Saturacion

Saturación
En un depósito de petróleo, siempre hay más de una fase de fluido que ocupa el espacio poroso. En un depósito de petróleo, el petróleo y el agua ocupan el espacio poroso. En un depósito de gas, el gas y el agua ocupan el espacio poroso. En un cierto punto en la producción de un yacimiento de petróleo; petróleo, agua y gas podría ocupar el espacio poroso. Es necesario hacer unseguimiento de la cantidad de cada tipo de fluido que ocupa el espacio poroso. La propiedad petrofísica que describe la cantidad de cada tipo de fluido en el espacio poroso es la saturación de fluidos. Se define como la fracción del espacio poroso ocupado por una fase de fluido. Por lo tanto, en general tenemos:

Saturación de Fluido= Volumen de FluidoVolumen poroso efectivo de la roca

Si lasaturación de agua es Sw, saturación de petróleo es So y saturación de gas es Sg, entonces, Sw = Vw / Vp, ​​So = Vo / Vp y Sx = Vg / Vp, ​​donde Vw, Vo, Vg y Vp son los volúmenes de agua, petróleo, gas y espacio poroso, respectivamente. Para una depósito de petróleo, sin una saturación de gas libre, So + SW = 1. Para un gas depósito sin saturación de hidrocarburos líquidos, Sg + Sw = 1. Para unadepósito de petróleo con una saturación de gas libre, tanto suizos So + SW+ Sg = 1. La saturación de líquido también puede ser expresado en %.
Medición
Hay dos métodos para determinar la saturación de líquido in-situ en una roca del yacimiento de petróleo. El método directo consiste en medir la saturaciones de fluidos del núcleo de un corte del depósito. La indirecta es medir alguna otra propiedadfísica de la roca que puede estar relacionado con la saturación de fluidos. Para el enfoque indirecto se da el uso de registros eléctricos o de mediciones de la presión capilar para estimar la saturación de agua.
Directos
Uno de los métodos de medición directa de las saturaciones de fluidos es el método de retorta. En este método, una muestra del núcleo se calienta para evaporar el agua y elaceite, que se condensa y se recoge en un pequeño recipiente graduado (Figura 2.11). Los volúmenes de petróleo y agua dividido por el volumen de los poros de la muestra re presenta la saturación del petróleo y el agua. La saturación de gas se obtiene indirectamente por el requisito de que las saturaciones deben sumar uno.

Problemas
Existen dos desventajas en el método de determinación de lasaturación de retorta. Con el fin de quitar todo el aceite, es necesario calentar el embase a temperaturas en el rango de 1000 a 1100 ° F. A estas temperaturas, el agua de cristalización (hidratación) de la roca se va , resultando en una saturación estimada de agua que es superior a la real (connata) saturación de agua. La segunda desventaja es que el petróleo cuando se calienta a altas temperaturastiene una tendencia a agrietarse. Este craqueo y carbonización tienden a reducir el volumen de aceite dando lugar a una saturación de petróleo que es menor que el valor real.
Otro método de medición de la saturación directa es por la extracción con un disolvente. Esto se logra en un aparato de destilación Dean-Stark (Figura 2.12). El núcleo está situado en el aparato de tal manera que el vapor deun solvente (por ejemplo, tolueno), se eleva a través del núcleo y se condensa de nuevo sobre la muestra. Este proceso filtra al petróleo y al agua fuera de la muestra. El agua y el disolvente se condensan y son atrapados en un recipiente graduado. El agua se deposita en el fondo de la recipiente, mientras que el disolvente se refluye de nuevo en la caldera principal. La extracción continúa hastaque ya no se recolecte agua en el recipiente. La saturación de agua se calcula directamente del volumen del agua expulsada de la muestra. La saturación de petróleo se calcula indirectamente por el peso de la muestra saturada antes de la destilación, el peso de la muestra seca después de la destilación y el peso del agua expulsado de la muestra. Una vez más, la saturación de gas se calcula...