DETECCIÓN DE GAS EN FORMACIONES HIDROCARBURÍFERAS

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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