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propiedades de las rocas y fluidos (hidrocarburos)
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INTRODUCCIÓN
La importancia de propiedades como: porosidad, permeabilidad, saturación,
radica en que influyen directamente en la existencia de hidrocarburos en el
yacimiento. Dichas propiedades tienen características específicas, que serán dadas a
conocer en el desarrollo de la presente investigación.
La porosidad de la roca reservorio depende no solo de la forma de los granos
que la conforman sino también de su tiempo de posicionamiento, existen varios
factores que podrían alterarla, los cuales pueden mejorar la circulación del
hidrocarburo a través de ella o impedir el flujo del mismo; se puede determinar una
medida de porosidad mediante la utilización de diferentes métodos ya sean en
laboratorio o in situ.
La permeabilidad es imprescindible para la existencia de hidrocarburo en el
yacimiento, ya que gracias a esta propiedad de las rocas, el gas, el agua, y para
nuestro interés primordial el petróleo puede fluir, migrar desde la roca madre, hasta
depositarse en el yacimiento.
Siendo la saturación otra de las propiedades de gran importancia que permiten
determinar la distribución de fluidos mediante porcentajes o fracciones ya sea de
petróleo, agua o gas, se debe tomar en cuenta la relatividad de esta propiedad una vez
efectuado la fase de producción.
PROPIEDADES DE LAS ROCAS Y FLUIDOS
POROSIDAD
La porosidad se define como la relación entre el volumen
poroso y el volumen total de la roca (la propiedad inversa a la
porosidad es la compacidad). Matemáticamente:
Vp = volumen poroso
Vt = volumen total
De acuerdo a la interconexión del volumen poroso, la
porosidad se define en porosidades absoluta, efectiva y no efectiva.
CLASIFICACIÓN DE INGENIERÍA DE LA POROSIDAD
Durante el proceso de sedimentación y mitificación, algunos de
los poros que se desarrollaron inicialmente pudieron sufrir
aislamiento debido a varios procesos diagenéticos o catagénicos
tales como cementación y compactación. Por ende, existirán poros
interconectados y otros aislados. Esto conlleva a clasificar la
porosidad en absoluta y efectiva dependiendo de que espacios
porales se miden durante la determinación del volumen de estos
espacios porosos.
Porosidad absoluta. Es aquella porosidad que considera el
volumen poroso de la roca esté o no interconectado. Esta propiedad
es la que normalmente miden los porosímetros comerciales. Una
roca puede tener una porosidad absoluta considerable y no tener
conductividad de fluidos debido a la carencia de interconexión
poral. La lava es un ejemplo típico de esto.
Porosidad efectiva. Es la relación del volumen poroso
interconectado con el volumen bruto de roca. Esta porosidad es una
indicación de la habilidad de la roca para conducir fluidos, sin
embargo esta porosidad no mide la capacidad de flujo de una roca.
La porosidad efectiva es afectada por un número de factores
litológicos como tipo, contenido e hidratación de arcillas presentes
en la roca, entre otros.
Porosidad no efectiva. Es la diferencia que existe entre la
porosidad absoluta y efectiva.
CLASIFICACIÓN GEOLÓGICA DE LA POROSIDAD
A medida que los sedimentos se depositaron en los mares
antiguos, el agua fue el primer fluido que llenó el espacio poroso.
Esta agua se le denomina agua connata. Un método común de
clasificación de la porosidad se basa en la condición si porosidad se
formó inicialmente o si fue producto de una diagénesis subsiguiente
(dolomitización), catagénesis, campo de esfuerzos o percolación de
agua.
Porosidad primaria o intergranular. La cual se desarrolló al mismo
tiempo que los sedimentos fueron depositados. Rocas
sedimentarias con este tipo de porosidad son: areniscas (detríticas
o clásticas) y calizas (no detríticas). La porosidad primaria a su vez
se clasifica en:
Porosidad intercristalina. Se refiere a los espacios existentes entre
los planos de un cristal o espacios vacíos entre cristales. Muchos de
estos poros son sub-capilares, v.g. poros menores de 0.002 mm de
diámetro. La porosidad que se encuentra entre cristales o partículas
tamaño lodo se llama comúnmente “microporosidad”.
Porosidad Integranular. Es función del espacio vacío entre granos,
es decir, de los espacios intersticiales de toda clase en todo tipo de
roca. Esta porosidad comprende tamaño sub-capilar a super-capilar.
Generalmente, los espacios tienen un diámetro mayor de 0.5 mm.
Planos estratificados. Existe concentración de espacios vacíos de
diferentes variedades paralelos a los planos de estratificación. Las
geometrías mayores de muchos yacimientos petroleros están
controladas por este tipo de porosidad. Entre las causas de espacios
vacíos en los planos estratificados se cuentan: diferencias de los
sedimentos depositados, tamaño de partículas y arreglo de
depositación y ambientes de depositación.
Espacios Sedimentarios Misceláneos. Esto se debe a: (1) espacios
vacíos resultantes de la depositación de fragmentos detríticos de
fósiles, (2) espacios vacíos resultantes del empaquetamiento de
oolitas, (3) espacios cavernosos de tamaño irregular y variable
formados durante el tiempo de depositación, y (4) espacios creados
por organismos vivos en el momento de la depositación.
Porosidad secundaria, inducida o vugular. Ocurre por un proceso
geológico o artificial subsiguiente a la depositación de sedimentos.
Puede ser debida a la solución o fractura (artificial o natural) o
cuando una roca se convierte en otra (caliza a dolomita). La
porosidad secundaria es el resultado de un proceso geológico
(diagénesis y catagénesis) que tomó lugar después de la
depositación de los sedimentos. La magnitud, forma, tamaño e
interconexión de los poros podría no tener relación directa de la
forma de las partículas sedimentarias originales. La porosidad
secundaria se clasifica en:
Porosidad de disolución. Integrada por canales resultantes de la
disolución del material rocoso por acción de soluciones calientes o
tibias que circulan o percolan a través de la roca. Las aperturas
causadas por meteorización (juntas alargadas y cavernas) y
espacios vacíos causados por organismos vivientes pueden sufrir
alargamiento debido a dilución.
Dolomitización. Es el proceso mediante el cual la caliza se
transforma en dolomita según la siguiente reacción:
Algunas rocas carbonatas están constituidas solamente por
calizas. Si el agua circulante a través del espacio poroso contiene
suficientes cantidades de magnesio disuelto, el calcio en la roca
puede intercambiarse por el magnesio en solución. Como el
magnesio es considerablemente más pequeño que el calcio, la
resultante dolomita tendrá una porosidad mayor, cuyo incremento
oscila entre el 12-13 %.
Porosidad de Fractura. Son aperturas en la roca producto de
fallamiento estructural de las rocas del yacimiento debido a tensión
originada por actividades tectónicas tales como doblamiento y falla.
Esta incluye juntas, fisuras, y fracturas. Las porosidades de fractura
normalmente no superan el 1 % en carbonatos.
Espacios secundarios misceláneos. En esta clasificación se tienen: (1)
a arrecifes, los cuales son aperturas en las crestas de anticlinales
estrechos, (2) pinchamientos y llanos, los cuales son aperturas
formadas por la separación de estratos sometidos a un suave
desplome, y (3) espacios vacíos causados por brechas submarinas y
conglomerados que resultan de movimientos gravitarios del
material del fondo marino después de mitificación parcial.
FACTORES QUE AFECTAN LA POROSIDAD
Tipo de empaque. Idealmente se pueden formar los siguientes
tipos de empaquetamientos los cuales tienen diferente valor de
porosidad. El incremento de la presión de confinamiento hace que
los granos pobremente clasificados y angulares muestren un
cambio progresivo de empaquetamiento aleatorio a un empaque
más cerrado, reduciendo con ello la porosidad. Según el tipo de
empaque se tienen los siguientes valore de porosidad:
Cúbico, porosidad = 47.6 %
Romboedral, porosidad = 25.9 %
Ortorrómbico, porosidad = 39.54 %
Tetragonal esfenoidal, porosidad = 30.91 %
Para el sistema cúbico se tiene:
Fig. 2 Sistema ortorrómbico
Fig. 3 Sistema romboédrico
Para el sistema cúbico se tiene:
Para el empaquetamiento cúbico de varillas se tiene:
De acuerdo con la Fig. 2
Vt =a.b.c
dónde:
a=4r cos30
b = 4r
c = 4r
El volumen total del ortorrombo es:
El volumen de los 8 granos está dado por: Puesto que la porosidad la definimos como:
De acuerdo con la Fig. 3
Vt =a.b.c
a=4r cos45b= 4rc= 4r
El volumen total del ortorrombo es:
El volumen de los 8 granos está dado por:
Puesto que la porosidad la definimos como:
Grado de cementación o consolidación.
Cemento que une los granos y que se forma posterior a la depositación ya sea
por dilución de los mismos granos o por transporte. Son cementos: carbonato de
calcio, carbonato de magnesio, carbonato de hierro, limonita, hematita, dolomita de
sulfato de calcio, arcillas, y combinación de estos. Las areniscas altamente
cementadas presentan bajas porosidades. Lo contrario ocurre con rocas poco
consolidadas. La cementación toma lugar tanto en el tiempo de mitificación como en
el proceso de alteración de las rocas causada por agua circulante. De la calidad del
material cementante dependerá la firmeza y compactación de la roca. Se tiene,
entonces, formaciones consolidados, poco consolidados y no consolidados.
Geometría y distribución de granos
Se debe a la uniformidad o clasificación de los granos. Dicha clasificación
depende, a su vez, de la distribución del tamaño del material, tipo de depositación,
características actuales y duración del proceso sedimentario. Cuando los granos son
más redondeados proporcionan más homogeneidad al sistema y por ende la porosidad
será mayor.
Presión de las capas suprayacentes.
Las capas suprayacentes pueden compactar el yacimiento y reducir el espacio
poroso. La compactación tiende a cerrar los espacios vacíos, forzar el fluido a salir y
permitir un mayor acercamiento de las partículas minerales, especialmente en rocas
sedimentarias de grano fino.
Presencia de partículas finas.
La arcillosidad afecta negativamente la porosidad
PERMEABILIDAD
La permeabilidad es una característica petrofísica de las rocas reservorios, que
se define como la capacidad que tiene una roca de permitir el flujo de fluidos a través
de sus poros interconectados. Si los poros de la roca no se encuentran interconectados
no puede existir permeabilidad.
Factores que influyen en la permeabilidad
Los factores que influyen en la porosidad efectiva también influyen en la
permeabilidad, es decir:
- El tamaño de los granos.
- El empaquetamiento.
- La redondez y esfericidad de los granos
- La distribución.
- La litificación (cementación y consolidación).
Por lo general, a mayor porosidad corresponde mayor permeabilidad, aunque
esto no siempre es así. La permeabilidad del suelo suele aumentar por la existencia de
fallas, grietas u otros defectos estructurales. Algunos ejemplos de roca permeable son
la caliza y la arenisca, mientras que la arcilla o el basalto son prácticamente
impermeables. Algunas arenas de granos finos pueden tener un alto índice de
porosidad interconectada, aunque los poros individuales y los canales de poros sean
bastante pequeños. En consecuencia, las vías disponibles para el movimiento de
fluidos a través de los poros estrechos están restringidas; por lo tanto, la
permeabilidad de formaciones con granos finos tiende a ser baja. Si el yacimiento
está formado por rocas con altas densidades y fracturadas por pequeñas fisuras de
gran extensión, su porosidad será pequeña, pero presentará una alta permeabilidad, un
ejemplo de esto lo constituyen las calizas.
Por otro lado la cantidad, distribución y clase de arcilla presente en la roca de
acumulación tiene un efecto considerable sobre la permeabilidad a líquidos,
especialmente si el fluido reacciona con las arcillas. Se considera que un flujo de gas
no reacciona con las arcillas excepto, tal vez, por un poco de agua que pueda ser
removida.
Sin embargo, las propiedades fisicoquímicas del agua salada o salobre que fluye
a través de un medio poroso controlan el estado físico de las arcillas por consiguiente
no afectan a las arcillas cuando entran en contacto con ellas. La aguas dulces son
causa de que cierta arcillas se hinchen resultando una obstrucción parcial o total de
las aberturas de los poros.
En forma general, se puede afirmar que la velocidad con la que el fluido
atraviesa el material depende de tres factores básicos:
La porosidad del material.
La densidad del fluido considerado, afectada por su temperatura.
La presión a que está sometido el fluido
UNIDADES DE LA PERMEABILIDAD
La unidad de permeabilidad es el Darcy, en honor a Henry Darcy, un ingeniero
hidráulico francés que fue el primero que realizó estudios relacionados con el flujo de
fluidos a través de medios porosos.
Se dice que una roca tiene una permeabilidad de una darcy cuando un fluido
con una viscosidad de un centipoise avanza a una velocidad de un centímetro por
segundo (cm/s) bajo un gradiente de presión de una atmósfera por centímetro
(atm/cm).
Como el Darcy es una unidad relativamente alta para la mayoría de rocas
productoras, la permeabilidad generalmente se expresa en centésimas de Darcy, es
decir, milidarcys, 0,001 darcy).
Ley de Darcy
Para realizar el cálculo de la permeabilidad, utilizamos la fórmula de la Ley de
Darcy, que enuncia que la velocidad de un fluido homogéneo en un medio poroso es
proporcional al gradiente de presión, e inversamente proporcional a la viscosidad del
fluido.
v=−kμ
dpdL
v : Es la velocidad aparente encm /s
μ :Viscosidad de flujo encentipoises
dpdL
: Es el gradientede presión (atm /cm)
k : Permeabilidad endarcys
Pero;
v= qA
=−1,127kμ
dpdL
q : caudal orata volumétricade flujocm2
s
A :área de la sección transversal total encm2
Algunos autores emplean la unidad de la permeabilidad denominada permio.
Permio= 1,127 darcys
Obtenemos de esta manera:
q=−KAμ
ΔPΔL
Despejamos obviando el signo y obtenemos la permeabilidad:
K=qμA
ΔLΔP
Dimensiones de la Permeabilidad
Si realizamos un análisis dimensional a la ecuación de la permeabilidad
obtendremos:
K=
L3
T∙
M¿ ∙ L
L2 ∙ L T2
Validez de la Ecuación de Darcy
A pesar de que la ecuación de Darcy ha sido aceptada por la industria petrolera
como válida, es conveniente definir mejor las condiciones bajo las cuales se puede
suponer válida. La determinación experimental de la ecuación de Darcy considera:
Flujo en estado estable.
En las pruebas de laboratorio, debido al tamaño de los núcleos, las condiciones
de flujo transitorio duran usualmente pocos minutos, sin embargo en la práctica,
debido a la naturaleza de los fluidos y las dimensiones del yacimiento, se pueden
originar condiciones de flujo transitorio durante meses o incluso años.
Flujo Laminar
La ecuación de Darcy es inválida para números de Reynolds mayores de uno.
Afortunadamente en aplicaciones prácticas, generalmente el flujo es laminar. Sin
embargo, en las cercanías del pozo cuando las velocidades son elevadas, por ejemplo
en producción de gas, puede ocurrir flujo turbulento.
La roca se encuentra saturada completamente por un solo fluido.
Esto significa que la ecuación de Darcy no aplica en regiones donde fluya más
de un fluido; sin embargo, existen modificaciones para hacerla aplicable a flujo
multifásico.
El fluido no reacciona con la roca
Existen casos donde esto no se cumple, por ejemplo cuando un pozo es
estimulado durante un trabajo de fracturamiento hidráulico. Los fluidos usados
pueden reaccionar con los minerales de la roca y reducir la permeabilidad.
La roca es homogénea e isotrópica
Esto significa que la estructura porosa y sus propiedades deben ser iguales en
cualquier dirección. En la práctica, la naturaleza de los procesos que dieron origen a
la roca, y las grandes extensiones arenales del yacimiento pueden producir
variaciones en la permeabilidad en varias direcciones
CLASIFICACIÓN
Existen tres tipos de Permeabilidad
Permeabilidad absoluta o intrínseca
Permeabilidad efectiva
Permeabilidad relativa
Permeabilidad Absoluta o Intrínseca
La permeabilidad absoluta se define como la capacidad que tiene una roca de
permitir el flujo de fluidos a través de sus poros interconectados, cuando el medio
poroso se encuentra completamente saturado por un fluido, es decir una saturación
del 100%.
Determinación de la permeabilidad absoluta
La permeabilidad es medida en el laboratorio utilizando tapones de núcleos
(pequeñas piezas cortadas del núcleo). Si la roca no es homogénea, el análisis del
núcleo completo proporcionará resultados más exactos que el simple análisis de
tapones de núcleos.
Los análisis rutinarios de núcleos generalmente utilizan tapones de núcleos
tomados paralelos a la dirección del flujo de los fluidos en el yacimiento. La
permeabilidad obtenida de esta forma es la permeabilidad horizontal del yacimiento
(Kh). La medición de la permeabilidad en tapones tomados perpendiculares a la
dirección de flujo, permiten la determinación de la permeabilidad vertical del
yacimiento (Kv)
Existen muchos factores que deben ser considerados como posibles fuentes de
error en la determinación de la permeabilidad de un yacimiento. Estos factores son:
La muestra de núcleo puede no ser representativa del yacimiento, debido a la
heterogeneidad del yacimiento
El núcleo extraído puede encontrarse incompleto
La permeabilidad del núcleo puede ser alterada cuando se realiza el corte del
mismo, o cuando este es limpiado y preparado para los análisis.
Durante las mediciones de la permeabilidad se deben cumplir las siguientes
condiciones:
Flujo laminar (viscoso).
No reacción entre el fluido y la roca
Presencia de una sola fase saturando el 100% del espacio poroso
Las mediciones de permeabilidad se restringen a regiones de bajas tasas de flujo
(flujo laminar). Para altas tasas de flujo, la ecuación de Darcy es inapropiada para
describir la relación entre la tasa de flujo y la caída de presión.
Usualmente se utilizan gases secos como N2, He o aire, para determinar la
permeabilidad, con la finalidad de minimizar las reacciones entre el fluido y la roca.
Estas mediciones se realiza con un instrumento llamado Permeámetro a gas,
que sirve para realizar medidas de permeabilidad absoluta de secciones de núcleos
consolidadas, forzando el flujo de un gas de viscosidad conocida a través de una
muestra de sección y longitud conocidas.
Permeabilidad Efectiva
Cuando más de una fase se encuentra presente en un medio poroso, la
conductividad o capacidad que tiene una roca de permitir el flujo de cada una de las
fases a través de dicho medio poroso se define como permeabilidad efectiva. La
permeabilidad efectiva a una fase dada es menor que la permeabilidad absoluta y es
función de la saturación de la fase.
La sumatoria de las permeabilidades efectivas siempre es menor que la
permeabilidad absoluta, debido a las siguientes razones:
Algunos canales que normalmente permiten el flujo cuando existe una sola fase,
son bloqueados cuando dos o más fases se encuentran presentes en el medio poroso,
por ello, el número total de canales que permiten el flujo se reduce y la capacidad que
tiene la roca de permitir el flujo de fluidos es menor.
La presencia de interfaces entre los fluidos que saturan el medio poroso,
implican la presencia de tensiones interfaciales y presiones capilares, por lo tanto se
generan fuerzas que tienden a disminuir la velocidad de flujo de los fluidos a través
del medio poroso.
La permeabilidad efectiva se denota con:
K g=¿Permeabilidad efectiva del gas .¿
Ko=¿ Permeabilidad efectiva del petróleo .¿
Kw=¿ Permeabilidadefectiva del agua.¿
Las permeabilidades dependen de la saturación de cada fluido.
Permeabilidad Relativa
Es la relación que existe entre la permeabilidad efectiva (K g , Ko=¿ Kw¿), con la
permeabilidad absoluta
Krg=K g
K: Permeabilidad relativa del gas ..
Krg=Ko
K: Permeabilidad relativadel petroleo .
Krg=Kw
K: Permeabilidad relativadel agua .
Límites de Permeabilidades:
Permeabilidad Efectiva
Va desde cero hasta la permeabilidad absoluta.
0 ≤ Kg , K o , Kw ≤ K
Permeabilidad Relativa
Debido a que la sumatoria de las permeabilidades efectivas no puede ser mayor
que la permeabilidad absoluta, entonces las permeabilidades relativas (que tienen
como base la permeabilidad absoluta) no pueden ser mayores que 1.
0≤ K rg, K ro, K rw ≤ 1
FACTORES QUE AFECTAN A LA MEDICIÓN DE LA
PERMEABILIDAD
Existen diversos factores que afectan las mediciones de la permeabilidad
realizadas en el laboratorio. Cuando se usa un gas como fluido para medir la
permeabilidad se deben hacer correcciones por deslizamiento del gas. Cuando es
líquido el fluido usado, se debe tener cuidado de que no reaccione con el sólido de la
muestra. También se deben hacer correcciones debido al cambio en permeabilidad
por reducción en la presión de confinamiento en la muestra
Deslizamiento del gas – Efecto Klinkenberg
Klinkenberg descubrió que las mediciones de permeabilidad realizadas con aire
como fluido de medición, muestran resultados diferentes a los valores de
permeabilidad obtenidos cuando el fluido utilizado para las mediciones es un líquido.
La permeabilidad de una muestra de núcleo medida por flujo de aire siempre es
mayor que la permeabilidad obtenida cuando se usa un líquido. Klinkenberg postuló,
en base a sus experimentos de laboratorio, que la velocidad del líquido en la
superficie de contacto con la roca es cero, mientras que los gases presentan cierta
movilidad en dicha superficie de contacto. En otras palabras, los gases se deslizan en
las paredes de la roca. Este deslizamiento resulta en una elevada tasa de flujo para el
gas a determinado diferencial de presión. Klinkenberg también encontró que para un
determinado medio poroso al aumentar la presión promedio la permeabilidad
calculada disminuye
Reactividad de los líquidos.
La Ley de Darcy supone que no debe haber reacción entre el fluido y el medio
poroso. En ciertos casos, el medio poroso contiene sustancias activas, principalmente
arcillas, que se hidratan y aumentan en volumen cuando se ponen en contacto con
agua, especialmente si el agua es dulce. El efecto se disminuye si se usa agua salada y
desaparece si se mide la permeabilidad usando un líquido que no sea polar, como el
kerosén. Estos métodos, aún cuando permiten obtener el valor verdadero de la
permeabilidad, no son muy prácticos.
Los reactivos líquidos alteran la geometría interna del medio poroso. Este
fenómeno no disminuye el valor de la Ley de Darcy, más bien resulta en un nuevo
medio poroso, cuya permeabilidad es determinada por la nueva geometría.
Presión de sobrecarga.
Cuando el núcleo es removido de la formación todas las fuerzas de
confinamiento son removidas. Se le permite a la roca expandirse en todas direcciones,
cambiando parcialmente la forma de los canales de flujo dentro del núcleo. La
compactación por sobrecarga puede originar hasta un 60% de reducción de
permeabilidad.
Es importante señalar que algunas formaciones son mucho más compresibles
que otras, por eso se requieren de muchos datos para desarrollar correlaciones
empíricas que permitan corregir la permeabilidad debido al efecto de las presiones de
sobrecarga.
Promedios de permeabilidad absoluta
La propiedad más difícil para determinar en un yacimiento usualmente es la
distribución de permeabilidad. La permeabilidad es más variable que la porosidad y
más difícil de medir.
Es extraño encontrar yacimientos homogéneos en la práctica. En muchos casos,
el yacimiento contiene distintas capas, bloques o zonas de variación de la
permeabilidad. También, debido a la existencia de heterogeneidades a pequeña
escala, la permeabilidad obtenida de núcleos debe ser promediada para representar las
características de flujo en todo el yacimiento o en capas individuales.
Promedio Ponderado de Permeabilidad
Este método es usado para determinar la permeabilidad promedio de un
yacimiento formado por capas paralelas de diferente permeabilidad. Consideremos un
caso en el cual el flujo del sistema está comprendido en tres capas paralelas que se
encuentran separadas por barreras impermeables (no ocurre flujo cruzado).
Todas las capas tienen el mismo ancho, W.
El flujo en cada capa puede ser calculado aplicando la ecuación de Darcy para
flujo lineal, por lo tanto la tasa total pueden ser expresada por la siguiente ecuación:
q t=K prom W ht ∆ P
μL
Por lo tanto la permeabilidad promedio se puede escribir asi:
K prom=K1 h1+K2 h2+K 3h3
ht
=∑i=1
n
K i hi
∑i=1
n
hi
Promedio armónico de permeabilidad
Pueden ocurrir variaciones laterales en la permeabilidad de un yacimiento, esto
puede ser ilustrado mediante un conjunto de bloques de diferente permeabilidad
conectados en serie.
Para flujo en estado estable, la tasa de flujo es constante y la caída de presión
total es igual a la suma de la caída de presión a través de cada zona:
ΔP=∆ P1+∆ P2+∆ P3
Y obtenemos el promedio armónico de permeabilidad de la siguiente manera.
K prom=L
( LK )
1
+( LK )
2
+( LK )
3
=∑i=1
n
Li
∑i=1
n
( LK )
i
APLICACIONES
Podemos observar a continuación una gráfica de permeabilidad vs porosidad
sónica, la cual se obtuvo después del análisis de registros de pozos, realizados por el
ingeniero Antonio Torres, sobre la caracterización regional de la arenisca productora
Interpretación del gráfico permeabilidad vs porosidad sónica.
La porosidad sónica varía de 11 a 27% y la permeabilidad lo hace de 250 a
14,000 md. La mayor concentración de puntos se encuentra en un rango de porosidad
de 15 a 20%, correspondiéndoles una permeabilidad de 1,000 a 9,000 md.
SATURACIÓN
La saturación de un medio poroso con respecto a un fluido se define como la
fracción del volumen poroso de una roca que está ocupada por dicho fluido.
Donde:
Sx = Saturación de la fase X.
Vx = Volumen que ocupa la fase X.
Vt = Volumen poroso total de la roca.
La sumatoria de las saturaciones de todos los fluidos que se encuentran
presentes en el espacio poroso de una roca, debe ser igual a 1 siempre y cuando se
considere un medio poroso saturado por petróleo, agua y gas, es decir:
Donde:
So = Saturación de petróleo.
Sw = Saturación de agua.
Sg = Saturación de gas.
CLASIFICACIÓN
Saturación de agua connata
La saturación de agua connata (Swc) es la saturación de agua existente en el
yacimiento al momento del descubrimiento, la cual se considera como el remanente
del agua que inicialmente fue depositada con la formación y que debido a la fuerza de
la presión capilar existente, no pudo ser desplazada por los hidrocarburos cuando
éstos migraron al yacimiento.
Generalmente la saturación de agua connata se considera inmóvil; sin embargo,
al inyectar agua en un yacimiento, la primera que se produce tiene composición
diferente a la inyectada, lo que indica que el agua connata es desplazada por la
inyectada.
Saturación residual de una fase
La saturación residual de una fase, generalmente expresada como Sxr, donde x
corresponde a la fase (petróleo, agua o gas), corresponde a la saturación de dicha fase
que queda en el yacimiento en la zona barrida, después de un proceso de
desplazamiento.
Saturación crítica de una fase
La saturación crítica de una fase, generalmente expresada como Sxc, donde x
corresponde a la fase (petróleo, agua o gas), corresponde a la mínima saturación
requerida para que una fase pueda moverse en el yacimiento, es decir, corresponde a
la máxima saturación a la cual la permeabilidad relativa de dicha fase es cero.
CARACTERÍSTICAS
Geología del lugar.
Presencia de poros (suelo) o intersticios o fisuras (rocas).
Recarga o alimentación de las aguas.
Desplazamiento o movimiento de las aguas subterráneas debido a la
porosidad.
FACTORES QUE INFLUYEN EN LA SATURACIÓN
La saturación de agua connata se correlaciona con:
La permeabilidad
El área superficial
El tamaño de los poros.
Es decir, a mayor área superficial y menor tamaño de partículas, mayor es la
saturación de agua connata.
MÉTODOS PARA DETERMINAR LA SATURACIÓN
Determinación de la saturación en formaciones limpias
La determinación de la saturación inicial de agua se puede efectuar por tres
diferentes métodos:
- Núcleos tomados en pozos perforados
- Cálculos a partir de la presión capilar
- Cálculo a partir de registros eléctricos
La determinación de la saturación de agua a partir de registros eléctricos en
formaciones limpias con una porosidad intergranular homogénea está basada en la
ecuación de saturación de Archie’s.
Donde:
Rw = Resistividad del agua de formación.
Rt = Resistividad verdadera de la formación.
F = Factor de resistividad de la formación.
F es obtenido usualmente a partir de mediciones de porosidad mediante la
siguiente ecuación:
Donde:
m = Factor de cementación
a = Constante
CONCLUSIONES
La porosidad es una propiedad muy compleja, sus características varían y
podrían cambiar de manera muy fácil; el resultado del estudio adecuado de estas
características nos permitirá definir si será o no un yacimiento económicamente
rentable; gracias al avance de la tecnología (utilización de registros eléctricos) ahora
es posible obtener datos in situ.
La permeabilidad de las rocas reservorio, forma parte de las propiedades
principales de la misma, ya que es primordial su existencia para encontrar
hidrocarburos en los yacimientos, debido a que permite la migración del petróleo,
hacia ellos, mismo, que posteriormente a diverso estudios realizados, pueden ser
perforados y producidos satisfactoriamente.
En la industria petrolera la saturación de petróleo de los núcleos extraídos de
reservorios, es una característica básica que deben tener dichas muestras ya que de
esto depende la rentabilidad económica de la explotación de un yacimiento.
Las propiedades de las rocas y fluidos afectan de manera directa al cálculo de
reservas de hidrocarburos en zonas de interés y a la utilización de diferentes métodos
para determinar las características de reservorio.
BIBLIOGRAFÍA
CRAFT, B. C., AND HAWKINS, M. (Revised by Terry, R. E.), Applied
Petroleum Reservoir Engineering, 2nd ed. Englewood Cliffs, NJ: Prentice Hall, 1991.
ESCOBAR Freddy H., Fundamentos de Ingeniería de Yacimientos. Editorial
Universidad Surcolombiana. Colombia.
