Caracterizacion petrofisica-de-un-yacimiento

2010
CARACTERIZACIÓN PETROFÍSICA
DE UN YACIMIENTO

ESCUELA POLTECNICA NACIONAL
EVALUACIÓN DE FORMACIONES I
12/03/2010

CARACTERIZACIÓN PETROFÍSICA DE UN YACIMIENTO

GRUPO 2

DARWIN YAJAMIN ____
ERNESTO HARO ____
JORGE ARCOS ____
ALEXANDER TORRES ____
CARLOS SANCHEZ ____
JOSE LUIS TORRES ____


ÍNDICE

INTRODUCCIÓN . 1

POROSIDAD . .2

DISTRIBUCIÓN DE LOS POROS EN LAS ROCAS 2

CLASIFICACIÓN DE LA PORORSIDAD ..3

SEGÚN LA COMUNICACIÓN DE LOS POROS ..3

Porosidad Efectiva (ê) . .3

Porosidad Absoluta (â) . ..3

Porosidad Residual (ê) ....4

SEGÚN SU ORIGEN Y TIEMPO DE DEPOSITACIÓN .4

Porosidad Primaria ˆ1 (ˆp) 4

Porosidad Secundaria ˆ2(ˆs) 4

Porosidad Total (ˆT) .5

FACTORES QUE AFECTAN LA POROSIDAD 5

Tipo de empaque ..5

Presencia de material cementante .7

Geometría y distribución del tamaño de los granos 8

Presión de las capas suprayacentes .9

PROCEDIMIENTOS PARA MEDIR POROSIDAD 9

MEDICIÓN EN EL LABORATORIO DE LA POROSIDAD EFECTIVA DE UNA ROCA 10

DETERMINACIÓN DEL VOLUMEN TOTAL ..10

Métodos gravimétricos 10

Métodos volumétricos .11


DETERMINACIÓN DEL VOLUMEN DE LOS GRANOS ...12

DETERMINACIÓN DEL VOLUMEN POROSO EFECTIVO .12

CALIDAD DE LA ROCA EN FUNCIÓN DE LA POROSIDAD 14

PERMEABILIDAD .14

CALCULO DE LA PERMEABILIDAD .16

DIMENSIÓN DE LA PERMEABILIDAD ..17

VALIDEZ DE LA ECUACIÓN DE DARCY .17

TIPOS DE PERMEABILIDAD .18

Permeabilidad Absoluta 18

Permeabilidad Efectiva ..20

Permeabilidad Relativa ..21

FACTORES QUE AFECTAN LA MEDICIÓN DE PERMEABILIDAD .22

Deslizamiento del gas (Efecto Klinkenberg) .22

Reactividad de los líquidos ..22

Presión de sobrecarga .23

PERMEABILIDAD PROMEDIO 23

RELACIÓN ENTRE POROSIDAD Y PERMEABILIDAD ..24

SATURACIÓN DE FLUIDOS 25

DETERMINACIÓN DE LOS FLUIDOS EN EL YACIMIENTO 26

APLICACIÓN DE SATURACIÓN DE FLUIDOS 27

CAPILARIDAD 27

PRESIÓN CAPILAR .28

TENSIÓN SUPERFICIAL E INTERFACIAL ..29

HUMECTABILIDAD O MOJABILIDAD .30

TORTUOSIDAD .31


CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES .33

BIBLIOGRAFÍA .34


INTRODUCCIÓN
Al examinar muestras pequeñas de rocas de acumulación, se puede observar ciertas variaciones
en las propiedades físicas de la roca, de gran interés para el ingeniero de yacimientos. El
propósito del presente trabajo no es el de hacer un estudio completo de los análisis de núcleos
o de las pruebas que se realizan en éstos, sino mas bien el de presentar el significado de los
términos empleados, de los métodos de análisis y de los resultados en términos de
funcionamiento esperado del yacimiento.

La caracterización de un yacimiento es un proceso de amplia base científica en el cual son
aplicados diversos conocimientos sobre ingeniería para así interpretar lógicamente todos los
datos y características del yacimiento mediante herramientas y técnicas modernas, en otras
palabras es el conjunto de productos orientados a la definición y al estudio de las características
geológicas, petrofísicas y dinámicas que controlan la capacidad de almacenamiento y de
producción de los yacimientos petroleros, así como la cuantificación del volumen de
hidrocarburos, también se incluye la definición de las estrategias y alternativas de explotación
de los yacimientos, con el propósito de apoyar los planes de operación para optimizar la
explotación del área de estudio, incrementando las reservas o la producción de los mismos.

Un análisis petrofísico, que es lo que nos interesa en esta ocasión, consiste en estudiar las
propiedades de las rocas y su relación con los fluidos que contienen en estado estático; algunas
de las propiedades físicas y texturales de las mismas pueden ser medidas en el laboratorio
analizando sus núcleos.

Una interpretación petrofísica de las rocas está basada en la aplicación de un método
adecuado, dependiendo del tipo de formación y empleando ecuaciones que relacionan las
características de la formación, para determinar algunos entre los cuales están: arcillosidad,
porosidad efectiva, intervalos permeables, espesor de arena neta, profundidades de los
intervalos de interés y localización de los contactos entre fluidos.


POROSIDAD
La porosidad es la característica física más conocida de un yacimiento de petróleo. La
porosidad es una medida de la capacidad de almacenamiento de fluidos que posee una roca y
se define como la fracción del volumen total de la roca que corresponde a espacios que pueden
almacenar fluidos.

Sea:

= Volumen total o aparente de la roca.

Donde:

=

Se concluye que:

Como el volumen de espacios disponibles para almacenar fluidos no puede ser mayor que el
volumen total de la roca, la porosidad es una fracción y el máximo valor teórico que puede
alcanzar es 1.

Muchas veces la porosidad es expresada como un porcentaje, esta cantidad resulta de
multiplicar la ecuación por 100.

DISTRIBUCIÓN DE LOS POROS EN LAS ROCAS
Las rocas sedimentarias consisten de:

y Granos de materia sólida de variadas formas que constituyen lo que se denomina
MATRIZ o ESQUELETO y los cuales están más o menos cementados.

y Espacios vacíos entre los granos, llamados POROS, en los cuales se pueden alojar fluidos
como agua o petróleo o gas y además circular en este espacio.


CLASIFICACIÓN DE POROSIDAD
La porosidad de una roca puede ser clasificada de dos maneras:

Según la comunicación de sus poros.
Según su origen y tiempo de depositasión.

SEGÚN LA COMUNICACIÓN DE LOS POROS:

Porosidad Efectiva (ˆe)

También se la llama porosidad útil, la misma que es la fracción del volumen total
correspondiente al volumen de poros conectados entre sí.

Es la que se mide en la mayoría de los porosímetros y es en realidad la que interesa para las
estimaciones de petróleo y gas en sitio.

La porosidad efectiva es una función de muchos factores litológicos. Los más importantes son:
tamaño de los granos, empaque de los granos, cementación, meteorización, lixiviación,
cantidad y clases de arcilla, y estado de hidratación de las mismas.

Porosidad Absoluta (ˆa)

Es la fracción del volumen total correspondiente al volumen de poros conectados o no entre sí.

Una roca puede tener una porosidad absoluta considerable y aun no tener conductividad a
fluidos debidos a la falta de intercomunicación de los poros.


Porosidad Residual (ˆr)

Esta porosidad corresponde a la diferencia entre las dos porosidades anteriores.

ˆ ˆ ˆ

SEGÚN SU ORIGEN Y TIEMPO DE DEPOSITACIÓN

Porosidad Primaria ˆp (ˆ1)

Es aquella que se desarrolla u origina en el momento de la formación o depositación del
estrato.

Los poros formados en esta forma son espacios vacíos entre granos individuales de sedimento.

Porosidad Secundaria ˆs (ˆ2)

Es aquella que se forma a posteriori, debido a un proceso geológico subsecuente a la
depositación del material del estrato o capa. Esta porosidad puede ser:

Porosidad en solución: Disolución de material sólido soluble constitutivo de las rocas.

Porosidad por fractura: originada en rocas sometidas a varias acciones de diastrofismo.

Las fracturas también contribuyen a la generación de porosidad secundaria. Después de
producirse la deposición de sedimentos y originarse la roca, esta se puede encontrar sometida
a procesos geológicos de deformación originados por actividades tectónicas que pueden
generar fisuras o desplazamiento de los granos que conforman la matriz de la roca. Estas
fracturas originan un aumento en el volumen de espacios que pueden contener fluidos, lo que
se traduce en un aumento en la porosidad.

Porosidad por dolomitización: proceso mediante el cual las calizas se convierten en dolomitas,
que son más porosas.


Los empaques de granos (ˆ2) que presentan las rocas con porosidad secundaria son en general
del tipo rombohedral, aunque es frecuente encontrar sistemas porosos de morfología
compleja.

Porosidad Total (ˆT)

Corresponde a los llamados yacimientos de doble porosidad, y no es más que la suma de la
porosidad primaria más la porosidad secundaria.

ˆ–‘–ƒŽ ˆ’”‹ƒ”‹ƒ ˆ•‡…—†ƒ”‹ƒ

FACTORES QUE AFECTAN LA POROSIDAD
Entre los factores que afectan la porosidad de la roca se encuentran:

Tipo de empaque.
Presencia de material cementante.
Geometría y distribución del tamaño de los granos.
Presión de las capas supra yacentes.

TIPO DE EMPAQUE

El empaque geométrico es la forma en la que los granos que forman la roca se agrupan. Todos
los granos son esféricos y del mismo tamaño (sistema ideal). La porosidad se reduce cuando el
tamaño de los empaques geométricos no es uniforme.
Si modificamos la disposición espacial de las esferas, podemos obtener los siguientes tipos de
empaque:

Cúbico.
Ortorrómbico.
Tetragonal esfenoidal.
Rombohedral.


El empaque cúbico es el arreglo de mínima compactación y por lo tanto máxima que
presenta la mínima porosidad. Los ejes entre las esferas forman entre sí ángulos de 90 grados.

ˆ 47 64%

Al calcular la porosidad de una roca que presenta un empaque cúbico se obtiene un valor de
porosidad de 47.64%. Si se mantiene el tipo de empaque y se reduce el tamaño de las esferas a
la mitad, la porosidad puede ser calculada como se muestra a continuación:

Como se puede apreciar la porosidad continua siendo 47.64%, esto se debe a que la variación
en el tamaño de los granos no afecta la porosidad de la roca, siempre y cuando se mantenga el
tipo de arreglo o empaque de los granos.

El empaque ortorrómbico presenta una porosidad del 39.54%, la misma que es inferior a la
del empaque cúbico. Esta disminución en la porosidad se debe a una reducción en el volumen
poroso del sistema, ya que parte de las esferas ocupan un volumen que anteriormente se
encontraba vacío.

ˆ 39 54%


En el Empaque Tetragonal Esfenoidal los ejes de las esferas forman en todos los sentidos
ángulos de 60° entre sí.

Luego de aplicar las propiedades geométricas respectivas se obtiene:

ˆ 30 19%

El Empaque romboédrico o rombohedral es el arreglo de máxima compactación debido a
su configuración geométrica.

ˆ 25 94%

En el análisis del empaque de los granos es de particular interés el hecho de que el radio (r) se
cancela y la porosidad del empaque de esferas uniformes es una función del empaque
solamente, es decir la porosidad no está en función del radio de las partículas.

PRESENCIA DE MATERIAL CEMENTANTE

Los granos que conforman la matriz de la roca se encuentran unidos entre sí por material
cementante, el cual se encuentra compuesto principalmente por sílice, carbonato de calcio y
arcilla. La presencia de material cementante afecta la firmeza y compactación de la roca, por lo
tanto afecta la porosidad de la misma. A medida que aumenta la cantidad de material
cementante, la porosidad del sistema disminuye, debido a que este material se aloja en los


espacios disponibles para la acumulación de fluidos. Por esta razón, la porosidad de arenas no
consolidadas (las cuales presentan poca cantidad de material cementante) es mucho mayor que
la porosidad de arenas altamente consolidadas o compactadas.

GEOMETRÍA Y DISTRIBUCIÓN DEL TAMAÑO DE LOS GRANOS

Dependiendo del ambiente depositacional en el cual se originó la roca, los granos que
conforman la roca presentarán una determinada distribución en su tamaño. Esta variación en el
tamaño de los granos se conoce como escogimiento.

Como se puede apreciar en la figura anterior, cuando la distribución del tamaño de los granos
de una roca es homogénea (buen escogimiento), la porosidad de la roca es alta. A medida que
aumenta la heterogeneidad en el tamaño de los granos, la porosidad de la roca disminuye.

La forma de los granos es un factor importante que afecta la porosidad de las rocas. Un sistema
compuesto por granos perfectamente redondeados presentará una porosidad mayor que un
sistema formado por granos alargados o no redondeados (como se aprecia en la siguiente
figura). Los cambios en los granos se deben a procesos de compactación y diagénesis.


PRESIÓN DE LAS CAPAS SUPRAYACENTES

Otro factor que afecta la porosidad es la compactación mecánica originada por la presión de
sobrecarga, la cual es ejercida por el peso de las capas suprayacentes de la roca. A medida que
aumenta la profundidad, la presión ejercida por la columna de sedimentos aumenta, esto
genera una fuerza que tiende a deformar los granos y reducir el volumen de espacios vacíos,
por lo tanto se origina una reducción en la porosidad.

PROCEDIMIENTOS PARA MEDIR LA POROSIDAD
Los métodos empleados para determinar la porosidad experimentalmente (en laboratorio) se
pueden dividir en dos clases: los diseñados para medir la porosidad efectiva y aquellos para
medir la porosidad absoluta.

A continuación se presenta un breve resumen de algunas técnicas de medición usadas para
determinar la porosidad de una roca. Entre ellas se encuentran:

y Técnicas de medición de la porosidad (efectiva y absoluta) de una roca en el laboratorio

Las técnicas de medición en el laboratorio consisten en determinar dos de los tres parámetros
básicos de la roca (volumen total, volumen poroso y volumen de los granos). Para ello se
utilizan núcleos de roca, los cuales son obtenidos durante la etapa de perforación del pozo.
La medición de la porosidad es realizada generalmente en tapones de núcleos, los cuales son
muestras de diámetro pequeño (entre 25 40 mm) extraídas del núcleo o corona, utilizando
herramientas de corte especiales. En la siguiente figura se puede apreciar como una muestra
de núcleo de diámetro pequeño es extraído del núcleo o corona.


MEDICIÓN EN EL LABORATORIO DE LA POROSIDAD EFECTIVA
DE UNA ROCA

DETERMINACIÓN DEL VOLUMEN TOTAL

El volumen total puede ser calculado por medición directa de las dimensiones de la muestra
utilizando un vernier. Este procedimiento es útil cuando las muestras presentan formas
regulares debido a su rapidez.
Para muestras de volúmenes irregulares el procedimiento utilizado usualmente consiste en la
determinación del volumen de fluido desplazado por la muestra. Algunos de los métodos
utilizados para determinar el volumen del fluido desplazado se presentan a continuación:

Métodos gravimétricos
El volumen total se obtiene observando la pérdida de peso de la muestra cuando es sumergida
en un líquido, o por el cambio en peso de un picnómetro cuando se llena con mercurio y
cuando se llena con mercurio y la muestra.

Los métodos gravimétricos más utilizados son:

Recubrimiento de la muestra con parafina e inmersión en agua.
Saturación de la muestra e inmersión en el líquido saturante.
Inmersión de la muestra seca en mercurio.


Métodos volumétricos

Los métodos utilizados son el del picnómetro de mercurio y la inmersión de una muestra
saturada.

El método del picnómetro de mercurio consiste en determinar el volumen de un picnómetro
lleno con mercurio hasta una señal. Luego se coloca la muestra y se inyecta mercurio hasta la
señal. La diferencia entre los dos volúmenes de mercurio representa el volumen total de la
muestra.

El método de inmersión de una muestra saturada consiste en determinar el desplazamiento
volumétrico que ocurre al sumergir la muestra en un recipiente que contiene el mismo líquido
empleado en la saturación.
El método de desplazamiento con mercurio es práctico para determinar el volumen total de
muestras cuando se encuentran bien cementadas, de lo contrario debe emplearse el método
de inmersión de una muestra saturada.


Determinación del volumen de los granos

En estos métodos se utilizan muestras consolidadas y se le extraen los fluidos con un solvente
que posteriormente se evapora. Los principales métodos utilizados son:

Método de Melcher Nuting.
Método del porosímetro de Stevens.
Densidad promedio de los granos.

El método de Melcher Nuting consiste en determinar el volumen total de la muestra y
posteriormente triturarla para eliminar el volumen de espacios vacíos y determinar el volumen
de los granos.

El método de Stevens es un medidor del volumen efectivo de los granos. El porosímetro consta
de una cámara de muestra que puede ser aislada de la presión atmosférica y cuyo volumen se
conoce con precisión. El núcleo se coloca en la cámara, se hace un vacío parcial por la
manipulación del recipiente de mercurio, con esto se logra que el aire salga de la muestra y es
expandido en el sistema y medido a la presión atmosférica. La diferencia entre el volumen de la
cámara y el aire extraído es el volumen efectivo de los granos.

Tomando la densidad del cuarzo (2.65 gr/cc) como valor promedio de la densidad del grano, el
volumen de los granos puede ser determinado con el peso de la muestra como se observa en la
ecuación siguiente. Este método se utiliza en trabajos que no requieren gran exactitud.

Determinación del volumen poroso efectivo

Todos los métodos utilizados para determinar el volumen poroso miden el volumen poroso
efectivo, y se basan en la extracción o introducción de fluidos en el espacio poroso.
A continuación se presenta un resumen de algunos métodos usados para determinar el
volumen poroso efectivo.

Método de inyección de mercurio
Consiste en inyectar mercurio a alta presión en los poros de la muestra. El volumen de mercurio
inyectado representa el volumen poroso efectivo de la muestra.


Método del porosímetro de helio
Su funcionamiento está basado en la Ley de Boyle, donde un volumen conocido de helio
(contenido en una celda de referencia) es lentamente presurizado y luego expandido
isotérmicamente en un volumen vacío desconocido. Después de la expansión, la presión de
equilibrio resultante estará dada por la magnitud del volumen desconocido; esta presión es
medida. Usando dicho valor y la Ley de Boyle, se calcula el volumen desconocido, el cual
representa el volumen poroso de la muestra.

Método de Saturación de Barnes
Este método consiste en saturar una muestra limpia y seca con un fluido de densidad conocida
y determinar el volumen poroso por ganancia en peso de la muestra.

Determinación de la porosidad absoluta en un laboratorio.
Para determinar la porosidad absoluta se consideran todos los poros de la muestra.

El procedimiento requiere la trituración de la muestra. La extracción y secado necesarios para la
determinación de la porosidad efectiva se pueden omitir en la determinación de la porosidad
absoluta.

El procedimiento es el siguiente:

1. Se obtiene una muestra de 10 a 15 cc; se limpia la superficie de la muestra para eliminar
los residuos del lodo de perforación.


2. Se determina el volumen total de la muestra por cualquiera de los métodos presentados
anteriormente.
3. Se tritura la muestra para obtener los granos que la constituyen; luego se lavan los
granos con solventes apropiados para eliminar petróleo y el agua.
4. Se determina el volumen de los granos, una vez que se hayan secado.
Esta determinación se la puede realizar con un picnómetro o con volúmetro Russell y
con un líquido apropiado.

CALIDAD DE LA ROCA EN FUNCIÓN DE LA POROSIDAD
La porosidad de las formaciones varía dependiendo del tipo de roca, por ejemplo para las
carbonatas su porosidad es cero, para las areniscas varía de 10% a 15% cuando están bien
compacta y cuando no lo están su porosidad puede ser mayor a 30%; finalmente, las lutitas
pueden tener una porosidad mayor al 40%.

La calidad de la roca yacimiento puede ser determinada en función a la porosidad, como se
observa a continuación:

PERMEABILIDAD
La permeabilidad de una roca de acumulación puede definirse como la facultad que la roca
posee para permitir que los fluidos se muevan a través de la red de poros interconectados. Si
los poros de la roca no están interconectados no existe permeabilidad; por consiguiente, es de
esperar que exista una relación entre la permeabilidad de un medio y la porosidad efectiva,
aunque no necesariamente con la porosidad absoluta.


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.

Los factores que influyen en la porosidad efectiva también influyen en la permeabilidad, es
decir, el tamaño, la empaquetadura y la forma de los granos, la distribución de los mismos de
acuerdo con el tamaño, y el grado de litificación (cementación y consolidación).

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.

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. En 1856 Darcy publicó su trabajo, en el cual se describían estudios experimentales de
flujo de agua a través de filtros de arena no consolidada, los cuales tenían como objetivo
procesar los requerimientos diarios de agua potable del pueblo de Dijon (Francia).

Al Darcy se lo puede definir de la siguiente manera:

Se dice que un reservorio tiene la permeabilidad de un Darcy, cuando un fluido de una sola
fase de un centipoise de viscosidad y que llena totalmente el medio poroso, fluye a través de
él con una velocidad de un centímetro por segundo (cm/s) y sometido a 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).

CALCULO DE LA PERMEABILIDAD
Para el cálculo de permeabilidad podemos partir de la ecuación de Darcy en su forma más
simple:

Donde:

q = Tasa de flujo (barriles)

k = Permeabilidad (darcys)

A = Área de la sección transversal total ( )

= Viscosidad del fluido (centipoises)

Gradiente de Presión (psi / ft)

Algunos autores emplean la unidad de permeabilidad denominada permio definida por:

1 permio = 1.127 darcys

Con el propósito de que la ecuación de Darcy nos quede de la siguiente manera:

“

De la cual despejamos la permeabilidad obviando el signo, entonces:

“


DIMENSIONES DE LA PERMEABILIDAD
Para obtener una representación física de la permeabilidad un análisis dimensional de la
ecuación anterior, así:

Y simplificando tenemos que:

En donde M, L y T se refieren a las unidades de masa, longitud y tiempo respectivamente.

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 de área del yacimiento pueden producir variaciones en la
permeabilidad.

TIPOS DE PERMEABILIDAD
Existen tres tipos de permeabilidad:

Permeabilidad Absoluta
Permeabilidad Efectiva
Permeabilidad Relativa

PERMEABILIDAD ABSOLUTA

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.


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.

La permeabilidad es una propiedad isotrópica del medio poroso, por lo tanto puede variar en
función a la dirección a la cual es medida. 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.
El proceso de muestreo puede ser alterado, debido a que solo son seleccionadas las
mejores partes del núcleo para el análisis

La permeabilidad es medida haciendo pasar un fluido de viscosidad conocida a través del
tapón de núcleo, al cual se le han medido las dimensiones (A y L), Luego se determina la tasa de
flujo q y la caída de presión P. Resolviendo la ecuación de Darcy para la permeabilidad:


“

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.

PERMEABILIDAD EFECTIVA

Cuando más de una fase se encuentra presente en un medio poroso, la 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 es menor que la permeabilidad
absoluta.

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 interfases 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.

Igualmente la permeabilidad efectiva se mide en darcys o milidarcys, como en el caso de la
permeabilidad absoluta. Para los fluidos gas, petróleo y agua la nomenclatura de permeabilidad
efectiva es:

kg = permeabilidad efectiva del gas

kw = permeabilidad efectiva del agua

ko = permeabilidad efectiva del petróleo


Finalmente es evidente que los valores de permeabilidad efectiva de ko, kg y kw pueden variar
desde cero hasta el valor de la permeabilidad absoluta k del sistema.

0 ko, kg, kw K

PERMEABILIDAD RELATIVA

La razón entre la permeabilidad efectiva y una permeabilidad total se define como
permeabilidad relativa. Este tipo de permeabilidad es una función de saturación.

(Formula general para permeabilidad relativa)

Donde:

= Permeabilidad relativa a la fase x

= Permeabilidad efectiva de la fase x

K = Permeabilidad Absoluta

Debido a que la sumatoria de permeabilidades efectivas no puede ser mayor que la
permeabilidad absoluta, la sumatoria de permeabilidades relativas ( que tiene como base la
permeabilidad absoluta) no puede ser mayor que 1.

La permeabilidad relativa depende de las características tanto del medio poroso como de los
fluidos que saturan el medio, así como el grado de saturación que está presente.

Este tipo de permeabilidad se expresa en por ciento (%) o fracción de la permeabilidad absoluta
o en otros casos, se presenta en función a la saturación de algún fluido, por ejemplo el agua a
ciertas condiciones conocidas.


FACTORES QUE AFECTAN LAS MEDICIONES 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.

Por otro lado, como se mencionó anteriormente, en el yacimiento los factores que influyen en
la permeabilidad son el tamaño, la empaquetadura y la forma de los granos, la distribución de
los mismos de acuerdo con el tamaño, y el grado de litificación (cementación y consolidación).

Entre los factores que afectan la permeabilidad están:

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.


Para problemas de Ingeniería que requieren el flujo de un fluido que reacciona con la roca, lo
más lógico es medir la permeabilidad usando el fluido en cuestión, o una solución de la misma
salinidad y pH

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.

PERMEABILIDAD PROMEDIO
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.

Conocer la adecuada distribución de la permeabilidad es un factor crítico para poder predecir la
depleción de un yacimiento por cualquier proceso de recobro. 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.


RELACIÓN ENTRE POROSIDAD Y PERMEABILIDAD
Las dos características principales que debe poseer todo yacimiento son la porosidad y
permeabilidad. La permeabilidad no puede existir si no existe la porosidad, por lo tanto existe
una relación entre ambas propiedades, la cual no es siempre universal.

Consideremos un medio poroso con una sección perpendicular al flujo de área A, una longitud L
y n capilares rectos de radio r y longitud L que atraviesan todo el medio poroso. El fluido a
través de estos capilares puede ser descrito por la Ley de Poiseuille

”
“

Si se utiliza la Ley de Darcy para describir el flujo a través de estos capilares:

“

El volumen poroso es igual a la suma del volumen de cada uno de los capilares y viene dado por
la siguiente expresión:

”

La porosidad del sistema puede ser escrita según la siguiente ecuación:

”

ˆ

Igualando las ecuaciones :

”

Despejando el radio y reemplazando la porosidad tenemos:

La permeabilidad y la porosidad estan relacionadas mediante el radio de los capilares del
sistema ( capilares uniformes).


SATURACIÓN DE FLUIDOS
Es cada uno de los fluidos presente en un punto del yacimiento en determinada proporción
respecto al volumen total de los poros. A este valor porcentual lo denominamos saturación del
Fluido Sw, Sg y So, Siendo:
So + Sg + Sw = 100%

Donde:

So = saturación de petróleo, %.

Sg = saturación de gas libre, %

Sw = saturación de agua, %

La saturación de petróleo incluye todo el gas disuelto en el petróleo, mientras que la saturación
de gas consiste solo de gas libre. Todo reservorio de hidrocarburo contiene algo de agua; sin
embargo, a menos que la saturación de agua exceda un valor llamado la saturación crítica de
agua (Swc), la fase agua es inmóvil y no será producida. El agua dentro de los poros es llamada
intersticial. El término agua connata es usado para denotar agua que fue depositada
simultáneamente con los sedimentos.

Algunos reservorios de petróleo no contienen gas libre, ya que todo el gas esta disuelto en el
petróleo. Estos reservorios son conocidos como reservorios bajosaturados. La ecuación es:

So+Sw=100%

En un reservorio de gas que no contiene petróleo:

Sg+Sw=100%

El cálculo de saturación de agua innata o intersticial, la cantidad de agua obtenida en el análisis
debe corregirse a las condiciones de presión y temperatura del yacimiento. Dicha corrección
debe hacerse, porque la temperatura del yacimiento y las sales en la solución cusan un
aumento volumétrico del agua con respecto al volumen determinado en el laboratorio, debido
a los efectos de expansión térmica y de solubilidad.

Para estimar la cantidad de hidrocarburos presentes en un yacimiento, es necesario determinar
la fracción del volumen poroso ocupado por cada uno de los fluidos presentes. Donde el


volumen poroso ocupado por gas, petróleo o agua es lo que denominamos saturación. Las
ecuaciones matemáticas que representan la saturación de los fluidos son:

DETERMINACIÓN DE LOS FLUIDOS EN UN YACIMIENTO

Se realiza mediante:

y Registros eléctricos, neutrón, FDC, entre otros, que permitan identificar los fluidos
contenidos en el yacimiento.
y En el laboratorio, con los Métodos de la Retorta y de Extracción por Solventes.

La distribución de los fluidos en el yacimiento, es el resultado de la segregación natural, que es
producto de las diferencias de densidades en los fluidos que saturan el medio poroso.


La figura presentada muestra una sección transversal de una arenisca cuya parte inferior está
completamente saturada de agua, mostrando la distribución de los fluidos de un yacimiento
homogéneo.

La región saturada es aquella donde la roca está completamente saturada con el líquido que
la humedece y la presión capilar(es la diferencia que existe en la interface que separa dos
fluidos inmiscibles) es menor que la presión inicial de desplazamiento.

APLICACION DE SATURACIÓN DE FLUIDOS.
La aplicabilidad de esta medición es muy dependiente del reservorio.

En términos generales y sólo como herramienta orientativa puede establecerse que:

y Con fluidos de perforación en base agua, todas las saturaciones resultan alteradas,
excepto en zonas de petróleo residual, donde la Sor puede resultar de interés en la
evaluación de eficiencias de barrido.
y Con fluidos de perforación en base petróleo (emulsión inversa), suelen obtenerse
coronas con saturaciones de agua representativas de las saturaciones del reservorio.
y En casquetes de gas, puede ser de interés la evaluación de la Saturación Residual de
Petróleo en la corona.
y En formaciones de baja permeabilidad, donde la saturación de agua en el reservorio
suele ser un valor estimado con poca exactitud, mediante estudios de invasión y
salinidad en la corona puede establecerse la saturación de agua In situ por una vía
independiente. Para ello pueden emplearse trazadores (naturales o aditivados) en los
fluidos de perforación.

CAPILARIDAD
La capilaridad es una propiedad física de los fluidos por la que ellos pueden avanzar a través de
un canal minúsculo (desde unos milímetros hasta micras de tamaño), debido a que la fuerza
intermolecular (o cohesión intermolecular) entre sus moléculas es menor a la adhesión del
líquido con el material del tubo el líquido sigue subiendo hasta que la tensión superficial es
equilibrada por el peso del líquido que llena el tubo.


Un aparato común usado para demostrar la capilaridad es el tubo capilar. Cuando la parte
inferior de un tubo de vidrio se coloca verticalmente en un líquido como el agua, se forma un
menisco cóncavo. La tensión superficial succiona la columna líquida hacia arriba hasta que el
peso del líquido sea suficiente para que la fuerza gravitacional sobreponga a las fuerzas
intermoleculares.

En los yacimientos petrolíferos esta situación se presenta a menudo debido a que los sistemas
porosos son tubos de diámetro muy pequeño distribuidos directamente en el medio y donde
por lo general se encuentran más de un fluido inmiscible en fases bien diferenciadas, tales
como es el caso del petróleo, gas y agua.

TENSIÓN SUPERFICIAL E INTERFACIAL
La tensión superficial es la resistencia que presenta un líquido a la rotura de su superficie. Esta
fuerza es causada por la diferencia entre las fuerzas moleculares del vapor y de la fase líquida, y
también por el desequilibrio de estas fuerzas en la interface.

El término tensión superficial es utilizado para el caso en el cual la superficie está entre un
líquido y su vapor o aire. Si la superficie está entre dos diferentes líquidos o entre un líquido y
un sólido es utilizado el término tensión interfacial. La tensión superficial entre el agua y el aire
a temperatura ambiente está alrededor de 73 dinas/cm. La tensión interfacial entre el agua e
hidrocarburos puros está a temperatura ambiente alrededor de 30 a 50 dinas/cm.


PRESION CAPILAR
Es el resultado combinado de los efectos de la tensión superficial e interfacial entre la roca y los
fluidos, el tamaño y la geometría de los poros y la humectabilidad del sistema.

En los procesos de recuperación mejorada se tiene un proceso de desplazamiento de fluidos
inmiscibles en los cuales existe una diferencia de presión entre las fases, esta diferencia de
presión se conoce como presión capilar.

De las curvas de presión capilar se puede obtener lo siguiente:

y Porosidad efectiva.
y Saturación irreductible de agua.
y Variación de la saturación de agua por encima del contacto agua petróleo.
y Deducir por correlaciones la permeabilidad absoluta de muestras irregulares o
ripios.
y Posible mojabilidad y ángulo de contacto si una roca es mojada por el agua o el
petróleo.
Las curvas de presión capilar obtenidas de núcleos constituyen una forma de medir la
distribución del tamaño de los poros. Tales curvas se obtienen de la inyección de mercurio en el
núcleo conteniendo aire o la inyección de petróleo en la muestra cuando esta contiene agua.

En estos métodos la cantidad de fluido que entra en el sistema poroso mediante una presión
externa medida, el volumen y la presión determinan un punto en la curva de presión capilar.

La presión capilar se incrementa y un nuevo valor de la cantidad de fluido inyectado es medido.
En esta forma se obtiene suficiente información para determinar una curva que relacione
volumen y presión.


Esta curva de presión capilar puede ser interpretada como una medida de la distribución de
tamaño de los poros presentes en el núcleo, es decir el volumen de fluido que entra en la roca a
una determinada presión es igual al volumen de poros que tiene un determinado tamaño a la
presión usada. El máximo volumen de fluido entrante a la presión máxima puede ser
considerado como el valor de porosidad efectiva.

HUMECTABILIDAD O MOJABILIDAD
Es la tendencia de una superficie sólida a dejarse mojar preferencialmente por un fluido en
presencia de otros con los cuales es inmiscible. El fluido que se adhiere sobre la superficie se
denomina fase humectante. En yacimientos de hidrocarburos usualmente agua o aceite son las
fases humectantes. Considere el siguiente sistema:

Donde:

WS= Tensión interfacial agua-sólido

OS= Tensión interfacial aceite-sólido

WO= Tensión interfacial agua-aceite

= Ángulo de contacto medido a través del agua

El ángulo de contacto es usado como una medida de la humectabilidad y está comprendido
entre 0 y 180 .

Según el ángulo de contacto de adherencia tenemos lo siguiente:


Roca con humectabilidad
neutra, lo que significa que el
=90
sólido no presenta
preferencia por agua o aceite.

Roca hidrófila (humectable al
agua), el agua tenderá a
90 entrar a entrar más en
contacto con la superficie
sólida que el aceite.

Roca oleófila (humectable al
petróleo), la gota de agua se
90
contrae para evitar el
contacto el sólido.

Los factores que controlan la humectabilidad en el yacimiento son los siguientes:

Composición de las superficies minerales
Naturaleza del petróleo
Saturación inicial de agua
Química de la salmuera
Distribución de tamaño de poro
Cambios de presión, temperatura y composición

TORTUOSIDAD


La tortuosidad es una característica que representa lo tortuoso de una curva, es decir, el grado
de vueltas o rodeos que tiene. La tortuosidad de los canales porosos dificulta la filtración de los
líquidos y gases, por lo tanto reduce su permeabilidad. Es evidente además que cuanto mayor
sea la tortuosidad de los canales, tanto mayor es la probabilidad de dejar petróleo en la roca en
el proceso de su desplazamiento por el agua.

Si se considera una muestra de roca con un camino poroso interconectado (como una arenisca)
se puede definir la tortuosidad de la roca como:

Donde:

y L es la longitud de la muestra de roca
y Le es la longitud del camino electrolítico equivalente


CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
CONCLUSIONES:
Este trabajo sirvió para complementar los conocimientos adquiridos en niveles anteriores ya
que únicamente teníamos ideas generalizadas acerca de los temas aquí tratados.

Los principales parámetros físicos necesarios para la evaluación de un yacimiento mediante un
análisis petrofísico son: porosidad, permeabilidad, saturación de agua e hidrocarburos.

Si existe una roca porosa esto no es significado de que exista permeabilidad, debido a que al
momento de querer extraer petróleo, no se dará esto porque no tenemos una comunicación
optima entre los poros de nuestra roca.

La saturación al ser una característica de los reservorios es de gran apoyo para perforación ya
que muestra la distribución de los fluidos en el yacimiento y su porcentaje de petróleo, gas y
agua; que es el propósito de interés para compañías operadoras.

Los diversos métodos de saturación y su aplicación industrial dan una visión clara de cómo se
encuentra el petróleo dentro de tierra y en qué condiciones aproximadamente logrando
estimar la mejor zona productora en la evaluación.

Es importante el conocimiento de estas propiedades petrofísicas como son la capilaridad, la
tensión superficial e interfacial, la humectabilidad y la tortuosidad; ya que ellas intervienen en
gran forma en lo que se refiere a la distribución de los fluidos dentro de los poros, el volumen y
la forma como el petróleo residual permanece atrapado en los poros; los cuales son factores
que deben tenerse muy en cuenta para programas de recuperación mejorada.

RECOMENDACIONES:
El uso adecuado de las propiedades geométricas de los sistemas o arreglos en los que granos
se encuentran organizados constituye un factor muy importante a la hora de determinar
teóricamente el valor de la porosidad, motivo por el cual se recomienda ser cuidadoso con los
datos que se utilizan para así obtener un resultado fehaciente del cálculo de la porosidad.


Sería recomendable que el estudiante maneje los conceptos y propiedades antes mencionados,
ya que son muy básicos e importantes y nos ayudarán a entender con mayor facilidad y de
mejor manera temas y fenómenos que están relacionados con nuestra carrera.

Debido a la complejidad de lo que se ha tratado en el presente trabajo es conveniente que la
materia aquí expuesta sea complementada con una práctica de laboratorio pues en el futuro no
será suficiente solo el conocimiento de los conceptos, se necesitará la puesta en práctica de
ellos.

BIBLIOGRAFÍA
www.lacomunidadpetrolera.com/cursos.php

www.wikipedia.com

www.booksgoogle.com

Proyecto de titulación: ESTUDIO DE RECUPERACIÓN MEJORADA DE PETRÓLEO POR INYECCIÓN
DE AGUA CALIENTE EN UN YACIMIENTO DE CRUDOS PESADOS DE UN CAMPO DEL ORIENTE
ECUATORIANO, Maiquiza Palate Kléber Orlando, E.P.N, Páginas 13,14.

http://industria-petrolera.blogspot.com/2009/03/parametros-pvt-parte-i.html

http://ingenieria-de-petroleo.blogspot.com/2009/06/saturacion-y-distribucion-de-los.html

http://www.inlab.com.ar/Frecuencia_PB.htm

http://www.lacomunidadpetrolera.com/cursos/propiedades-de-la-roca-yacimiento/factores-
que-afectan-la-porosidad.php

Lang, W.B. Soxhlet Extarctor for porosity determination. Bull. Am. Assoc. Petroleum Geol., vol.
10, págs. 716 y sigs.

Ingeniería en yacimientos, UNIVERSIDAD CENTRAL DEL ECUADOR

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