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DETECCIÓN DE GAS EN FORMACIONES HIDROCARBURÍFERAS
1. OBJETIVOS
OBEJTIVO GENERAL:
Ø Explicar mediante registros eléctricos como se detectan las
zonas de gas en formaciones hidrocarburíferas de alta y baja porosidad para
conocimiento inductivo.
OBEJTIVOS ESPECIFICOS:
Ø Definir conceptos básicos sobre las propiedades
petrofísicas de la roca y como actúa los hidrocarburos en ella.
Ø Conocer cómo funcionan los registros de porosidad para una
correcta evaluación de una formación, así mismo reducir la incertidumbre.
Ø Aprender a utilizar y reconocer el efecto mariposa dado por
los registros de porosidad y saber cómo actuar en el respectivo caso.
2.
INTRODUCCIÓN
La
necesidad de conocer la presencia de formaciones o capas productoras de gas, ha
sido de tanta relevancia en el ámbito petrolero, tanto así que se usan
distintos tipos de métodos dependiendo de la formación; si esta tiene un alto
porcentaje de porosidad, o no. En este informe veremos cómo detectar gas en los
dos tipos de casos y esto se realiza mediante el uso de un programa que corre a
base de registros de Density y Neutrón (registros de porosidad).
El
compromiso constante entre la producción de petróleo y las reservas de gas
requiere la diferenciación de aceite. Para la detección de gas hemos utilizado
la porosidad densidad vs. parcelas de neutrones de porosidad, incluyendo todos
los procesos de corrección ambientales y la influencia del contenido de arcilla
en las capas evaluados.
En
este trabajo presenta el método para la detección de gas, dependiendo del pozo
y su impacto económico (costos) y de la explotación. Estos mismo le daremos una
visualización del tipo de formación existentes, si es rentable o no, en algunos
campos petroleros de Cuba.
Sin
embargo, no siempre es un método exacto debido a la naturaleza de la columna
estratigráfica, esto quiere decir que tipo de formaciones son predominantes;
cual fue el ambiente sedimentario en el que se depositó entre otros factores
que ayudan al estudio de la litología del lugar.
Los
registros litológicos van de la mano con los de porosidad por el hecho, de que
no podemos evaluar el si existe gas en una formación sin saber de que tipo de
arena o roca estamos hablando, en otras palabras, previo al método aplicado a
este informe tuvo que haber pasado por un estudio litológico.
3.
MARCO TEÓRICO
1.
Definir:
Núcleo: son
muestras de rocas extraídas dentro de una tubería de perforación donde pueden
realizarse medidas directas de las características petrofísicas de la
formación.
Poro: son
espacios vacíos entre los granos, en los cuales se puede alojar fluidos como agua,
petróleo o gas, y además circular en este espacio.
Porosidad: es la
fracción del volumen total de la roca no ocupada o libre de material sólido, es
decir, la fracción del volumen total correspondiente al volumen poroso.
Dónde:
o
Φ = Porosidad.
o
Vp =
Volumen poroso.
o
Vt = Volumen total.
o
Vs =
Volumen sólido.
Grano: Es la
estructura de una roca formada por pequeños elementos perceptibles a simple
vista. Cada uno de estos elementos es un grano. Los objetos sólidos
suficientemente grandes para ser visibles y manipulables están raramente
compuestos por un monocristal, exceptuando unos cuantos casos (gemas,
monocristales de silicio para la industria electrónica). Casi todos los
materiales son policristalinos, están hechos de un gran número de monocristales
(granos) unidos entre sí por delgados estratos de sólido amorfo. El tamaño del
grano puede variar desde unos pocos nanómetros a varios milímetros.
Porosimetro: es
una técnica analítica utilizada para determinar varios aspectos cuantificables
de la naturaleza porosa de un material, como el diámetro de poro, volumen total
de poros, área superficial, el volumen y densidades absolutas.
Yacimiento: Es
una unidad geológica de volumen limitado, porosa y permeable que contiene
hidrocarburo en estado líquido y/o gaseoso. Los cinco elementos básicos que
deben estar presentes para tener un yacimiento de hidrocarburos son:
a. Fuente.
b. Camino
migratorio.
c. Trampa.
d. Almacenaje/porosidad.
e. Transmibilidad/permeabilidad.
Rocas
Carbonatadas: Roca Carbonatada es aquella que está formada
por más del 50% de minerales carbonatados (aragonito, calcita alta en Mg,
calcita baja en Mg, dolomita, otros).
Origen:
Ø Rocas
carbonatadas detríticas: formadas por fragmentos procedentes de la
erosión de rocas carbonatadas preexistentes. Genéticamente son similares a un
sedimento terrígeno (siliciclástico), pero con los granos de naturaleza
carbonatada.
Ø Calizas
autóctonas o sensu estricto: constituidas por componentes
carbonaticos originados primariamente, por procesos químicos o bioquímicos, en
un determinado ambiente de sedimentación (continental o marino). Estas
constituyen la mayor parte de las rocas carbonatadas dentro del registro
estratigráfico.
Registro Neutrónico
La
herramienta de perfil neutrónica es sensible a la cantidad de átomos de
hidrogeno presentes en la formación.
Funcionamiento
de la herramienta:
En
frente de las formaciones de alta porosidad la profundidad de investigación es somera
debido a la alta presencia de hidrogeno, por lo que el proceso de captura
ocurre cera de la herramienta. En si la herramienta detecta la cantidad total
de hidrogeno (IH) presente en una formación.
Usos
del registro de densidad
Ø Estimar
la porosidad
Ø Estimar
el volumen de shale
Ø Detectar
yacimientos de gas en conjunto con el registro de densidad
Calibración
de la herramienta:
La
herramienta antes de salir al mercado, es calibrada en un pozo construidos por
la universidad de Houston en estados unidos, en calizas de alta pureza y
porosidad conocida, la cual está dividida en cuatro zonas contentivas de agua
dulce en su primera zona, en el resto calizas de 1.9, 19 y 26 por ciento
saturadas de agua dulce.
En el
taller se calibra con un patrón que consiste de un tanque de agua dulce. En la
localidad del pozo se usan calibradores portátiles que reproducen la misma tasa
que el tanque del taller.
Efecto de la litología
Esta herramienta lee valores
diferentes de porosidad frente a formaciones de igual porosidad, pero de
diferente litología.
Escalas:
Si se usa esta herramienta en
conjunto con la herramienta de densidad ambos registros deben estar en escalas
lineales compatibles, con la finalidad de poder detectar la presencia de gas. En
reservorios de arenisca predominante en el perfil neutrónico la escala va de 0
a 60% y el de densidad va de 1.65 a 2.65 g/cm3. En reservorios de calizas
predominantes en el perfil va de -15% a 45% y el de densidad de 1.90 a 2.90
g/cm3
Efecto de los hidrocarburos:
La presencia de hidrocarburo
no afecta en mucho la lectura de la herramienta de neutrón, gracias a que el
índice de hidrogeno del petróleo es similar al del agua. La presencia de gas
muestra valores muy bajos, y si tenemos el perfil de densidad en escalas
compatibles, las zonas de gas son fáciles de visualizar ya que ambos registros
se cruzan gracias a que el de densidad muestra valores un poco más alto. Este
efecto es conocido como efecto de gas o efecto mariposa.
2.
Tipos
de Porosidad:
Existen
varios tipos de porosidad en diversas estructuras rocosas. Sin embargo, para el
ingeniero de yacimiento solo una abarca la mayor importancia en cuanto a su
ámbito de trabajo se refiere. Es así, entonces, como la porosidad efectiva es
la propiedad más importante ya que permite saber con plenitud la cantidad de
fluido que puede ser extraído de la roca, por lo tanto, estimar (con el aporte
de otras propiedades) el porcentaje de reservas de hidrocarburos.
Existen
muchos tipos de porosidad, según la comunicación de sus poros:
Ø Porosidad total o absoluta:
fracción del volumen total de la roca ocupado por poros que se encuentren
conectados o no entre sí.
Ø Porosidad efectiva: es la
fracción del volumen total de la roca ocupado por los poros que se encuentran
conectados entre sí.
Ø Porosidad no efectiva: es la
diferencia entre la porosidad absoluta y la efectiva. Puede ser encontrada en
carbonatos, zonas altamente cementadas y en rocas ígneas.
De
acuerdo a su origen:
Ø Porosidad primaria: es
aquella que se origina durante el proceso de deposición de material que da
rigen a la roca.
Ø Porosidad secundaria: es
aquella que se origina por algunos procesos naturales o artificiales
posteriores al momento en el cual los sedimentos que dieron origen a la roca
fueron depositados.
Algunos
procesos que dan origen a la porosidad secundaria de una roca son:
a. Por solución: se
produce como consecuencia de la precipitación del material salino presente en
el agua que circula a través de los estratos, lo cual cae por gravedad a los
espacios vacíos entre grano y grano cementando los mismos, disminuyendo la
porosidad. Sin embargo, el agua puede diluir el material soluble presente en
los granos reduciendo el volumen de los mismos y aumentando el volumen poroso.
b. Por fractura: es
ocasionada por la acción de fenómenos de diastrofismo (pliegues y fallas) que
tienden a fracturar la roca, donde la porosidad originada va a estar presente
en aquellos espacios porosos producidos en las paredes de las grietas o fisuras
generadas.
c. Por dolomitización: es el
proceso por el cual las calizas se convierten en dolomita que es más porosa.
Esto se produce como consecuencia de la reacción ejercida por sales de magnesio
presentes en el agua que circula por una roca caliza, donde la reacción genera
un cambio átomo por átomo y molécula por molécula de calcio por magnesio el
cual es de menor volumen atómico que el calcio, por el cual se producirá que el
magnesio ocupe menos espacio en la roca y el tamaño de los poros sea mayor.
3.
Explique
al menos 3 formas de calcular la porosidad.
Método
directo: Este método consiste en la medición del volumen de una
muestra porosa y entonces de alguna manera destruye los huecos y mide sólo el
sólido. Este método comprende la utilización del porosimetro de Helio.
Método
óptico: la porosidad de una muestra es igual a la “porosidad
areal”. Este método puede tener muchas variaciones con otros métodos debido a
que poros pequeños a lo largo de poros grandes son difíciles de cuantificar y
sugieren errores.
Método
de imbibición: Este método consiste en sumergir un medio
poroso completamente en un fluido humectante en vacío durante suficiente tiempo
para causar que el fluido humectante penetre en todos los poros. La muestra es
pesada antes y después de la imbibición. Estos dos pesos junto con la densidad
del fluido permiten la determinación del volumen de poro. Cuando la muestra
está completamente saturada con el líquido humectante da directamente el valor
del volumen de la muestra. Desde el volumen de la muestra y el poro, la
porosidad puede ser directamente determinada. La Imbibición si es hecha con
suficiente cuidado, será el mejor valor de la porosidad efectiva.
Método
de inyección de mercurio: El volumen de la muestra es determinado
por la inmersión de la muestra en mercurio. Después de evacuar la muestra la
presión hidrostática del mercurio es la cámara contendiendo la muestra y el
mercurio, se incrementa a altos niveles. Como resultado el mercurio penetrará
en el espacio de poro y debido a que la presión es suficientemente alta, el
mercurio penetrará en poros suficientemente pequeños.
Sin
embargo, la penetración nunca es perfecta debido a que se necesitaría una
presión infinita para hacer que todos los poros fueran llenados completamente y
como una alta presión provocaría cambios en la estructura de los poros en la
muestra este método tiene sus deficiencias.
Método
de expansión de gas: Este método también mide la porosidad efectiva.
El volumen de la muestra es medido por separado. La muestra es encerrada en un
contenedor de volumen conocido, bajo presión de gas conocida y conectado con un
contenedor evacuado de volumen conocido. Cuando la válvula entre estos dos
contenedores es abierta el gas se expande dentro del contener evacuado y la
presión del gas decrece. El volumen efectivo del poro Vp de la muestra puede
ser calculado usando la ley de gases ideales.
Método
de densidad: El método de densidad depende en la
determinación de la densidad de muestra y la densidad del sólido en la muestra.
Desde que la masa de un medio poroso reside enteramente en la matriz sólida
Calidad
de roca en función de porosidad.
Como la porosidad es una
medida de la capacidad de almacenamiento de la roca, la calidad de la roca
yacimiento puede ser determinada en función a la porosidad, como se observa en
la tabla mostrada a continuación.
|
Calidad |
Ф (%) |
|
Muy buena |
> 20 |
|
Buena |
15 – 20 |
|
Regular |
10 – 15 |
|
Pobre |
5 – 10 |
|
Muy pobre |
< 5 |
