbonatos
exhiben resistividades maacutes altas que las rocas claacutesticas debido primordialmente a
la geometriacutea de los poros En el caso de los carbonatos el agua sigue viacuteas mucho
maacutes tortuosas y por lo tanto reduce la conductividad
Los meacutetodos de resistividad utilizan un trayecto eleacutectrico continuo a traveacutes de las
rocas que es provisto por la fase de agua En una formacioacuten mojable por petroacuteleo
el agua puede no ser continua Esto incide en el exponente de saturacioacuten n de la
ecuacioacuten de Archie que relaciona la saturacioacuten con la resistividad En condiciones
de mojabilidad por agua nlt= 2 pero en condiciones de mojabilidad por petroacuteleo ngt
2 en una formacioacuten mojable por petroacuteleo es probable que una evaluacioacuten de la
saturacioacuten basada en la resistividad sea incorrecta para el yacimiento de gas
condensado el Difiacutecil el exponente de saturacioacuten encontrado es lo cual
confirma que es una roca mojada por agua
9 FUENTES DE ERROR
En el momento de preparacioacuten del nuacutecleo es fundamental que este quede
correctamente saturado (100) con el fluido de prueba ya que si no es
asiacute al correr la prueba se pueden obtener errores en la medicioacuten de las
presiones
Una saturacioacuten incorrecta del plato poroso tambieacuten puede generar errores
en la toma de datos
Posibles peacuterdidas de presioacuten por escape de aire desde de la caacutemara del
equipo de prueba
Una incorrecta medicioacuten de la saturacioacuten de la muestra tambieacuten puede
generar desviaciones por lo tanto se requiere la mayor precisioacuten posible
Es importante tener en cuenta que se puede generar cierta desviacioacuten en
cuanto a la toma de datos de las curvas de presioacuten capilar
10 CONCLUSIONES
La presioacuten capilar es una propiedad de la roca del yacimiento que a su vez es
determinada tanto por otras propiedades de la roca como por propiedades del
fluido que esta contiene
La Funcion J es un meacutetodo fundamental en cuanto a los anaacutelisis que se deben
realizar a diferentes muestras del yacimiento ya que permite definir la relacioacuten
de la Saturacioacuten de agua porosidad el tamantildeo de los poros tensioacuten interfacial
de los fluidos y la permeabilidad con la Presioacuten Capilar mediante las curvas de
presioacuten capilar dando como resultados una clasificacioacuten del yacimiento en
cuanto a las propiedades del fluidos que contiene y caracteriacutesticas de la roca
como por ejemplo la litologiacutea
Con la curva tiacutepica de presioacuten capilar que se obtiene graficando los datos de
presioacuten capilar Vs la saturacioacuten de agua es posible obtener datos esenciales de
los fluidos del yacimiento tales como Saturacioacuten de agua connata las cotas del
Nivel de agua libre (NAL) Contacto agua petroacuteleo (CAP) descrita como la mayor
profundidad a la cual se encuentra Sw del 100 zona de transicioacuten definida
como la zona en la cual la saturacioacuten de agua variacutea desde Swc hasta la
saturacioacuten del 100 la zona donde solo se encuentra petroacuteleo caso en
particular condensado
La presioacuten capilar influye en la mojabilidad de este de ahiacute se determina el fluido
mojante y el no mojante presente en la roca el grado de mojabilidad estaacute
definido de las siguiente manera para los fluidos que se encuentran en el
yacimiento gaslt petroacuteleoltagua en el caso del yacimiento El difiacutecil se gracias a
los datos dados se infiere que el fluido mojante es el agua y el no mojante es el
condensado Ademaacutes de que el aacutengulo de contacto tambieacuten permite definir que
fluido es la fase mojante asiacute para aacutengulos de contacto Agua-petroacuteleolt 90deg se
define la fase mojante como el agua
Un fenoacutemeno importante a tener en cuenta es la Presioacuten de desplazamiento la
cual es definida como la presioacuten miacutenimanecesaria para remover el fluido no
mojante del yacimiento cuando se tiene un 100 de saturacioacuten de agua
A partir de datos eleacutectricos de la formacioacuten tales como resistividad tambieacuten se
pueden conocer datos importante de la roca y de los fluidos presentes en el
yacimiento tales como la litologiacutea Fase mojante
El petroacuteleo y el gas se comportan igual que la matriz de la formacioacuten o sea
que no son conductores de corrientes eleacutectricas y en consecuencia cuando
parte del agua de la formacioacuten es desplazada por sustancias no conductoras
como petroacuteleo y gas la conductividad disminuye con el consiguiente aumento de
la resistividad
RECOMENDACIONES
Conocer claramente el procedimiento a seguir para la realizacioacuten
de la prueba permitiendo al estudiante relacionarse maacutes con el
proceso preparacioacuten del equipo y de los corazones permitiendo asiacute
tener un concepto maacutes amplio acerca de los cuidados y de los
paraacutemetros que exige la norma para obtener datos acertados
Utilizar un grado de aproximacioacuten bastante riguroso en cuanto a los
datos que se obtienen en la prueba como tambieacuten los calculados
ya que esta determinacioacuten puede ocasionar algunas variaciones en
los resultados obtenidos
11 CUESTIONARIO
1 iquestQueacute otros meacutetodos se utilizan en la determinacioacuten de las curvas de presioacuten
capilar
Meacutetodo de inyeccioacuten de mercurio
El mercurio se comporta como fase no mojante frente a la gran mayoriacutea de los minerales que constituyen la matriz porosa de las rocas de intereacutes para la acumulacioacuten de hidrocarburos En otras palabras una roca porosa puesta en contacto con mercurio no sufre el proceso espontaacuteneo de imbibicioacuten Por el contrario para introducir el mercurio en la red poral es necesario vencer (mediante la aplicacioacuten de una presioacuten externa) las fuerzas capilares que se oponen al ingreso de esta fase liacutequida
Meacutetodo de la centriacutefuga
Se satura la muestra al 100 con agua de formacioacuten
Se coloca la muestra en un tubo de centrifuga especialmente disentildeado
Se hace girar la muestra a un reacutegimen fijo de revoluciones hasta que se detiene la eliminacioacuten de agua por efecto de la fuerza generada
Se hace la lectura de agua desplazada sin detener la centrifuga Para ello se emplea un estroboscopio que permite realizar la lectura en pleno reacutegimen de giro
Se repiten las operaciones indicadas en los puntos 3 y 4 a regiacutemenes crecientes de giro hasta alcanzar el maacuteximo reacutegimen previsto
Al final del proceso se dispone de una serie de pares de datos Reacutegimen de giro - Volumen desplazado Este juego de valores se transforma faacutecilmente a pares Presioacuten Capilar - Saturacioacuten promedio de la muestra pero requiere alguacuten tratamiento numeacuterico antes de convertirse en la curva de presioacuten capilar del sistema
Meacutetodo de la membrana semipermeable
Este meacutetodo tambieacuten conocido como meacutetodo Meacutetodo de Estados Restaurados es el meacutetodo de referencia para las mediciones de Presioacuten Capilar
Para las mediciones se emplea una caacutemara estanca en cuya base se coloca una membrana capilar (en general una porcelana muy homogeacutenea) previamente saturada con la fase mojante del sistema
Las muestras se saturan al 100 con la fase mojante (regularmente agua) y se colocan en el interior de la caacutemara estanca en contacto capilar con la membrana semi-permeable El contacto capilar se asegura con un material fino tal como tierra de diatomeas que se coloca entre la muestra y la membrana
La aplicacioacuten sucesiva de presiones crecientes de la fase desplazante permite establecer los puntos de saturacioacuten de las muestras
2 iquestCuaacuteles son las ventajas y desventajas de este meacutetodo
Ventajas
Una vez obtenido los datos es praacutectico y sencillo la interpretacioacuten de estos para
determinar la curva de presioacuten capilar
La obtener la curva se puede realizar diferentes caacutelculos permitiendo el anaacutelisis
para la descripcioacuten de los fluidos en este caso mojantes
El meacutetodo es directo y transformable a condiciones de yacimiento
Desventajas
La medicioacuten es lleva alguacuten tiempo incluso puede durar un mes
Para determinar la saturaciones irreducibles es necesario que la porosidad de la
roca se relativamente buena
Es soacutelo aplicable en curvas de drenaje
3 iquestQueacute aplicaciones tienen las curvas de presioacuten capilar
Las curvas de presioacuten capilar son de gran utilidad al momento de comprender la
distribucioacuten de los fluidos del yacimiento Al analizar las saturaciones residuales de
los fluidos permite comprender la cantidad de aceite que se puede recuperar (
presioacuten de desplazamiento)y la saturacioacuten de agua de formacioacuten Por medio de la
presioacuten capilar es posible analizar otro aspecto importante de los fluidos del
yacimiento se refiere entonces a su mojabilidad La presioacuten capilar accede para la
elaboracioacuten de caacutelculos de la roca tales como permeabilidad medios porosos y
distribucioacuten de granos
4 iquestCoacutemo se transforman los datos de Presioacuten Capilar a condiciones de
Yacimiento
Hay dos formas para dicha conversioacuten para un sistema de agua y petroacuteleo
tenemos
1 la siguiente ecuacioacuten es de consideracioacuten puesto que se debe tener en
cuenta la variacioacuten del aacutengulo de contacto ya que nos puede dar valores en
un rango de [1 -1] debido a la funcioacuten trigonomeacutetrica del coseno la
ecuacioacuten se puede reducir dependiendo de si los cambios entre variables a
condiciones de laboratorio y yacimiento son considerables o no como lo es
el caso de la humectabilidad la cual no variacutea significativamente
2 La otra ecuacioacuten es
h=altura por encima contacto agua-petroacuteleo a una saturacioacuten del 100
h100= la altura de elevacioacuten en el capilar por encima de la presioacuten capilar
cero
= densidades del agua y del petroacuteleo (grcm3) y 00433 factor de
conversioacuten
5 iquestQueacute formulas se han desarrollado para estimar las permeabilidades a partir de los datos de presioacuten Capilar iquestQue otros datos se necesitan para efectuar los caacutelculos
Construyendo Graacuteficos del inverso de la presioacuten Capilar vs La Saturacioacuten de agua Se pueden obtener las permeabilidades relativas utilizando las ecuaciones de Burdine Para agua
1
0 2
0 22
1
Pc
dsPc
ds
Swi
SwiSwKrw
sw
Y para el crudo
1
0 2
0 22
1
Pc
dsPc
ds
Swi
SorSoKro
sw
Basaacutendonos en las ecuaciones podemos observar que para estimar las
permeabilidades relativas es necesario tener datos como Sw Swi para el
agua y So Sor para el crudo
BIBLIOGRAFIA
Paris de Ferrer Magdalena ldquoFUNDAMENTOS DE INGENIERIA DE YACIMIENTOSrdquo
Capitulo 5 Propiedades de la roca Presioacuten capilar Pag 271-294
Paginas consultadas para obtener informacioacuten acerca de la utlizacion de datos
eleacutectricos para interpretacioacuten de pozos
httptranslategooglecomtranslatehl=esamplangpair=en|esampu=httpwwwanswer
scomtopiccementation-factor
httpesscribdcomdoc27993174Perfilaje-Electrico-de-Pozo
httpsisbibunmsmedupebibvirtualdataTesisBasicfalla_vecap3pdf
httpwwwslbcom~mediaFilesresourcesoilfield_reviewspanish07aut07p44_
61ashx
Paginas consultadas para la obtencioacuten de datos sobre otros meacutetodos para obtencioacuten de
curvas de Presioacuten Capilar
httpwwwinlabcomarMembranahtm httpwwwinlabcomarCentrifugahtm httpwwwinlabcomarPc_Hghtm
Aplicaciones las curvas de Presioacuten Capilar
httpwwwagatlabscomspanishcontentcapillarypressurehtm
Tabla No 9
Pc(Psi) Sw
2 89
4 78
5 71
6 64
7 60
95 52
12 47
15 43
20 38
Ahora teniendo en cuenta la anterior tabla se grafica presioacuten capilar de la muestra E Vs
saturacioacuten de agua
Grafica No 9
6 PROPIEDADES ELECTRICAS DE LA FORMACION ZAMBRANO DEL
YACIMIENTO EL DIFICIL
En la tabla Ndeg 5 da la informacioacuten delas resistividades de la formacioacuten de las muestras
saturadas 100 con salmuera de 18500 ppm NaCl Ro (Ω-m) a la temperatura del
laboratorio de 90degF si la resistividad Rw es de 026 Ω-m calcular el Factor de
formacioacuten F
0
5
10
15
20
25
0 20 40 60 80 100
Pre
sio
n c
apila
r E
Psi
Saturacion de agua Sw
PcE Vs Sw
Muestra E
Tabla de Ndeg10
Identificacioacuten (D-22)
Muestra
Porosidad (fraccioacuten)
Ro (Ω-m) Factor de formacioacuten
(RoRw)
A 0211 86 3307692308
B 0188 96 3692307692
C 0135 135 5192307692
D 0122 148 5692307692
E 0128 161 6192307692
a) Graficar en papel log-log el factor de formacioacuten F como una funcioacuten de la
porosidad y determine el factor de Cementacioacuten m y la constante Archie a y
cuaacutel es la relacioacuten del factor de formacioacuten F y la porosidad Φ (ecuacioacuten) a
utilizar en la interpretacioacuten de registros eleacutectricos y seguacuten los resultados
realizar una descripcioacuten de la litologiacutea de las rocas de la formacioacuten Zambrano
del yacimiento el Difiacutecil
Ecuacioacuten del factor de formacioacuten
Doacutende
y = 59848x-1095
10
100
0001 001 01 1
Fact
or
de
fo
rmac
ion
(F)
Porosidad (Fraccioacuten)
Factor de formacioacuten Vs Porosidad
Luego utilizando la liacutenea recta que mejor une los puntos se encontroacute la siguiente
relacioacuten
LITOLOGIacuteA EXPRESIOacuteN MATEMAacuteTICA
Calizas y Dolomitas (rocas duras) 2
1F
Areniscas no consolidadas (rocas blandas) Formula de HumbleOilCia
152
620F
Areniscas consolidadas 2
810F
Areniscas en general (Carothers
1958) 541
451F
Areniscas arcillosas (Carothers
1958) 331
651
F
Carbonatos (Carothers 1958) 152
850
F
Areniscas del Plioceno del sur de
California (Carothers 1958) 081
452
F
Areniscas del Mioceno de Texas
Louisiana y Costa del Golfo
(Carothers y Porter 1970)
291
971
F
Rocas detriacuteticas limpias (Sethi 1979) )052(
1
F
La ecuacioacuten que maacutes se asemeja a la obtenida es 081
452
F la cual pertenece al grupo
de Areniscas del Plioceno del sur de California sin embargo como la formacioacuten
Zambrano pertenece a las edades del Proterozoico hasta el reciente se puede inferir
que la relacioacuten que existe es que en ambos casos se encuentran Areniscas ya que la
roca reservorio de esta zona es la Arenisca calcaacuterea
La tabla No 11 resume las resistividades de la muestra C saturadas parcialmente Rt
(Ω-m) determinadas durante la prueba de presioacuten capilar calcular el iacutendice de
resistividad IR
Tabla Ndeg11
Saturacioacuten Sw
Muestra C Resistividades de las
muestras parcialmente saturadas Rt
Iacutendice de resistividad IR
(RtRo)
90 135 182 1348148148
80 135 209 1548148148
70 135 239 177037037
60 135 297 22
50 135 344 2548148148
40 135 432 32
b) Graficar en papel log ndash log el iacutendice de resistividad IR como una funcioacuten de
la saturacioacuten y determine el exponente de saturacioacuten de agua innata la
resistividad el exponente de saturacioacuten y analice la mojabilidad de la roca
La saturacioacuten de agua es una propiedad que afecta de manera determinante la
resistividad de la roca ya que es esta por el contenido de iones es un fluido que
conduce la corriente eleacutectrica por tanto a mayor saturacioacuten de agua menor seraacute la
resistividad de la roca Ademaacutes que para nuestro caso el fluido mojante es el agua este
hecho estaacute relacionado con la resistividad de manera que si el fluido mojante se adhiere
a las paredes de la roca en este caso el agua tambieacuten afecta la resistividad
disminuyeacutendola
Hasta el momento soacutelo hemos considerado formaciones con el 100 de saturacioacuten en
agua Es obvio que las resistividades aumentan a medida que disminuye la porosidad
debido al decremento en el volumen de agua en la formacioacuten
y = 16729x-1068
10
100
10 100
Ind
ice
de
Re
sist
ivid
ad (R
tR
o)
Saturacioacuten (Sw)
Indice de resistividad Vs Saturacioacuten
7 TABLA DE RESULTADOS
Altura maacutexima 878997906 ft
Swc 30 CAP 5500 ft
NAL Funcioacuten del factor de
formacioacuten
Iacutendice de resistividad
en funcioacuten de la Saturacioacuten
Fase mojante Agua Fase no mojante Condensado
Litologiacutea Areniscas
8 ANALISIS DE RESULTADOS
En la curva de presioacuten capilar vs saturacioacuten (graacutefica No 1) la muestra A presenta
la mejor seleccioacuten y proporcioacuten de granos en la roca puesto que su curva a
medida que desciende la saturacioacuten de agua no tiene cambio brusco en la presioacuten
capilar aunque es normal que a medida que desciende la saturacioacuten de agua la
presioacuten capilar aumenta esto es porque el petroacuteleo al ser extraiacutedo desplaza
consigo agua por lo tanto la saturacioacuten de agua disminuye pero una vez que va
llegando a la saturacioacuten de agua irreducible el petroacuteleo necesita mayor presioacuten
para desplazarse ya que esta agua con nata va ocupando los poros De acuerdo a
esto la muestra A presenta mejor comportamiento con respecto a las otras
muestra las cuaacuteles poseen curvas para una saturacioacuten constante una mayor
presioacuten capilar entonces el crudo necesita mayor presioacuten para el desplazamiento
indicando variacioacuten del diaacutemetro de los poros comenzando inicialmente con
porosidades mayores hasta comenzar la declinacioacuten a porosidades menores
Lo anterior tambieacuten se confirma debido a la permeabilidad La muestra A al ser la
maacutes permeable es decir que el agua se adhiere faacutecilmente a la roca el crudo
necesita menor presioacuten al fluir por el medio poroso en relacioacuten con las otras
muestras menos permeables eacuteste si necesita mayor presioacuten para empujar el agua
que estaacute en menor grado adherida a la roca
Se realizoacute la funcioacuten J De LEVERET promedio de las muestras la cual intenta
obtener una mejor comprensioacuten de la distribucioacuten de los fluidos del yacimiento Esta
funcioacuten la cuaacutel es adimensional sirve para eliminar discrepancias en las curvas de
presioacuten capilar vs saturacioacuten y las reduce a una curva comuacuten Sabiendo que esta
surge de la interpretacioacuten entre la razoacuten de la permeabilidad y la porosidad la cual
es equivalente a la raiacutez cuadrada del radio promedio de los poros
Con respecto a la graacutefica No 4 esta muestra la relacioacuten de la presioacuten capilar del
yacimiento y la altura por encima del agua del capilar en funcioacuten de la saturacioacuten de
agua Lo que nos permite este esquema es comprender la distribucioacuten inicial de la
saturacioacuten del yacimiento entonces observamos la zona de transicioacuten medida en
pies la cual es la distancia vertical entre la saturacioacuten total del agua hasta la
saturacioacuten irreducible la cual es aproximadamente unos 86 ft de espesor
Acerca de la graacutefica de las permeabilidades relativas tanto del agua como del
petroacuteleo se pude inferir que un 30 del agua en el yacimiento es irreducible y que
aproximadamente un 16 del crudo es irreducible estaacutes proporciones de los fluidos
van a ser las que son irremovibles en el medio poroso del yacimiento Tambieacuten
apartir del graacutefico podemos establecer que la permeabilidad comuacuten para el agua y
el petroacuteleo se encuentra para una saturacioacuten del agua de un 58 y para el crudo un
42 seguacuten esto se pude concluir que la fase mojante es el agua debido tambieacuten a
que su curva de permeabilidad relativa es maacutes suavizada en relacioacuten con la del
petroacuteleo
Para la muestra E no se teniacutean datos de presioacuten capilar por tanto mediante la
utilizacioacuten de la funcioacuten J promedio obtenida a partir de las otras muestras fue
posible obtener los datos aproximados de Presioacuten capilar para cada saturacioacuten
para este caso tambieacuten es posible usar el meacutetodo de la permeabilidad que mediante
curvas a presioacuten capilar constantes de muestras adyacentes a la muestras E
permite obtener la saturacioacuten correspondiente teniendo en cuenta el dato de
permeabilidad correspondiente se observa aproximacioacuten entre los datos obtenidos
por ambos meacutetodos
La litologiacutea tambieacuten afecta la resistividad de la formacioacuten En general los carbonatos
exhiben resistividades maacutes altas que las rocas claacutesticas debido primordialmente a
la geometriacutea de los poros En el caso de los carbonatos el agua sigue viacuteas mucho
maacutes tortuosas y por lo tanto reduce la conductividad
Los meacutetodos de resistividad utilizan un trayecto eleacutectrico continuo a traveacutes de las
rocas que es provisto por la fase de agua En una formacioacuten mojable por petroacuteleo
el agua puede no ser continua Esto incide en el exponente de saturacioacuten n de la
ecuacioacuten de Archie que relaciona la saturacioacuten con la resistividad En condiciones
de mojabilidad por agua nlt= 2 pero en condiciones de mojabilidad por petroacuteleo ngt
2 en una formacioacuten mojable por petroacuteleo es probable que una evaluacioacuten de la
saturacioacuten basada en la resistividad sea incorrecta para el yacimiento de gas
condensado el Difiacutecil el exponente de saturacioacuten encontrado es lo cual
confirma que es una roca mojada por agua
9 FUENTES DE ERROR
En el momento de preparacioacuten del nuacutecleo es fundamental que este quede
correctamente saturado (100) con el fluido de prueba ya que si no es
asiacute al correr la prueba se pueden obtener errores en la medicioacuten de las
presiones
Una saturacioacuten incorrecta del plato poroso tambieacuten puede generar errores
en la toma de datos
Posibles peacuterdidas de presioacuten por escape de aire desde de la caacutemara del
equipo de prueba
Una incorrecta medicioacuten de la saturacioacuten de la muestra tambieacuten puede
generar desviaciones por lo tanto se requiere la mayor precisioacuten posible
Es importante tener en cuenta que se puede generar cierta desviacioacuten en
cuanto a la toma de datos de las curvas de presioacuten capilar
10 CONCLUSIONES
La presioacuten capilar es una propiedad de la roca del yacimiento que a su vez es
determinada tanto por otras propiedades de la roca como por propiedades del
fluido que esta contiene
La Funcion J es un meacutetodo fundamental en cuanto a los anaacutelisis que se deben
realizar a diferentes muestras del yacimiento ya que permite definir la relacioacuten
de la Saturacioacuten de agua porosidad el tamantildeo de los poros tensioacuten interfacial
de los fluidos y la permeabilidad con la Presioacuten Capilar mediante las curvas de
presioacuten capilar dando como resultados una clasificacioacuten del yacimiento en
cuanto a las propiedades del fluidos que contiene y caracteriacutesticas de la roca
como por ejemplo la litologiacutea
Con la curva tiacutepica de presioacuten capilar que se obtiene graficando los datos de
presioacuten capilar Vs la saturacioacuten de agua es posible obtener datos esenciales de
los fluidos del yacimiento tales como Saturacioacuten de agua connata las cotas del
Nivel de agua libre (NAL) Contacto agua petroacuteleo (CAP) descrita como la mayor
profundidad a la cual se encuentra Sw del 100 zona de transicioacuten definida
como la zona en la cual la saturacioacuten de agua variacutea desde Swc hasta la
saturacioacuten del 100 la zona donde solo se encuentra petroacuteleo caso en
particular condensado
La presioacuten capilar influye en la mojabilidad de este de ahiacute se determina el fluido
mojante y el no mojante presente en la roca el grado de mojabilidad estaacute
definido de las siguiente manera para los fluidos que se encuentran en el
yacimiento gaslt petroacuteleoltagua en el caso del yacimiento El difiacutecil se gracias a
los datos dados se infiere que el fluido mojante es el agua y el no mojante es el
condensado Ademaacutes de que el aacutengulo de contacto tambieacuten permite definir que
fluido es la fase mojante asiacute para aacutengulos de contacto Agua-petroacuteleolt 90deg se
define la fase mojante como el agua
Un fenoacutemeno importante a tener en cuenta es la Presioacuten de desplazamiento la
cual es definida como la presioacuten miacutenimanecesaria para remover el fluido no
mojante del yacimiento cuando se tiene un 100 de saturacioacuten de agua
A partir de datos eleacutectricos de la formacioacuten tales como resistividad tambieacuten se
pueden conocer datos importante de la roca y de los fluidos presentes en el
yacimiento tales como la litologiacutea Fase mojante
El petroacuteleo y el gas se comportan igual que la matriz de la formacioacuten o sea
que no son conductores de corrientes eleacutectricas y en consecuencia cuando
parte del agua de la formacioacuten es desplazada por sustancias no conductoras
como petroacuteleo y gas la conductividad disminuye con el consiguiente aumento de
la resistividad
RECOMENDACIONES
Conocer claramente el procedimiento a seguir para la realizacioacuten
de la prueba permitiendo al estudiante relacionarse maacutes con el
proceso preparacioacuten del equipo y de los corazones permitiendo asiacute
tener un concepto maacutes amplio acerca de los cuidados y de los
paraacutemetros que exige la norma para obtener datos acertados
Utilizar un grado de aproximacioacuten bastante riguroso en cuanto a los
datos que se obtienen en la prueba como tambieacuten los calculados
ya que esta determinacioacuten puede ocasionar algunas variaciones en
los resultados obtenidos
11 CUESTIONARIO
1 iquestQueacute otros meacutetodos se utilizan en la determinacioacuten de las curvas de presioacuten
capilar
Meacutetodo de inyeccioacuten de mercurio
El mercurio se comporta como fase no mojante frente a la gran mayoriacutea de los minerales que constituyen la matriz porosa de las rocas de intereacutes para la acumulacioacuten de hidrocarburos En otras palabras una roca porosa puesta en contacto con mercurio no sufre el proceso espontaacuteneo de imbibicioacuten Por el contrario para introducir el mercurio en la red poral es necesario vencer (mediante la aplicacioacuten de una presioacuten externa) las fuerzas capilares que se oponen al ingreso de esta fase liacutequida
Meacutetodo de la centriacutefuga
Se satura la muestra al 100 con agua de formacioacuten
Se coloca la muestra en un tubo de centrifuga especialmente disentildeado
Se hace girar la muestra a un reacutegimen fijo de revoluciones hasta que se detiene la eliminacioacuten de agua por efecto de la fuerza generada
Se hace la lectura de agua desplazada sin detener la centrifuga Para ello se emplea un estroboscopio que permite realizar la lectura en pleno reacutegimen de giro
Se repiten las operaciones indicadas en los puntos 3 y 4 a regiacutemenes crecientes de giro hasta alcanzar el maacuteximo reacutegimen previsto
Al final del proceso se dispone de una serie de pares de datos Reacutegimen de giro - Volumen desplazado Este juego de valores se transforma faacutecilmente a pares Presioacuten Capilar - Saturacioacuten promedio de la muestra pero requiere alguacuten tratamiento numeacuterico antes de convertirse en la curva de presioacuten capilar del sistema
Meacutetodo de la membrana semipermeable
Este meacutetodo tambieacuten conocido como meacutetodo Meacutetodo de Estados Restaurados es el meacutetodo de referencia para las mediciones de Presioacuten Capilar
Para las mediciones se emplea una caacutemara estanca en cuya base se coloca una membrana capilar (en general una porcelana muy homogeacutenea) previamente saturada con la fase mojante del sistema
Las muestras se saturan al 100 con la fase mojante (regularmente agua) y se colocan en el interior de la caacutemara estanca en contacto capilar con la membrana semi-permeable El contacto capilar se asegura con un material fino tal como tierra de diatomeas que se coloca entre la muestra y la membrana
La aplicacioacuten sucesiva de presiones crecientes de la fase desplazante permite establecer los puntos de saturacioacuten de las muestras
2 iquestCuaacuteles son las ventajas y desventajas de este meacutetodo
Ventajas
Una vez obtenido los datos es praacutectico y sencillo la interpretacioacuten de estos para
determinar la curva de presioacuten capilar
La obtener la curva se puede realizar diferentes caacutelculos permitiendo el anaacutelisis
para la descripcioacuten de los fluidos en este caso mojantes
El meacutetodo es directo y transformable a condiciones de yacimiento
Desventajas
La medicioacuten es lleva alguacuten tiempo incluso puede durar un mes
Para determinar la saturaciones irreducibles es necesario que la porosidad de la
roca se relativamente buena
Es soacutelo aplicable en curvas de drenaje
3 iquestQueacute aplicaciones tienen las curvas de presioacuten capilar
Las curvas de presioacuten capilar son de gran utilidad al momento de comprender la
distribucioacuten de los fluidos del yacimiento Al analizar las saturaciones residuales de
los fluidos permite comprender la cantidad de aceite que se puede recuperar (
presioacuten de desplazamiento)y la saturacioacuten de agua de formacioacuten Por medio de la
presioacuten capilar es posible analizar otro aspecto importante de los fluidos del
yacimiento se refiere entonces a su mojabilidad La presioacuten capilar accede para la
elaboracioacuten de caacutelculos de la roca tales como permeabilidad medios porosos y
distribucioacuten de granos
4 iquestCoacutemo se transforman los datos de Presioacuten Capilar a condiciones de
Yacimiento
Hay dos formas para dicha conversioacuten para un sistema de agua y petroacuteleo
tenemos
1 la siguiente ecuacioacuten es de consideracioacuten puesto que se debe tener en
cuenta la variacioacuten del aacutengulo de contacto ya que nos puede dar valores en
un rango de [1 -1] debido a la funcioacuten trigonomeacutetrica del coseno la
ecuacioacuten se puede reducir dependiendo de si los cambios entre variables a
condiciones de laboratorio y yacimiento son considerables o no como lo es
el caso de la humectabilidad la cual no variacutea significativamente
2 La otra ecuacioacuten es
h=altura por encima contacto agua-petroacuteleo a una saturacioacuten del 100
h100= la altura de elevacioacuten en el capilar por encima de la presioacuten capilar
cero
= densidades del agua y del petroacuteleo (grcm3) y 00433 factor de
conversioacuten
5 iquestQueacute formulas se han desarrollado para estimar las permeabilidades a partir de los datos de presioacuten Capilar iquestQue otros datos se necesitan para efectuar los caacutelculos
Construyendo Graacuteficos del inverso de la presioacuten Capilar vs La Saturacioacuten de agua Se pueden obtener las permeabilidades relativas utilizando las ecuaciones de Burdine Para agua
1
0 2
0 22
1
Pc
dsPc
ds
Swi
SwiSwKrw
sw
Y para el crudo
1
0 2
0 22
1
Pc
dsPc
ds
Swi
SorSoKro
sw
Basaacutendonos en las ecuaciones podemos observar que para estimar las
permeabilidades relativas es necesario tener datos como Sw Swi para el
agua y So Sor para el crudo
BIBLIOGRAFIA
Paris de Ferrer Magdalena ldquoFUNDAMENTOS DE INGENIERIA DE YACIMIENTOSrdquo
Capitulo 5 Propiedades de la roca Presioacuten capilar Pag 271-294
Paginas consultadas para obtener informacioacuten acerca de la utlizacion de datos
eleacutectricos para interpretacioacuten de pozos
httptranslategooglecomtranslatehl=esamplangpair=en|esampu=httpwwwanswer
scomtopiccementation-factor
httpesscribdcomdoc27993174Perfilaje-Electrico-de-Pozo
httpsisbibunmsmedupebibvirtualdataTesisBasicfalla_vecap3pdf
httpwwwslbcom~mediaFilesresourcesoilfield_reviewspanish07aut07p44_
61ashx
Paginas consultadas para la obtencioacuten de datos sobre otros meacutetodos para obtencioacuten de
curvas de Presioacuten Capilar
httpwwwinlabcomarMembranahtm httpwwwinlabcomarCentrifugahtm httpwwwinlabcomarPc_Hghtm
Aplicaciones las curvas de Presioacuten Capilar
httpwwwagatlabscomspanishcontentcapillarypressurehtm
Tabla de Ndeg10
Identificacioacuten (D-22)
Muestra
Porosidad (fraccioacuten)
Ro (Ω-m) Factor de formacioacuten
(RoRw)
A 0211 86 3307692308
B 0188 96 3692307692
C 0135 135 5192307692
D 0122 148 5692307692
E 0128 161 6192307692
a) Graficar en papel log-log el factor de formacioacuten F como una funcioacuten de la
porosidad y determine el factor de Cementacioacuten m y la constante Archie a y
cuaacutel es la relacioacuten del factor de formacioacuten F y la porosidad Φ (ecuacioacuten) a
utilizar en la interpretacioacuten de registros eleacutectricos y seguacuten los resultados
realizar una descripcioacuten de la litologiacutea de las rocas de la formacioacuten Zambrano
del yacimiento el Difiacutecil
Ecuacioacuten del factor de formacioacuten
Doacutende
y = 59848x-1095
10
100
0001 001 01 1
Fact
or
de
fo
rmac
ion
(F)
Porosidad (Fraccioacuten)
Factor de formacioacuten Vs Porosidad
Luego utilizando la liacutenea recta que mejor une los puntos se encontroacute la siguiente
relacioacuten
LITOLOGIacuteA EXPRESIOacuteN MATEMAacuteTICA
Calizas y Dolomitas (rocas duras) 2
1F
Areniscas no consolidadas (rocas blandas) Formula de HumbleOilCia
152
620F
Areniscas consolidadas 2
810F
Areniscas en general (Carothers
1958) 541
451F
Areniscas arcillosas (Carothers
1958) 331
651
F
Carbonatos (Carothers 1958) 152
850
F
Areniscas del Plioceno del sur de
California (Carothers 1958) 081
452
F
Areniscas del Mioceno de Texas
Louisiana y Costa del Golfo
(Carothers y Porter 1970)
291
971
F
Rocas detriacuteticas limpias (Sethi 1979) )052(
1
F
La ecuacioacuten que maacutes se asemeja a la obtenida es 081
452
F la cual pertenece al grupo
de Areniscas del Plioceno del sur de California sin embargo como la formacioacuten
Zambrano pertenece a las edades del Proterozoico hasta el reciente se puede inferir
que la relacioacuten que existe es que en ambos casos se encuentran Areniscas ya que la
roca reservorio de esta zona es la Arenisca calcaacuterea
La tabla No 11 resume las resistividades de la muestra C saturadas parcialmente Rt
(Ω-m) determinadas durante la prueba de presioacuten capilar calcular el iacutendice de
resistividad IR
Tabla Ndeg11
Saturacioacuten Sw
Muestra C Resistividades de las
muestras parcialmente saturadas Rt
Iacutendice de resistividad IR
(RtRo)
90 135 182 1348148148
80 135 209 1548148148
70 135 239 177037037
60 135 297 22
50 135 344 2548148148
40 135 432 32
b) Graficar en papel log ndash log el iacutendice de resistividad IR como una funcioacuten de
la saturacioacuten y determine el exponente de saturacioacuten de agua innata la
resistividad el exponente de saturacioacuten y analice la mojabilidad de la roca
La saturacioacuten de agua es una propiedad que afecta de manera determinante la
resistividad de la roca ya que es esta por el contenido de iones es un fluido que
conduce la corriente eleacutectrica por tanto a mayor saturacioacuten de agua menor seraacute la
resistividad de la roca Ademaacutes que para nuestro caso el fluido mojante es el agua este
hecho estaacute relacionado con la resistividad de manera que si el fluido mojante se adhiere
a las paredes de la roca en este caso el agua tambieacuten afecta la resistividad
disminuyeacutendola
Hasta el momento soacutelo hemos considerado formaciones con el 100 de saturacioacuten en
agua Es obvio que las resistividades aumentan a medida que disminuye la porosidad
debido al decremento en el volumen de agua en la formacioacuten
y = 16729x-1068
10
100
10 100
Ind
ice
de
Re
sist
ivid
ad (R
tR
o)
Saturacioacuten (Sw)
Indice de resistividad Vs Saturacioacuten
7 TABLA DE RESULTADOS
Altura maacutexima 878997906 ft
Swc 30 CAP 5500 ft
NAL Funcioacuten del factor de
formacioacuten
Iacutendice de resistividad
en funcioacuten de la Saturacioacuten
Fase mojante Agua Fase no mojante Condensado
Litologiacutea Areniscas
8 ANALISIS DE RESULTADOS
En la curva de presioacuten capilar vs saturacioacuten (graacutefica No 1) la muestra A presenta
la mejor seleccioacuten y proporcioacuten de granos en la roca puesto que su curva a
medida que desciende la saturacioacuten de agua no tiene cambio brusco en la presioacuten
capilar aunque es normal que a medida que desciende la saturacioacuten de agua la
presioacuten capilar aumenta esto es porque el petroacuteleo al ser extraiacutedo desplaza
consigo agua por lo tanto la saturacioacuten de agua disminuye pero una vez que va
llegando a la saturacioacuten de agua irreducible el petroacuteleo necesita mayor presioacuten
para desplazarse ya que esta agua con nata va ocupando los poros De acuerdo a
esto la muestra A presenta mejor comportamiento con respecto a las otras
muestra las cuaacuteles poseen curvas para una saturacioacuten constante una mayor
presioacuten capilar entonces el crudo necesita mayor presioacuten para el desplazamiento
indicando variacioacuten del diaacutemetro de los poros comenzando inicialmente con
porosidades mayores hasta comenzar la declinacioacuten a porosidades menores
Lo anterior tambieacuten se confirma debido a la permeabilidad La muestra A al ser la
maacutes permeable es decir que el agua se adhiere faacutecilmente a la roca el crudo
necesita menor presioacuten al fluir por el medio poroso en relacioacuten con las otras
muestras menos permeables eacuteste si necesita mayor presioacuten para empujar el agua
que estaacute en menor grado adherida a la roca
Se realizoacute la funcioacuten J De LEVERET promedio de las muestras la cual intenta
obtener una mejor comprensioacuten de la distribucioacuten de los fluidos del yacimiento Esta
funcioacuten la cuaacutel es adimensional sirve para eliminar discrepancias en las curvas de
presioacuten capilar vs saturacioacuten y las reduce a una curva comuacuten Sabiendo que esta
surge de la interpretacioacuten entre la razoacuten de la permeabilidad y la porosidad la cual
es equivalente a la raiacutez cuadrada del radio promedio de los poros
Con respecto a la graacutefica No 4 esta muestra la relacioacuten de la presioacuten capilar del
yacimiento y la altura por encima del agua del capilar en funcioacuten de la saturacioacuten de
agua Lo que nos permite este esquema es comprender la distribucioacuten inicial de la
saturacioacuten del yacimiento entonces observamos la zona de transicioacuten medida en
pies la cual es la distancia vertical entre la saturacioacuten total del agua hasta la
saturacioacuten irreducible la cual es aproximadamente unos 86 ft de espesor
Acerca de la graacutefica de las permeabilidades relativas tanto del agua como del
petroacuteleo se pude inferir que un 30 del agua en el yacimiento es irreducible y que
aproximadamente un 16 del crudo es irreducible estaacutes proporciones de los fluidos
van a ser las que son irremovibles en el medio poroso del yacimiento Tambieacuten
apartir del graacutefico podemos establecer que la permeabilidad comuacuten para el agua y
el petroacuteleo se encuentra para una saturacioacuten del agua de un 58 y para el crudo un
42 seguacuten esto se pude concluir que la fase mojante es el agua debido tambieacuten a
que su curva de permeabilidad relativa es maacutes suavizada en relacioacuten con la del
petroacuteleo
Para la muestra E no se teniacutean datos de presioacuten capilar por tanto mediante la
utilizacioacuten de la funcioacuten J promedio obtenida a partir de las otras muestras fue
posible obtener los datos aproximados de Presioacuten capilar para cada saturacioacuten
para este caso tambieacuten es posible usar el meacutetodo de la permeabilidad que mediante
curvas a presioacuten capilar constantes de muestras adyacentes a la muestras E
permite obtener la saturacioacuten correspondiente teniendo en cuenta el dato de
permeabilidad correspondiente se observa aproximacioacuten entre los datos obtenidos
por ambos meacutetodos
La litologiacutea tambieacuten afecta la resistividad de la formacioacuten En general los carbonatos
exhiben resistividades maacutes altas que las rocas claacutesticas debido primordialmente a
la geometriacutea de los poros En el caso de los carbonatos el agua sigue viacuteas mucho
maacutes tortuosas y por lo tanto reduce la conductividad
Los meacutetodos de resistividad utilizan un trayecto eleacutectrico continuo a traveacutes de las
rocas que es provisto por la fase de agua En una formacioacuten mojable por petroacuteleo
el agua puede no ser continua Esto incide en el exponente de saturacioacuten n de la
ecuacioacuten de Archie que relaciona la saturacioacuten con la resistividad En condiciones
de mojabilidad por agua nlt= 2 pero en condiciones de mojabilidad por petroacuteleo ngt
2 en una formacioacuten mojable por petroacuteleo es probable que una evaluacioacuten de la
saturacioacuten basada en la resistividad sea incorrecta para el yacimiento de gas
condensado el Difiacutecil el exponente de saturacioacuten encontrado es lo cual
confirma que es una roca mojada por agua
9 FUENTES DE ERROR
En el momento de preparacioacuten del nuacutecleo es fundamental que este quede
correctamente saturado (100) con el fluido de prueba ya que si no es
asiacute al correr la prueba se pueden obtener errores en la medicioacuten de las
presiones
Una saturacioacuten incorrecta del plato poroso tambieacuten puede generar errores
en la toma de datos
Posibles peacuterdidas de presioacuten por escape de aire desde de la caacutemara del
equipo de prueba
Una incorrecta medicioacuten de la saturacioacuten de la muestra tambieacuten puede
generar desviaciones por lo tanto se requiere la mayor precisioacuten posible
Es importante tener en cuenta que se puede generar cierta desviacioacuten en
cuanto a la toma de datos de las curvas de presioacuten capilar
10 CONCLUSIONES
La presioacuten capilar es una propiedad de la roca del yacimiento que a su vez es
determinada tanto por otras propiedades de la roca como por propiedades del
fluido que esta contiene
La Funcion J es un meacutetodo fundamental en cuanto a los anaacutelisis que se deben
realizar a diferentes muestras del yacimiento ya que permite definir la relacioacuten
de la Saturacioacuten de agua porosidad el tamantildeo de los poros tensioacuten interfacial
de los fluidos y la permeabilidad con la Presioacuten Capilar mediante las curvas de
presioacuten capilar dando como resultados una clasificacioacuten del yacimiento en
cuanto a las propiedades del fluidos que contiene y caracteriacutesticas de la roca
como por ejemplo la litologiacutea
Con la curva tiacutepica de presioacuten capilar que se obtiene graficando los datos de
presioacuten capilar Vs la saturacioacuten de agua es posible obtener datos esenciales de
los fluidos del yacimiento tales como Saturacioacuten de agua connata las cotas del
Nivel de agua libre (NAL) Contacto agua petroacuteleo (CAP) descrita como la mayor
profundidad a la cual se encuentra Sw del 100 zona de transicioacuten definida
como la zona en la cual la saturacioacuten de agua variacutea desde Swc hasta la
saturacioacuten del 100 la zona donde solo se encuentra petroacuteleo caso en
particular condensado
La presioacuten capilar influye en la mojabilidad de este de ahiacute se determina el fluido
mojante y el no mojante presente en la roca el grado de mojabilidad estaacute
definido de las siguiente manera para los fluidos que se encuentran en el
yacimiento gaslt petroacuteleoltagua en el caso del yacimiento El difiacutecil se gracias a
los datos dados se infiere que el fluido mojante es el agua y el no mojante es el
condensado Ademaacutes de que el aacutengulo de contacto tambieacuten permite definir que
fluido es la fase mojante asiacute para aacutengulos de contacto Agua-petroacuteleolt 90deg se
define la fase mojante como el agua
Un fenoacutemeno importante a tener en cuenta es la Presioacuten de desplazamiento la
cual es definida como la presioacuten miacutenimanecesaria para remover el fluido no
mojante del yacimiento cuando se tiene un 100 de saturacioacuten de agua
A partir de datos eleacutectricos de la formacioacuten tales como resistividad tambieacuten se
pueden conocer datos importante de la roca y de los fluidos presentes en el
yacimiento tales como la litologiacutea Fase mojante
El petroacuteleo y el gas se comportan igual que la matriz de la formacioacuten o sea
que no son conductores de corrientes eleacutectricas y en consecuencia cuando
parte del agua de la formacioacuten es desplazada por sustancias no conductoras
como petroacuteleo y gas la conductividad disminuye con el consiguiente aumento de
la resistividad
RECOMENDACIONES
Conocer claramente el procedimiento a seguir para la realizacioacuten
de la prueba permitiendo al estudiante relacionarse maacutes con el
proceso preparacioacuten del equipo y de los corazones permitiendo asiacute
tener un concepto maacutes amplio acerca de los cuidados y de los
paraacutemetros que exige la norma para obtener datos acertados
Utilizar un grado de aproximacioacuten bastante riguroso en cuanto a los
datos que se obtienen en la prueba como tambieacuten los calculados
ya que esta determinacioacuten puede ocasionar algunas variaciones en
los resultados obtenidos
11 CUESTIONARIO
1 iquestQueacute otros meacutetodos se utilizan en la determinacioacuten de las curvas de presioacuten
capilar
Meacutetodo de inyeccioacuten de mercurio
El mercurio se comporta como fase no mojante frente a la gran mayoriacutea de los minerales que constituyen la matriz porosa de las rocas de intereacutes para la acumulacioacuten de hidrocarburos En otras palabras una roca porosa puesta en contacto con mercurio no sufre el proceso espontaacuteneo de imbibicioacuten Por el contrario para introducir el mercurio en la red poral es necesario vencer (mediante la aplicacioacuten de una presioacuten externa) las fuerzas capilares que se oponen al ingreso de esta fase liacutequida
Meacutetodo de la centriacutefuga
Se satura la muestra al 100 con agua de formacioacuten
Se coloca la muestra en un tubo de centrifuga especialmente disentildeado
Se hace girar la muestra a un reacutegimen fijo de revoluciones hasta que se detiene la eliminacioacuten de agua por efecto de la fuerza generada
Se hace la lectura de agua desplazada sin detener la centrifuga Para ello se emplea un estroboscopio que permite realizar la lectura en pleno reacutegimen de giro
Se repiten las operaciones indicadas en los puntos 3 y 4 a regiacutemenes crecientes de giro hasta alcanzar el maacuteximo reacutegimen previsto
Al final del proceso se dispone de una serie de pares de datos Reacutegimen de giro - Volumen desplazado Este juego de valores se transforma faacutecilmente a pares Presioacuten Capilar - Saturacioacuten promedio de la muestra pero requiere alguacuten tratamiento numeacuterico antes de convertirse en la curva de presioacuten capilar del sistema
Meacutetodo de la membrana semipermeable
Este meacutetodo tambieacuten conocido como meacutetodo Meacutetodo de Estados Restaurados es el meacutetodo de referencia para las mediciones de Presioacuten Capilar
Para las mediciones se emplea una caacutemara estanca en cuya base se coloca una membrana capilar (en general una porcelana muy homogeacutenea) previamente saturada con la fase mojante del sistema
Las muestras se saturan al 100 con la fase mojante (regularmente agua) y se colocan en el interior de la caacutemara estanca en contacto capilar con la membrana semi-permeable El contacto capilar se asegura con un material fino tal como tierra de diatomeas que se coloca entre la muestra y la membrana
La aplicacioacuten sucesiva de presiones crecientes de la fase desplazante permite establecer los puntos de saturacioacuten de las muestras
2 iquestCuaacuteles son las ventajas y desventajas de este meacutetodo
Ventajas
Una vez obtenido los datos es praacutectico y sencillo la interpretacioacuten de estos para
determinar la curva de presioacuten capilar
La obtener la curva se puede realizar diferentes caacutelculos permitiendo el anaacutelisis
para la descripcioacuten de los fluidos en este caso mojantes
El meacutetodo es directo y transformable a condiciones de yacimiento
Desventajas
La medicioacuten es lleva alguacuten tiempo incluso puede durar un mes
Para determinar la saturaciones irreducibles es necesario que la porosidad de la
roca se relativamente buena
Es soacutelo aplicable en curvas de drenaje
3 iquestQueacute aplicaciones tienen las curvas de presioacuten capilar
Las curvas de presioacuten capilar son de gran utilidad al momento de comprender la
distribucioacuten de los fluidos del yacimiento Al analizar las saturaciones residuales de
los fluidos permite comprender la cantidad de aceite que se puede recuperar (
presioacuten de desplazamiento)y la saturacioacuten de agua de formacioacuten Por medio de la
presioacuten capilar es posible analizar otro aspecto importante de los fluidos del
yacimiento se refiere entonces a su mojabilidad La presioacuten capilar accede para la
elaboracioacuten de caacutelculos de la roca tales como permeabilidad medios porosos y
distribucioacuten de granos
4 iquestCoacutemo se transforman los datos de Presioacuten Capilar a condiciones de
Yacimiento
Hay dos formas para dicha conversioacuten para un sistema de agua y petroacuteleo
tenemos
1 la siguiente ecuacioacuten es de consideracioacuten puesto que se debe tener en
cuenta la variacioacuten del aacutengulo de contacto ya que nos puede dar valores en
un rango de [1 -1] debido a la funcioacuten trigonomeacutetrica del coseno la
ecuacioacuten se puede reducir dependiendo de si los cambios entre variables a
condiciones de laboratorio y yacimiento son considerables o no como lo es
el caso de la humectabilidad la cual no variacutea significativamente
2 La otra ecuacioacuten es
h=altura por encima contacto agua-petroacuteleo a una saturacioacuten del 100
h100= la altura de elevacioacuten en el capilar por encima de la presioacuten capilar
cero
= densidades del agua y del petroacuteleo (grcm3) y 00433 factor de
conversioacuten
5 iquestQueacute formulas se han desarrollado para estimar las permeabilidades a partir de los datos de presioacuten Capilar iquestQue otros datos se necesitan para efectuar los caacutelculos
Construyendo Graacuteficos del inverso de la presioacuten Capilar vs La Saturacioacuten de agua Se pueden obtener las permeabilidades relativas utilizando las ecuaciones de Burdine Para agua
1
0 2
0 22
1
Pc
dsPc
ds
Swi
SwiSwKrw
sw
Y para el crudo
1
0 2
0 22
1
Pc
dsPc
ds
Swi
SorSoKro
sw
Basaacutendonos en las ecuaciones podemos observar que para estimar las
permeabilidades relativas es necesario tener datos como Sw Swi para el
agua y So Sor para el crudo
BIBLIOGRAFIA
Paris de Ferrer Magdalena ldquoFUNDAMENTOS DE INGENIERIA DE YACIMIENTOSrdquo
Capitulo 5 Propiedades de la roca Presioacuten capilar Pag 271-294
Paginas consultadas para obtener informacioacuten acerca de la utlizacion de datos
eleacutectricos para interpretacioacuten de pozos
httptranslategooglecomtranslatehl=esamplangpair=en|esampu=httpwwwanswer
scomtopiccementation-factor
httpesscribdcomdoc27993174Perfilaje-Electrico-de-Pozo
httpsisbibunmsmedupebibvirtualdataTesisBasicfalla_vecap3pdf
httpwwwslbcom~mediaFilesresourcesoilfield_reviewspanish07aut07p44_
61ashx
Paginas consultadas para la obtencioacuten de datos sobre otros meacutetodos para obtencioacuten de
curvas de Presioacuten Capilar
httpwwwinlabcomarMembranahtm httpwwwinlabcomarCentrifugahtm httpwwwinlabcomarPc_Hghtm
Aplicaciones las curvas de Presioacuten Capilar
httpwwwagatlabscomspanishcontentcapillarypressurehtm
Luego utilizando la liacutenea recta que mejor une los puntos se encontroacute la siguiente
relacioacuten
LITOLOGIacuteA EXPRESIOacuteN MATEMAacuteTICA
Calizas y Dolomitas (rocas duras) 2
1F
Areniscas no consolidadas (rocas blandas) Formula de HumbleOilCia
152
620F
Areniscas consolidadas 2
810F
Areniscas en general (Carothers
1958) 541
451F
Areniscas arcillosas (Carothers
1958) 331
651
F
Carbonatos (Carothers 1958) 152
850
F
Areniscas del Plioceno del sur de
California (Carothers 1958) 081
452
F
Areniscas del Mioceno de Texas
Louisiana y Costa del Golfo
(Carothers y Porter 1970)
291
971
F
Rocas detriacuteticas limpias (Sethi 1979) )052(
1
F
La ecuacioacuten que maacutes se asemeja a la obtenida es 081
452
F la cual pertenece al grupo
de Areniscas del Plioceno del sur de California sin embargo como la formacioacuten
Zambrano pertenece a las edades del Proterozoico hasta el reciente se puede inferir
que la relacioacuten que existe es que en ambos casos se encuentran Areniscas ya que la
roca reservorio de esta zona es la Arenisca calcaacuterea
La tabla No 11 resume las resistividades de la muestra C saturadas parcialmente Rt
(Ω-m) determinadas durante la prueba de presioacuten capilar calcular el iacutendice de
resistividad IR
Tabla Ndeg11
Saturacioacuten Sw
Muestra C Resistividades de las
muestras parcialmente saturadas Rt
Iacutendice de resistividad IR
(RtRo)
90 135 182 1348148148
80 135 209 1548148148
70 135 239 177037037
60 135 297 22
50 135 344 2548148148
40 135 432 32
b) Graficar en papel log ndash log el iacutendice de resistividad IR como una funcioacuten de
la saturacioacuten y determine el exponente de saturacioacuten de agua innata la
resistividad el exponente de saturacioacuten y analice la mojabilidad de la roca
La saturacioacuten de agua es una propiedad que afecta de manera determinante la
resistividad de la roca ya que es esta por el contenido de iones es un fluido que
conduce la corriente eleacutectrica por tanto a mayor saturacioacuten de agua menor seraacute la
resistividad de la roca Ademaacutes que para nuestro caso el fluido mojante es el agua este
hecho estaacute relacionado con la resistividad de manera que si el fluido mojante se adhiere
a las paredes de la roca en este caso el agua tambieacuten afecta la resistividad
disminuyeacutendola
Hasta el momento soacutelo hemos considerado formaciones con el 100 de saturacioacuten en
agua Es obvio que las resistividades aumentan a medida que disminuye la porosidad
debido al decremento en el volumen de agua en la formacioacuten
y = 16729x-1068
10
100
10 100
Ind
ice
de
Re
sist
ivid
ad (R
tR
o)
Saturacioacuten (Sw)
Indice de resistividad Vs Saturacioacuten
7 TABLA DE RESULTADOS
Altura maacutexima 878997906 ft
Swc 30 CAP 5500 ft
NAL Funcioacuten del factor de
formacioacuten
Iacutendice de resistividad
en funcioacuten de la Saturacioacuten
Fase mojante Agua Fase no mojante Condensado
Litologiacutea Areniscas
8 ANALISIS DE RESULTADOS
En la curva de presioacuten capilar vs saturacioacuten (graacutefica No 1) la muestra A presenta
la mejor seleccioacuten y proporcioacuten de granos en la roca puesto que su curva a
medida que desciende la saturacioacuten de agua no tiene cambio brusco en la presioacuten
capilar aunque es normal que a medida que desciende la saturacioacuten de agua la
presioacuten capilar aumenta esto es porque el petroacuteleo al ser extraiacutedo desplaza
consigo agua por lo tanto la saturacioacuten de agua disminuye pero una vez que va
llegando a la saturacioacuten de agua irreducible el petroacuteleo necesita mayor presioacuten
para desplazarse ya que esta agua con nata va ocupando los poros De acuerdo a
esto la muestra A presenta mejor comportamiento con respecto a las otras
muestra las cuaacuteles poseen curvas para una saturacioacuten constante una mayor
presioacuten capilar entonces el crudo necesita mayor presioacuten para el desplazamiento
indicando variacioacuten del diaacutemetro de los poros comenzando inicialmente con
porosidades mayores hasta comenzar la declinacioacuten a porosidades menores
Lo anterior tambieacuten se confirma debido a la permeabilidad La muestra A al ser la
maacutes permeable es decir que el agua se adhiere faacutecilmente a la roca el crudo
necesita menor presioacuten al fluir por el medio poroso en relacioacuten con las otras
muestras menos permeables eacuteste si necesita mayor presioacuten para empujar el agua
que estaacute en menor grado adherida a la roca
Se realizoacute la funcioacuten J De LEVERET promedio de las muestras la cual intenta
obtener una mejor comprensioacuten de la distribucioacuten de los fluidos del yacimiento Esta
funcioacuten la cuaacutel es adimensional sirve para eliminar discrepancias en las curvas de
presioacuten capilar vs saturacioacuten y las reduce a una curva comuacuten Sabiendo que esta
surge de la interpretacioacuten entre la razoacuten de la permeabilidad y la porosidad la cual
es equivalente a la raiacutez cuadrada del radio promedio de los poros
Con respecto a la graacutefica No 4 esta muestra la relacioacuten de la presioacuten capilar del
yacimiento y la altura por encima del agua del capilar en funcioacuten de la saturacioacuten de
agua Lo que nos permite este esquema es comprender la distribucioacuten inicial de la
saturacioacuten del yacimiento entonces observamos la zona de transicioacuten medida en
pies la cual es la distancia vertical entre la saturacioacuten total del agua hasta la
saturacioacuten irreducible la cual es aproximadamente unos 86 ft de espesor
Acerca de la graacutefica de las permeabilidades relativas tanto del agua como del
petroacuteleo se pude inferir que un 30 del agua en el yacimiento es irreducible y que
aproximadamente un 16 del crudo es irreducible estaacutes proporciones de los fluidos
van a ser las que son irremovibles en el medio poroso del yacimiento Tambieacuten
apartir del graacutefico podemos establecer que la permeabilidad comuacuten para el agua y
el petroacuteleo se encuentra para una saturacioacuten del agua de un 58 y para el crudo un
42 seguacuten esto se pude concluir que la fase mojante es el agua debido tambieacuten a
que su curva de permeabilidad relativa es maacutes suavizada en relacioacuten con la del
petroacuteleo
Para la muestra E no se teniacutean datos de presioacuten capilar por tanto mediante la
utilizacioacuten de la funcioacuten J promedio obtenida a partir de las otras muestras fue
posible obtener los datos aproximados de Presioacuten capilar para cada saturacioacuten
para este caso tambieacuten es posible usar el meacutetodo de la permeabilidad que mediante
curvas a presioacuten capilar constantes de muestras adyacentes a la muestras E
permite obtener la saturacioacuten correspondiente teniendo en cuenta el dato de
permeabilidad correspondiente se observa aproximacioacuten entre los datos obtenidos
por ambos meacutetodos
La litologiacutea tambieacuten afecta la resistividad de la formacioacuten En general los carbonatos
exhiben resistividades maacutes altas que las rocas claacutesticas debido primordialmente a
la geometriacutea de los poros En el caso de los carbonatos el agua sigue viacuteas mucho
maacutes tortuosas y por lo tanto reduce la conductividad
Los meacutetodos de resistividad utilizan un trayecto eleacutectrico continuo a traveacutes de las
rocas que es provisto por la fase de agua En una formacioacuten mojable por petroacuteleo
el agua puede no ser continua Esto incide en el exponente de saturacioacuten n de la
ecuacioacuten de Archie que relaciona la saturacioacuten con la resistividad En condiciones
de mojabilidad por agua nlt= 2 pero en condiciones de mojabilidad por petroacuteleo ngt
2 en una formacioacuten mojable por petroacuteleo es probable que una evaluacioacuten de la
saturacioacuten basada en la resistividad sea incorrecta para el yacimiento de gas
condensado el Difiacutecil el exponente de saturacioacuten encontrado es lo cual
confirma que es una roca mojada por agua
9 FUENTES DE ERROR
En el momento de preparacioacuten del nuacutecleo es fundamental que este quede
correctamente saturado (100) con el fluido de prueba ya que si no es
asiacute al correr la prueba se pueden obtener errores en la medicioacuten de las
presiones
Una saturacioacuten incorrecta del plato poroso tambieacuten puede generar errores
en la toma de datos
Posibles peacuterdidas de presioacuten por escape de aire desde de la caacutemara del
equipo de prueba
Una incorrecta medicioacuten de la saturacioacuten de la muestra tambieacuten puede
generar desviaciones por lo tanto se requiere la mayor precisioacuten posible
Es importante tener en cuenta que se puede generar cierta desviacioacuten en
cuanto a la toma de datos de las curvas de presioacuten capilar
10 CONCLUSIONES
La presioacuten capilar es una propiedad de la roca del yacimiento que a su vez es
determinada tanto por otras propiedades de la roca como por propiedades del
fluido que esta contiene
La Funcion J es un meacutetodo fundamental en cuanto a los anaacutelisis que se deben
realizar a diferentes muestras del yacimiento ya que permite definir la relacioacuten
de la Saturacioacuten de agua porosidad el tamantildeo de los poros tensioacuten interfacial
de los fluidos y la permeabilidad con la Presioacuten Capilar mediante las curvas de
presioacuten capilar dando como resultados una clasificacioacuten del yacimiento en
cuanto a las propiedades del fluidos que contiene y caracteriacutesticas de la roca
como por ejemplo la litologiacutea
Con la curva tiacutepica de presioacuten capilar que se obtiene graficando los datos de
presioacuten capilar Vs la saturacioacuten de agua es posible obtener datos esenciales de
los fluidos del yacimiento tales como Saturacioacuten de agua connata las cotas del
Nivel de agua libre (NAL) Contacto agua petroacuteleo (CAP) descrita como la mayor
profundidad a la cual se encuentra Sw del 100 zona de transicioacuten definida
como la zona en la cual la saturacioacuten de agua variacutea desde Swc hasta la
saturacioacuten del 100 la zona donde solo se encuentra petroacuteleo caso en
particular condensado
La presioacuten capilar influye en la mojabilidad de este de ahiacute se determina el fluido
mojante y el no mojante presente en la roca el grado de mojabilidad estaacute
definido de las siguiente manera para los fluidos que se encuentran en el
yacimiento gaslt petroacuteleoltagua en el caso del yacimiento El difiacutecil se gracias a
los datos dados se infiere que el fluido mojante es el agua y el no mojante es el
condensado Ademaacutes de que el aacutengulo de contacto tambieacuten permite definir que
fluido es la fase mojante asiacute para aacutengulos de contacto Agua-petroacuteleolt 90deg se
define la fase mojante como el agua
Un fenoacutemeno importante a tener en cuenta es la Presioacuten de desplazamiento la
cual es definida como la presioacuten miacutenimanecesaria para remover el fluido no
mojante del yacimiento cuando se tiene un 100 de saturacioacuten de agua
A partir de datos eleacutectricos de la formacioacuten tales como resistividad tambieacuten se
pueden conocer datos importante de la roca y de los fluidos presentes en el
yacimiento tales como la litologiacutea Fase mojante
El petroacuteleo y el gas se comportan igual que la matriz de la formacioacuten o sea
que no son conductores de corrientes eleacutectricas y en consecuencia cuando
parte del agua de la formacioacuten es desplazada por sustancias no conductoras
como petroacuteleo y gas la conductividad disminuye con el consiguiente aumento de
la resistividad
RECOMENDACIONES
Conocer claramente el procedimiento a seguir para la realizacioacuten
de la prueba permitiendo al estudiante relacionarse maacutes con el
proceso preparacioacuten del equipo y de los corazones permitiendo asiacute
tener un concepto maacutes amplio acerca de los cuidados y de los
paraacutemetros que exige la norma para obtener datos acertados
Utilizar un grado de aproximacioacuten bastante riguroso en cuanto a los
datos que se obtienen en la prueba como tambieacuten los calculados
ya que esta determinacioacuten puede ocasionar algunas variaciones en
los resultados obtenidos
11 CUESTIONARIO
1 iquestQueacute otros meacutetodos se utilizan en la determinacioacuten de las curvas de presioacuten
capilar
Meacutetodo de inyeccioacuten de mercurio
El mercurio se comporta como fase no mojante frente a la gran mayoriacutea de los minerales que constituyen la matriz porosa de las rocas de intereacutes para la acumulacioacuten de hidrocarburos En otras palabras una roca porosa puesta en contacto con mercurio no sufre el proceso espontaacuteneo de imbibicioacuten Por el contrario para introducir el mercurio en la red poral es necesario vencer (mediante la aplicacioacuten de una presioacuten externa) las fuerzas capilares que se oponen al ingreso de esta fase liacutequida
Meacutetodo de la centriacutefuga
Se satura la muestra al 100 con agua de formacioacuten
Se coloca la muestra en un tubo de centrifuga especialmente disentildeado
Se hace girar la muestra a un reacutegimen fijo de revoluciones hasta que se detiene la eliminacioacuten de agua por efecto de la fuerza generada
Se hace la lectura de agua desplazada sin detener la centrifuga Para ello se emplea un estroboscopio que permite realizar la lectura en pleno reacutegimen de giro
Se repiten las operaciones indicadas en los puntos 3 y 4 a regiacutemenes crecientes de giro hasta alcanzar el maacuteximo reacutegimen previsto
Al final del proceso se dispone de una serie de pares de datos Reacutegimen de giro - Volumen desplazado Este juego de valores se transforma faacutecilmente a pares Presioacuten Capilar - Saturacioacuten promedio de la muestra pero requiere alguacuten tratamiento numeacuterico antes de convertirse en la curva de presioacuten capilar del sistema
Meacutetodo de la membrana semipermeable
Este meacutetodo tambieacuten conocido como meacutetodo Meacutetodo de Estados Restaurados es el meacutetodo de referencia para las mediciones de Presioacuten Capilar
Para las mediciones se emplea una caacutemara estanca en cuya base se coloca una membrana capilar (en general una porcelana muy homogeacutenea) previamente saturada con la fase mojante del sistema
Las muestras se saturan al 100 con la fase mojante (regularmente agua) y se colocan en el interior de la caacutemara estanca en contacto capilar con la membrana semi-permeable El contacto capilar se asegura con un material fino tal como tierra de diatomeas que se coloca entre la muestra y la membrana
La aplicacioacuten sucesiva de presiones crecientes de la fase desplazante permite establecer los puntos de saturacioacuten de las muestras
2 iquestCuaacuteles son las ventajas y desventajas de este meacutetodo
Ventajas
Una vez obtenido los datos es praacutectico y sencillo la interpretacioacuten de estos para
determinar la curva de presioacuten capilar
La obtener la curva se puede realizar diferentes caacutelculos permitiendo el anaacutelisis
para la descripcioacuten de los fluidos en este caso mojantes
El meacutetodo es directo y transformable a condiciones de yacimiento
Desventajas
La medicioacuten es lleva alguacuten tiempo incluso puede durar un mes
Para determinar la saturaciones irreducibles es necesario que la porosidad de la
roca se relativamente buena
Es soacutelo aplicable en curvas de drenaje
3 iquestQueacute aplicaciones tienen las curvas de presioacuten capilar
Las curvas de presioacuten capilar son de gran utilidad al momento de comprender la
distribucioacuten de los fluidos del yacimiento Al analizar las saturaciones residuales de
los fluidos permite comprender la cantidad de aceite que se puede recuperar (
presioacuten de desplazamiento)y la saturacioacuten de agua de formacioacuten Por medio de la
presioacuten capilar es posible analizar otro aspecto importante de los fluidos del
yacimiento se refiere entonces a su mojabilidad La presioacuten capilar accede para la
elaboracioacuten de caacutelculos de la roca tales como permeabilidad medios porosos y
distribucioacuten de granos
4 iquestCoacutemo se transforman los datos de Presioacuten Capilar a condiciones de
Yacimiento
Hay dos formas para dicha conversioacuten para un sistema de agua y petroacuteleo
tenemos
1 la siguiente ecuacioacuten es de consideracioacuten puesto que se debe tener en
cuenta la variacioacuten del aacutengulo de contacto ya que nos puede dar valores en
un rango de [1 -1] debido a la funcioacuten trigonomeacutetrica del coseno la
ecuacioacuten se puede reducir dependiendo de si los cambios entre variables a
condiciones de laboratorio y yacimiento son considerables o no como lo es
el caso de la humectabilidad la cual no variacutea significativamente
2 La otra ecuacioacuten es
h=altura por encima contacto agua-petroacuteleo a una saturacioacuten del 100
h100= la altura de elevacioacuten en el capilar por encima de la presioacuten capilar
cero
= densidades del agua y del petroacuteleo (grcm3) y 00433 factor de
conversioacuten
5 iquestQueacute formulas se han desarrollado para estimar las permeabilidades a partir de los datos de presioacuten Capilar iquestQue otros datos se necesitan para efectuar los caacutelculos
Construyendo Graacuteficos del inverso de la presioacuten Capilar vs La Saturacioacuten de agua Se pueden obtener las permeabilidades relativas utilizando las ecuaciones de Burdine Para agua
1
0 2
0 22
1
Pc
dsPc
ds
Swi
SwiSwKrw
sw
Y para el crudo
1
0 2
0 22
1
Pc
dsPc
ds
Swi
SorSoKro
sw
Basaacutendonos en las ecuaciones podemos observar que para estimar las
permeabilidades relativas es necesario tener datos como Sw Swi para el
agua y So Sor para el crudo
BIBLIOGRAFIA
Paris de Ferrer Magdalena ldquoFUNDAMENTOS DE INGENIERIA DE YACIMIENTOSrdquo
Capitulo 5 Propiedades de la roca Presioacuten capilar Pag 271-294
Paginas consultadas para obtener informacioacuten acerca de la utlizacion de datos
eleacutectricos para interpretacioacuten de pozos
httptranslategooglecomtranslatehl=esamplangpair=en|esampu=httpwwwanswer
scomtopiccementation-factor
httpesscribdcomdoc27993174Perfilaje-Electrico-de-Pozo
httpsisbibunmsmedupebibvirtualdataTesisBasicfalla_vecap3pdf
httpwwwslbcom~mediaFilesresourcesoilfield_reviewspanish07aut07p44_
61ashx
Paginas consultadas para la obtencioacuten de datos sobre otros meacutetodos para obtencioacuten de
curvas de Presioacuten Capilar
httpwwwinlabcomarMembranahtm httpwwwinlabcomarCentrifugahtm httpwwwinlabcomarPc_Hghtm
Aplicaciones las curvas de Presioacuten Capilar
httpwwwagatlabscomspanishcontentcapillarypressurehtm
La ecuacioacuten que maacutes se asemeja a la obtenida es 081
452
F la cual pertenece al grupo
de Areniscas del Plioceno del sur de California sin embargo como la formacioacuten
Zambrano pertenece a las edades del Proterozoico hasta el reciente se puede inferir
que la relacioacuten que existe es que en ambos casos se encuentran Areniscas ya que la
roca reservorio de esta zona es la Arenisca calcaacuterea
La tabla No 11 resume las resistividades de la muestra C saturadas parcialmente Rt
(Ω-m) determinadas durante la prueba de presioacuten capilar calcular el iacutendice de
resistividad IR
Tabla Ndeg11
Saturacioacuten Sw
Muestra C Resistividades de las
muestras parcialmente saturadas Rt
Iacutendice de resistividad IR
(RtRo)
90 135 182 1348148148
80 135 209 1548148148
70 135 239 177037037
60 135 297 22
50 135 344 2548148148
40 135 432 32
b) Graficar en papel log ndash log el iacutendice de resistividad IR como una funcioacuten de
la saturacioacuten y determine el exponente de saturacioacuten de agua innata la
resistividad el exponente de saturacioacuten y analice la mojabilidad de la roca
La saturacioacuten de agua es una propiedad que afecta de manera determinante la
resistividad de la roca ya que es esta por el contenido de iones es un fluido que
conduce la corriente eleacutectrica por tanto a mayor saturacioacuten de agua menor seraacute la
resistividad de la roca Ademaacutes que para nuestro caso el fluido mojante es el agua este
hecho estaacute relacionado con la resistividad de manera que si el fluido mojante se adhiere
a las paredes de la roca en este caso el agua tambieacuten afecta la resistividad
disminuyeacutendola
Hasta el momento soacutelo hemos considerado formaciones con el 100 de saturacioacuten en
agua Es obvio que las resistividades aumentan a medida que disminuye la porosidad
debido al decremento en el volumen de agua en la formacioacuten
y = 16729x-1068
10
100
10 100
Ind
ice
de
Re
sist
ivid
ad (R
tR
o)
Saturacioacuten (Sw)
Indice de resistividad Vs Saturacioacuten
7 TABLA DE RESULTADOS
Altura maacutexima 878997906 ft
Swc 30 CAP 5500 ft
NAL Funcioacuten del factor de
formacioacuten
Iacutendice de resistividad
en funcioacuten de la Saturacioacuten
Fase mojante Agua Fase no mojante Condensado
Litologiacutea Areniscas
8 ANALISIS DE RESULTADOS
En la curva de presioacuten capilar vs saturacioacuten (graacutefica No 1) la muestra A presenta
la mejor seleccioacuten y proporcioacuten de granos en la roca puesto que su curva a
medida que desciende la saturacioacuten de agua no tiene cambio brusco en la presioacuten
capilar aunque es normal que a medida que desciende la saturacioacuten de agua la
presioacuten capilar aumenta esto es porque el petroacuteleo al ser extraiacutedo desplaza
consigo agua por lo tanto la saturacioacuten de agua disminuye pero una vez que va
llegando a la saturacioacuten de agua irreducible el petroacuteleo necesita mayor presioacuten
para desplazarse ya que esta agua con nata va ocupando los poros De acuerdo a
esto la muestra A presenta mejor comportamiento con respecto a las otras
muestra las cuaacuteles poseen curvas para una saturacioacuten constante una mayor
presioacuten capilar entonces el crudo necesita mayor presioacuten para el desplazamiento
indicando variacioacuten del diaacutemetro de los poros comenzando inicialmente con
porosidades mayores hasta comenzar la declinacioacuten a porosidades menores
Lo anterior tambieacuten se confirma debido a la permeabilidad La muestra A al ser la
maacutes permeable es decir que el agua se adhiere faacutecilmente a la roca el crudo
necesita menor presioacuten al fluir por el medio poroso en relacioacuten con las otras
muestras menos permeables eacuteste si necesita mayor presioacuten para empujar el agua
que estaacute en menor grado adherida a la roca
Se realizoacute la funcioacuten J De LEVERET promedio de las muestras la cual intenta
obtener una mejor comprensioacuten de la distribucioacuten de los fluidos del yacimiento Esta
funcioacuten la cuaacutel es adimensional sirve para eliminar discrepancias en las curvas de
presioacuten capilar vs saturacioacuten y las reduce a una curva comuacuten Sabiendo que esta
surge de la interpretacioacuten entre la razoacuten de la permeabilidad y la porosidad la cual
es equivalente a la raiacutez cuadrada del radio promedio de los poros
Con respecto a la graacutefica No 4 esta muestra la relacioacuten de la presioacuten capilar del
yacimiento y la altura por encima del agua del capilar en funcioacuten de la saturacioacuten de
agua Lo que nos permite este esquema es comprender la distribucioacuten inicial de la
saturacioacuten del yacimiento entonces observamos la zona de transicioacuten medida en
pies la cual es la distancia vertical entre la saturacioacuten total del agua hasta la
saturacioacuten irreducible la cual es aproximadamente unos 86 ft de espesor
Acerca de la graacutefica de las permeabilidades relativas tanto del agua como del
petroacuteleo se pude inferir que un 30 del agua en el yacimiento es irreducible y que
aproximadamente un 16 del crudo es irreducible estaacutes proporciones de los fluidos
van a ser las que son irremovibles en el medio poroso del yacimiento Tambieacuten
apartir del graacutefico podemos establecer que la permeabilidad comuacuten para el agua y
el petroacuteleo se encuentra para una saturacioacuten del agua de un 58 y para el crudo un
42 seguacuten esto se pude concluir que la fase mojante es el agua debido tambieacuten a
que su curva de permeabilidad relativa es maacutes suavizada en relacioacuten con la del
petroacuteleo
Para la muestra E no se teniacutean datos de presioacuten capilar por tanto mediante la
utilizacioacuten de la funcioacuten J promedio obtenida a partir de las otras muestras fue
posible obtener los datos aproximados de Presioacuten capilar para cada saturacioacuten
para este caso tambieacuten es posible usar el meacutetodo de la permeabilidad que mediante
curvas a presioacuten capilar constantes de muestras adyacentes a la muestras E
permite obtener la saturacioacuten correspondiente teniendo en cuenta el dato de
permeabilidad correspondiente se observa aproximacioacuten entre los datos obtenidos
por ambos meacutetodos
La litologiacutea tambieacuten afecta la resistividad de la formacioacuten En general los carbonatos
exhiben resistividades maacutes altas que las rocas claacutesticas debido primordialmente a
la geometriacutea de los poros En el caso de los carbonatos el agua sigue viacuteas mucho
maacutes tortuosas y por lo tanto reduce la conductividad
Los meacutetodos de resistividad utilizan un trayecto eleacutectrico continuo a traveacutes de las
rocas que es provisto por la fase de agua En una formacioacuten mojable por petroacuteleo
el agua puede no ser continua Esto incide en el exponente de saturacioacuten n de la
ecuacioacuten de Archie que relaciona la saturacioacuten con la resistividad En condiciones
de mojabilidad por agua nlt= 2 pero en condiciones de mojabilidad por petroacuteleo ngt
2 en una formacioacuten mojable por petroacuteleo es probable que una evaluacioacuten de la
saturacioacuten basada en la resistividad sea incorrecta para el yacimiento de gas
condensado el Difiacutecil el exponente de saturacioacuten encontrado es lo cual
confirma que es una roca mojada por agua
9 FUENTES DE ERROR
En el momento de preparacioacuten del nuacutecleo es fundamental que este quede
correctamente saturado (100) con el fluido de prueba ya que si no es
asiacute al correr la prueba se pueden obtener errores en la medicioacuten de las
presiones
Una saturacioacuten incorrecta del plato poroso tambieacuten puede generar errores
en la toma de datos
Posibles peacuterdidas de presioacuten por escape de aire desde de la caacutemara del
equipo de prueba
Una incorrecta medicioacuten de la saturacioacuten de la muestra tambieacuten puede
generar desviaciones por lo tanto se requiere la mayor precisioacuten posible
Es importante tener en cuenta que se puede generar cierta desviacioacuten en
cuanto a la toma de datos de las curvas de presioacuten capilar
10 CONCLUSIONES
La presioacuten capilar es una propiedad de la roca del yacimiento que a su vez es
determinada tanto por otras propiedades de la roca como por propiedades del
fluido que esta contiene
La Funcion J es un meacutetodo fundamental en cuanto a los anaacutelisis que se deben
realizar a diferentes muestras del yacimiento ya que permite definir la relacioacuten
de la Saturacioacuten de agua porosidad el tamantildeo de los poros tensioacuten interfacial
de los fluidos y la permeabilidad con la Presioacuten Capilar mediante las curvas de
presioacuten capilar dando como resultados una clasificacioacuten del yacimiento en
cuanto a las propiedades del fluidos que contiene y caracteriacutesticas de la roca
como por ejemplo la litologiacutea
Con la curva tiacutepica de presioacuten capilar que se obtiene graficando los datos de
presioacuten capilar Vs la saturacioacuten de agua es posible obtener datos esenciales de
los fluidos del yacimiento tales como Saturacioacuten de agua connata las cotas del
Nivel de agua libre (NAL) Contacto agua petroacuteleo (CAP) descrita como la mayor
profundidad a la cual se encuentra Sw del 100 zona de transicioacuten definida
como la zona en la cual la saturacioacuten de agua variacutea desde Swc hasta la
saturacioacuten del 100 la zona donde solo se encuentra petroacuteleo caso en
particular condensado
La presioacuten capilar influye en la mojabilidad de este de ahiacute se determina el fluido
mojante y el no mojante presente en la roca el grado de mojabilidad estaacute
definido de las siguiente manera para los fluidos que se encuentran en el
yacimiento gaslt petroacuteleoltagua en el caso del yacimiento El difiacutecil se gracias a
los datos dados se infiere que el fluido mojante es el agua y el no mojante es el
condensado Ademaacutes de que el aacutengulo de contacto tambieacuten permite definir que
fluido es la fase mojante asiacute para aacutengulos de contacto Agua-petroacuteleolt 90deg se
define la fase mojante como el agua
Un fenoacutemeno importante a tener en cuenta es la Presioacuten de desplazamiento la
cual es definida como la presioacuten miacutenimanecesaria para remover el fluido no
mojante del yacimiento cuando se tiene un 100 de saturacioacuten de agua
A partir de datos eleacutectricos de la formacioacuten tales como resistividad tambieacuten se
pueden conocer datos importante de la roca y de los fluidos presentes en el
yacimiento tales como la litologiacutea Fase mojante
El petroacuteleo y el gas se comportan igual que la matriz de la formacioacuten o sea
que no son conductores de corrientes eleacutectricas y en consecuencia cuando
parte del agua de la formacioacuten es desplazada por sustancias no conductoras
como petroacuteleo y gas la conductividad disminuye con el consiguiente aumento de
la resistividad
RECOMENDACIONES
Conocer claramente el procedimiento a seguir para la realizacioacuten
de la prueba permitiendo al estudiante relacionarse maacutes con el
proceso preparacioacuten del equipo y de los corazones permitiendo asiacute
tener un concepto maacutes amplio acerca de los cuidados y de los
paraacutemetros que exige la norma para obtener datos acertados
Utilizar un grado de aproximacioacuten bastante riguroso en cuanto a los
datos que se obtienen en la prueba como tambieacuten los calculados
ya que esta determinacioacuten puede ocasionar algunas variaciones en
los resultados obtenidos
11 CUESTIONARIO
1 iquestQueacute otros meacutetodos se utilizan en la determinacioacuten de las curvas de presioacuten
capilar
Meacutetodo de inyeccioacuten de mercurio
El mercurio se comporta como fase no mojante frente a la gran mayoriacutea de los minerales que constituyen la matriz porosa de las rocas de intereacutes para la acumulacioacuten de hidrocarburos En otras palabras una roca porosa puesta en contacto con mercurio no sufre el proceso espontaacuteneo de imbibicioacuten Por el contrario para introducir el mercurio en la red poral es necesario vencer (mediante la aplicacioacuten de una presioacuten externa) las fuerzas capilares que se oponen al ingreso de esta fase liacutequida
Meacutetodo de la centriacutefuga
Se satura la muestra al 100 con agua de formacioacuten
Se coloca la muestra en un tubo de centrifuga especialmente disentildeado
Se hace girar la muestra a un reacutegimen fijo de revoluciones hasta que se detiene la eliminacioacuten de agua por efecto de la fuerza generada
Se hace la lectura de agua desplazada sin detener la centrifuga Para ello se emplea un estroboscopio que permite realizar la lectura en pleno reacutegimen de giro
Se repiten las operaciones indicadas en los puntos 3 y 4 a regiacutemenes crecientes de giro hasta alcanzar el maacuteximo reacutegimen previsto
Al final del proceso se dispone de una serie de pares de datos Reacutegimen de giro - Volumen desplazado Este juego de valores se transforma faacutecilmente a pares Presioacuten Capilar - Saturacioacuten promedio de la muestra pero requiere alguacuten tratamiento numeacuterico antes de convertirse en la curva de presioacuten capilar del sistema
Meacutetodo de la membrana semipermeable
Este meacutetodo tambieacuten conocido como meacutetodo Meacutetodo de Estados Restaurados es el meacutetodo de referencia para las mediciones de Presioacuten Capilar
Para las mediciones se emplea una caacutemara estanca en cuya base se coloca una membrana capilar (en general una porcelana muy homogeacutenea) previamente saturada con la fase mojante del sistema
Las muestras se saturan al 100 con la fase mojante (regularmente agua) y se colocan en el interior de la caacutemara estanca en contacto capilar con la membrana semi-permeable El contacto capilar se asegura con un material fino tal como tierra de diatomeas que se coloca entre la muestra y la membrana
La aplicacioacuten sucesiva de presiones crecientes de la fase desplazante permite establecer los puntos de saturacioacuten de las muestras
2 iquestCuaacuteles son las ventajas y desventajas de este meacutetodo
Ventajas
Una vez obtenido los datos es praacutectico y sencillo la interpretacioacuten de estos para
determinar la curva de presioacuten capilar
La obtener la curva se puede realizar diferentes caacutelculos permitiendo el anaacutelisis
para la descripcioacuten de los fluidos en este caso mojantes
El meacutetodo es directo y transformable a condiciones de yacimiento
Desventajas
La medicioacuten es lleva alguacuten tiempo incluso puede durar un mes
Para determinar la saturaciones irreducibles es necesario que la porosidad de la
roca se relativamente buena
Es soacutelo aplicable en curvas de drenaje
3 iquestQueacute aplicaciones tienen las curvas de presioacuten capilar
Las curvas de presioacuten capilar son de gran utilidad al momento de comprender la
distribucioacuten de los fluidos del yacimiento Al analizar las saturaciones residuales de
los fluidos permite comprender la cantidad de aceite que se puede recuperar (
presioacuten de desplazamiento)y la saturacioacuten de agua de formacioacuten Por medio de la
presioacuten capilar es posible analizar otro aspecto importante de los fluidos del
yacimiento se refiere entonces a su mojabilidad La presioacuten capilar accede para la
elaboracioacuten de caacutelculos de la roca tales como permeabilidad medios porosos y
distribucioacuten de granos
4 iquestCoacutemo se transforman los datos de Presioacuten Capilar a condiciones de
Yacimiento
Hay dos formas para dicha conversioacuten para un sistema de agua y petroacuteleo
tenemos
1 la siguiente ecuacioacuten es de consideracioacuten puesto que se debe tener en
cuenta la variacioacuten del aacutengulo de contacto ya que nos puede dar valores en
un rango de [1 -1] debido a la funcioacuten trigonomeacutetrica del coseno la
ecuacioacuten se puede reducir dependiendo de si los cambios entre variables a
condiciones de laboratorio y yacimiento son considerables o no como lo es
el caso de la humectabilidad la cual no variacutea significativamente
2 La otra ecuacioacuten es
h=altura por encima contacto agua-petroacuteleo a una saturacioacuten del 100
h100= la altura de elevacioacuten en el capilar por encima de la presioacuten capilar
cero
= densidades del agua y del petroacuteleo (grcm3) y 00433 factor de
conversioacuten
5 iquestQueacute formulas se han desarrollado para estimar las permeabilidades a partir de los datos de presioacuten Capilar iquestQue otros datos se necesitan para efectuar los caacutelculos
Construyendo Graacuteficos del inverso de la presioacuten Capilar vs La Saturacioacuten de agua Se pueden obtener las permeabilidades relativas utilizando las ecuaciones de Burdine Para agua
1
0 2
0 22
1
Pc
dsPc
ds
Swi
SwiSwKrw
sw
Y para el crudo
1
0 2
0 22
1
Pc
dsPc
ds
Swi
SorSoKro
sw
Basaacutendonos en las ecuaciones podemos observar que para estimar las
permeabilidades relativas es necesario tener datos como Sw Swi para el
agua y So Sor para el crudo
BIBLIOGRAFIA
Paris de Ferrer Magdalena ldquoFUNDAMENTOS DE INGENIERIA DE YACIMIENTOSrdquo
Capitulo 5 Propiedades de la roca Presioacuten capilar Pag 271-294
Paginas consultadas para obtener informacioacuten acerca de la utlizacion de datos
eleacutectricos para interpretacioacuten de pozos
httptranslategooglecomtranslatehl=esamplangpair=en|esampu=httpwwwanswer
scomtopiccementation-factor
httpesscribdcomdoc27993174Perfilaje-Electrico-de-Pozo
httpsisbibunmsmedupebibvirtualdataTesisBasicfalla_vecap3pdf
httpwwwslbcom~mediaFilesresourcesoilfield_reviewspanish07aut07p44_
61ashx
Paginas consultadas para la obtencioacuten de datos sobre otros meacutetodos para obtencioacuten de
curvas de Presioacuten Capilar
httpwwwinlabcomarMembranahtm httpwwwinlabcomarCentrifugahtm httpwwwinlabcomarPc_Hghtm
Aplicaciones las curvas de Presioacuten Capilar
httpwwwagatlabscomspanishcontentcapillarypressurehtm
La saturacioacuten de agua es una propiedad que afecta de manera determinante la
resistividad de la roca ya que es esta por el contenido de iones es un fluido que
conduce la corriente eleacutectrica por tanto a mayor saturacioacuten de agua menor seraacute la
resistividad de la roca Ademaacutes que para nuestro caso el fluido mojante es el agua este
hecho estaacute relacionado con la resistividad de manera que si el fluido mojante se adhiere
a las paredes de la roca en este caso el agua tambieacuten afecta la resistividad
disminuyeacutendola
Hasta el momento soacutelo hemos considerado formaciones con el 100 de saturacioacuten en
agua Es obvio que las resistividades aumentan a medida que disminuye la porosidad
debido al decremento en el volumen de agua en la formacioacuten
y = 16729x-1068
10
100
10 100
Ind
ice
de
Re
sist
ivid
ad (R
tR
o)
Saturacioacuten (Sw)
Indice de resistividad Vs Saturacioacuten
7 TABLA DE RESULTADOS
Altura maacutexima 878997906 ft
Swc 30 CAP 5500 ft
NAL Funcioacuten del factor de
formacioacuten
Iacutendice de resistividad
en funcioacuten de la Saturacioacuten
Fase mojante Agua Fase no mojante Condensado
Litologiacutea Areniscas
8 ANALISIS DE RESULTADOS
En la curva de presioacuten capilar vs saturacioacuten (graacutefica No 1) la muestra A presenta
la mejor seleccioacuten y proporcioacuten de granos en la roca puesto que su curva a
medida que desciende la saturacioacuten de agua no tiene cambio brusco en la presioacuten
capilar aunque es normal que a medida que desciende la saturacioacuten de agua la
presioacuten capilar aumenta esto es porque el petroacuteleo al ser extraiacutedo desplaza
consigo agua por lo tanto la saturacioacuten de agua disminuye pero una vez que va
llegando a la saturacioacuten de agua irreducible el petroacuteleo necesita mayor presioacuten
para desplazarse ya que esta agua con nata va ocupando los poros De acuerdo a
esto la muestra A presenta mejor comportamiento con respecto a las otras
muestra las cuaacuteles poseen curvas para una saturacioacuten constante una mayor
presioacuten capilar entonces el crudo necesita mayor presioacuten para el desplazamiento
indicando variacioacuten del diaacutemetro de los poros comenzando inicialmente con
porosidades mayores hasta comenzar la declinacioacuten a porosidades menores
Lo anterior tambieacuten se confirma debido a la permeabilidad La muestra A al ser la
maacutes permeable es decir que el agua se adhiere faacutecilmente a la roca el crudo
necesita menor presioacuten al fluir por el medio poroso en relacioacuten con las otras
muestras menos permeables eacuteste si necesita mayor presioacuten para empujar el agua
que estaacute en menor grado adherida a la roca
Se realizoacute la funcioacuten J De LEVERET promedio de las muestras la cual intenta
obtener una mejor comprensioacuten de la distribucioacuten de los fluidos del yacimiento Esta
funcioacuten la cuaacutel es adimensional sirve para eliminar discrepancias en las curvas de
presioacuten capilar vs saturacioacuten y las reduce a una curva comuacuten Sabiendo que esta
surge de la interpretacioacuten entre la razoacuten de la permeabilidad y la porosidad la cual
es equivalente a la raiacutez cuadrada del radio promedio de los poros
Con respecto a la graacutefica No 4 esta muestra la relacioacuten de la presioacuten capilar del
yacimiento y la altura por encima del agua del capilar en funcioacuten de la saturacioacuten de
agua Lo que nos permite este esquema es comprender la distribucioacuten inicial de la
saturacioacuten del yacimiento entonces observamos la zona de transicioacuten medida en
pies la cual es la distancia vertical entre la saturacioacuten total del agua hasta la
saturacioacuten irreducible la cual es aproximadamente unos 86 ft de espesor
Acerca de la graacutefica de las permeabilidades relativas tanto del agua como del
petroacuteleo se pude inferir que un 30 del agua en el yacimiento es irreducible y que
aproximadamente un 16 del crudo es irreducible estaacutes proporciones de los fluidos
van a ser las que son irremovibles en el medio poroso del yacimiento Tambieacuten
apartir del graacutefico podemos establecer que la permeabilidad comuacuten para el agua y
el petroacuteleo se encuentra para una saturacioacuten del agua de un 58 y para el crudo un
42 seguacuten esto se pude concluir que la fase mojante es el agua debido tambieacuten a
que su curva de permeabilidad relativa es maacutes suavizada en relacioacuten con la del
petroacuteleo
Para la muestra E no se teniacutean datos de presioacuten capilar por tanto mediante la
utilizacioacuten de la funcioacuten J promedio obtenida a partir de las otras muestras fue
posible obtener los datos aproximados de Presioacuten capilar para cada saturacioacuten
para este caso tambieacuten es posible usar el meacutetodo de la permeabilidad que mediante
curvas a presioacuten capilar constantes de muestras adyacentes a la muestras E
permite obtener la saturacioacuten correspondiente teniendo en cuenta el dato de
permeabilidad correspondiente se observa aproximacioacuten entre los datos obtenidos
por ambos meacutetodos
La litologiacutea tambieacuten afecta la resistividad de la formacioacuten En general los carbonatos
exhiben resistividades maacutes altas que las rocas claacutesticas debido primordialmente a
la geometriacutea de los poros En el caso de los carbonatos el agua sigue viacuteas mucho
maacutes tortuosas y por lo tanto reduce la conductividad
Los meacutetodos de resistividad utilizan un trayecto eleacutectrico continuo a traveacutes de las
rocas que es provisto por la fase de agua En una formacioacuten mojable por petroacuteleo
el agua puede no ser continua Esto incide en el exponente de saturacioacuten n de la
ecuacioacuten de Archie que relaciona la saturacioacuten con la resistividad En condiciones
de mojabilidad por agua nlt= 2 pero en condiciones de mojabilidad por petroacuteleo ngt
2 en una formacioacuten mojable por petroacuteleo es probable que una evaluacioacuten de la
saturacioacuten basada en la resistividad sea incorrecta para el yacimiento de gas
condensado el Difiacutecil el exponente de saturacioacuten encontrado es lo cual
confirma que es una roca mojada por agua
9 FUENTES DE ERROR
En el momento de preparacioacuten del nuacutecleo es fundamental que este quede
correctamente saturado (100) con el fluido de prueba ya que si no es
asiacute al correr la prueba se pueden obtener errores en la medicioacuten de las
presiones
Una saturacioacuten incorrecta del plato poroso tambieacuten puede generar errores
en la toma de datos
Posibles peacuterdidas de presioacuten por escape de aire desde de la caacutemara del
equipo de prueba
Una incorrecta medicioacuten de la saturacioacuten de la muestra tambieacuten puede
generar desviaciones por lo tanto se requiere la mayor precisioacuten posible
Es importante tener en cuenta que se puede generar cierta desviacioacuten en
cuanto a la toma de datos de las curvas de presioacuten capilar
10 CONCLUSIONES
La presioacuten capilar es una propiedad de la roca del yacimiento que a su vez es
determinada tanto por otras propiedades de la roca como por propiedades del
fluido que esta contiene
La Funcion J es un meacutetodo fundamental en cuanto a los anaacutelisis que se deben
realizar a diferentes muestras del yacimiento ya que permite definir la relacioacuten
de la Saturacioacuten de agua porosidad el tamantildeo de los poros tensioacuten interfacial
de los fluidos y la permeabilidad con la Presioacuten Capilar mediante las curvas de
presioacuten capilar dando como resultados una clasificacioacuten del yacimiento en
cuanto a las propiedades del fluidos que contiene y caracteriacutesticas de la roca
como por ejemplo la litologiacutea
Con la curva tiacutepica de presioacuten capilar que se obtiene graficando los datos de
presioacuten capilar Vs la saturacioacuten de agua es posible obtener datos esenciales de
los fluidos del yacimiento tales como Saturacioacuten de agua connata las cotas del
Nivel de agua libre (NAL) Contacto agua petroacuteleo (CAP) descrita como la mayor
profundidad a la cual se encuentra Sw del 100 zona de transicioacuten definida
como la zona en la cual la saturacioacuten de agua variacutea desde Swc hasta la
saturacioacuten del 100 la zona donde solo se encuentra petroacuteleo caso en
particular condensado
La presioacuten capilar influye en la mojabilidad de este de ahiacute se determina el fluido
mojante y el no mojante presente en la roca el grado de mojabilidad estaacute
definido de las siguiente manera para los fluidos que se encuentran en el
yacimiento gaslt petroacuteleoltagua en el caso del yacimiento El difiacutecil se gracias a
los datos dados se infiere que el fluido mojante es el agua y el no mojante es el
condensado Ademaacutes de que el aacutengulo de contacto tambieacuten permite definir que
fluido es la fase mojante asiacute para aacutengulos de contacto Agua-petroacuteleolt 90deg se
define la fase mojante como el agua
Un fenoacutemeno importante a tener en cuenta es la Presioacuten de desplazamiento la
cual es definida como la presioacuten miacutenimanecesaria para remover el fluido no
mojante del yacimiento cuando se tiene un 100 de saturacioacuten de agua
A partir de datos eleacutectricos de la formacioacuten tales como resistividad tambieacuten se
pueden conocer datos importante de la roca y de los fluidos presentes en el
yacimiento tales como la litologiacutea Fase mojante
El petroacuteleo y el gas se comportan igual que la matriz de la formacioacuten o sea
que no son conductores de corrientes eleacutectricas y en consecuencia cuando
parte del agua de la formacioacuten es desplazada por sustancias no conductoras
como petroacuteleo y gas la conductividad disminuye con el consiguiente aumento de
la resistividad
RECOMENDACIONES
Conocer claramente el procedimiento a seguir para la realizacioacuten
de la prueba permitiendo al estudiante relacionarse maacutes con el
proceso preparacioacuten del equipo y de los corazones permitiendo asiacute
tener un concepto maacutes amplio acerca de los cuidados y de los
paraacutemetros que exige la norma para obtener datos acertados
Utilizar un grado de aproximacioacuten bastante riguroso en cuanto a los
datos que se obtienen en la prueba como tambieacuten los calculados
ya que esta determinacioacuten puede ocasionar algunas variaciones en
los resultados obtenidos
11 CUESTIONARIO
1 iquestQueacute otros meacutetodos se utilizan en la determinacioacuten de las curvas de presioacuten
capilar
Meacutetodo de inyeccioacuten de mercurio
El mercurio se comporta como fase no mojante frente a la gran mayoriacutea de los minerales que constituyen la matriz porosa de las rocas de intereacutes para la acumulacioacuten de hidrocarburos En otras palabras una roca porosa puesta en contacto con mercurio no sufre el proceso espontaacuteneo de imbibicioacuten Por el contrario para introducir el mercurio en la red poral es necesario vencer (mediante la aplicacioacuten de una presioacuten externa) las fuerzas capilares que se oponen al ingreso de esta fase liacutequida
Meacutetodo de la centriacutefuga
Se satura la muestra al 100 con agua de formacioacuten
Se coloca la muestra en un tubo de centrifuga especialmente disentildeado
Se hace girar la muestra a un reacutegimen fijo de revoluciones hasta que se detiene la eliminacioacuten de agua por efecto de la fuerza generada
Se hace la lectura de agua desplazada sin detener la centrifuga Para ello se emplea un estroboscopio que permite realizar la lectura en pleno reacutegimen de giro
Se repiten las operaciones indicadas en los puntos 3 y 4 a regiacutemenes crecientes de giro hasta alcanzar el maacuteximo reacutegimen previsto
Al final del proceso se dispone de una serie de pares de datos Reacutegimen de giro - Volumen desplazado Este juego de valores se transforma faacutecilmente a pares Presioacuten Capilar - Saturacioacuten promedio de la muestra pero requiere alguacuten tratamiento numeacuterico antes de convertirse en la curva de presioacuten capilar del sistema
Meacutetodo de la membrana semipermeable
Este meacutetodo tambieacuten conocido como meacutetodo Meacutetodo de Estados Restaurados es el meacutetodo de referencia para las mediciones de Presioacuten Capilar
Para las mediciones se emplea una caacutemara estanca en cuya base se coloca una membrana capilar (en general una porcelana muy homogeacutenea) previamente saturada con la fase mojante del sistema
Las muestras se saturan al 100 con la fase mojante (regularmente agua) y se colocan en el interior de la caacutemara estanca en contacto capilar con la membrana semi-permeable El contacto capilar se asegura con un material fino tal como tierra de diatomeas que se coloca entre la muestra y la membrana
La aplicacioacuten sucesiva de presiones crecientes de la fase desplazante permite establecer los puntos de saturacioacuten de las muestras
2 iquestCuaacuteles son las ventajas y desventajas de este meacutetodo
Ventajas
Una vez obtenido los datos es praacutectico y sencillo la interpretacioacuten de estos para
determinar la curva de presioacuten capilar
La obtener la curva se puede realizar diferentes caacutelculos permitiendo el anaacutelisis
para la descripcioacuten de los fluidos en este caso mojantes
El meacutetodo es directo y transformable a condiciones de yacimiento
Desventajas
La medicioacuten es lleva alguacuten tiempo incluso puede durar un mes
Para determinar la saturaciones irreducibles es necesario que la porosidad de la
roca se relativamente buena
Es soacutelo aplicable en curvas de drenaje
3 iquestQueacute aplicaciones tienen las curvas de presioacuten capilar
Las curvas de presioacuten capilar son de gran utilidad al momento de comprender la
distribucioacuten de los fluidos del yacimiento Al analizar las saturaciones residuales de
los fluidos permite comprender la cantidad de aceite que se puede recuperar (
presioacuten de desplazamiento)y la saturacioacuten de agua de formacioacuten Por medio de la
presioacuten capilar es posible analizar otro aspecto importante de los fluidos del
yacimiento se refiere entonces a su mojabilidad La presioacuten capilar accede para la
elaboracioacuten de caacutelculos de la roca tales como permeabilidad medios porosos y
distribucioacuten de granos
4 iquestCoacutemo se transforman los datos de Presioacuten Capilar a condiciones de
Yacimiento
Hay dos formas para dicha conversioacuten para un sistema de agua y petroacuteleo
tenemos
1 la siguiente ecuacioacuten es de consideracioacuten puesto que se debe tener en
cuenta la variacioacuten del aacutengulo de contacto ya que nos puede dar valores en
un rango de [1 -1] debido a la funcioacuten trigonomeacutetrica del coseno la
ecuacioacuten se puede reducir dependiendo de si los cambios entre variables a
condiciones de laboratorio y yacimiento son considerables o no como lo es
el caso de la humectabilidad la cual no variacutea significativamente
2 La otra ecuacioacuten es
h=altura por encima contacto agua-petroacuteleo a una saturacioacuten del 100
h100= la altura de elevacioacuten en el capilar por encima de la presioacuten capilar
cero
= densidades del agua y del petroacuteleo (grcm3) y 00433 factor de
conversioacuten
5 iquestQueacute formulas se han desarrollado para estimar las permeabilidades a partir de los datos de presioacuten Capilar iquestQue otros datos se necesitan para efectuar los caacutelculos
Construyendo Graacuteficos del inverso de la presioacuten Capilar vs La Saturacioacuten de agua Se pueden obtener las permeabilidades relativas utilizando las ecuaciones de Burdine Para agua
1
0 2
0 22
1
Pc
dsPc
ds
Swi
SwiSwKrw
sw
Y para el crudo
1
0 2
0 22
1
Pc
dsPc
ds
Swi
SorSoKro
sw
Basaacutendonos en las ecuaciones podemos observar que para estimar las
permeabilidades relativas es necesario tener datos como Sw Swi para el
agua y So Sor para el crudo
BIBLIOGRAFIA
Paris de Ferrer Magdalena ldquoFUNDAMENTOS DE INGENIERIA DE YACIMIENTOSrdquo
Capitulo 5 Propiedades de la roca Presioacuten capilar Pag 271-294
Paginas consultadas para obtener informacioacuten acerca de la utlizacion de datos
eleacutectricos para interpretacioacuten de pozos
httptranslategooglecomtranslatehl=esamplangpair=en|esampu=httpwwwanswer
scomtopiccementation-factor
httpesscribdcomdoc27993174Perfilaje-Electrico-de-Pozo
httpsisbibunmsmedupebibvirtualdataTesisBasicfalla_vecap3pdf
httpwwwslbcom~mediaFilesresourcesoilfield_reviewspanish07aut07p44_
61ashx
Paginas consultadas para la obtencioacuten de datos sobre otros meacutetodos para obtencioacuten de
curvas de Presioacuten Capilar
httpwwwinlabcomarMembranahtm httpwwwinlabcomarCentrifugahtm httpwwwinlabcomarPc_Hghtm
Aplicaciones las curvas de Presioacuten Capilar
httpwwwagatlabscomspanishcontentcapillarypressurehtm
7 TABLA DE RESULTADOS
Altura maacutexima 878997906 ft
Swc 30 CAP 5500 ft
NAL Funcioacuten del factor de
formacioacuten
Iacutendice de resistividad
en funcioacuten de la Saturacioacuten
Fase mojante Agua Fase no mojante Condensado
Litologiacutea Areniscas
8 ANALISIS DE RESULTADOS
En la curva de presioacuten capilar vs saturacioacuten (graacutefica No 1) la muestra A presenta
la mejor seleccioacuten y proporcioacuten de granos en la roca puesto que su curva a
medida que desciende la saturacioacuten de agua no tiene cambio brusco en la presioacuten
capilar aunque es normal que a medida que desciende la saturacioacuten de agua la
presioacuten capilar aumenta esto es porque el petroacuteleo al ser extraiacutedo desplaza
consigo agua por lo tanto la saturacioacuten de agua disminuye pero una vez que va
llegando a la saturacioacuten de agua irreducible el petroacuteleo necesita mayor presioacuten
para desplazarse ya que esta agua con nata va ocupando los poros De acuerdo a
esto la muestra A presenta mejor comportamiento con respecto a las otras
muestra las cuaacuteles poseen curvas para una saturacioacuten constante una mayor
presioacuten capilar entonces el crudo necesita mayor presioacuten para el desplazamiento
indicando variacioacuten del diaacutemetro de los poros comenzando inicialmente con
porosidades mayores hasta comenzar la declinacioacuten a porosidades menores
Lo anterior tambieacuten se confirma debido a la permeabilidad La muestra A al ser la
maacutes permeable es decir que el agua se adhiere faacutecilmente a la roca el crudo
necesita menor presioacuten al fluir por el medio poroso en relacioacuten con las otras
muestras menos permeables eacuteste si necesita mayor presioacuten para empujar el agua
que estaacute en menor grado adherida a la roca
Se realizoacute la funcioacuten J De LEVERET promedio de las muestras la cual intenta
obtener una mejor comprensioacuten de la distribucioacuten de los fluidos del yacimiento Esta
funcioacuten la cuaacutel es adimensional sirve para eliminar discrepancias en las curvas de
presioacuten capilar vs saturacioacuten y las reduce a una curva comuacuten Sabiendo que esta
surge de la interpretacioacuten entre la razoacuten de la permeabilidad y la porosidad la cual
es equivalente a la raiacutez cuadrada del radio promedio de los poros
Con respecto a la graacutefica No 4 esta muestra la relacioacuten de la presioacuten capilar del
yacimiento y la altura por encima del agua del capilar en funcioacuten de la saturacioacuten de
agua Lo que nos permite este esquema es comprender la distribucioacuten inicial de la
saturacioacuten del yacimiento entonces observamos la zona de transicioacuten medida en
pies la cual es la distancia vertical entre la saturacioacuten total del agua hasta la
saturacioacuten irreducible la cual es aproximadamente unos 86 ft de espesor
Acerca de la graacutefica de las permeabilidades relativas tanto del agua como del
petroacuteleo se pude inferir que un 30 del agua en el yacimiento es irreducible y que
aproximadamente un 16 del crudo es irreducible estaacutes proporciones de los fluidos
van a ser las que son irremovibles en el medio poroso del yacimiento Tambieacuten
apartir del graacutefico podemos establecer que la permeabilidad comuacuten para el agua y
el petroacuteleo se encuentra para una saturacioacuten del agua de un 58 y para el crudo un
42 seguacuten esto se pude concluir que la fase mojante es el agua debido tambieacuten a
que su curva de permeabilidad relativa es maacutes suavizada en relacioacuten con la del
petroacuteleo
Para la muestra E no se teniacutean datos de presioacuten capilar por tanto mediante la
utilizacioacuten de la funcioacuten J promedio obtenida a partir de las otras muestras fue
posible obtener los datos aproximados de Presioacuten capilar para cada saturacioacuten
para este caso tambieacuten es posible usar el meacutetodo de la permeabilidad que mediante
curvas a presioacuten capilar constantes de muestras adyacentes a la muestras E
permite obtener la saturacioacuten correspondiente teniendo en cuenta el dato de
permeabilidad correspondiente se observa aproximacioacuten entre los datos obtenidos
por ambos meacutetodos
La litologiacutea tambieacuten afecta la resistividad de la formacioacuten En general los carbonatos
exhiben resistividades maacutes altas que las rocas claacutesticas debido primordialmente a
la geometriacutea de los poros En el caso de los carbonatos el agua sigue viacuteas mucho
maacutes tortuosas y por lo tanto reduce la conductividad
Los meacutetodos de resistividad utilizan un trayecto eleacutectrico continuo a traveacutes de las
rocas que es provisto por la fase de agua En una formacioacuten mojable por petroacuteleo
el agua puede no ser continua Esto incide en el exponente de saturacioacuten n de la
ecuacioacuten de Archie que relaciona la saturacioacuten con la resistividad En condiciones
de mojabilidad por agua nlt= 2 pero en condiciones de mojabilidad por petroacuteleo ngt
2 en una formacioacuten mojable por petroacuteleo es probable que una evaluacioacuten de la
saturacioacuten basada en la resistividad sea incorrecta para el yacimiento de gas
condensado el Difiacutecil el exponente de saturacioacuten encontrado es lo cual
confirma que es una roca mojada por agua
9 FUENTES DE ERROR
En el momento de preparacioacuten del nuacutecleo es fundamental que este quede
correctamente saturado (100) con el fluido de prueba ya que si no es
asiacute al correr la prueba se pueden obtener errores en la medicioacuten de las
presiones
Una saturacioacuten incorrecta del plato poroso tambieacuten puede generar errores
en la toma de datos
Posibles peacuterdidas de presioacuten por escape de aire desde de la caacutemara del
equipo de prueba
Una incorrecta medicioacuten de la saturacioacuten de la muestra tambieacuten puede
generar desviaciones por lo tanto se requiere la mayor precisioacuten posible
Es importante tener en cuenta que se puede generar cierta desviacioacuten en
cuanto a la toma de datos de las curvas de presioacuten capilar
10 CONCLUSIONES
La presioacuten capilar es una propiedad de la roca del yacimiento que a su vez es
determinada tanto por otras propiedades de la roca como por propiedades del
fluido que esta contiene
La Funcion J es un meacutetodo fundamental en cuanto a los anaacutelisis que se deben
realizar a diferentes muestras del yacimiento ya que permite definir la relacioacuten
de la Saturacioacuten de agua porosidad el tamantildeo de los poros tensioacuten interfacial
de los fluidos y la permeabilidad con la Presioacuten Capilar mediante las curvas de
presioacuten capilar dando como resultados una clasificacioacuten del yacimiento en
cuanto a las propiedades del fluidos que contiene y caracteriacutesticas de la roca
como por ejemplo la litologiacutea
Con la curva tiacutepica de presioacuten capilar que se obtiene graficando los datos de
presioacuten capilar Vs la saturacioacuten de agua es posible obtener datos esenciales de
los fluidos del yacimiento tales como Saturacioacuten de agua connata las cotas del
Nivel de agua libre (NAL) Contacto agua petroacuteleo (CAP) descrita como la mayor
profundidad a la cual se encuentra Sw del 100 zona de transicioacuten definida
como la zona en la cual la saturacioacuten de agua variacutea desde Swc hasta la
saturacioacuten del 100 la zona donde solo se encuentra petroacuteleo caso en
particular condensado
La presioacuten capilar influye en la mojabilidad de este de ahiacute se determina el fluido
mojante y el no mojante presente en la roca el grado de mojabilidad estaacute
definido de las siguiente manera para los fluidos que se encuentran en el
yacimiento gaslt petroacuteleoltagua en el caso del yacimiento El difiacutecil se gracias a
los datos dados se infiere que el fluido mojante es el agua y el no mojante es el
condensado Ademaacutes de que el aacutengulo de contacto tambieacuten permite definir que
fluido es la fase mojante asiacute para aacutengulos de contacto Agua-petroacuteleolt 90deg se
define la fase mojante como el agua
Un fenoacutemeno importante a tener en cuenta es la Presioacuten de desplazamiento la
cual es definida como la presioacuten miacutenimanecesaria para remover el fluido no
mojante del yacimiento cuando se tiene un 100 de saturacioacuten de agua
A partir de datos eleacutectricos de la formacioacuten tales como resistividad tambieacuten se
pueden conocer datos importante de la roca y de los fluidos presentes en el
yacimiento tales como la litologiacutea Fase mojante
El petroacuteleo y el gas se comportan igual que la matriz de la formacioacuten o sea
que no son conductores de corrientes eleacutectricas y en consecuencia cuando
parte del agua de la formacioacuten es desplazada por sustancias no conductoras
como petroacuteleo y gas la conductividad disminuye con el consiguiente aumento de
la resistividad
RECOMENDACIONES
Conocer claramente el procedimiento a seguir para la realizacioacuten
de la prueba permitiendo al estudiante relacionarse maacutes con el
proceso preparacioacuten del equipo y de los corazones permitiendo asiacute
tener un concepto maacutes amplio acerca de los cuidados y de los
paraacutemetros que exige la norma para obtener datos acertados
Utilizar un grado de aproximacioacuten bastante riguroso en cuanto a los
datos que se obtienen en la prueba como tambieacuten los calculados
ya que esta determinacioacuten puede ocasionar algunas variaciones en
los resultados obtenidos
11 CUESTIONARIO
1 iquestQueacute otros meacutetodos se utilizan en la determinacioacuten de las curvas de presioacuten
capilar
Meacutetodo de inyeccioacuten de mercurio
El mercurio se comporta como fase no mojante frente a la gran mayoriacutea de los minerales que constituyen la matriz porosa de las rocas de intereacutes para la acumulacioacuten de hidrocarburos En otras palabras una roca porosa puesta en contacto con mercurio no sufre el proceso espontaacuteneo de imbibicioacuten Por el contrario para introducir el mercurio en la red poral es necesario vencer (mediante la aplicacioacuten de una presioacuten externa) las fuerzas capilares que se oponen al ingreso de esta fase liacutequida
Meacutetodo de la centriacutefuga
Se satura la muestra al 100 con agua de formacioacuten
Se coloca la muestra en un tubo de centrifuga especialmente disentildeado
Se hace girar la muestra a un reacutegimen fijo de revoluciones hasta que se detiene la eliminacioacuten de agua por efecto de la fuerza generada
Se hace la lectura de agua desplazada sin detener la centrifuga Para ello se emplea un estroboscopio que permite realizar la lectura en pleno reacutegimen de giro
Se repiten las operaciones indicadas en los puntos 3 y 4 a regiacutemenes crecientes de giro hasta alcanzar el maacuteximo reacutegimen previsto
Al final del proceso se dispone de una serie de pares de datos Reacutegimen de giro - Volumen desplazado Este juego de valores se transforma faacutecilmente a pares Presioacuten Capilar - Saturacioacuten promedio de la muestra pero requiere alguacuten tratamiento numeacuterico antes de convertirse en la curva de presioacuten capilar del sistema
Meacutetodo de la membrana semipermeable
Este meacutetodo tambieacuten conocido como meacutetodo Meacutetodo de Estados Restaurados es el meacutetodo de referencia para las mediciones de Presioacuten Capilar
Para las mediciones se emplea una caacutemara estanca en cuya base se coloca una membrana capilar (en general una porcelana muy homogeacutenea) previamente saturada con la fase mojante del sistema
Las muestras se saturan al 100 con la fase mojante (regularmente agua) y se colocan en el interior de la caacutemara estanca en contacto capilar con la membrana semi-permeable El contacto capilar se asegura con un material fino tal como tierra de diatomeas que se coloca entre la muestra y la membrana
La aplicacioacuten sucesiva de presiones crecientes de la fase desplazante permite establecer los puntos de saturacioacuten de las muestras
2 iquestCuaacuteles son las ventajas y desventajas de este meacutetodo
Ventajas
Una vez obtenido los datos es praacutectico y sencillo la interpretacioacuten de estos para
determinar la curva de presioacuten capilar
La obtener la curva se puede realizar diferentes caacutelculos permitiendo el anaacutelisis
para la descripcioacuten de los fluidos en este caso mojantes
El meacutetodo es directo y transformable a condiciones de yacimiento
Desventajas
La medicioacuten es lleva alguacuten tiempo incluso puede durar un mes
Para determinar la saturaciones irreducibles es necesario que la porosidad de la
roca se relativamente buena
Es soacutelo aplicable en curvas de drenaje
3 iquestQueacute aplicaciones tienen las curvas de presioacuten capilar
Las curvas de presioacuten capilar son de gran utilidad al momento de comprender la
distribucioacuten de los fluidos del yacimiento Al analizar las saturaciones residuales de
los fluidos permite comprender la cantidad de aceite que se puede recuperar (
presioacuten de desplazamiento)y la saturacioacuten de agua de formacioacuten Por medio de la
presioacuten capilar es posible analizar otro aspecto importante de los fluidos del
yacimiento se refiere entonces a su mojabilidad La presioacuten capilar accede para la
elaboracioacuten de caacutelculos de la roca tales como permeabilidad medios porosos y
distribucioacuten de granos
4 iquestCoacutemo se transforman los datos de Presioacuten Capilar a condiciones de
Yacimiento
Hay dos formas para dicha conversioacuten para un sistema de agua y petroacuteleo
tenemos
1 la siguiente ecuacioacuten es de consideracioacuten puesto que se debe tener en
cuenta la variacioacuten del aacutengulo de contacto ya que nos puede dar valores en
un rango de [1 -1] debido a la funcioacuten trigonomeacutetrica del coseno la
ecuacioacuten se puede reducir dependiendo de si los cambios entre variables a
condiciones de laboratorio y yacimiento son considerables o no como lo es
el caso de la humectabilidad la cual no variacutea significativamente
2 La otra ecuacioacuten es
h=altura por encima contacto agua-petroacuteleo a una saturacioacuten del 100
h100= la altura de elevacioacuten en el capilar por encima de la presioacuten capilar
cero
= densidades del agua y del petroacuteleo (grcm3) y 00433 factor de
conversioacuten
5 iquestQueacute formulas se han desarrollado para estimar las permeabilidades a partir de los datos de presioacuten Capilar iquestQue otros datos se necesitan para efectuar los caacutelculos
Construyendo Graacuteficos del inverso de la presioacuten Capilar vs La Saturacioacuten de agua Se pueden obtener las permeabilidades relativas utilizando las ecuaciones de Burdine Para agua
1
0 2
0 22
1
Pc
dsPc
ds
Swi
SwiSwKrw
sw
Y para el crudo
1
0 2
0 22
1
Pc
dsPc
ds
Swi
SorSoKro
sw
Basaacutendonos en las ecuaciones podemos observar que para estimar las
permeabilidades relativas es necesario tener datos como Sw Swi para el
agua y So Sor para el crudo
BIBLIOGRAFIA
Paris de Ferrer Magdalena ldquoFUNDAMENTOS DE INGENIERIA DE YACIMIENTOSrdquo
Capitulo 5 Propiedades de la roca Presioacuten capilar Pag 271-294
Paginas consultadas para obtener informacioacuten acerca de la utlizacion de datos
eleacutectricos para interpretacioacuten de pozos
httptranslategooglecomtranslatehl=esamplangpair=en|esampu=httpwwwanswer
scomtopiccementation-factor
httpesscribdcomdoc27993174Perfilaje-Electrico-de-Pozo
httpsisbibunmsmedupebibvirtualdataTesisBasicfalla_vecap3pdf
httpwwwslbcom~mediaFilesresourcesoilfield_reviewspanish07aut07p44_
61ashx
Paginas consultadas para la obtencioacuten de datos sobre otros meacutetodos para obtencioacuten de
curvas de Presioacuten Capilar
httpwwwinlabcomarMembranahtm httpwwwinlabcomarCentrifugahtm httpwwwinlabcomarPc_Hghtm
Aplicaciones las curvas de Presioacuten Capilar
httpwwwagatlabscomspanishcontentcapillarypressurehtm
8 ANALISIS DE RESULTADOS
En la curva de presioacuten capilar vs saturacioacuten (graacutefica No 1) la muestra A presenta
la mejor seleccioacuten y proporcioacuten de granos en la roca puesto que su curva a
medida que desciende la saturacioacuten de agua no tiene cambio brusco en la presioacuten
capilar aunque es normal que a medida que desciende la saturacioacuten de agua la
presioacuten capilar aumenta esto es porque el petroacuteleo al ser extraiacutedo desplaza
consigo agua por lo tanto la saturacioacuten de agua disminuye pero una vez que va
llegando a la saturacioacuten de agua irreducible el petroacuteleo necesita mayor presioacuten
para desplazarse ya que esta agua con nata va ocupando los poros De acuerdo a
esto la muestra A presenta mejor comportamiento con respecto a las otras
muestra las cuaacuteles poseen curvas para una saturacioacuten constante una mayor
presioacuten capilar entonces el crudo necesita mayor presioacuten para el desplazamiento
indicando variacioacuten del diaacutemetro de los poros comenzando inicialmente con
porosidades mayores hasta comenzar la declinacioacuten a porosidades menores
Lo anterior tambieacuten se confirma debido a la permeabilidad La muestra A al ser la
maacutes permeable es decir que el agua se adhiere faacutecilmente a la roca el crudo
necesita menor presioacuten al fluir por el medio poroso en relacioacuten con las otras
muestras menos permeables eacuteste si necesita mayor presioacuten para empujar el agua
que estaacute en menor grado adherida a la roca
Se realizoacute la funcioacuten J De LEVERET promedio de las muestras la cual intenta
obtener una mejor comprensioacuten de la distribucioacuten de los fluidos del yacimiento Esta
funcioacuten la cuaacutel es adimensional sirve para eliminar discrepancias en las curvas de
presioacuten capilar vs saturacioacuten y las reduce a una curva comuacuten Sabiendo que esta
surge de la interpretacioacuten entre la razoacuten de la permeabilidad y la porosidad la cual
es equivalente a la raiacutez cuadrada del radio promedio de los poros
Con respecto a la graacutefica No 4 esta muestra la relacioacuten de la presioacuten capilar del
yacimiento y la altura por encima del agua del capilar en funcioacuten de la saturacioacuten de
agua Lo que nos permite este esquema es comprender la distribucioacuten inicial de la
saturacioacuten del yacimiento entonces observamos la zona de transicioacuten medida en
pies la cual es la distancia vertical entre la saturacioacuten total del agua hasta la
saturacioacuten irreducible la cual es aproximadamente unos 86 ft de espesor
Acerca de la graacutefica de las permeabilidades relativas tanto del agua como del
petroacuteleo se pude inferir que un 30 del agua en el yacimiento es irreducible y que
aproximadamente un 16 del crudo es irreducible estaacutes proporciones de los fluidos
van a ser las que son irremovibles en el medio poroso del yacimiento Tambieacuten
apartir del graacutefico podemos establecer que la permeabilidad comuacuten para el agua y
el petroacuteleo se encuentra para una saturacioacuten del agua de un 58 y para el crudo un
42 seguacuten esto se pude concluir que la fase mojante es el agua debido tambieacuten a
que su curva de permeabilidad relativa es maacutes suavizada en relacioacuten con la del
petroacuteleo
Para la muestra E no se teniacutean datos de presioacuten capilar por tanto mediante la
utilizacioacuten de la funcioacuten J promedio obtenida a partir de las otras muestras fue
posible obtener los datos aproximados de Presioacuten capilar para cada saturacioacuten
para este caso tambieacuten es posible usar el meacutetodo de la permeabilidad que mediante
curvas a presioacuten capilar constantes de muestras adyacentes a la muestras E
permite obtener la saturacioacuten correspondiente teniendo en cuenta el dato de
permeabilidad correspondiente se observa aproximacioacuten entre los datos obtenidos
por ambos meacutetodos
La litologiacutea tambieacuten afecta la resistividad de la formacioacuten En general los carbonatos
exhiben resistividades maacutes altas que las rocas claacutesticas debido primordialmente a
la geometriacutea de los poros En el caso de los carbonatos el agua sigue viacuteas mucho
maacutes tortuosas y por lo tanto reduce la conductividad
Los meacutetodos de resistividad utilizan un trayecto eleacutectrico continuo a traveacutes de las
rocas que es provisto por la fase de agua En una formacioacuten mojable por petroacuteleo
el agua puede no ser continua Esto incide en el exponente de saturacioacuten n de la
ecuacioacuten de Archie que relaciona la saturacioacuten con la resistividad En condiciones
de mojabilidad por agua nlt= 2 pero en condiciones de mojabilidad por petroacuteleo ngt
2 en una formacioacuten mojable por petroacuteleo es probable que una evaluacioacuten de la
saturacioacuten basada en la resistividad sea incorrecta para el yacimiento de gas
condensado el Difiacutecil el exponente de saturacioacuten encontrado es lo cual
confirma que es una roca mojada por agua
9 FUENTES DE ERROR
En el momento de preparacioacuten del nuacutecleo es fundamental que este quede
correctamente saturado (100) con el fluido de prueba ya que si no es
asiacute al correr la prueba se pueden obtener errores en la medicioacuten de las
presiones
Una saturacioacuten incorrecta del plato poroso tambieacuten puede generar errores
en la toma de datos
Posibles peacuterdidas de presioacuten por escape de aire desde de la caacutemara del
equipo de prueba
Una incorrecta medicioacuten de la saturacioacuten de la muestra tambieacuten puede
generar desviaciones por lo tanto se requiere la mayor precisioacuten posible
Es importante tener en cuenta que se puede generar cierta desviacioacuten en
cuanto a la toma de datos de las curvas de presioacuten capilar
10 CONCLUSIONES
La presioacuten capilar es una propiedad de la roca del yacimiento que a su vez es
determinada tanto por otras propiedades de la roca como por propiedades del
fluido que esta contiene
La Funcion J es un meacutetodo fundamental en cuanto a los anaacutelisis que se deben
realizar a diferentes muestras del yacimiento ya que permite definir la relacioacuten
de la Saturacioacuten de agua porosidad el tamantildeo de los poros tensioacuten interfacial
de los fluidos y la permeabilidad con la Presioacuten Capilar mediante las curvas de
presioacuten capilar dando como resultados una clasificacioacuten del yacimiento en
cuanto a las propiedades del fluidos que contiene y caracteriacutesticas de la roca
como por ejemplo la litologiacutea
Con la curva tiacutepica de presioacuten capilar que se obtiene graficando los datos de
presioacuten capilar Vs la saturacioacuten de agua es posible obtener datos esenciales de
los fluidos del yacimiento tales como Saturacioacuten de agua connata las cotas del
Nivel de agua libre (NAL) Contacto agua petroacuteleo (CAP) descrita como la mayor
profundidad a la cual se encuentra Sw del 100 zona de transicioacuten definida
como la zona en la cual la saturacioacuten de agua variacutea desde Swc hasta la
saturacioacuten del 100 la zona donde solo se encuentra petroacuteleo caso en
particular condensado
La presioacuten capilar influye en la mojabilidad de este de ahiacute se determina el fluido
mojante y el no mojante presente en la roca el grado de mojabilidad estaacute
definido de las siguiente manera para los fluidos que se encuentran en el
yacimiento gaslt petroacuteleoltagua en el caso del yacimiento El difiacutecil se gracias a
los datos dados se infiere que el fluido mojante es el agua y el no mojante es el
condensado Ademaacutes de que el aacutengulo de contacto tambieacuten permite definir que
fluido es la fase mojante asiacute para aacutengulos de contacto Agua-petroacuteleolt 90deg se
define la fase mojante como el agua
Un fenoacutemeno importante a tener en cuenta es la Presioacuten de desplazamiento la
cual es definida como la presioacuten miacutenimanecesaria para remover el fluido no
mojante del yacimiento cuando se tiene un 100 de saturacioacuten de agua
A partir de datos eleacutectricos de la formacioacuten tales como resistividad tambieacuten se
pueden conocer datos importante de la roca y de los fluidos presentes en el
yacimiento tales como la litologiacutea Fase mojante
El petroacuteleo y el gas se comportan igual que la matriz de la formacioacuten o sea
que no son conductores de corrientes eleacutectricas y en consecuencia cuando
parte del agua de la formacioacuten es desplazada por sustancias no conductoras
como petroacuteleo y gas la conductividad disminuye con el consiguiente aumento de
la resistividad
RECOMENDACIONES
Conocer claramente el procedimiento a seguir para la realizacioacuten
de la prueba permitiendo al estudiante relacionarse maacutes con el
proceso preparacioacuten del equipo y de los corazones permitiendo asiacute
tener un concepto maacutes amplio acerca de los cuidados y de los
paraacutemetros que exige la norma para obtener datos acertados
Utilizar un grado de aproximacioacuten bastante riguroso en cuanto a los
datos que se obtienen en la prueba como tambieacuten los calculados
ya que esta determinacioacuten puede ocasionar algunas variaciones en
los resultados obtenidos
11 CUESTIONARIO
1 iquestQueacute otros meacutetodos se utilizan en la determinacioacuten de las curvas de presioacuten
capilar
Meacutetodo de inyeccioacuten de mercurio
El mercurio se comporta como fase no mojante frente a la gran mayoriacutea de los minerales que constituyen la matriz porosa de las rocas de intereacutes para la acumulacioacuten de hidrocarburos En otras palabras una roca porosa puesta en contacto con mercurio no sufre el proceso espontaacuteneo de imbibicioacuten Por el contrario para introducir el mercurio en la red poral es necesario vencer (mediante la aplicacioacuten de una presioacuten externa) las fuerzas capilares que se oponen al ingreso de esta fase liacutequida
Meacutetodo de la centriacutefuga
Se satura la muestra al 100 con agua de formacioacuten
Se coloca la muestra en un tubo de centrifuga especialmente disentildeado
Se hace girar la muestra a un reacutegimen fijo de revoluciones hasta que se detiene la eliminacioacuten de agua por efecto de la fuerza generada
Se hace la lectura de agua desplazada sin detener la centrifuga Para ello se emplea un estroboscopio que permite realizar la lectura en pleno reacutegimen de giro
Se repiten las operaciones indicadas en los puntos 3 y 4 a regiacutemenes crecientes de giro hasta alcanzar el maacuteximo reacutegimen previsto
Al final del proceso se dispone de una serie de pares de datos Reacutegimen de giro - Volumen desplazado Este juego de valores se transforma faacutecilmente a pares Presioacuten Capilar - Saturacioacuten promedio de la muestra pero requiere alguacuten tratamiento numeacuterico antes de convertirse en la curva de presioacuten capilar del sistema
Meacutetodo de la membrana semipermeable
Este meacutetodo tambieacuten conocido como meacutetodo Meacutetodo de Estados Restaurados es el meacutetodo de referencia para las mediciones de Presioacuten Capilar
Para las mediciones se emplea una caacutemara estanca en cuya base se coloca una membrana capilar (en general una porcelana muy homogeacutenea) previamente saturada con la fase mojante del sistema
Las muestras se saturan al 100 con la fase mojante (regularmente agua) y se colocan en el interior de la caacutemara estanca en contacto capilar con la membrana semi-permeable El contacto capilar se asegura con un material fino tal como tierra de diatomeas que se coloca entre la muestra y la membrana
La aplicacioacuten sucesiva de presiones crecientes de la fase desplazante permite establecer los puntos de saturacioacuten de las muestras
2 iquestCuaacuteles son las ventajas y desventajas de este meacutetodo
Ventajas
Una vez obtenido los datos es praacutectico y sencillo la interpretacioacuten de estos para
determinar la curva de presioacuten capilar
La obtener la curva se puede realizar diferentes caacutelculos permitiendo el anaacutelisis
para la descripcioacuten de los fluidos en este caso mojantes
El meacutetodo es directo y transformable a condiciones de yacimiento
Desventajas
La medicioacuten es lleva alguacuten tiempo incluso puede durar un mes
Para determinar la saturaciones irreducibles es necesario que la porosidad de la
roca se relativamente buena
Es soacutelo aplicable en curvas de drenaje
3 iquestQueacute aplicaciones tienen las curvas de presioacuten capilar
Las curvas de presioacuten capilar son de gran utilidad al momento de comprender la
distribucioacuten de los fluidos del yacimiento Al analizar las saturaciones residuales de
los fluidos permite comprender la cantidad de aceite que se puede recuperar (
presioacuten de desplazamiento)y la saturacioacuten de agua de formacioacuten Por medio de la
presioacuten capilar es posible analizar otro aspecto importante de los fluidos del
yacimiento se refiere entonces a su mojabilidad La presioacuten capilar accede para la
elaboracioacuten de caacutelculos de la roca tales como permeabilidad medios porosos y
distribucioacuten de granos
4 iquestCoacutemo se transforman los datos de Presioacuten Capilar a condiciones de
Yacimiento
Hay dos formas para dicha conversioacuten para un sistema de agua y petroacuteleo
tenemos
1 la siguiente ecuacioacuten es de consideracioacuten puesto que se debe tener en
cuenta la variacioacuten del aacutengulo de contacto ya que nos puede dar valores en
un rango de [1 -1] debido a la funcioacuten trigonomeacutetrica del coseno la
ecuacioacuten se puede reducir dependiendo de si los cambios entre variables a
condiciones de laboratorio y yacimiento son considerables o no como lo es
el caso de la humectabilidad la cual no variacutea significativamente
2 La otra ecuacioacuten es
h=altura por encima contacto agua-petroacuteleo a una saturacioacuten del 100
h100= la altura de elevacioacuten en el capilar por encima de la presioacuten capilar
cero
= densidades del agua y del petroacuteleo (grcm3) y 00433 factor de
conversioacuten
5 iquestQueacute formulas se han desarrollado para estimar las permeabilidades a partir de los datos de presioacuten Capilar iquestQue otros datos se necesitan para efectuar los caacutelculos
Construyendo Graacuteficos del inverso de la presioacuten Capilar vs La Saturacioacuten de agua Se pueden obtener las permeabilidades relativas utilizando las ecuaciones de Burdine Para agua
1
0 2
0 22
1
Pc
dsPc
ds
Swi
SwiSwKrw
sw
Y para el crudo
1
0 2
0 22
1
Pc
dsPc
ds
Swi
SorSoKro
sw
Basaacutendonos en las ecuaciones podemos observar que para estimar las
permeabilidades relativas es necesario tener datos como Sw Swi para el
agua y So Sor para el crudo
BIBLIOGRAFIA
Paris de Ferrer Magdalena ldquoFUNDAMENTOS DE INGENIERIA DE YACIMIENTOSrdquo
Capitulo 5 Propiedades de la roca Presioacuten capilar Pag 271-294
Paginas consultadas para obtener informacioacuten acerca de la utlizacion de datos
eleacutectricos para interpretacioacuten de pozos
httptranslategooglecomtranslatehl=esamplangpair=en|esampu=httpwwwanswer
scomtopiccementation-factor
httpesscribdcomdoc27993174Perfilaje-Electrico-de-Pozo
httpsisbibunmsmedupebibvirtualdataTesisBasicfalla_vecap3pdf
httpwwwslbcom~mediaFilesresourcesoilfield_reviewspanish07aut07p44_
61ashx
Paginas consultadas para la obtencioacuten de datos sobre otros meacutetodos para obtencioacuten de
curvas de Presioacuten Capilar
httpwwwinlabcomarMembranahtm httpwwwinlabcomarCentrifugahtm httpwwwinlabcomarPc_Hghtm
Aplicaciones las curvas de Presioacuten Capilar
httpwwwagatlabscomspanishcontentcapillarypressurehtm
el petroacuteleo se encuentra para una saturacioacuten del agua de un 58 y para el crudo un
42 seguacuten esto se pude concluir que la fase mojante es el agua debido tambieacuten a
que su curva de permeabilidad relativa es maacutes suavizada en relacioacuten con la del
petroacuteleo
Para la muestra E no se teniacutean datos de presioacuten capilar por tanto mediante la
utilizacioacuten de la funcioacuten J promedio obtenida a partir de las otras muestras fue
posible obtener los datos aproximados de Presioacuten capilar para cada saturacioacuten
para este caso tambieacuten es posible usar el meacutetodo de la permeabilidad que mediante
curvas a presioacuten capilar constantes de muestras adyacentes a la muestras E
permite obtener la saturacioacuten correspondiente teniendo en cuenta el dato de
permeabilidad correspondiente se observa aproximacioacuten entre los datos obtenidos
por ambos meacutetodos
La litologiacutea tambieacuten afecta la resistividad de la formacioacuten En general los carbonatos
exhiben resistividades maacutes altas que las rocas claacutesticas debido primordialmente a
la geometriacutea de los poros En el caso de los carbonatos el agua sigue viacuteas mucho
maacutes tortuosas y por lo tanto reduce la conductividad
Los meacutetodos de resistividad utilizan un trayecto eleacutectrico continuo a traveacutes de las
rocas que es provisto por la fase de agua En una formacioacuten mojable por petroacuteleo
el agua puede no ser continua Esto incide en el exponente de saturacioacuten n de la
ecuacioacuten de Archie que relaciona la saturacioacuten con la resistividad En condiciones
de mojabilidad por agua nlt= 2 pero en condiciones de mojabilidad por petroacuteleo ngt
2 en una formacioacuten mojable por petroacuteleo es probable que una evaluacioacuten de la
saturacioacuten basada en la resistividad sea incorrecta para el yacimiento de gas
condensado el Difiacutecil el exponente de saturacioacuten encontrado es lo cual
confirma que es una roca mojada por agua
9 FUENTES DE ERROR
En el momento de preparacioacuten del nuacutecleo es fundamental que este quede
correctamente saturado (100) con el fluido de prueba ya que si no es
asiacute al correr la prueba se pueden obtener errores en la medicioacuten de las
presiones
Una saturacioacuten incorrecta del plato poroso tambieacuten puede generar errores
en la toma de datos
Posibles peacuterdidas de presioacuten por escape de aire desde de la caacutemara del
equipo de prueba
Una incorrecta medicioacuten de la saturacioacuten de la muestra tambieacuten puede
generar desviaciones por lo tanto se requiere la mayor precisioacuten posible
Es importante tener en cuenta que se puede generar cierta desviacioacuten en
cuanto a la toma de datos de las curvas de presioacuten capilar
10 CONCLUSIONES
La presioacuten capilar es una propiedad de la roca del yacimiento que a su vez es
determinada tanto por otras propiedades de la roca como por propiedades del
fluido que esta contiene
La Funcion J es un meacutetodo fundamental en cuanto a los anaacutelisis que se deben
realizar a diferentes muestras del yacimiento ya que permite definir la relacioacuten
de la Saturacioacuten de agua porosidad el tamantildeo de los poros tensioacuten interfacial
de los fluidos y la permeabilidad con la Presioacuten Capilar mediante las curvas de
presioacuten capilar dando como resultados una clasificacioacuten del yacimiento en
cuanto a las propiedades del fluidos que contiene y caracteriacutesticas de la roca
como por ejemplo la litologiacutea
Con la curva tiacutepica de presioacuten capilar que se obtiene graficando los datos de
presioacuten capilar Vs la saturacioacuten de agua es posible obtener datos esenciales de
los fluidos del yacimiento tales como Saturacioacuten de agua connata las cotas del
Nivel de agua libre (NAL) Contacto agua petroacuteleo (CAP) descrita como la mayor
profundidad a la cual se encuentra Sw del 100 zona de transicioacuten definida
como la zona en la cual la saturacioacuten de agua variacutea desde Swc hasta la
saturacioacuten del 100 la zona donde solo se encuentra petroacuteleo caso en
particular condensado
La presioacuten capilar influye en la mojabilidad de este de ahiacute se determina el fluido
mojante y el no mojante presente en la roca el grado de mojabilidad estaacute
definido de las siguiente manera para los fluidos que se encuentran en el
yacimiento gaslt petroacuteleoltagua en el caso del yacimiento El difiacutecil se gracias a
los datos dados se infiere que el fluido mojante es el agua y el no mojante es el
condensado Ademaacutes de que el aacutengulo de contacto tambieacuten permite definir que
fluido es la fase mojante asiacute para aacutengulos de contacto Agua-petroacuteleolt 90deg se
define la fase mojante como el agua
Un fenoacutemeno importante a tener en cuenta es la Presioacuten de desplazamiento la
cual es definida como la presioacuten miacutenimanecesaria para remover el fluido no
mojante del yacimiento cuando se tiene un 100 de saturacioacuten de agua
A partir de datos eleacutectricos de la formacioacuten tales como resistividad tambieacuten se
pueden conocer datos importante de la roca y de los fluidos presentes en el
yacimiento tales como la litologiacutea Fase mojante
El petroacuteleo y el gas se comportan igual que la matriz de la formacioacuten o sea
que no son conductores de corrientes eleacutectricas y en consecuencia cuando
parte del agua de la formacioacuten es desplazada por sustancias no conductoras
como petroacuteleo y gas la conductividad disminuye con el consiguiente aumento de
la resistividad
RECOMENDACIONES
Conocer claramente el procedimiento a seguir para la realizacioacuten
de la prueba permitiendo al estudiante relacionarse maacutes con el
proceso preparacioacuten del equipo y de los corazones permitiendo asiacute
tener un concepto maacutes amplio acerca de los cuidados y de los
paraacutemetros que exige la norma para obtener datos acertados
Utilizar un grado de aproximacioacuten bastante riguroso en cuanto a los
datos que se obtienen en la prueba como tambieacuten los calculados
ya que esta determinacioacuten puede ocasionar algunas variaciones en
los resultados obtenidos
11 CUESTIONARIO
1 iquestQueacute otros meacutetodos se utilizan en la determinacioacuten de las curvas de presioacuten
capilar
Meacutetodo de inyeccioacuten de mercurio
El mercurio se comporta como fase no mojante frente a la gran mayoriacutea de los minerales que constituyen la matriz porosa de las rocas de intereacutes para la acumulacioacuten de hidrocarburos En otras palabras una roca porosa puesta en contacto con mercurio no sufre el proceso espontaacuteneo de imbibicioacuten Por el contrario para introducir el mercurio en la red poral es necesario vencer (mediante la aplicacioacuten de una presioacuten externa) las fuerzas capilares que se oponen al ingreso de esta fase liacutequida
Meacutetodo de la centriacutefuga
Se satura la muestra al 100 con agua de formacioacuten
Se coloca la muestra en un tubo de centrifuga especialmente disentildeado
Se hace girar la muestra a un reacutegimen fijo de revoluciones hasta que se detiene la eliminacioacuten de agua por efecto de la fuerza generada
Se hace la lectura de agua desplazada sin detener la centrifuga Para ello se emplea un estroboscopio que permite realizar la lectura en pleno reacutegimen de giro
Se repiten las operaciones indicadas en los puntos 3 y 4 a regiacutemenes crecientes de giro hasta alcanzar el maacuteximo reacutegimen previsto
Al final del proceso se dispone de una serie de pares de datos Reacutegimen de giro - Volumen desplazado Este juego de valores se transforma faacutecilmente a pares Presioacuten Capilar - Saturacioacuten promedio de la muestra pero requiere alguacuten tratamiento numeacuterico antes de convertirse en la curva de presioacuten capilar del sistema
Meacutetodo de la membrana semipermeable
Este meacutetodo tambieacuten conocido como meacutetodo Meacutetodo de Estados Restaurados es el meacutetodo de referencia para las mediciones de Presioacuten Capilar
Para las mediciones se emplea una caacutemara estanca en cuya base se coloca una membrana capilar (en general una porcelana muy homogeacutenea) previamente saturada con la fase mojante del sistema
Las muestras se saturan al 100 con la fase mojante (regularmente agua) y se colocan en el interior de la caacutemara estanca en contacto capilar con la membrana semi-permeable El contacto capilar se asegura con un material fino tal como tierra de diatomeas que se coloca entre la muestra y la membrana
La aplicacioacuten sucesiva de presiones crecientes de la fase desplazante permite establecer los puntos de saturacioacuten de las muestras
2 iquestCuaacuteles son las ventajas y desventajas de este meacutetodo
Ventajas
Una vez obtenido los datos es praacutectico y sencillo la interpretacioacuten de estos para
determinar la curva de presioacuten capilar
La obtener la curva se puede realizar diferentes caacutelculos permitiendo el anaacutelisis
para la descripcioacuten de los fluidos en este caso mojantes
El meacutetodo es directo y transformable a condiciones de yacimiento
Desventajas
La medicioacuten es lleva alguacuten tiempo incluso puede durar un mes
Para determinar la saturaciones irreducibles es necesario que la porosidad de la
roca se relativamente buena
Es soacutelo aplicable en curvas de drenaje
3 iquestQueacute aplicaciones tienen las curvas de presioacuten capilar
Las curvas de presioacuten capilar son de gran utilidad al momento de comprender la
distribucioacuten de los fluidos del yacimiento Al analizar las saturaciones residuales de
los fluidos permite comprender la cantidad de aceite que se puede recuperar (
presioacuten de desplazamiento)y la saturacioacuten de agua de formacioacuten Por medio de la
presioacuten capilar es posible analizar otro aspecto importante de los fluidos del
yacimiento se refiere entonces a su mojabilidad La presioacuten capilar accede para la
elaboracioacuten de caacutelculos de la roca tales como permeabilidad medios porosos y
distribucioacuten de granos
4 iquestCoacutemo se transforman los datos de Presioacuten Capilar a condiciones de
Yacimiento
Hay dos formas para dicha conversioacuten para un sistema de agua y petroacuteleo
tenemos
1 la siguiente ecuacioacuten es de consideracioacuten puesto que se debe tener en
cuenta la variacioacuten del aacutengulo de contacto ya que nos puede dar valores en
un rango de [1 -1] debido a la funcioacuten trigonomeacutetrica del coseno la
ecuacioacuten se puede reducir dependiendo de si los cambios entre variables a
condiciones de laboratorio y yacimiento son considerables o no como lo es
el caso de la humectabilidad la cual no variacutea significativamente
2 La otra ecuacioacuten es
h=altura por encima contacto agua-petroacuteleo a una saturacioacuten del 100
h100= la altura de elevacioacuten en el capilar por encima de la presioacuten capilar
cero
= densidades del agua y del petroacuteleo (grcm3) y 00433 factor de
conversioacuten
5 iquestQueacute formulas se han desarrollado para estimar las permeabilidades a partir de los datos de presioacuten Capilar iquestQue otros datos se necesitan para efectuar los caacutelculos
Construyendo Graacuteficos del inverso de la presioacuten Capilar vs La Saturacioacuten de agua Se pueden obtener las permeabilidades relativas utilizando las ecuaciones de Burdine Para agua
1
0 2
0 22
1
Pc
dsPc
ds
Swi
SwiSwKrw
sw
Y para el crudo
1
0 2
0 22
1
Pc
dsPc
ds
Swi
SorSoKro
sw
Basaacutendonos en las ecuaciones podemos observar que para estimar las
permeabilidades relativas es necesario tener datos como Sw Swi para el
agua y So Sor para el crudo
BIBLIOGRAFIA
Paris de Ferrer Magdalena ldquoFUNDAMENTOS DE INGENIERIA DE YACIMIENTOSrdquo
Capitulo 5 Propiedades de la roca Presioacuten capilar Pag 271-294
Paginas consultadas para obtener informacioacuten acerca de la utlizacion de datos
eleacutectricos para interpretacioacuten de pozos
httptranslategooglecomtranslatehl=esamplangpair=en|esampu=httpwwwanswer
scomtopiccementation-factor
httpesscribdcomdoc27993174Perfilaje-Electrico-de-Pozo
httpsisbibunmsmedupebibvirtualdataTesisBasicfalla_vecap3pdf
httpwwwslbcom~mediaFilesresourcesoilfield_reviewspanish07aut07p44_
61ashx
Paginas consultadas para la obtencioacuten de datos sobre otros meacutetodos para obtencioacuten de
curvas de Presioacuten Capilar
httpwwwinlabcomarMembranahtm httpwwwinlabcomarCentrifugahtm httpwwwinlabcomarPc_Hghtm
Aplicaciones las curvas de Presioacuten Capilar
httpwwwagatlabscomspanishcontentcapillarypressurehtm
9 FUENTES DE ERROR
En el momento de preparacioacuten del nuacutecleo es fundamental que este quede
correctamente saturado (100) con el fluido de prueba ya que si no es
asiacute al correr la prueba se pueden obtener errores en la medicioacuten de las
presiones
Una saturacioacuten incorrecta del plato poroso tambieacuten puede generar errores
en la toma de datos
Posibles peacuterdidas de presioacuten por escape de aire desde de la caacutemara del
equipo de prueba
Una incorrecta medicioacuten de la saturacioacuten de la muestra tambieacuten puede
generar desviaciones por lo tanto se requiere la mayor precisioacuten posible
Es importante tener en cuenta que se puede generar cierta desviacioacuten en
cuanto a la toma de datos de las curvas de presioacuten capilar
10 CONCLUSIONES
La presioacuten capilar es una propiedad de la roca del yacimiento que a su vez es
determinada tanto por otras propiedades de la roca como por propiedades del
fluido que esta contiene
La Funcion J es un meacutetodo fundamental en cuanto a los anaacutelisis que se deben
realizar a diferentes muestras del yacimiento ya que permite definir la relacioacuten
de la Saturacioacuten de agua porosidad el tamantildeo de los poros tensioacuten interfacial
de los fluidos y la permeabilidad con la Presioacuten Capilar mediante las curvas de
presioacuten capilar dando como resultados una clasificacioacuten del yacimiento en
cuanto a las propiedades del fluidos que contiene y caracteriacutesticas de la roca
como por ejemplo la litologiacutea
Con la curva tiacutepica de presioacuten capilar que se obtiene graficando los datos de
presioacuten capilar Vs la saturacioacuten de agua es posible obtener datos esenciales de
los fluidos del yacimiento tales como Saturacioacuten de agua connata las cotas del
Nivel de agua libre (NAL) Contacto agua petroacuteleo (CAP) descrita como la mayor
profundidad a la cual se encuentra Sw del 100 zona de transicioacuten definida
como la zona en la cual la saturacioacuten de agua variacutea desde Swc hasta la
saturacioacuten del 100 la zona donde solo se encuentra petroacuteleo caso en
particular condensado
La presioacuten capilar influye en la mojabilidad de este de ahiacute se determina el fluido
mojante y el no mojante presente en la roca el grado de mojabilidad estaacute
definido de las siguiente manera para los fluidos que se encuentran en el
yacimiento gaslt petroacuteleoltagua en el caso del yacimiento El difiacutecil se gracias a
los datos dados se infiere que el fluido mojante es el agua y el no mojante es el
condensado Ademaacutes de que el aacutengulo de contacto tambieacuten permite definir que
fluido es la fase mojante asiacute para aacutengulos de contacto Agua-petroacuteleolt 90deg se
define la fase mojante como el agua
Un fenoacutemeno importante a tener en cuenta es la Presioacuten de desplazamiento la
cual es definida como la presioacuten miacutenimanecesaria para remover el fluido no
mojante del yacimiento cuando se tiene un 100 de saturacioacuten de agua
A partir de datos eleacutectricos de la formacioacuten tales como resistividad tambieacuten se
pueden conocer datos importante de la roca y de los fluidos presentes en el
yacimiento tales como la litologiacutea Fase mojante
El petroacuteleo y el gas se comportan igual que la matriz de la formacioacuten o sea
que no son conductores de corrientes eleacutectricas y en consecuencia cuando
parte del agua de la formacioacuten es desplazada por sustancias no conductoras
como petroacuteleo y gas la conductividad disminuye con el consiguiente aumento de
la resistividad
RECOMENDACIONES
Conocer claramente el procedimiento a seguir para la realizacioacuten
de la prueba permitiendo al estudiante relacionarse maacutes con el
proceso preparacioacuten del equipo y de los corazones permitiendo asiacute
tener un concepto maacutes amplio acerca de los cuidados y de los
paraacutemetros que exige la norma para obtener datos acertados
Utilizar un grado de aproximacioacuten bastante riguroso en cuanto a los
datos que se obtienen en la prueba como tambieacuten los calculados
ya que esta determinacioacuten puede ocasionar algunas variaciones en
los resultados obtenidos
11 CUESTIONARIO
1 iquestQueacute otros meacutetodos se utilizan en la determinacioacuten de las curvas de presioacuten
capilar
Meacutetodo de inyeccioacuten de mercurio
El mercurio se comporta como fase no mojante frente a la gran mayoriacutea de los minerales que constituyen la matriz porosa de las rocas de intereacutes para la acumulacioacuten de hidrocarburos En otras palabras una roca porosa puesta en contacto con mercurio no sufre el proceso espontaacuteneo de imbibicioacuten Por el contrario para introducir el mercurio en la red poral es necesario vencer (mediante la aplicacioacuten de una presioacuten externa) las fuerzas capilares que se oponen al ingreso de esta fase liacutequida
Meacutetodo de la centriacutefuga
Se satura la muestra al 100 con agua de formacioacuten
Se coloca la muestra en un tubo de centrifuga especialmente disentildeado
Se hace girar la muestra a un reacutegimen fijo de revoluciones hasta que se detiene la eliminacioacuten de agua por efecto de la fuerza generada
Se hace la lectura de agua desplazada sin detener la centrifuga Para ello se emplea un estroboscopio que permite realizar la lectura en pleno reacutegimen de giro
Se repiten las operaciones indicadas en los puntos 3 y 4 a regiacutemenes crecientes de giro hasta alcanzar el maacuteximo reacutegimen previsto
Al final del proceso se dispone de una serie de pares de datos Reacutegimen de giro - Volumen desplazado Este juego de valores se transforma faacutecilmente a pares Presioacuten Capilar - Saturacioacuten promedio de la muestra pero requiere alguacuten tratamiento numeacuterico antes de convertirse en la curva de presioacuten capilar del sistema
Meacutetodo de la membrana semipermeable
Este meacutetodo tambieacuten conocido como meacutetodo Meacutetodo de Estados Restaurados es el meacutetodo de referencia para las mediciones de Presioacuten Capilar
Para las mediciones se emplea una caacutemara estanca en cuya base se coloca una membrana capilar (en general una porcelana muy homogeacutenea) previamente saturada con la fase mojante del sistema
Las muestras se saturan al 100 con la fase mojante (regularmente agua) y se colocan en el interior de la caacutemara estanca en contacto capilar con la membrana semi-permeable El contacto capilar se asegura con un material fino tal como tierra de diatomeas que se coloca entre la muestra y la membrana
La aplicacioacuten sucesiva de presiones crecientes de la fase desplazante permite establecer los puntos de saturacioacuten de las muestras
2 iquestCuaacuteles son las ventajas y desventajas de este meacutetodo
Ventajas
Una vez obtenido los datos es praacutectico y sencillo la interpretacioacuten de estos para
determinar la curva de presioacuten capilar
La obtener la curva se puede realizar diferentes caacutelculos permitiendo el anaacutelisis
para la descripcioacuten de los fluidos en este caso mojantes
El meacutetodo es directo y transformable a condiciones de yacimiento
Desventajas
La medicioacuten es lleva alguacuten tiempo incluso puede durar un mes
Para determinar la saturaciones irreducibles es necesario que la porosidad de la
roca se relativamente buena
Es soacutelo aplicable en curvas de drenaje
3 iquestQueacute aplicaciones tienen las curvas de presioacuten capilar
Las curvas de presioacuten capilar son de gran utilidad al momento de comprender la
distribucioacuten de los fluidos del yacimiento Al analizar las saturaciones residuales de
los fluidos permite comprender la cantidad de aceite que se puede recuperar (
presioacuten de desplazamiento)y la saturacioacuten de agua de formacioacuten Por medio de la
presioacuten capilar es posible analizar otro aspecto importante de los fluidos del
yacimiento se refiere entonces a su mojabilidad La presioacuten capilar accede para la
elaboracioacuten de caacutelculos de la roca tales como permeabilidad medios porosos y
distribucioacuten de granos
4 iquestCoacutemo se transforman los datos de Presioacuten Capilar a condiciones de
Yacimiento
Hay dos formas para dicha conversioacuten para un sistema de agua y petroacuteleo
tenemos
1 la siguiente ecuacioacuten es de consideracioacuten puesto que se debe tener en
cuenta la variacioacuten del aacutengulo de contacto ya que nos puede dar valores en
un rango de [1 -1] debido a la funcioacuten trigonomeacutetrica del coseno la
ecuacioacuten se puede reducir dependiendo de si los cambios entre variables a
condiciones de laboratorio y yacimiento son considerables o no como lo es
el caso de la humectabilidad la cual no variacutea significativamente
2 La otra ecuacioacuten es
h=altura por encima contacto agua-petroacuteleo a una saturacioacuten del 100
h100= la altura de elevacioacuten en el capilar por encima de la presioacuten capilar
cero
= densidades del agua y del petroacuteleo (grcm3) y 00433 factor de
conversioacuten
5 iquestQueacute formulas se han desarrollado para estimar las permeabilidades a partir de los datos de presioacuten Capilar iquestQue otros datos se necesitan para efectuar los caacutelculos
Construyendo Graacuteficos del inverso de la presioacuten Capilar vs La Saturacioacuten de agua Se pueden obtener las permeabilidades relativas utilizando las ecuaciones de Burdine Para agua
1
0 2
0 22
1
Pc
dsPc
ds
Swi
SwiSwKrw
sw
Y para el crudo
1
0 2
0 22
1
Pc
dsPc
ds
Swi
SorSoKro
sw
Basaacutendonos en las ecuaciones podemos observar que para estimar las
permeabilidades relativas es necesario tener datos como Sw Swi para el
agua y So Sor para el crudo
BIBLIOGRAFIA
Paris de Ferrer Magdalena ldquoFUNDAMENTOS DE INGENIERIA DE YACIMIENTOSrdquo
Capitulo 5 Propiedades de la roca Presioacuten capilar Pag 271-294
Paginas consultadas para obtener informacioacuten acerca de la utlizacion de datos
eleacutectricos para interpretacioacuten de pozos
httptranslategooglecomtranslatehl=esamplangpair=en|esampu=httpwwwanswer
scomtopiccementation-factor
httpesscribdcomdoc27993174Perfilaje-Electrico-de-Pozo
httpsisbibunmsmedupebibvirtualdataTesisBasicfalla_vecap3pdf
httpwwwslbcom~mediaFilesresourcesoilfield_reviewspanish07aut07p44_
61ashx
Paginas consultadas para la obtencioacuten de datos sobre otros meacutetodos para obtencioacuten de
curvas de Presioacuten Capilar
httpwwwinlabcomarMembranahtm httpwwwinlabcomarCentrifugahtm httpwwwinlabcomarPc_Hghtm
Aplicaciones las curvas de Presioacuten Capilar
httpwwwagatlabscomspanishcontentcapillarypressurehtm
10 CONCLUSIONES
La presioacuten capilar es una propiedad de la roca del yacimiento que a su vez es
determinada tanto por otras propiedades de la roca como por propiedades del
fluido que esta contiene
La Funcion J es un meacutetodo fundamental en cuanto a los anaacutelisis que se deben
realizar a diferentes muestras del yacimiento ya que permite definir la relacioacuten
de la Saturacioacuten de agua porosidad el tamantildeo de los poros tensioacuten interfacial
de los fluidos y la permeabilidad con la Presioacuten Capilar mediante las curvas de
presioacuten capilar dando como resultados una clasificacioacuten del yacimiento en
cuanto a las propiedades del fluidos que contiene y caracteriacutesticas de la roca
como por ejemplo la litologiacutea
Con la curva tiacutepica de presioacuten capilar que se obtiene graficando los datos de
presioacuten capilar Vs la saturacioacuten de agua es posible obtener datos esenciales de
los fluidos del yacimiento tales como Saturacioacuten de agua connata las cotas del
Nivel de agua libre (NAL) Contacto agua petroacuteleo (CAP) descrita como la mayor
profundidad a la cual se encuentra Sw del 100 zona de transicioacuten definida
como la zona en la cual la saturacioacuten de agua variacutea desde Swc hasta la
saturacioacuten del 100 la zona donde solo se encuentra petroacuteleo caso en
particular condensado
La presioacuten capilar influye en la mojabilidad de este de ahiacute se determina el fluido
mojante y el no mojante presente en la roca el grado de mojabilidad estaacute
definido de las siguiente manera para los fluidos que se encuentran en el
yacimiento gaslt petroacuteleoltagua en el caso del yacimiento El difiacutecil se gracias a
los datos dados se infiere que el fluido mojante es el agua y el no mojante es el
condensado Ademaacutes de que el aacutengulo de contacto tambieacuten permite definir que
fluido es la fase mojante asiacute para aacutengulos de contacto Agua-petroacuteleolt 90deg se
define la fase mojante como el agua
Un fenoacutemeno importante a tener en cuenta es la Presioacuten de desplazamiento la
cual es definida como la presioacuten miacutenimanecesaria para remover el fluido no
mojante del yacimiento cuando se tiene un 100 de saturacioacuten de agua
A partir de datos eleacutectricos de la formacioacuten tales como resistividad tambieacuten se
pueden conocer datos importante de la roca y de los fluidos presentes en el
yacimiento tales como la litologiacutea Fase mojante
El petroacuteleo y el gas se comportan igual que la matriz de la formacioacuten o sea
que no son conductores de corrientes eleacutectricas y en consecuencia cuando
parte del agua de la formacioacuten es desplazada por sustancias no conductoras
como petroacuteleo y gas la conductividad disminuye con el consiguiente aumento de
la resistividad
RECOMENDACIONES
Conocer claramente el procedimiento a seguir para la realizacioacuten
de la prueba permitiendo al estudiante relacionarse maacutes con el
proceso preparacioacuten del equipo y de los corazones permitiendo asiacute
tener un concepto maacutes amplio acerca de los cuidados y de los
paraacutemetros que exige la norma para obtener datos acertados
Utilizar un grado de aproximacioacuten bastante riguroso en cuanto a los
datos que se obtienen en la prueba como tambieacuten los calculados
ya que esta determinacioacuten puede ocasionar algunas variaciones en
los resultados obtenidos
11 CUESTIONARIO
1 iquestQueacute otros meacutetodos se utilizan en la determinacioacuten de las curvas de presioacuten
capilar
Meacutetodo de inyeccioacuten de mercurio
El mercurio se comporta como fase no mojante frente a la gran mayoriacutea de los minerales que constituyen la matriz porosa de las rocas de intereacutes para la acumulacioacuten de hidrocarburos En otras palabras una roca porosa puesta en contacto con mercurio no sufre el proceso espontaacuteneo de imbibicioacuten Por el contrario para introducir el mercurio en la red poral es necesario vencer (mediante la aplicacioacuten de una presioacuten externa) las fuerzas capilares que se oponen al ingreso de esta fase liacutequida
Meacutetodo de la centriacutefuga
Se satura la muestra al 100 con agua de formacioacuten
Se coloca la muestra en un tubo de centrifuga especialmente disentildeado
Se hace girar la muestra a un reacutegimen fijo de revoluciones hasta que se detiene la eliminacioacuten de agua por efecto de la fuerza generada
Se hace la lectura de agua desplazada sin detener la centrifuga Para ello se emplea un estroboscopio que permite realizar la lectura en pleno reacutegimen de giro
Se repiten las operaciones indicadas en los puntos 3 y 4 a regiacutemenes crecientes de giro hasta alcanzar el maacuteximo reacutegimen previsto
Al final del proceso se dispone de una serie de pares de datos Reacutegimen de giro - Volumen desplazado Este juego de valores se transforma faacutecilmente a pares Presioacuten Capilar - Saturacioacuten promedio de la muestra pero requiere alguacuten tratamiento numeacuterico antes de convertirse en la curva de presioacuten capilar del sistema
Meacutetodo de la membrana semipermeable
Este meacutetodo tambieacuten conocido como meacutetodo Meacutetodo de Estados Restaurados es el meacutetodo de referencia para las mediciones de Presioacuten Capilar
Para las mediciones se emplea una caacutemara estanca en cuya base se coloca una membrana capilar (en general una porcelana muy homogeacutenea) previamente saturada con la fase mojante del sistema
Las muestras se saturan al 100 con la fase mojante (regularmente agua) y se colocan en el interior de la caacutemara estanca en contacto capilar con la membrana semi-permeable El contacto capilar se asegura con un material fino tal como tierra de diatomeas que se coloca entre la muestra y la membrana
La aplicacioacuten sucesiva de presiones crecientes de la fase desplazante permite establecer los puntos de saturacioacuten de las muestras
2 iquestCuaacuteles son las ventajas y desventajas de este meacutetodo
Ventajas
Una vez obtenido los datos es praacutectico y sencillo la interpretacioacuten de estos para
determinar la curva de presioacuten capilar
La obtener la curva se puede realizar diferentes caacutelculos permitiendo el anaacutelisis
para la descripcioacuten de los fluidos en este caso mojantes
El meacutetodo es directo y transformable a condiciones de yacimiento
Desventajas
La medicioacuten es lleva alguacuten tiempo incluso puede durar un mes
Para determinar la saturaciones irreducibles es necesario que la porosidad de la
roca se relativamente buena
Es soacutelo aplicable en curvas de drenaje
3 iquestQueacute aplicaciones tienen las curvas de presioacuten capilar
Las curvas de presioacuten capilar son de gran utilidad al momento de comprender la
distribucioacuten de los fluidos del yacimiento Al analizar las saturaciones residuales de
los fluidos permite comprender la cantidad de aceite que se puede recuperar (
presioacuten de desplazamiento)y la saturacioacuten de agua de formacioacuten Por medio de la
presioacuten capilar es posible analizar otro aspecto importante de los fluidos del
yacimiento se refiere entonces a su mojabilidad La presioacuten capilar accede para la
elaboracioacuten de caacutelculos de la roca tales como permeabilidad medios porosos y
distribucioacuten de granos
4 iquestCoacutemo se transforman los datos de Presioacuten Capilar a condiciones de
Yacimiento
Hay dos formas para dicha conversioacuten para un sistema de agua y petroacuteleo
tenemos
1 la siguiente ecuacioacuten es de consideracioacuten puesto que se debe tener en
cuenta la variacioacuten del aacutengulo de contacto ya que nos puede dar valores en
un rango de [1 -1] debido a la funcioacuten trigonomeacutetrica del coseno la
ecuacioacuten se puede reducir dependiendo de si los cambios entre variables a
condiciones de laboratorio y yacimiento son considerables o no como lo es
el caso de la humectabilidad la cual no variacutea significativamente
2 La otra ecuacioacuten es
h=altura por encima contacto agua-petroacuteleo a una saturacioacuten del 100
h100= la altura de elevacioacuten en el capilar por encima de la presioacuten capilar
cero
= densidades del agua y del petroacuteleo (grcm3) y 00433 factor de
conversioacuten
5 iquestQueacute formulas se han desarrollado para estimar las permeabilidades a partir de los datos de presioacuten Capilar iquestQue otros datos se necesitan para efectuar los caacutelculos
Construyendo Graacuteficos del inverso de la presioacuten Capilar vs La Saturacioacuten de agua Se pueden obtener las permeabilidades relativas utilizando las ecuaciones de Burdine Para agua
1
0 2
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Pc
dsPc
ds
Swi
SwiSwKrw
sw
Y para el crudo
1
0 2
0 22
1
Pc
dsPc
ds
Swi
SorSoKro
sw
Basaacutendonos en las ecuaciones podemos observar que para estimar las
permeabilidades relativas es necesario tener datos como Sw Swi para el
agua y So Sor para el crudo
BIBLIOGRAFIA
Paris de Ferrer Magdalena ldquoFUNDAMENTOS DE INGENIERIA DE YACIMIENTOSrdquo
Capitulo 5 Propiedades de la roca Presioacuten capilar Pag 271-294
Paginas consultadas para obtener informacioacuten acerca de la utlizacion de datos
eleacutectricos para interpretacioacuten de pozos
httptranslategooglecomtranslatehl=esamplangpair=en|esampu=httpwwwanswer
scomtopiccementation-factor
httpesscribdcomdoc27993174Perfilaje-Electrico-de-Pozo
httpsisbibunmsmedupebibvirtualdataTesisBasicfalla_vecap3pdf
httpwwwslbcom~mediaFilesresourcesoilfield_reviewspanish07aut07p44_
61ashx
Paginas consultadas para la obtencioacuten de datos sobre otros meacutetodos para obtencioacuten de
curvas de Presioacuten Capilar
httpwwwinlabcomarMembranahtm httpwwwinlabcomarCentrifugahtm httpwwwinlabcomarPc_Hghtm
Aplicaciones las curvas de Presioacuten Capilar
httpwwwagatlabscomspanishcontentcapillarypressurehtm
A partir de datos eleacutectricos de la formacioacuten tales como resistividad tambieacuten se
pueden conocer datos importante de la roca y de los fluidos presentes en el
yacimiento tales como la litologiacutea Fase mojante
El petroacuteleo y el gas se comportan igual que la matriz de la formacioacuten o sea
que no son conductores de corrientes eleacutectricas y en consecuencia cuando
parte del agua de la formacioacuten es desplazada por sustancias no conductoras
como petroacuteleo y gas la conductividad disminuye con el consiguiente aumento de
la resistividad
RECOMENDACIONES
Conocer claramente el procedimiento a seguir para la realizacioacuten
de la prueba permitiendo al estudiante relacionarse maacutes con el
proceso preparacioacuten del equipo y de los corazones permitiendo asiacute
tener un concepto maacutes amplio acerca de los cuidados y de los
paraacutemetros que exige la norma para obtener datos acertados
Utilizar un grado de aproximacioacuten bastante riguroso en cuanto a los
datos que se obtienen en la prueba como tambieacuten los calculados
ya que esta determinacioacuten puede ocasionar algunas variaciones en
los resultados obtenidos
11 CUESTIONARIO
1 iquestQueacute otros meacutetodos se utilizan en la determinacioacuten de las curvas de presioacuten
capilar
Meacutetodo de inyeccioacuten de mercurio
El mercurio se comporta como fase no mojante frente a la gran mayoriacutea de los minerales que constituyen la matriz porosa de las rocas de intereacutes para la acumulacioacuten de hidrocarburos En otras palabras una roca porosa puesta en contacto con mercurio no sufre el proceso espontaacuteneo de imbibicioacuten Por el contrario para introducir el mercurio en la red poral es necesario vencer (mediante la aplicacioacuten de una presioacuten externa) las fuerzas capilares que se oponen al ingreso de esta fase liacutequida
Meacutetodo de la centriacutefuga
Se satura la muestra al 100 con agua de formacioacuten
Se coloca la muestra en un tubo de centrifuga especialmente disentildeado
Se hace girar la muestra a un reacutegimen fijo de revoluciones hasta que se detiene la eliminacioacuten de agua por efecto de la fuerza generada
Se hace la lectura de agua desplazada sin detener la centrifuga Para ello se emplea un estroboscopio que permite realizar la lectura en pleno reacutegimen de giro
Se repiten las operaciones indicadas en los puntos 3 y 4 a regiacutemenes crecientes de giro hasta alcanzar el maacuteximo reacutegimen previsto
Al final del proceso se dispone de una serie de pares de datos Reacutegimen de giro - Volumen desplazado Este juego de valores se transforma faacutecilmente a pares Presioacuten Capilar - Saturacioacuten promedio de la muestra pero requiere alguacuten tratamiento numeacuterico antes de convertirse en la curva de presioacuten capilar del sistema
Meacutetodo de la membrana semipermeable
Este meacutetodo tambieacuten conocido como meacutetodo Meacutetodo de Estados Restaurados es el meacutetodo de referencia para las mediciones de Presioacuten Capilar
Para las mediciones se emplea una caacutemara estanca en cuya base se coloca una membrana capilar (en general una porcelana muy homogeacutenea) previamente saturada con la fase mojante del sistema
Las muestras se saturan al 100 con la fase mojante (regularmente agua) y se colocan en el interior de la caacutemara estanca en contacto capilar con la membrana semi-permeable El contacto capilar se asegura con un material fino tal como tierra de diatomeas que se coloca entre la muestra y la membrana
La aplicacioacuten sucesiva de presiones crecientes de la fase desplazante permite establecer los puntos de saturacioacuten de las muestras
2 iquestCuaacuteles son las ventajas y desventajas de este meacutetodo
Ventajas
Una vez obtenido los datos es praacutectico y sencillo la interpretacioacuten de estos para
determinar la curva de presioacuten capilar
La obtener la curva se puede realizar diferentes caacutelculos permitiendo el anaacutelisis
para la descripcioacuten de los fluidos en este caso mojantes
El meacutetodo es directo y transformable a condiciones de yacimiento
Desventajas
La medicioacuten es lleva alguacuten tiempo incluso puede durar un mes
Para determinar la saturaciones irreducibles es necesario que la porosidad de la
roca se relativamente buena
Es soacutelo aplicable en curvas de drenaje
3 iquestQueacute aplicaciones tienen las curvas de presioacuten capilar
Las curvas de presioacuten capilar son de gran utilidad al momento de comprender la
distribucioacuten de los fluidos del yacimiento Al analizar las saturaciones residuales de
los fluidos permite comprender la cantidad de aceite que se puede recuperar (
presioacuten de desplazamiento)y la saturacioacuten de agua de formacioacuten Por medio de la
presioacuten capilar es posible analizar otro aspecto importante de los fluidos del
yacimiento se refiere entonces a su mojabilidad La presioacuten capilar accede para la
elaboracioacuten de caacutelculos de la roca tales como permeabilidad medios porosos y
distribucioacuten de granos
4 iquestCoacutemo se transforman los datos de Presioacuten Capilar a condiciones de
Yacimiento
Hay dos formas para dicha conversioacuten para un sistema de agua y petroacuteleo
tenemos
1 la siguiente ecuacioacuten es de consideracioacuten puesto que se debe tener en
cuenta la variacioacuten del aacutengulo de contacto ya que nos puede dar valores en
un rango de [1 -1] debido a la funcioacuten trigonomeacutetrica del coseno la
ecuacioacuten se puede reducir dependiendo de si los cambios entre variables a
condiciones de laboratorio y yacimiento son considerables o no como lo es
el caso de la humectabilidad la cual no variacutea significativamente
2 La otra ecuacioacuten es
h=altura por encima contacto agua-petroacuteleo a una saturacioacuten del 100
h100= la altura de elevacioacuten en el capilar por encima de la presioacuten capilar
cero
= densidades del agua y del petroacuteleo (grcm3) y 00433 factor de
conversioacuten
5 iquestQueacute formulas se han desarrollado para estimar las permeabilidades a partir de los datos de presioacuten Capilar iquestQue otros datos se necesitan para efectuar los caacutelculos
Construyendo Graacuteficos del inverso de la presioacuten Capilar vs La Saturacioacuten de agua Se pueden obtener las permeabilidades relativas utilizando las ecuaciones de Burdine Para agua
1
0 2
0 22
1
Pc
dsPc
ds
Swi
SwiSwKrw
sw
Y para el crudo
1
0 2
0 22
1
Pc
dsPc
ds
Swi
SorSoKro
sw
Basaacutendonos en las ecuaciones podemos observar que para estimar las
permeabilidades relativas es necesario tener datos como Sw Swi para el
agua y So Sor para el crudo
BIBLIOGRAFIA
Paris de Ferrer Magdalena ldquoFUNDAMENTOS DE INGENIERIA DE YACIMIENTOSrdquo
Capitulo 5 Propiedades de la roca Presioacuten capilar Pag 271-294
Paginas consultadas para obtener informacioacuten acerca de la utlizacion de datos
eleacutectricos para interpretacioacuten de pozos
httptranslategooglecomtranslatehl=esamplangpair=en|esampu=httpwwwanswer
scomtopiccementation-factor
httpesscribdcomdoc27993174Perfilaje-Electrico-de-Pozo
httpsisbibunmsmedupebibvirtualdataTesisBasicfalla_vecap3pdf
httpwwwslbcom~mediaFilesresourcesoilfield_reviewspanish07aut07p44_
61ashx
Paginas consultadas para la obtencioacuten de datos sobre otros meacutetodos para obtencioacuten de
curvas de Presioacuten Capilar
httpwwwinlabcomarMembranahtm httpwwwinlabcomarCentrifugahtm httpwwwinlabcomarPc_Hghtm
Aplicaciones las curvas de Presioacuten Capilar
httpwwwagatlabscomspanishcontentcapillarypressurehtm
11 CUESTIONARIO
1 iquestQueacute otros meacutetodos se utilizan en la determinacioacuten de las curvas de presioacuten
capilar
Meacutetodo de inyeccioacuten de mercurio
El mercurio se comporta como fase no mojante frente a la gran mayoriacutea de los minerales que constituyen la matriz porosa de las rocas de intereacutes para la acumulacioacuten de hidrocarburos En otras palabras una roca porosa puesta en contacto con mercurio no sufre el proceso espontaacuteneo de imbibicioacuten Por el contrario para introducir el mercurio en la red poral es necesario vencer (mediante la aplicacioacuten de una presioacuten externa) las fuerzas capilares que se oponen al ingreso de esta fase liacutequida
Meacutetodo de la centriacutefuga
Se satura la muestra al 100 con agua de formacioacuten
Se coloca la muestra en un tubo de centrifuga especialmente disentildeado
Se hace girar la muestra a un reacutegimen fijo de revoluciones hasta que se detiene la eliminacioacuten de agua por efecto de la fuerza generada
Se hace la lectura de agua desplazada sin detener la centrifuga Para ello se emplea un estroboscopio que permite realizar la lectura en pleno reacutegimen de giro
Se repiten las operaciones indicadas en los puntos 3 y 4 a regiacutemenes crecientes de giro hasta alcanzar el maacuteximo reacutegimen previsto
Al final del proceso se dispone de una serie de pares de datos Reacutegimen de giro - Volumen desplazado Este juego de valores se transforma faacutecilmente a pares Presioacuten Capilar - Saturacioacuten promedio de la muestra pero requiere alguacuten tratamiento numeacuterico antes de convertirse en la curva de presioacuten capilar del sistema
Meacutetodo de la membrana semipermeable
Este meacutetodo tambieacuten conocido como meacutetodo Meacutetodo de Estados Restaurados es el meacutetodo de referencia para las mediciones de Presioacuten Capilar
Para las mediciones se emplea una caacutemara estanca en cuya base se coloca una membrana capilar (en general una porcelana muy homogeacutenea) previamente saturada con la fase mojante del sistema
Las muestras se saturan al 100 con la fase mojante (regularmente agua) y se colocan en el interior de la caacutemara estanca en contacto capilar con la membrana semi-permeable El contacto capilar se asegura con un material fino tal como tierra de diatomeas que se coloca entre la muestra y la membrana
La aplicacioacuten sucesiva de presiones crecientes de la fase desplazante permite establecer los puntos de saturacioacuten de las muestras
2 iquestCuaacuteles son las ventajas y desventajas de este meacutetodo
Ventajas
Una vez obtenido los datos es praacutectico y sencillo la interpretacioacuten de estos para
determinar la curva de presioacuten capilar
La obtener la curva se puede realizar diferentes caacutelculos permitiendo el anaacutelisis
para la descripcioacuten de los fluidos en este caso mojantes
El meacutetodo es directo y transformable a condiciones de yacimiento
Desventajas
La medicioacuten es lleva alguacuten tiempo incluso puede durar un mes
Para determinar la saturaciones irreducibles es necesario que la porosidad de la
roca se relativamente buena
Es soacutelo aplicable en curvas de drenaje
3 iquestQueacute aplicaciones tienen las curvas de presioacuten capilar
Las curvas de presioacuten capilar son de gran utilidad al momento de comprender la
distribucioacuten de los fluidos del yacimiento Al analizar las saturaciones residuales de
los fluidos permite comprender la cantidad de aceite que se puede recuperar (
presioacuten de desplazamiento)y la saturacioacuten de agua de formacioacuten Por medio de la
presioacuten capilar es posible analizar otro aspecto importante de los fluidos del
yacimiento se refiere entonces a su mojabilidad La presioacuten capilar accede para la
elaboracioacuten de caacutelculos de la roca tales como permeabilidad medios porosos y
distribucioacuten de granos
4 iquestCoacutemo se transforman los datos de Presioacuten Capilar a condiciones de
Yacimiento
Hay dos formas para dicha conversioacuten para un sistema de agua y petroacuteleo
tenemos
1 la siguiente ecuacioacuten es de consideracioacuten puesto que se debe tener en
cuenta la variacioacuten del aacutengulo de contacto ya que nos puede dar valores en
un rango de [1 -1] debido a la funcioacuten trigonomeacutetrica del coseno la
ecuacioacuten se puede reducir dependiendo de si los cambios entre variables a
condiciones de laboratorio y yacimiento son considerables o no como lo es
el caso de la humectabilidad la cual no variacutea significativamente
2 La otra ecuacioacuten es
h=altura por encima contacto agua-petroacuteleo a una saturacioacuten del 100
h100= la altura de elevacioacuten en el capilar por encima de la presioacuten capilar
cero
= densidades del agua y del petroacuteleo (grcm3) y 00433 factor de
conversioacuten
5 iquestQueacute formulas se han desarrollado para estimar las permeabilidades a partir de los datos de presioacuten Capilar iquestQue otros datos se necesitan para efectuar los caacutelculos
Construyendo Graacuteficos del inverso de la presioacuten Capilar vs La Saturacioacuten de agua Se pueden obtener las permeabilidades relativas utilizando las ecuaciones de Burdine Para agua
1
0 2
0 22
1
Pc
dsPc
ds
Swi
SwiSwKrw
sw
Y para el crudo
1
0 2
0 22
1
Pc
dsPc
ds
Swi
SorSoKro
sw
Basaacutendonos en las ecuaciones podemos observar que para estimar las
permeabilidades relativas es necesario tener datos como Sw Swi para el
agua y So Sor para el crudo
BIBLIOGRAFIA
Paris de Ferrer Magdalena ldquoFUNDAMENTOS DE INGENIERIA DE YACIMIENTOSrdquo
Capitulo 5 Propiedades de la roca Presioacuten capilar Pag 271-294
Paginas consultadas para obtener informacioacuten acerca de la utlizacion de datos
eleacutectricos para interpretacioacuten de pozos
httptranslategooglecomtranslatehl=esamplangpair=en|esampu=httpwwwanswer
scomtopiccementation-factor
httpesscribdcomdoc27993174Perfilaje-Electrico-de-Pozo
httpsisbibunmsmedupebibvirtualdataTesisBasicfalla_vecap3pdf
httpwwwslbcom~mediaFilesresourcesoilfield_reviewspanish07aut07p44_
61ashx
Paginas consultadas para la obtencioacuten de datos sobre otros meacutetodos para obtencioacuten de
curvas de Presioacuten Capilar
httpwwwinlabcomarMembranahtm httpwwwinlabcomarCentrifugahtm httpwwwinlabcomarPc_Hghtm
Aplicaciones las curvas de Presioacuten Capilar
httpwwwagatlabscomspanishcontentcapillarypressurehtm
Las muestras se saturan al 100 con la fase mojante (regularmente agua) y se colocan en el interior de la caacutemara estanca en contacto capilar con la membrana semi-permeable El contacto capilar se asegura con un material fino tal como tierra de diatomeas que se coloca entre la muestra y la membrana
La aplicacioacuten sucesiva de presiones crecientes de la fase desplazante permite establecer los puntos de saturacioacuten de las muestras
2 iquestCuaacuteles son las ventajas y desventajas de este meacutetodo
Ventajas
Una vez obtenido los datos es praacutectico y sencillo la interpretacioacuten de estos para
determinar la curva de presioacuten capilar
La obtener la curva se puede realizar diferentes caacutelculos permitiendo el anaacutelisis
para la descripcioacuten de los fluidos en este caso mojantes
El meacutetodo es directo y transformable a condiciones de yacimiento
Desventajas
La medicioacuten es lleva alguacuten tiempo incluso puede durar un mes
Para determinar la saturaciones irreducibles es necesario que la porosidad de la
roca se relativamente buena
Es soacutelo aplicable en curvas de drenaje
3 iquestQueacute aplicaciones tienen las curvas de presioacuten capilar
Las curvas de presioacuten capilar son de gran utilidad al momento de comprender la
distribucioacuten de los fluidos del yacimiento Al analizar las saturaciones residuales de
los fluidos permite comprender la cantidad de aceite que se puede recuperar (
presioacuten de desplazamiento)y la saturacioacuten de agua de formacioacuten Por medio de la
presioacuten capilar es posible analizar otro aspecto importante de los fluidos del
yacimiento se refiere entonces a su mojabilidad La presioacuten capilar accede para la
elaboracioacuten de caacutelculos de la roca tales como permeabilidad medios porosos y
distribucioacuten de granos
4 iquestCoacutemo se transforman los datos de Presioacuten Capilar a condiciones de
Yacimiento
Hay dos formas para dicha conversioacuten para un sistema de agua y petroacuteleo
tenemos
1 la siguiente ecuacioacuten es de consideracioacuten puesto que se debe tener en
cuenta la variacioacuten del aacutengulo de contacto ya que nos puede dar valores en
un rango de [1 -1] debido a la funcioacuten trigonomeacutetrica del coseno la
ecuacioacuten se puede reducir dependiendo de si los cambios entre variables a
condiciones de laboratorio y yacimiento son considerables o no como lo es
el caso de la humectabilidad la cual no variacutea significativamente
2 La otra ecuacioacuten es
h=altura por encima contacto agua-petroacuteleo a una saturacioacuten del 100
h100= la altura de elevacioacuten en el capilar por encima de la presioacuten capilar
cero
= densidades del agua y del petroacuteleo (grcm3) y 00433 factor de
conversioacuten
5 iquestQueacute formulas se han desarrollado para estimar las permeabilidades a partir de los datos de presioacuten Capilar iquestQue otros datos se necesitan para efectuar los caacutelculos
Construyendo Graacuteficos del inverso de la presioacuten Capilar vs La Saturacioacuten de agua Se pueden obtener las permeabilidades relativas utilizando las ecuaciones de Burdine Para agua
1
0 2
0 22
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dsPc
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Swi
SwiSwKrw
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Y para el crudo
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0 2
0 22
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Pc
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Swi
SorSoKro
sw
Basaacutendonos en las ecuaciones podemos observar que para estimar las
permeabilidades relativas es necesario tener datos como Sw Swi para el
agua y So Sor para el crudo
BIBLIOGRAFIA
Paris de Ferrer Magdalena ldquoFUNDAMENTOS DE INGENIERIA DE YACIMIENTOSrdquo
Capitulo 5 Propiedades de la roca Presioacuten capilar Pag 271-294
Paginas consultadas para obtener informacioacuten acerca de la utlizacion de datos
eleacutectricos para interpretacioacuten de pozos
httptranslategooglecomtranslatehl=esamplangpair=en|esampu=httpwwwanswer
scomtopiccementation-factor
httpesscribdcomdoc27993174Perfilaje-Electrico-de-Pozo
httpsisbibunmsmedupebibvirtualdataTesisBasicfalla_vecap3pdf
httpwwwslbcom~mediaFilesresourcesoilfield_reviewspanish07aut07p44_
61ashx
Paginas consultadas para la obtencioacuten de datos sobre otros meacutetodos para obtencioacuten de
curvas de Presioacuten Capilar
httpwwwinlabcomarMembranahtm httpwwwinlabcomarCentrifugahtm httpwwwinlabcomarPc_Hghtm
Aplicaciones las curvas de Presioacuten Capilar
httpwwwagatlabscomspanishcontentcapillarypressurehtm
1 la siguiente ecuacioacuten es de consideracioacuten puesto que se debe tener en
cuenta la variacioacuten del aacutengulo de contacto ya que nos puede dar valores en
un rango de [1 -1] debido a la funcioacuten trigonomeacutetrica del coseno la
ecuacioacuten se puede reducir dependiendo de si los cambios entre variables a
condiciones de laboratorio y yacimiento son considerables o no como lo es
el caso de la humectabilidad la cual no variacutea significativamente
2 La otra ecuacioacuten es
h=altura por encima contacto agua-petroacuteleo a una saturacioacuten del 100
h100= la altura de elevacioacuten en el capilar por encima de la presioacuten capilar
cero
= densidades del agua y del petroacuteleo (grcm3) y 00433 factor de
conversioacuten
5 iquestQueacute formulas se han desarrollado para estimar las permeabilidades a partir de los datos de presioacuten Capilar iquestQue otros datos se necesitan para efectuar los caacutelculos
Construyendo Graacuteficos del inverso de la presioacuten Capilar vs La Saturacioacuten de agua Se pueden obtener las permeabilidades relativas utilizando las ecuaciones de Burdine Para agua
1
0 2
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SwiSwKrw
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Y para el crudo
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SorSoKro
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Basaacutendonos en las ecuaciones podemos observar que para estimar las
permeabilidades relativas es necesario tener datos como Sw Swi para el
agua y So Sor para el crudo
BIBLIOGRAFIA
Paris de Ferrer Magdalena ldquoFUNDAMENTOS DE INGENIERIA DE YACIMIENTOSrdquo
Capitulo 5 Propiedades de la roca Presioacuten capilar Pag 271-294
Paginas consultadas para obtener informacioacuten acerca de la utlizacion de datos
eleacutectricos para interpretacioacuten de pozos
httptranslategooglecomtranslatehl=esamplangpair=en|esampu=httpwwwanswer
scomtopiccementation-factor
httpesscribdcomdoc27993174Perfilaje-Electrico-de-Pozo
httpsisbibunmsmedupebibvirtualdataTesisBasicfalla_vecap3pdf
httpwwwslbcom~mediaFilesresourcesoilfield_reviewspanish07aut07p44_
61ashx
Paginas consultadas para la obtencioacuten de datos sobre otros meacutetodos para obtencioacuten de
curvas de Presioacuten Capilar
httpwwwinlabcomarMembranahtm httpwwwinlabcomarCentrifugahtm httpwwwinlabcomarPc_Hghtm
Aplicaciones las curvas de Presioacuten Capilar
httpwwwagatlabscomspanishcontentcapillarypressurehtm
Basaacutendonos en las ecuaciones podemos observar que para estimar las
permeabilidades relativas es necesario tener datos como Sw Swi para el
agua y So Sor para el crudo
BIBLIOGRAFIA
Paris de Ferrer Magdalena ldquoFUNDAMENTOS DE INGENIERIA DE YACIMIENTOSrdquo
Capitulo 5 Propiedades de la roca Presioacuten capilar Pag 271-294
Paginas consultadas para obtener informacioacuten acerca de la utlizacion de datos
eleacutectricos para interpretacioacuten de pozos
httptranslategooglecomtranslatehl=esamplangpair=en|esampu=httpwwwanswer
scomtopiccementation-factor
httpesscribdcomdoc27993174Perfilaje-Electrico-de-Pozo
httpsisbibunmsmedupebibvirtualdataTesisBasicfalla_vecap3pdf
httpwwwslbcom~mediaFilesresourcesoilfield_reviewspanish07aut07p44_
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Paginas consultadas para la obtencioacuten de datos sobre otros meacutetodos para obtencioacuten de
curvas de Presioacuten Capilar
httpwwwinlabcomarMembranahtm httpwwwinlabcomarCentrifugahtm httpwwwinlabcomarPc_Hghtm
Aplicaciones las curvas de Presioacuten Capilar
httpwwwagatlabscomspanishcontentcapillarypressurehtm
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Capitulo 5 Propiedades de la roca Presioacuten capilar Pag 271-294
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eleacutectricos para interpretacioacuten de pozos
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curvas de Presioacuten Capilar
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Aplicaciones las curvas de Presioacuten Capilar
httpwwwagatlabscomspanishcontentcapillarypressurehtm