Successfully reported this slideshow.
We use your LinkedIn profile and activity data to personalize ads and to show you more relevant ads. You can change your ad preferences anytime.

Capilaridad petro

457 views

Published on

  • Be the first to comment

  • Be the first to like this

Capilaridad petro

  1. 1. Presión capilar
  2. 2. Presión Capilar • La presión capilar es una medida de la fuerza que atrae a un líquido de un tubo delgado, o capilar. • La saturación de fluidos varía con la presión capilar, que a su vez varía con la altura vertical por encima del nivel de agua libre. Típicamente, las mediciones de laboratorio de la presión capilar se representan en lineal X - Y de coordenadas papel de gráfico.
  3. 3. La acumulación de hidrocarburos en un yacimiento es un proceso de drenaje y de la producción por unidad de acuífero o de inyección de agua es un proceso de imbibición. La curva de presión capilar es diferente para estos dos procesos.
  4. 4. • Si= saturación de la fase de humectación irreductible. • Sm= 1 - residual saturación fase no humectante. • Pd= presión de desplazamiento, la presión requerida para forzar el fluido no humectante en los poros más grandes. • LAMDA = tamaño del índice de distribución de los poros; determina la forma de la curva de presión capilar Hay cuatro parámetros clave que están relacionados con una curva capilar: Si es la saturación de agua inicial en un depósito. Se denomina SWIR a la saturación de agua irreducible. En otros lugares. (1 - Sm) es la saturación de petróleo residual en un depósito de agua mojado, llamado suelo o Sor
  5. 5. Petrofísicos usan la saturación mínima presión de la tapa (SWIR) y saturación de petróleo residual (Sor) para ayudar a calibrar registro derivado saturación de agua en yacimientos de petróleo y gas por encima de la zona de transición, y para ayudar a detectar yacimientos agotados. No va a ayudar a calibrar SW en zonas parcialmente agotadas.LAMDA aumenta con: • la disminución de la permeabilidad. • la mala clasificación de grano. • tamaño de grano más pequeño. • y por lo general con menor porosidad. Estos efectos cambian la curva de presión de la tapa hacia arriba y hacia la derecha, lo que resulta en valores SWIR
  6. 6. Mediciones de la Presión Capilar La presión capilar puede ser medida en el laboratorio de 4 diferentes maneras:  Método de diagrama de poros.  Método de inyección de mercurio.  Método centrifugo.  Método dinámico.
  7. 7. Método de Diagrama de Poros El aparato y el conjunto de muestras se observan a continuación. El método es exacto pero puede tomar de días a meses en completar una curva de presión en la parte superior.
  8. 8. Método de inyección de mercurio Este método es razonablemente exacto y toma de minutos a horas en completar una curva de presion en el techo. La muestra de nucleo no puede ser re-usada y requiere procedimientos especiales de destrucción debido al mercurio. Un factor de conversion es necesario para conseguir una presión capilar equivalente a una salmuera, lo cual es comparable con el metodo de la placa porosa.
  9. 9. Metodo Centrifugo El método es razonablemente exacto y toma horas a dias en completar una curva de presión. El análisis de datos es complicado y puede contener errores.
  10. 10. Método Dinámico El método es razonablemente exacto y simula el flujo actual del almacén cuando el nucleo completo es analizado. Este metodo puede tomar de semanas a meses para completar una curva de presion.
  11. 11. Promediando la Presión Capilar  No existe una curva universal de Presion Capilar ya que las propiedades de la roca que afectan a las presiones capilares en los almacenes tienen variaciones extremas con su litologia.  La funcion de Leverett ha resultado util para correlacionar los datos de las presiones capilares con los diferentes tipos de litologias.  Esta funcion fue originalmente un intento de convertir todos los datos de presion capilar a una curva universal.
  12. 12. Esta función es usada para promediar los datos de presiones capilares de un tipo de roca dada de un almacén y algunas veces puede extenderse a diferentes almacenes que contengan la misma litología.
  13. 13. Aun asi, esta función no es exacta para correlaciona r diferentes litologías. Si las funciones no tienen éxito en la reducción de la dispersión de datos, se sugiere que existen variaciones en ciertos tipos de rocas.
  14. 14. El primero es el producto de la porosidad de saturación, PHI * SW, a menudo llamado Número de Buckle. Se considera que es una medida de la geometría del poro o el tamaño de grano. Los valores más altos son granos mas finos. Estos valores varían considerablemente en el Bakken, entre los valores bajos y medios, lo que indica la naturaleza estratificada del depósito de limo / arena. Los valores en la Torquay son uniformemente altos, lo que indica que el depósito es de mala calidad en todas las muestras. La segunda es la raíz cuadrada de la permeabilidad dividida por la porosidad, sqrt (Kmáx / Phie), que es otra medida de la calidad del yacimiento, directamente proporcional al radio de la garganta de poro y Pc. Los altos números representan una buena conectividad y los valores bajos indican la mala conectividad. Una vez más, el Bakken muestra las variaciones debidas a las laminaciones y el Torquay muestra valores bajos y la calidad del yacimiento poco atractivo.
  15. 15. Al comparar las gráficas de curvas de presión y distribución de garganta de poro de cada muestra con los valores de los indicadores de calidad en la tabla de resumen, se hace más evidente en cuanto a que los parámetros de un análisis petrofísico podrían ser el mejor indicador de la calidad del yacimiento.
  16. 16.  Al comparar las gráficas de curvas de presión y distribución de garganta de poro de cada muestra con los valores de los indicadores de calidad en la tabla de resumen, se hace más evidente en cuanto a que los parámetros de un análisis petrofísico podrían ser el mejor indicador de la calidad del yacimiento.

×