Este documento trata sobre la ingeniería de reservorios y contiene información sobre las propiedades de las rocas como la porosidad y factores que la afectan. También cubre conceptos como saturación, distribución de fluidos, permeabilidad, presión capilar y clasificación de yacimientos basados en los hidrocarburos que contienen como yacimientos de gas, gas condensado, gas mojado, gas seco y petróleo. Finalmente, explica conceptos sobre el comportamiento de fluidos en el reservorio como puntos críticos,

1. INGENIERÍA DE RESERVORIOS
Curso complementario

2. AMBITO DE LA INGENIERÍA DE RESERVORIOS

3. CAPITULO I: PROPIEDADES DE LAS ROCAS
POROSIDAD

4. CLASIFICACIÓN DE LA POROSIDAD
 La porosidad se puede clasificar de dos maneras:
 1. En base a su origen:
 1.1. Original o Primario
 1.2. Inducida o Secundaria
 2. En base al volumen poroso considerado
 2.1. Absoluta o Total: Fracción del volumen total de la
roca que no está ocupado por material
 denso o matriz.
 2.2. Efectiva: Fracción del volumen total de la roca
que esta compuesto por espacios porosos
 que se hallan comunicados entre sí.

5.  La porosidad total siempre va a ser mayor o igual a la
efectiva. Para el ingeniero de yacimientos
 la porosidad más importante es la efectiva, pues
constituye los canales porosos interconectados,
 lo que supone que puede haber importante saturaciones
de hidrocarburos en dichos espacios.
 La porosidad es considerada :
 • Muy Baja cuando es =< 5%
 • Baja cuando es >5% pero =<10%
 • Promedio cuando es >10% pero =<20%
 • Buena cuando es >20% pero =<30%
 • Excelente cuando >30%

6. POROSIDAD MÁXIMA

7. FACTORES QUE AFECTAN LA POROSIDAD
 • Escogimiento de los granos: Mientras los granos de la roca sean más
uniformes mayor será la
 porosidad.
 • Arreglo de los granos: La simetría influye en el valor de la porosidad,
mientras menos
 simetría exista más afecta la porosidad.
 • Cementación: Los granos están “pegados” entre sí mediante una
cementación natural que
 por supuesto resta espacio poroso a ser ocupado por los hidrocarburos.
 • Presencia de Grietas y Cavidades: Son factores que favorecen la
porosidad
 • Consolidación: La presión de sobrecarga de un estrato crea
acercamiento entre las rocas.
 Mientras sea menor su efecto, mayor será el valor de porosidad.

8. CAPITULO II: SATURACIÓN Y DISTRIBUCIÓN DE FLUIDOS

9. MOVILIDAD
 Es la relación que existe entre la permeabilidad efectiva y
la viscosidad de un fluido
 En un proceso de flujo multifásico, existe relación entre
las movilidades de los fluidos, a esto se le conoce como
relación de movilidad, M, normalmente se expresa como
la relación entre el fluido desplazante sobre el
desplazado. Si el fluido desplazante es agua.
 Si M < 1, significa que el crudo se mueve más fácilmente
que el agua, si M = 1 significa que ambos fluidos tienen
igual movilidad y si M > 1, significa que el agua es muy
móvil con respecto al crudo

10. TENSIÓN INTERFACIAL
 La interfase que separa a dos fases es una región con solubilidad
limitada, que a lo sumo tiene el espesor de unas pocas moléculas. Se
puede visualizar como una barrera que se forma debido a que las
fuerzas atractivas entre las moléculas de la misma fase son mucho
mayores que aquellas que existen en dos fases diferentes.

11. MOJABILIDAD
 Tendencia de un fluido en presencia de otro inmiscible con
él a extenderse o adherirse a una superficie sólida.
 Medida de la mojabilidad. El ángulo de contacto es una
medida indirecta de mojabilidad. Si θ < 90° se dice que el
sistema es mojado por agua y si θ > 90° hace referencia a
un sistema mojado por aceite.

12. MOJABILIDAD

13. PRESIÓN CAPILAR
 El hecho de que el agua y el petróleo sean
inmiscibles es muy importante. Cuando tales fluidos
están en contactos, una interfase bien definida
existe. Las moléculas cerca de la interfase están
desigualmente atraída por las moléculas vecinas y
esto da un incremento en el nivel de energía libre en
la superficie por unidad de área o tensión interfacial.
Si la interfase es curva la presión en el lado cóncavo
excede el convexo y esta diferencia es conocida
como presión capilar.
 Es la diferencia de presión entre el fluido de la fase
no mojante y la fase mojante.

14. PRESIÓN CAPILAR

15. DISTRIBUCIÓN DE LOS FLUIDOS EN EL RESERVORIO

16. PERMEABILIDAD

17. PERMEABILIDADES RELATIVAS

18. CAPITULO III: COMPORTAMIENTO DE LOS FLUIDOS EN
EL RESERVORIO
 • Presión: Es la fuerza por unidad de área ejercida por las moléculas
alrededor de los materiales
 • Temperatura: Es una medida de la energía cinética de las moléculas
 • Fase: Es cualquier parte homogénea de un sistema que físicamente
distinta a las otras partes.
 • Componente: La cantidad de elementos independientes que
constituyen un sistema. Por ejemplo el gas natural, puede consistir de
metano, etano, o cualquier otra combinación química, y cada uno de
ellos son componentes.
 • Propiedades Intensivas: Son aquellas propiedades independientes de
la cantidad de materiales bajo consideración.
 • Propiedades Extensivas: Son aquellas propiedades directamente
proporcionales a la cantidad de materiales bajo consideración.
 • Punto Crítico de un sistema de una sola fase: El más alto valor de
presión y de temperatura a la cual dos fases de un fluido pueden
coexistir.
 • Punto Crítico de un sistema multifásico: Es el valor de presión y

19.  • Presión de Saturación: Presión a la cual el petróleo ha admitido todo el
gas posible en solución.
 • Punto de Burbujeo: Es el punto donde a una determinada presión y
temperatura se forma la primera burbuja de gas del líquido en una
región de dos fases.
 • Punto de Rocío: Es el punto donde a una determinada presión y
temperatura se forma líquido del gas en una región de dos fases.
 • Región de Dos Fases: Es la región limitada por el punto de burbujeo y
el punto de rocío.
 • Cricondentérmico: La más alta temperatura a la cual el líquido y el
vapor pueden coexistir en equilibrio.
 • Cricondenbárico: La mayor presión a la cual el líquido y el vapor
pueden coexistir en equilibrio.
 • Retrógrado: Cualquier región donde la condensación o vaporización
ocurre de forma contraria al comportamiento normal.
 • Condensación Retrograda: Cuando el líquido se condensa bien sea
disminuyendo la presión a temperatura constante, o incrementando la
temperatura a presión constante.

21. CLASIFICACIÓN DE LOS YACIMIENTOS EN BASE A LOS
HIDROCARBUROS QUE CONTIENEN
 Yacimientos de Gas (Gas Reservoirs)
Los gases naturales consisten generalmente de 60% a
80% de metano, y el resto principalmente compuesto de
hidrocarburos gaseosos como el etano, propano, butano,
y pentano. Lo menos que un gas natural puede contener
de metano es el 7%. Cuando el nitrógeno, el dióxido de
carbono, sulfuro de hidrógeno, y helio están presentes en
pequeñas cantidades son consideradas impurezas, sin
embargo cuando hay cantidades suficientes pueden ser
usadas de forma comercial. Los hidrocarburos que están
en condición de vapor en el yacimiento están clasificados
como gas, y se subdividen en tres clasificaciones: gas
condensado, gas mojado, o gas seco.

22.  Yacimientos de Gas Condensado (Condensate Gas
Reservoirs)
Un yacimiento de gas condensado o retrogrado existe cuando la
temperatura inicial del yacimiento está entre la temperatura
crítica y cricondertérmica, y la presión inicial de yacimiento es
igual o mayor que la presión de rocío. A medida que va
produciendo el reservorio, la presión disminuye hasta que el
punto de saturación es alcanzado. En este punto el líquido
comienza a condensar. A medida que la presión se va reduciendo
el porcentaje de líquido se incrementa hasta un punto donde
cualquier otra disminución de presión solo se encontrará gas.
Cuando se tiene este tipo de yacimiento, el mantenimiento de la
presión es fundamental para optimizar la producción. En
condiciones de separador, aproximadamente el 25% de los
hidrocarburos presentes son líquidos, por lo tanto no es posible
clasificar el yacimiento solo por los fluidos que se producen.

24.  Yacimientos de Gas Rico (Yacimientos de Gas Mojado ó Wet
Gas Reservoirs, en inglés)
Un yacimiento de gas mojado está compuesto menor porcentaje
de componentes pesados que el de gas condensado. Esto causa
que el diagrama de fases sea menos ancho y que el punto crítico
esté a menor temperatura que en el caso anterior. La
temperatura de yacimiento excede la temperatura
crincondertémica, la cual causa que el fluido del yacimiento
permanezca en una sola fase a pesar de que disminuya la
presión. Entonces la región bifásica nunca se alcanza en el
yacimiento por lo que no se encuentran líquidos en el mismo,
pero esto no quiere decir que no se pueda producir líquido de
estos yacimiento, ya que a nivel de separadores en superficie
tenemos el fluido en forma bifásica, y el líquido se condensa en
el separador

26.  Yacimientos de Gas Seco (Dry Gas Reservoirs)
Un yacimiento de gas seco está compuesto
principalmente por metano y etano con pequeños
porcentajes de componentes pesados. Tanto en el
separador en superficie, como en las condiciones
iniciales en el yacimiento permanecen en una sola
región. Los hidrocarburos líquidos no se condensan
de la mezcla ni en el yacimiento ni en los
separadores. El término seco, en este caso se refiere
solo a la falta de hidrocarburos líquidos no a otros
líquidos que se puedan condensar durante la vida
productiva del yacimiento o en el proceso de
separación

28.  Yacimientos de Petróleo
Las mezclas de hidrocarburos que existen en estado líquido a
condiciones de yacimiento son clasificados como yacimientos de
petróleo. Estos líquidos estan divididos en yacimientos de
petróleo de alto encogimiento (high shrinkage) y bajo
encogimiento (low shrinkage), en base a la cantidad de líquido
que se produce en superficie. Además de esa clasificación existe
los yacimientos saturados y subsaturados, dependiendo de las
condiciones iniciales del yacimiento.
 El petróleo es considerado saturado si esta sobre o cerca del
punto de burbujeo. Con una pequeña caída de presión el gas se
produce del petróleo saturado. Cuando se necesita una gran
caída de presión para producir gas del petróleo, el yacimiento se
considera sub-saturado. A medida que se drena el yacimiento, la
presión va disminuyendo y el punto de burbujeo se alcanza,
permitiendo así que se produzca el gas que estaba en solución.