PERMEABILIDAD, POROSIDAD Y EL FACTOR DE DAO DE FORMACINBajo la supervisin de Dr. Hazem Escrito por, Alkhatha'ami, MohammadContenido Prefacio1.0 Porosidad 1.1 Clasificacin de la Porosidad 1.2 Clasificacin de la porosidad enfuncin del tiempo de depositacin 1.3 Medicin de la porosidad en el Laboratorio 1.4Rangos de Porosidad 2.0 Permeabilidad 2.1 Clasificacin de la permeabilidad 2.2 Medicin de la permeabilidad en Laboratorio 3.0 Relacin entre la porosidad y la permeabilidad 4.0 Factor De dao de formacin 4.1 Introduccin 4.2 Descripcin de los daos yla estimulacin 4.3 Dao del Modelo Radial y su Estimulacin 4.4 Modelo Lumped: Daos yEstimulacin: Efecto De dao de formacin 4.5 De dao de formacin como una presin adimensional 4.6 Ingreso a la Ecuacin del Factor De dao de formacin 4.7 Rango de valores del Factor De dao de formacin 4.8 Efecto del Factor De dao de formacin 4.9 Eficienciadel flujo 4.10 Radio aparente del pozo ReferenciasPrefacioEn este trabajo con las propiedades que se consideran fundamentales en ingenieradel petrleo. Las propiedades se discuti la porosidad una medida de evitar el espacio en una roca, la permeabilidad-una medida de la transmisividad de lquido de unaroca y hablar sobre el factor De dao de formacin, de su significado y efecto. S que es difcil discutir los temas importantes y fundamentales en el lmite de pginas, pero, har mi mejor esfuerzo para hacer que la asignacin clara y muy bien con algunos grficos.1.0 PorosidadLa porosidad es la relacin entre el volumen de los poros con el volumen total dela roca del yacimiento sobre una base porcentual.

Bulk Volume= volumen total de la roca Pore Volume= el volumen de los poros entrelos granos La medicin de la porosidad es importante para el ingeniero de petrleoya que la porosidad determina la capacidad de almacenamiento de petrleo y gas enel yacimiento. Es necesario distinguir entre la porosidad absoluta de un medio poroso y la porosidad efectiva. En las rocas porosas siempre habr un nmero de porosno conectados. La porosidad absoluta incluye estos poros, as como los que estn abiertos al flujo de fluidos, mientras que la porosidad efectiva slo mide la partedel espacio poroso donde los fluidos estn libres para desplazarse (como se explica ms adelante). La siguiente figura muestra la disposicin de los poros en un trozode roca.FIG. 1 Si la forma de la roca es uniforme, el volumen total puede ser calculadoa partir de de las dimensiones de la roca.1.1 Clasificacin de la PorosidadLos poros son clasificadas en funcin de su punto de vista morfolgico como: Catenaria o poro conectado: Este tipo de poro tiene ms de una garganta

conectado con otros poros, la extraccin de hidrocarburos es relativamente fcil detales poros, como se muestra en la figura. 2.FIG. 2: Poros interconectados Cul-de-sac o conectado o callejn sin salida: Este tipo de poro tiene una garganta conectada con otros poros. Puede resultar de la expansin de hidrocarburos debido a que con la produccin la presin del yacimiento cae, como se muestra en la figura. 3.FIG. 3: Poros cerrados (Cul de sac) Poros cerrados o aislados: Este tipo de poroes cerrado. No tiene garganta y no puede conectarse con otros poros. Es incapazde producir hidrocarburos en el proceso normal, como se muestra en la figura. 4.

FIG. 4 Porosidad efectiva La relacin entre el volumen de poros interconectados con el volumen total de roca del yacimiento es llamada porosidad efectiva. Porosidad no efectiva La relacin entre el volumen total de los poros cerrados con el volumen total se denomina porosidad no efectiva. As, la porosidad absoluta o total=porosidad efectiva + porosidad no efectiva Los poros interconectados y conectados constituyen la porosidad efectiva, porque los hidrocarburos pueden salir de ellos. En el caso de porosidad interconectada, el petrleo y el gas que fluye a travsdel espacio poroso puede ser dezplazado por un mecanismo de empuje de agua natural o artificial. La porosidad conectada no es afectada por este empuje, pero puede ocacionar un poco de expansin de gas y de petrleo, a medida que la presin del yacimiento cae. Yacimientos con porosidad aisladas no son capaces de producir hidrocarburos. El aceite o el gas presente en ellos entraron en el espacio poroso antes de que se cerraran por la compactacin o cementacin. Por lo tanto, la porosidad aislada contribuye a la porosidad total de la roca, pero no a la porosidad efectiva.1.2 Clasificacin de la Porosidad en Funcin del Tiempo de DepositacinLos poros presentes en los yacimientos son encontrados en dos grupos distintos en rocas sedimentarias de acuerdo con su tiempo de formacin. Estos son: (1) primaria, o intergranular o porosidad deposicional (2) secundaria o intermedia o porosidad de pos deposicional. Cada tipo de poro tiene subdivisiones, que puede resumirse en el cuadro 1: Tabla 1: Clasificacin de los diferentes tipos de formacin. Tiempo de formacin Sub-tipo Intergranular Origen Sedimentacin Cementacin Solucin

Tectnica Compactacin Deshidratacin Diagnesis TABLA 1 Porosidad primaria La Porosidadprimaria se divide en dos tipos: porosidad intergranular entre partculas, que seproduce entre los granos de sedimento (Fig. 5) e intragranulares o porosidad intrapartculas.FIG. 5 Este hecho se produce entre los mismos granos de sedimento (Fig. 6)FIG. 6 La porosidad intergranular es ms comun en las areniscas. Tambin se encuentran generalmente dentro de recin arena-carbonatada recin depositada. Sin embargo, en las arenas carbonatadas de cal raramente vez es conservado debido a la prdida de porosidad por la cementacin. En la porosidad intergranular, los espacios de losporos estn conectados unos a otros, por la garganta (Fig. 5). A menos de que haya una cementacion extensiva tardia, los yacimientos con porosidad intergranulargeneralmente tienen tanto buena porosidad interconectada y buena permeabilidad.La porosidad efectiva en estos yacimientos es equivalente a la porosidad total.

La porosidad intragranular es ms comn de arenas carbonatadas de ambiente marino. La Fig. 6 es un boceto de una seccin delgada de una roca caliza que muestra los espacios de poros entre los granos. No es habitual que estos poros se conserven. Por lo general estos son llenados por cementacin en una depositacion temprana, pero, en algunos casos el cemento puede ser desplazado para dejar el poro intrapartcular original. Porosidad secundaria La porosidad secundaria es la porosidad formada dentro de un yacimiento despus de la depositacin. Los principales tipos de porosidad secundaria son: Fenestral; Intercristalina Solucin (moldic y vuggy); Fractura Porosidad Fenestral se desarrolla donde hay un espacio entre las laminas tangrande que los granos embebidos en ella no alcanza a tocar la otra lamina. La porosidad Fenestral es caracterstica de ambientes lagunares en donde la deshidratacin ha causado reduccin y espaciamiento de las lminas. Este tipo de porosidad es poco frecuente. Porosidad intercristalina se produce entre los cristales y este tipo de porosidad es encontrada en varios campos importantes de petrleo gas. En calizas recristalizadas la porosidad intercristalina es insignificante. Sin embargo, en dolomitas cristalinas a menudo poseen alta porosidad intercristalina. La Fig. 7 es un boceto de una seccin delgada de una dolomita cristalina. Estos depsitosse componen habitualmente de dolomita secundaria formada por "dolomitizacin", este proceso donde mediante el carbonato de calcio pre-existente es remplazado poruna dolomita.FIG. 7 Es este tipo de porosidad intercristalina la que da dolomitas secundarias, con caracterstica de textura azucarosa, y esto es lo que los hacen que sean yacimientos tan buenos. Existen varios tipos de porosidad secundaria y puede ser causada por la solucin. Este es un proceso crtico en el desarrollo de la porosidad en carbonatos, pero este tipo de porosidad secundaria se puede desarrollar en areniscas. Existen diferentes formas de que ocurra el proceso de solucin.

La figura 8 muestra la solucin secundaria desarrollada en poros de una roca caliza.FIG. 8 Algunos de los poros son redondos. Estos son cuando los pellets de calizaloditica que han sido disueltos. Este tipo de tejido de porosidad selectiva seconoce como moldic. Este tipo de porosidad no contribuye a la porosidad efectivaen el caso donde los poros no estn conectados. Algunos espacios de poros irregulares que atraviesan la estructura original de la roca tambin debe tenerse en cuenta. Estos poros son conocidos como cavidades y la porosidad se conoce como vuggy. Si la roca caliza ha estado bajo un proceso extensivo de solucin, las cavidadespueden volverse muy grandes, o cavernoso. En la porosidad de solucin pueden quelos espacios de poros adyacentes no estn conectados; por lo tanto, la porosidad efectiva puede ser mucho ms bajo que la porosidad total, y la permeabilidad tambinpuede ser baja. Poros cavernosos de hasta cinco metros de altura se encuentran en la roca caliza Fusselman del campo Dollarhide de Texas (Stormont, 1949) y en el Arabia D Calizas del Jursico del campo de Abqaiq, Arabia Saudita (McConnell, 1951). El ultimo tipo significativo de porosidad secundaria, es la porosidad de lafractura. Yacimientos fracturados puede ocurrir en cualquier roca frgil que se rompe por la fractura y no ocurre deformacin plstica. Ademas, existen yacimientos fracturados en lutitas, areniscas cementadas de cuarcita, calizas, dolomtas y, tambien, rocas del basamento, como los granitos y rocas metamrficas. Como se muestraen la figura. 9, las fracturas pueden desarrollarse a partir de las fuerzas tectnicas asociadas con plegamientos y fallamientos.FIG. 9

Tambin pueden desarrollarse a partir de una presin de sobrecarga excesiva y la intemperie inmediatamente debajo de discordancias. Encogimiento de las rocas gneas debido a un rpido enfriamiento y la deshidratacin de lutitas tambin causa la presencia de fracturas. Las fracturas son generalmente verticales a ligeramente inclinadas con anchos que varan de papel fino hasta anchos alrededor de 6 mm (Fig. 10).Cuando se desarrolla este tipo de porosidad, el yacimiento puede tener una permeabilidad muy alta, aunque la porosidad efectiva puede que no sea muy alta.FIG. 10 Uno debe ser capaz de distinguir entre la porosidad de fractura y la porosidad que se produce dentro de la roca misma. Muy a menudo, las fracturas son una parte importante de la capacidad de almacenamiento de la roca y, algunas veces slo se produce petrleo o gas desde el espacio poroso de las fracturas. La porosidad de fractura puede resultar en altas tasas de produccin durante la prueba inicial de un pozo, seguido de un rpido descenso en la produccin. Cuando una roca se ha fracturado, las fracturas no necesariamente permanecen abiertas. Pueden ser llenadas por la cementacin en adelante por slice, calcita o dolomita (Fig. 11).FIG. 11

Fig.12 muestra la relacin entre la porosidad y la frecuencia de yacimiento.FIG. 12 Cualquier porosidad inferior al cinco por ciento es muy raramente considerada como comercial o que genere ganancias, y cualquier porosidad ms de treintay cinco por ciento es extremadamente inusual. La porosidad se puede medir en ellaboratorio a partir de ncleos y en fondo de pozo utilizando registros de pozos,especialmente registros: sonoros, de densidad y de neutrones. Ocasionalmente, sepuede estimar a partir de datos ssmicos (como se explicara ms adelante). Desarrollo de la porosidad secundaria La porosidad secundaria es causada por la accin delos fluidos de la formacin o de las fuerzas tectnicas en la matriz de la roca despus de la deposicin. Por ejemplo, si un lquido ligeramente acido se percola, este puede crear y agrandar los espacios de los poros a medida que este se desplaza a travs de los canales interconectados en la formacin de rocas calizas, o por la disolucin de sus materiales y crear cavidades (cuevas pequeas),como lo son los poros moldicos o cavernoso. La Porosidad secundaria es, sin embargo, generalmente el resultado de y/o modificadas por: Solucin Las fracturas y las articulaciones Recristalizacin y dolomitizacin Cementacin y compactacin1.3 Medicin de la Porosidad en el LaboratorioEl Volumen total se determina primero por el desplazamiento de un lquido, precisinen la medicin de una muestra y asi poder calcular con precisin su volumen.

Los siguientes mtodos son utilizados para medir el volumen de los poros o volumende granos. 1. La suma de los Fluidos porales- consiste en la determinacin independiente de los volmenes de gas, petrleo y agua de una muestra fresca. El volumen de los poros est determinado por la suma de los tres volmenes independientes. 2. Mtodo Washburn-Bunting- Se mide el volumen del espacio poroso por extraccin al vaco yrecogida del gas (normalmente aire) que figura en los poros. 3. Restauracin de Liquido Los poros de una muestra preparada se rellenan con un lquido de densidad conocida y el aumento de peso de la muestra se divide por la densidad del lquido.4. Mtodo de la Ley de Boyle - Consiste en la compresin de un gas en los poros, o la expansin de gas en los poros de una muestra preparada. Ya sea el volumen de losporos o el volumen de grano puede determinarse en funcin de un porosimetro y elprocedimiento utilizado. 5. Densidad de grano - Medida de la porosidad total. Despus de que el peso seco y el volumen total de la muestra han sido determinados,la muestra se reduce al tamao del grano y el volumen poroso es determinado y se resta del volumen total. Otro mtodo de determinacin de la porosidad es mediante elanlisis petrogrfico de secciones delgadas de una muestra de roca. Esto se hace porel conteo de los poros con un microscopio. La muestra es impregnada con una resina al vacio para hacer mas fcil la identificacin de los poros. Una fuente comn dedatos de porosidad son los registros de pozos. La porosidad puede ser calculadaa partir de los registros de densidad, sonica, y los registros neutrnicos de porosidad. Estos tres registros se refieren generalmente como los registros de porosidad. La porosidad tambin se puede obtener de los registros de resistividad, Usando la ecuacin de Archie. A continuacin la Fig.13 muestra algunos de los dispositivos utilizados para la determinacin de la porosidad.

FIG. 131.4 Rangos de PorosidadFig.14 muestra cmo vara la porosidad de las rocas.FIG. 14

2.0 PermeabilidadPermeabilidad: Es una medida de cmo los poros interconectados entre si por dondefluyen los fluidos presentes en la roca. Fig.15 muestra cmo la permeabilidad de una muestra de roca puede ser medida.FIG. 15 Fig. 15: Medicin de la permeabilidad Un fluido de viscosidad conocida esbombeado a travs de una muestra de roca de seccin transversal donde conocemos su rea y longitud. La cada de presin a travs de la muestra se mide a travs de medidores de presin. La unidad de permeabilidad es el Darcy. Un Darcy es igual a la cada de presin de una atmosfera por centmetro (atm/cm) de un fluido que tiene una viscosidad de un centipoise (1 cp) a una velocidad de un centmetro por segundo (cm/seg). La ley de Darcy que determina el flujo de fluidos a travs de un medio poroso formulada despues por Muskat y Botset es la siguiente:(Donde: q = Tasa de flujo k = Permeabilidad (P1 - P2) = Cada de presin en la muestra A = Seccin transversal de la muestra = Viscosidad del fluido L = longitud de lamuestra)Como en la mayora de los yacimientos hay permeabilidades que son mucho menos de un Darcy, el millidarcy, mD, (una milsima de Darcy), se utiliza comnmente para la medicin. La permeabilidad en general se refiere la letra K. En la forma indicada anteriormente, la ley de Darcy slo es vlida cuando no hay reaccin qumica, entre el fluido y la roca, y cuando slo hay una fase lquida presente totalmente en los espacios porosos. La situacin es mucho ms compleja si tenemos varias fases, o una mezclade aceite o de gas, aunque podemos aplicar la ecuacin de Darcy para cada fase ala vez. La permeabilidad media de los yacimientos comnmente la encontramos en unrango de 5 a 500 millidarcies. Algunos yacimientos, sin embargo, tienen una permeabilidad muy alta.

Algunos de los yacimientos de arenisca del Cretceo del campo de Burgan en Kuwait,por ejemplo, hay permeabilidades de 4.000 millidarcies (Greig, 1958). Dado quela tasa de flujo depende de la proporcin de la permeabilidad, de la viscosidad, los depsitos de gas son capaces de fluir a tazas considerables, con permeabilidades de slo unos pocos millidarcies. Sin embargo, los yacimientos de petrleo generalmente necesitan permeabilidades en el orden de las decenas de millidarcies para ser comercial. Se debe tener en cuenta que la permeabilidad es una propiedad de una roca, no del fluido, Fanall.2.1 Clasificacin de la PermeabilidadPermeabilidad absoluta (K): La permeabilidad de la roca a un fluido es cuando laroca est 100% saturada con el fluido. Permeabilidad efectiva (KE): Se ha encontrado que en la arena que contenga la presencia de ms de un fluido, uno de ellos impide el flujo al otro. Esto ha dado lugar a la utilizacin del trmino de permeabilidad efectiva, que puede ser definida como la permeabilidad aparente a una fase en particular, (fase de petrleo, gas o agua) o la saturacin con ms de una fase. La cantidad de flujo que se ve afectado depende de la saturacin de los fluidos presentes en la arena. Cuanto menor sea la saturacin de un lquido especial en la arena,menos fcil ser el flujo del fluido, o dicho de otra manera, cuanto mas baja sea lasaturacin de lquido especial en la arena, es menor la permeabilidad efectiva paradicho lquido. Permeabilidad Relativa (kr): La permeabilidad relativa es otro trmino utilizado en el clculo reservas en un yacimiento. La permeabilidad relativa esla proporcin de la permeabilidad efectiva a una fase en particular a la normal (absoluta) la permeabilidad de la arena. La unidad de permeabilidad efectiva es el Darcy, mientras que la permeabilidad relativa por ser una relacin, es adimensional.2.2 La Medicin de la Permeabilidad en LaboratorioLa medicin de la permeabilidad en el laboratorio, generalmente se utiliza el airecomo fluido de flujo y por tanto el valor obtenido es la permeabilidad al aire(Kair). El dispositivo que comnmente se utiliza para la determinacin de (k) se muestra a continuacin.

FIG. 16 Los valores de permeabilidad tambin pueden ser obtenidos a partir de losresultados de la prueba de flujo siguiente: 1-RFT - Prueba de formacin. 2 - DST Prueba de Botella. Nuevos mtodos de cuantificacin de la permeabilidad mediante registros de pozos tambin se estn desarrollando: 1 Gradiente de Resistividad. 2 - Porosidad y saturacin de agua.3.0 Relacin entre la Porosidad y PermeabilidadMuchos investigadores han intentado establecer una relacin entre la permeabilidady la porosidad, tamao de grano y la forma y el embalaje. La relacin ms frecuente fue desarrollada por Karma y Kozeny es la siguiente: k=3/(5 * Sv * (1-)2) Donde: k= Permeabilidad, cm2 (= 1,013 x 108 Darcies) = Porosidad efectiva Sv = Superficie total de los granos / unidad de volumen del yacimiento, cm2/cm3 Las siguientesgraficas muestran la relacin del tamao de grano ( ig. 17) y la clasificacin ( ig.17a) y ( ig.17b) con la porosidad y permeabilidad. La ( ig. 17) porosidad, permeabilidad y tamao de grano. La porosidad no se ve afectada por el tamao de grano, pero aumenta la permeabilidad con el aumento de tamao de grano. En la ( ig.17a) & (ig.17b) la porosidad y la permeabilidad se ven afectadas por la clasificacin, tanto a los aumentos con una mejor distribucion.

IG. 17IG. 17a

IG. 17b4.0 actor de dao de formacin 4.1 IntroduccinEl factor de dao de formacin es una variable compuesta. En general, cualquier fenmeno que provoca una la distorsin de las lneas de flujo del lmite a la direccin del pozo, o de una restriccin al flujo (que podra ser visto como una distorsin en la escala de la garganta de poro) se traducira en un valor positivo del efecto De dao deformacin. Los efectos positivos de De dao de formacin puede ser creado por causas "mecnicas" como la penetracion parcial (es decir, a una altura perforada que es menos que la altura del depsito) y un nmero reducido en perforaciones en el caoneo dela zona de inters (de nuevo, provocando una distorsin de las lneas de flujo), porlos cambios de fase (reduccin de la permeabilidad relativa al fluido principal),turbulencia, y, por supuesto, por los daos a la permeabilidad del yacimiento natural. Un factor De dao de formacin negativo muestra la cada de presin en la zona cercana a la cara del pozo, es menos de lo que hubiera sido normalmente los mecanismos de flujo del yacimiento. El factor De dao de formacin negativo es la contribucinnegativa en el efecto total de De dao de formacin, puede ser el resultado de la estimulacin de la matriz (en la cara del pozo, la permeabilidad excede el valor normal), fracturamiento hidrulico, o una cara de pozo bastante inclinada. inalmente, hay que tener en cuenta que mientras que el efecto De dao de formacin no tienedimensiones, la zona de los daos asociados no.

4.2 Descripcin de los Daos y la EstimulacinLos procesos de perforacin, completamiento y produccin de aceite o de gas en un pozo, incluyen a muchos: mecnica, hidrulica, y los procesos qumicos. Muchos pozos perforados han sido perforados sobrebalance (overbalanced), esto causa que los fluidos de perforacin migran hacia la formacion. Las partculas finas en los lodos pueden taponar las gargantas de los poros, o el filtrado puede reaccionar qumicamentecon las arcillas en la formacin, cualquiera de estos procesos puede reducir la permeabilidad de manera dramatica. Muchos completamientos pueden reducir la capacidad productiva de un pozo: El pozo puede ser revestido y canoneado (reduciendoel area de contacto entre el yacimiento y el pozo), una penetracin parcial puedegenerar tortuosidad en la arena de la cara productora debido a un espesor reducido a la entrada, o el empaquetamiento con grava puede aumentar la cada de presin cuando el fluido se desplaza a travs de las perforaciones creadas durante el canoneo, la formacin y finalmente la grava. Por otro lado, algunas veces la cada de presin en la zona cerca a la arena prodcutora puede ser aumentada. Esto podra lograrse mediante fracturamiento hidrulico o acidificacin matricial. Tratar el pozo paradisminuir la cada de presin es comnmente llamado Estimulacion . Algunos de los modelos dao alrededor de la arena productora son:4.3 Daos del Modelo Radial y su EstimulacinIG. 18

El modelo ms simple para la alteracin del pozo es un modelo radial compuesto. La permeabilidad se supone que es alterada, la permeabilidad en la formacin, k, es "Alterada" o "De dao de formacin" la permeabilidad, Ks, en una regin rwrrs (fig. 18). En situaciones donde Ks < k, esto genera una cada de presin adicional, Ps. Tengaen cuenta que Ps NO es la cada de presin en la regin de De dao de formacin! Esta es la cada de presin para el modelo compuesto (el modelo con alteracin de la permeabilidad), en comparacin con el modelo sin la permeabilidad de la regin alterada. En caso de daos la Ps es positiva mientras que Ps es negativa cuando hay estimulacin. Ahora podemos escribir una expresion de la cada de presin utilizando nuestro conocimiento de la ecuacin de flujo radial y el flujo de serie. La cada de presin en toda la regin De dao de formacin es... (1) Tenga en cuenta que esto aumenta la cada de presin a medida que aumenta ars y ks disminuye, esto es debido a que entre mas gruesa sea la formacin y una permeabilidad mas baja el fluido tendra mas problemas para desplazarse y la cada depresin ser mayor. Cuando la permeabilidad no se ha sido afectada, la cada de presinseria descrita como,.. (2) Combinando las Ecuaciones (1) y (2) se obtiene una ecuacin para

Ps:

.. (3)Examine el trmino . Tenga en cuenta que Ps ser positiva cuando k>ks, y negativa cuando k