Factores que determina la productividad de un reservorio
Enviado por poland6525 • 30 de Enero de 2018 • 874 Palabras (4 Páginas) • 441 Visitas
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Saturaciones de fluidos almacenados en el reservorio
Porosidad de un reservorio
La porosidad junto con la permeabilidad es la propiedad física más importante de un reservorio hidrocarburifiero por eso es necesario describir correctamente esta propiedad. La porosidad del reservorio es uno de los factores que determina la estrategia. Además la porosidad del reservorio en uno Al igual que la saturación de fluidos, la porosidad es estimada a partir de un análisis de muestras de núcleo e interpretación de perfiles, estas técnicas de estimación son parte de otro tema en este libro y no serán descritos en detalle en esta sección.
La porosidad es el factor más importante juntamente con la permeabilidad para la producción de hidrocarburos de los reservorios. Es una indicación del volumen de fluidos que puede contener la formación, por lo tanto determinando el valor comercial del reservorio. La ecuación para estimar la porosidad total de una roca.
Permeabilidad de un Reservorio
La permeabilidad es la medida de la capacidad de una roca de transmitir fluidos y es una constante proporcional. Esta propiedad de las rocas está relacionada a la porosidad pero no es dependiente de esta. La permeabilidad es función del
Del tamaño de los pasajes que conectan los poros de la roca
El tamaño de los granos de la roca
La distribución de los granos
Presiones de un Reservorio
El estudio y medición de las presiones existentes en los reservorios de petróleo crudo y gas natural son de vital importancia para la perforación de pozos productores o inyectores y durante toda la vida productiva del reservorio. Durante la perforación de
pozos se requiere determinar las presiones ejercidas por las diferentes formaciones de modo que el diseño de lodo de perforación permite tener un trabajo segura (localizando zonas de presiones anormales) y eficiencia (reducción del tiempo no productivo). Durante la vida productiva de un reservorio, la producción de hidrocarburos en la primera etapa se da por la presión acumulada de forma natural en el reservorio- En la etapa secundaria de producción se inyectan fluidos al reservorio, esta inyección permite producir hidrocarburos por dos métodos: manutención de la presión del reservorio y por desplazamiento de los hidrocarburos.
El manejo de reservorios requiere de la medición de la presión del reservorio en diversas condiciones. El perfil de presiones puede ser combinado con análisis de núcleos, sísmica, información geológica y perfiles para desarrollar un modelo estático del reservorio. Cuando el reservorio está siendo explotado, el conocimiento de las presiones existentes en el reservorio permite entender el comportamiento d ellos fluidos en movimiento. También, la medición de presiones exactas ayuda en el diseño de los trabajos de fractura, estimación del daño superficial y la localización de los contactos entre fluidos.
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