2010CARACTERIZACIÓN PETROFÍSICA          DE UN YACIMIENTO                   ESCUELA POLTECNICA NACIONAL                   ...
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Caracterizacion petrofisica-de-un-yacimiento

  1. 1. 2010CARACTERIZACIÓN PETROFÍSICA DE UN YACIMIENTO ESCUELA POLTECNICA NACIONAL EVALUACIÓN DE FORMACIONES I 12/03/2010
  2. 2. EVALUACIÓN DE FORMACIONES I CARACTERIZACIÓN PETROFÍSICA DE UN YACIMIENTO GRUPO 2DARWIN YAJAMIN ____ERNESTO HARO ____JORGE ARCOS ____ALEXANDER TORRES ____CARLOS SANCHEZ ____JOSE LUIS TORRES ____
  3. 3. EVALUACIÓN DE FORMACIONES I CARACTERIZACIÓN PETROFÍSICA DE UN YACIMIENTO ÍNDICEINTRODUCCIÓN . 1POROSIDAD . .2 DISTRIBUCIÓN DE LOS POROS EN LAS ROCAS 2 CLASIFICACIÓN DE LA PORORSIDAD ..3 SEGÚN LA COMUNICACIÓN DE LOS POROS ..3 Porosidad Efectiva (ˆe) . .3 Porosidad Absoluta (ˆa) . ..3 Porosidad Residual (ˆe) ....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
  4. 4. EVALUACIÓN DE FORMACIONES I CARACTERIZACIÓN PETROFÍSICA DE UN YACIMIENTO DETERMINACIÓN DEL VOLUMEN DE LOS GRANOS ...12 DETERMINACIÓN DEL VOLUMEN POROSO EFECTIVO .12 CALIDAD DE LA ROCA EN FUNCIÓN DE LA POROSIDAD 14PERMEABILIDAD .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 ..24SATURACIÓN DE FLUIDOS 25 DETERMINACIÓN DE LOS FLUIDOS EN EL YACIMIENTO 26 APLICACIÓN DE SATURACIÓN DE FLUIDOS 27CAPILARIDAD 27 PRESIÓN CAPILAR .28TENSIÓN SUPERFICIAL E INTERFACIAL ..29HUMECTABILIDAD O MOJABILIDAD .30TORTUOSIDAD .31
  5. 5. EVALUACIÓN DE FORMACIONES I CARACTERIZACIÓN PETROFÍSICA DE UN YACIMIENTOCONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES .33BIBLIOGRAFÍA .34
  6. 6. EVALUACIÓN DE FORMACIONES I CARACTERIZACIÓN PETROFÍSICA DE UN YACIMIENTOINTRODUCCIÓNAl examinar muestras pequeñas de rocas de acumulación, se puede observar ciertas variacionesen las propiedades físicas de la roca, de gran interés para el ingeniero de yacimientos. Elpropósito del presente trabajo no es el de hacer un estudio completo de los análisis de núcleoso de las pruebas que se realizan en éstos, sino mas bien el de presentar el significado de lostérminos empleados, de los métodos de análisis y de los resultados en términos defuncionamiento esperado del yacimiento.La caracterización de un yacimiento es un proceso de amplia base científica en el cual sonaplicados diversos conocimientos sobre ingeniería para así interpretar lógicamente todos losdatos y características del yacimiento mediante herramientas y técnicas modernas, en otraspalabras es el conjunto de productos orientados a la definición y al estudio de las característicasgeológicas, petrofísicas y dinámicas que controlan la capacidad de almacenamiento y deproducción de los yacimientos petroleros, así como la cuantificación del volumen dehidrocarburos, también se incluye la definición de las estrategias y alternativas de explotaciónde los yacimientos, con el propósito de apoyar los planes de operación para optimizar laexplotación 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 laspropiedades de las rocas y su relación con los fluidos que contienen en estado estático; algunasde las propiedades físicas y texturales de las mismas pueden ser medidas en el laboratorioanalizando sus núcleos.Una interpretación petrofísica de las rocas está basada en la aplicación de un métodoadecuado, dependiendo del tipo de formación y empleando ecuaciones que relacionan lascaracterísticas de la formación, para determinar algunos entre los cuales están: arcillosidad,porosidad efectiva, intervalos permeables, espesor de arena neta, profundidades de losintervalos de interés y localización de los contactos entre fluidos.
  7. 7. EVALUACIÓN DE FORMACIONES I CARACTERIZACIÓN PETROFÍSICA DE UN YACIMIENTOPOROSIDADLa porosidad es la característica física más conocida de un yacimiento de petróleo. Laporosidad es una medida de la capacidad de almacenamiento de fluidos que posee una roca yse define como la fracción del volumen total de la roca que corresponde a espacios que puedenalmacenar 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 elvolumen total de la roca, la porosidad es una fracción y el máximo valor teórico que puedealcanzar es 1.Muchas veces la porosidad es expresada como un porcentaje, esta cantidad resulta demultiplicar la ecuación por 100.DISTRIBUCIÓN DE LOS POROS EN LAS ROCASLas 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.
  8. 8. EVALUACIÓN DE FORMACIONES I CARACTERIZACIÓN PETROFÍSICA DE UN YACIMIENTOCLASIFICACIÓN DE POROSIDADLa 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 totalcorrespondiente 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 lasestimaciones 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 afluidos debidos a la falta de intercomunicación de los poros.
  9. 9. EVALUACIÓN DE FORMACIONES I CARACTERIZACIÓN PETROFÍSICA DE UN YACIMIENTOPorosidad Residual (ˆr)Esta porosidad corresponde a la diferencia entre las dos porosidades anteriores. ˆ ˆ ˆ SEGÚN SU ORIGEN Y TIEMPO DE DEPOSITACIÓNPorosidad Primaria ˆp (ˆ1)Es aquella que se desarrolla u origina en el momento de la formación o depositación delestrato.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 ladepositación 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 deproducirse la deposición de sedimentos y originarse la roca, esta se puede encontrar sometidaa procesos geológicos de deformación originados por actividades tectónicas que puedengenerar fisuras o desplazamiento de los granos que conforman la matriz de la roca. Estasfracturas originan un aumento en el volumen de espacios que pueden contener fluidos, lo quese traduce en un aumento en la porosidad.Porosidad por dolomitización: proceso mediante el cual las calizas se convierten en dolomitas,que son más porosas.
  10. 10. EVALUACIÓN DE FORMACIONES I CARACTERIZACIÓN PETROFÍSICA DE UN YACIMIENTOLos empaques de granos (ˆ2) que presentan las rocas con porosidad secundaria son en generaldel tipo rombohedral, aunque es frecuente encontrar sistemas porosos de morfologíacompleja.Porosidad Total (ˆT)Corresponde a los llamados yacimientos de doble porosidad, y no es más que la suma de laporosidad primaria más la porosidad secundaria. ˆ–‘–ƒŽ ˆ’”‹ƒ”‹ƒ ˆ•‡…—†ƒ”‹ƒFACTORES QUE AFECTAN LA POROSIDADEntre 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 EMPAQUEEl empaque geométrico es la forma en la que los granos que forman la roca se agrupan. Todoslos granos son esféricos y del mismo tamaño (sistema ideal). La porosidad se reduce cuando eltamaño de los empaques geométricos no es uniforme.Si modificamos la disposición espacial de las esferas, podemos obtener los siguientes tipos deempaque: Cúbico. Ortorrómbico. Tetragonal esfenoidal. Rombohedral.
  11. 11. EVALUACIÓN DE FORMACIONES I CARACTERIZACIÓN PETROFÍSICA DE UN YACIMIENTOEl empaque cúbico es el arreglo de mínima compactación y por lo tanto máxima quepresenta 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 deporosidad de 47.64%. Si se mantiene el tipo de empaque y se reduce el tamaño de las esferas ala 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 variaciónen el tamaño de los granos no afecta la porosidad de la roca, siempre y cuando se mantenga eltipo de arreglo o empaque de los granos.El empaque ortorrómbico presenta una porosidad del 39.54%, la misma que es inferior a ladel empaque cúbico. Esta disminución en la porosidad se debe a una reducción en el volumenporoso del sistema, ya que parte de las esferas ocupan un volumen que anteriormente seencontraba vacío. ˆ 39 54%
  12. 12. EVALUACIÓN DE FORMACIONES I CARACTERIZACIÓN PETROFÍSICA DE UN YACIMIENTOEn el Empaque Tetragonal Esfenoidal los ejes de las esferas forman en todos los sentidosángulos 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 asu configuración geométrica. ˆ 25 94%En el análisis del empaque de los granos es de particular interés el hecho de que el radio (r) secancela y la porosidad del empaque de esferas uniformes es una función del empaquesolamente, es decir la porosidad no está en función del radio de las partículas. PRESENCIA DE MATERIAL CEMENTANTELos granos que conforman la matriz de la roca se encuentran unidos entre sí por materialcementante, el cual se encuentra compuesto principalmente por sílice, carbonato de calcio yarcilla. La presencia de material cementante afecta la firmeza y compactación de la roca, por lotanto afecta la porosidad de la misma. A medida que aumenta la cantidad de materialcementante, la porosidad del sistema disminuye, debido a que este material se aloja en los
  13. 13. EVALUACIÓN DE FORMACIONES I CARACTERIZACIÓN PETROFÍSICA DE UN YACIMIENTOespacios disponibles para la acumulación de fluidos. Por esta razón, la porosidad de arenas noconsolidadas (las cuales presentan poca cantidad de material cementante) es mucho mayor quela porosidad de arenas altamente consolidadas o compactadas.GEOMETRÍA Y DISTRIBUCIÓN DEL TAMAÑO DE LOS GRANOSDependiendo del ambiente depositacional en el cual se originó la roca, los granos queconforman la roca presentarán una determinada distribución en su tamaño. Esta variación en eltamaño de los granos se conoce como escogimiento.Como se puede apreciar en la figura anterior, cuando la distribución del tamaño de los granosde una roca es homogénea (buen escogimiento), la porosidad de la roca es alta. A medida queaumenta 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 sistemacompuesto por granos perfectamente redondeados presentará una porosidad mayor que unsistema formado por granos alargados o no redondeados (como se aprecia en la siguientefigura). Los cambios en los granos se deben a procesos de compactación y diagénesis.
  14. 14. EVALUACIÓN DE FORMACIONES I CARACTERIZACIÓN PETROFÍSICA DE UN YACIMIENTO PRESIÓN DE LAS CAPAS SUPRAYACENTESOtro factor que afecta la porosidad es la compactación mecánica originada por la presión desobrecarga, la cual es ejercida por el peso de las capas suprayacentes de la roca. A medida queaumenta la profundidad, la presión ejercida por la columna de sedimentos aumenta, estogenera 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 POROSIDADLos métodos empleados para determinar la porosidad experimentalmente (en laboratorio) sepueden dividir en dos clases: los diseñados para medir la porosidad efectiva y aquellos paramedir la porosidad absoluta.A continuación se presenta un breve resumen de algunas técnicas de medición usadas paradeterminar la porosidad de una roca. Entre ellas se encuentran: y Técnicas de medición de la porosidad (efectiva y absoluta) de una roca en el laboratorioLas técnicas de medición en el laboratorio consisten en determinar dos de los tres parámetrosbásicos de la roca (volumen total, volumen poroso y volumen de los granos). Para ello seutilizan 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 sonmuestras de diámetro pequeño (entre 25 40 mm) extraídas del núcleo o corona, utilizandoherramientas de corte especiales. En la siguiente figura se puede apreciar como una muestrade núcleo de diámetro pequeño es extraído del núcleo o corona.
  15. 15. EVALUACIÓN DE FORMACIONES I CARACTERIZACIÓN PETROFÍSICA DE UN YACIMIENTOMEDICIÓN EN EL LABORATORIO DE LA POROSIDAD EFECTIVADE UNA ROCA DETERMINACIÓN DEL VOLUMEN TOTALEl volumen total puede ser calculado por medición directa de las dimensiones de la muestrautilizando un vernier. Este procedimiento es útil cuando las muestras presentan formasregulares debido a su rapidez.Para muestras de volúmenes irregulares el procedimiento utilizado usualmente consiste en ladeterminación del volumen de fluido desplazado por la muestra. Algunos de los métodosutilizados para determinar el volumen del fluido desplazado se presentan a continuación:Métodos gravimétricosEl volumen total se obtiene observando la pérdida de peso de la muestra cuando es sumergidaen un líquido, o por el cambio en peso de un picnómetro cuando se llena con mercurio ycuando 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.
  16. 16. EVALUACIÓN DE FORMACIONES I CARACTERIZACIÓN PETROFÍSICA DE UN YACIMIENTOMétodos volumétricosLos métodos utilizados son el del picnómetro de mercurio y la inmersión de una muestrasaturada.El método del picnómetro de mercurio consiste en determinar el volumen de un picnómetrolleno con mercurio hasta una señal. Luego se coloca la muestra y se inyecta mercurio hasta laseñal. La diferencia entre los dos volúmenes de mercurio representa el volumen total de lamuestra.El método de inmersión de una muestra saturada consiste en determinar el desplazamientovolumétrico que ocurre al sumergir la muestra en un recipiente que contiene el mismo líquidoempleado en la saturación.El método de desplazamiento con mercurio es práctico para determinar el volumen total demuestras cuando se encuentran bien cementadas, de lo contrario debe emplearse el métodode inmersión de una muestra saturada.
  17. 17. EVALUACIÓN DE FORMACIONES I CARACTERIZACIÓN PETROFÍSICA DE UN YACIMIENTODeterminación del volumen de los granosEn estos métodos se utilizan muestras consolidadas y se le extraen los fluidos con un solventeque 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 yposteriormente triturarla para eliminar el volumen de espacios vacíos y determinar el volumende los granos.El método de Stevens es un medidor del volumen efectivo de los granos. El porosímetro constade una cámara de muestra que puede ser aislada de la presión atmosférica y cuyo volumen seconoce con precisión. El núcleo se coloca en la cámara, se hace un vacío parcial por lamanipulación del recipiente de mercurio, con esto se logra que el aire salga de la muestra y esexpandido en el sistema y medido a la presión atmosférica. La diferencia entre el volumen de lacámara 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, elvolumen de los granos puede ser determinado con el peso de la muestra como se observa en laecuación siguiente. Este método se utiliza en trabajos que no requieren gran exactitud.Determinación del volumen poroso efectivoTodos los métodos utilizados para determinar el volumen poroso miden el volumen porosoefectivo, 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 elvolumen poroso efectivo.Método de inyección de mercurioConsiste en inyectar mercurio a alta presión en los poros de la muestra. El volumen de mercurioinyectado representa el volumen poroso efectivo de la muestra.
  18. 18. EVALUACIÓN DE FORMACIONES I CARACTERIZACIÓN PETROFÍSICA DE UN YACIMIENTOMétodo del porosímetro de helioSu 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 expandidoisotérmicamente en un volumen vacío desconocido. Después de la expansión, la presión deequilibrio resultante estará dada por la magnitud del volumen desconocido; esta presión esmedida. Usando dicho valor y la Ley de Boyle, se calcula el volumen desconocido, el cualrepresenta el volumen poroso de la muestra.Método de Saturación de BarnesEste método consiste en saturar una muestra limpia y seca con un fluido de densidad conociday 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 ladeterminación de la porosidad efectiva se pueden omitir en la determinación de la porosidadabsoluta.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.
  19. 19. EVALUACIÓN DE FORMACIONES I CARACTERIZACIÓN PETROFÍSICA DE UN YACIMIENTO 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 POROSIDADLa porosidad de las formaciones varía dependiendo del tipo de roca, por ejemplo para lascarbonatas su porosidad es cero, para las areniscas varía de 10% a 15% cuando están biencompacta y cuando no lo están su porosidad puede ser mayor a 30%; finalmente, las lutitaspueden tener una porosidad mayor al 40%.La calidad de la roca yacimiento puede ser determinada en función a la porosidad, como seobserva a continuación:PERMEABILIDADLa permeabilidad de una roca de acumulación puede definirse como la facultad que la rocaposee para permitir que los fluidos se muevan a través de la red de poros interconectados. Silos poros de la roca no están interconectados no existe permeabilidad; por consiguiente, es deesperar que exista una relación entre la permeabilidad de un medio y la porosidad efectiva,aunque no necesariamente con la porosidad absoluta.
  20. 20. EVALUACIÓN DE FORMACIONES I CARACTERIZACIÓN PETROFÍSICA DE UN YACIMIENTOPor lo general, a mayor porosidad corresponde mayor permeabilidad, aunque esto no siemprees así. La permeabilidad del suelo suele aumentar por la existencia de fallas, grietas u otrosdefectos estructurales. Algunos ejemplos de roca permeable son la caliza y la arenisca, mientrasque la arcilla o el basalto son prácticamente impermeables. Algunas arenas de granos finospueden tener un alto índice de porosidad interconectada, aunque los poros individuales y loscanales de poros sean bastante pequeños. En consecuencia, las vías disponibles para elmovimiento de fluidos a través de los poros estrechos están restringidas; por lo tanto, lapermeabilidad de formaciones con granos finos tiende a ser baja. Si el yacimiento está formadopor rocas con altas densidades y fracturadas por pequeñas fisuras de gran extensión, suporosidad será pequeña, pero presentará una alta permeabilidad, un ejemplo de esto loconstituyen las calizas.Los factores que influyen en la porosidad efectiva también influyen en la permeabilidad, esdecir, el tamaño, la empaquetadura y la forma de los granos, la distribución de los mismos deacuerdo 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 acumulacióntiene un efecto considerable sobre la permeabilidad a líquidos, especialmente si el fluidoreacciona 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 propiedadesfisicoquímicas del agua salada o salobre que fluye a través de un medio poroso controlan elestado físico de las arcillas por consiguiente no afectan a las arcillas cuando entran en contactocon ellas. La aguas dulces son causa de que cierta arcillas se hinchen resultando unaobstrucción parcial o total de las aberturas de los poros.La unidad de permeabilidad es el Darcy en honor a Henry Darcy, un ingeniero hidráulico francésque fue el primero que realizó estudios relacionados con el flujo de fluidos a través de mediosporosos. En 1856 Darcy publicó su trabajo, en el cual se describían estudios experimentales deflujo de agua a través de filtros de arena no consolidada, los cuales tenían como objetivoprocesar 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) .
  21. 21. EVALUACIÓN DE FORMACIONES I CARACTERIZACIÓN PETROFÍSICA DE UN YACIMIENTOComo el Darcy es una unidad relativamente alta para la mayoría de rocas productoras, lapermeabilidad generalmente se expresa en centésimas de Darcy, es decir, milidarcys (0,001darcy).CALCULO DE LA PERMEABILIDADPara el cálculo de permeabilidad podemos partir de la ecuación de Darcy en su forma mássimple: 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 darcysCon el propósito de que la ecuación de Darcy nos quede de la siguiente manera:  “ De la cual despejamos la permeabilidad obviando el signo, entonces: “
  22. 22. EVALUACIÓN DE FORMACIONES I CARACTERIZACIÓN PETROFÍSICA DE UN YACIMIENTODIMENSIONES DE LA PERMEABILIDADPara obtener una representación física de la permeabilidad un análisis dimensional de laecuación 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 DARCYA pesar de que la ecuación de Darcy ha sido aceptada por la industria petrolera como válida, esconveniente definir mejor las condiciones bajo las cuales se puede suponer válida. Ladeterminación 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.
  23. 23. EVALUACIÓN DE FORMACIONES I CARACTERIZACIÓN PETROFÍSICA DE UN YACIMIENTO 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 PERMEABILIDADExisten tres tipos de permeabilidad: Permeabilidad Absoluta Permeabilidad Efectiva Permeabilidad Relativa PERMEABILIDAD ABSOLUTALa permeabilidad absoluta se define como la capacidad que tiene una roca de permitir el flujode fluidos a través de sus poros interconectados, cuando el medio poroso se encuentracompletamente saturado por un fluido.
  24. 24. EVALUACIÓN DE FORMACIONES I CARACTERIZACIÓN PETROFÍSICA DE UN YACIMIENTOLa permeabilidad es medida en el laboratorio utilizando tapones de núcleos (pequeñas piezascortadas del núcleo). Si la roca no es homogénea, el análisis del núcleo completo proporcionaráresultados más exactos que el simple análisis de tapones de núcleos.La permeabilidad es una propiedad isotrópica del medio poroso, por lo tanto puede variar enfunción a la dirección a la cual es medida. Los análisis rutinarios de núcleos generalmenteutilizan tapones de núcleos tomados paralelos a la dirección del flujo de los fluidos en elyacimiento. La permeabilidad obtenida de esta forma es la permeabilidad horizontal delyacimiento (Kh). La medición de la permeabilidad en tapones tomados perpendiculares a ladirección 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 ladeterminación 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 análisisLa permeabilidad es medida haciendo pasar un fluido de viscosidad conocida a través deltapón de núcleo, al cual se le han medido las dimensiones (A y L), Luego se determina la tasa deflujo q y la caída de presión P. Resolviendo la ecuación de Darcy para la permeabilidad:
  25. 25. EVALUACIÓN DE FORMACIONES I CARACTERIZACIÓN PETROFÍSICA DE UN YACIMIENTO “ 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 EFECTIVACuando más de una fase se encuentra presente en un medio poroso, la capacidad que tiene unaroca de permitir el flujo de cada una de las fases a través de dicho medio poroso se definecomo permeabilidad efectiva. La permeabilidad efectiva es menor que la permeabilidadabsoluta.La sumatoria de las permeabilidades efectivas siempre es menor que la permeabilidadabsoluta, 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 lapermeabilidad absoluta. Para los fluidos gas, petróleo y agua la nomenclatura de permeabilidadefectiva es: kg = permeabilidad efectiva del gas kw = permeabilidad efectiva del agua ko = permeabilidad efectiva del petróleo
  26. 26. EVALUACIÓN DE FORMACIONES I CARACTERIZACIÓN PETROFÍSICA DE UN YACIMIENTOFinalmente es evidente que los valores de permeabilidad efectiva de ko, kg y kw pueden variardesde cero hasta el valor de la permeabilidad absoluta k del sistema.0 ko, kg, kw K PERMEABILIDAD RELATIVALa razón entre la permeabilidad efectiva y una permeabilidad total se define comopermeabilidad 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 AbsolutaDebido a que la sumatoria de permeabilidades efectivas no puede ser mayor que lapermeabilidad absoluta, la sumatoria de permeabilidades relativas ( que tiene como base lapermeabilidad absoluta) no puede ser mayor que 1.La permeabilidad relativa depende de las características tanto del medio poroso como de losfluidos 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 absolutao en otros casos, se presenta en función a la saturación de algún fluido, por ejemplo el agua aciertas condiciones conocidas.
  27. 27. EVALUACIÓN DE FORMACIONES I CARACTERIZACIÓN PETROFÍSICA DE UN YACIMIENTOFACTORES QUE AFECTAN LAS MEDICIONES DE LAPERMEABILIDADExisten diversos factores que afectan las mediciones de la permeabilidad realizadas en ellaboratorio. Cuando se usa un gas como fluido para medir la permeabilidad se deben hacercorrecciones por deslizamiento del gas. Cuando es líquido el fluido usado, se debe tenercuidado de que no reaccione con el sólido de la muestra.Por otro lado, como se mencionó anteriormente, en el yacimiento los factores que influyen enla permeabilidad son el tamaño, la empaquetadura y la forma de los granos, la distribución delos 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 KLINKENBERGKlinkenberg descubrió que las mediciones de permeabilidad realizadas con aire como fluido demedición, muestran resultados diferentes a los valores de permeabilidad obtenidos cuando elfluido utilizado para las mediciones es un líquido. La permeabilidad de una muestra de núcleomedida por flujo de aire siempre es mayor que la permeabilidad obtenida cuando se usa unlíquido. Klinkenberg postuló, en base a sus experimentos de laboratorio, que la velocidad dellíquido en la superficie de contacto con la roca es cero, mientras que los gases presentan ciertamovilidad en dicha superficie de contacto. En otras palabras, los gases se deslizan en lasparedes de la roca. Este deslizamiento resulta en una elevada tasa de flujo para el gas adeterminado diferencial de presión. Klinkenberg también encontró que para un determinadomedio poroso al aumentar la presión promedio la permeabilidad calculada disminuye. REACTIVIDAD DE LOS LÍQUIDOSLa Ley de Darcy supone que no debe haber reacción entre el fluido y el medio poroso. Enciertos casos, el medio poroso contiene sustancias activas, principalmente arcillas, que sehidratan y aumentan en volumen cuando se ponen en contacto con agua, especialmente si elagua es dulce. El efecto se disminuye si se usa agua salada y desaparece si se mide lapermeabilidad usando un líquido que no sea polar, como el kerosén. Estos métodos, aúncuando permiten obtener el valor verdadero de la permeabilidad, no son muy prácticos.
  28. 28. EVALUACIÓN DE FORMACIONES I CARACTERIZACIÓN PETROFÍSICA DE UN YACIMIENTOPara problemas de Ingeniería que requieren el flujo de un fluido que reacciona con la roca, lomás lógico es medir la permeabilidad usando el fluido en cuestión, o una solución de la mismasalinidad y pHLos reactivos líquidos alteran la geometría interna del medio poroso. Este fenómeno nodisminuye el valor de la Ley de Darcy, más bien resulta en un nuevo medio poroso, cuyapermeabilidad es determinada por la nueva geometría. PRESIÓN DE SOBRECARGACuando el núcleo es removido de la formación todas las fuerzas de confinamiento sonremovidas. Se le permite a la roca expandirse en todas direcciones, cambiando parcialmente laforma de los canales de flujo dentro del núcleo.La compactación por sobrecarga puede originar hasta un 60% de reducción de permeabilidadEs importante señalar que algunas formaciones son mucho más compresibles que otras, poreso se requieren de muchos datos para desarrollar correlaciones empíricas que permitancorregir la permeabilidad debido al efecto de las presiones de sobrecarga.PERMEABILIDAD PROMEDIOLa propiedad más difícil para determinar en un yacimiento usualmente es la distribución depermeabilidad. 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 ladepleción de un yacimiento por cualquier proceso de recobro. Es extraño encontraryacimientos homogéneos en la práctica.En muchos casos, el yacimiento contiene distintas capas, bloques o zonas de variación de lapermeabilidad. También, debido a la existencia de heterogeneidades a pequeña escala, lapermeabilidad obtenida de núcleos debe ser promediada para representar las características deflujo en todo el yacimiento o en capas individuales.
  29. 29. EVALUACIÓN DE FORMACIONES I CARACTERIZACIÓN PETROFÍSICA DE UN YACIMIENTORELACIÓN ENTRE POROSIDAD Y PERMEABILIDADLas dos características principales que debe poseer todo yacimiento son la porosidad ypermeabilidad. La permeabilidad no puede existir si no existe la porosidad, por lo tanto existeuna 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 Ly n capilares rectos de radio r y longitud L que atraviesan todo el medio poroso. El fluido através 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 porla siguiente expresión:  ” La porosidad del sistema puede ser escrita según la siguiente ecuación:  ” ˆIgualando las ecuaciones : ”  Despejando el radio y reemplazando la porosidad tenemos: La permeabilidad y la porosidad estan relacionadas mediante el radio de los capilares delsistema ( capilares uniformes).
  30. 30. EVALUACIÓN DE FORMACIONES I CARACTERIZACIÓN PETROFÍSICA DE UN YACIMIENTOSATURACIÓN DE FLUIDOSEs cada uno de los fluidos presente en un punto del yacimiento en determinada proporciónrespecto al volumen total de los poros. A este valor porcentual lo denominamos saturación delFluido 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 saturaciónde gas consiste solo de gas libre. Todo reservorio de hidrocarburo contiene algo de agua; sinembargo, a menos que la saturación de agua exceda un valor llamado la saturación crítica deagua (Swc), la fase agua es inmóvil y no será producida. El agua dentro de los poros es llamadaintersticial. El término agua connata es usado para denotar agua que fue depositadasimultáneamente con los sedimentos.Algunos reservorios de petróleo no contienen gas libre, ya que todo el gas esta disuelto en elpetróleo. 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 análisisdebe corregirse a las condiciones de presión y temperatura del yacimiento. Dicha correccióndebe hacerse, porque la temperatura del yacimiento y las sales en la solución cusan unaumento volumétrico del agua con respecto al volumen determinado en el laboratorio, debidoa los efectos de expansión térmica y de solubilidad.Para estimar la cantidad de hidrocarburos presentes en un yacimiento, es necesario determinarla fracción del volumen poroso ocupado por cada uno de los fluidos presentes. Donde el
  31. 31. EVALUACIÓN DE FORMACIONES I CARACTERIZACIÓN PETROFÍSICA DE UN YACIMIENTOvolumen poroso ocupado por gas, petróleo o agua es lo que denominamos saturación. Lasecuaciones matemáticas que representan la saturación de los fluidos son:DETERMINACIÓN DE LOS FLUIDOS EN UN YACIMIENTOSe 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 esproducto de las diferencias de densidades en los fluidos que saturan el medio poroso.
  32. 32. EVALUACIÓN DE FORMACIONES I CARACTERIZACIÓN PETROFÍSICA DE UN YACIMIENTOLa figura presentada muestra una sección transversal de una arenisca cuya parte inferior estácompletamente saturada de agua, mostrando la distribución de los fluidos de un yacimientohomogéneo.La región saturada es aquella donde la roca está completamente saturada con el líquido quela humedece y la presión capilar(es la diferencia que existe en la interface que separa dosfluidos 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.CAPILARIDADLa capilaridad es una propiedad física de los fluidos por la que ellos pueden avanzar a través deun canal minúsculo (desde unos milímetros hasta micras de tamaño), debido a que la fuerzaintermolecular (o cohesión intermolecular) entre sus moléculas es menor a la adhesión dellíquido con el material del tubo el líquido sigue subiendo hasta que la tensión superficial esequilibrada por el peso del líquido que llena el tubo.
  33. 33. EVALUACIÓN DE FORMACIONES I CARACTERIZACIÓN PETROFÍSICA DE UN YACIMIENTOUn aparato común usado para demostrar la capilaridad es el tubo capilar. Cuando la parteinferior de un tubo de vidrio se coloca verticalmente en un líquido como el agua, se forma unmenisco cóncavo. La tensión superficial succiona la columna líquida hacia arriba hasta que elpeso del líquido sea suficiente para que la fuerza gravitacional sobreponga a las fuerzasintermoleculares.En los yacimientos petrolíferos esta situación se presenta a menudo debido a que los sistemasporosos son tubos de diámetro muy pequeño distribuidos directamente en el medio y dondepor lo general se encuentran más de un fluido inmiscible en fases bien diferenciadas, talescomo es el caso del petróleo, gas y agua.TENSIÓN SUPERFICIAL E INTERFACIALLa tensión superficial es la resistencia que presenta un líquido a la rotura de su superficie. Estafuerza es causada por la diferencia entre las fuerzas moleculares del vapor y de la fase líquida, ytambién 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 unlíquido y su vapor o aire. Si la superficie está entre dos diferentes líquidos o entre un líquido yun sólido es utilizado el término tensión interfacial. La tensión superficial entre el agua y el airea temperatura ambiente está alrededor de 73 dinas/cm. La tensión interfacial entre el agua ehidrocarburos puros está a temperatura ambiente alrededor de 30 a 50 dinas/cm.
  34. 34. EVALUACIÓN DE FORMACIONES I CARACTERIZACIÓN PETROFÍSICA DE UN YACIMIENTOPRESION CAPILAREs el resultado combinado de los efectos de la tensión superficial e interfacial entre la roca y losfluidos, 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 fluidosinmiscibles en los cuales existe una diferencia de presión entre las fases, esta diferencia depresión 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 ladistribución del tamaño de los poros. Tales curvas se obtienen de la inyección de mercurio en elnúcleo 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 presiónexterna 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 relacionevolumen y presión.
  35. 35. EVALUACIÓN DE FORMACIONES I CARACTERIZACIÓN PETROFÍSICA DE UN YACIMIENTOEsta curva de presión capilar puede ser interpretada como una medida de la distribución detamaño de los poros presentes en el núcleo, es decir el volumen de fluido que entra en la roca auna determinada presión es igual al volumen de poros que tiene un determinado tamaño a lapresión usada. El máximo volumen de fluido entrante a la presión máxima puede serconsiderado como el valor de porosidad efectiva.HUMECTABILIDAD O MOJABILIDADEs la tendencia de una superficie sólida a dejarse mojar preferencialmente por un fluido enpresencia de otros con los cuales es inmiscible. El fluido que se adhiere sobre la superficie sedenomina fase humectante. En yacimientos de hidrocarburos usualmente agua o aceite son lasfases 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 aguaEl ángulo de contacto es usado como una medida de la humectabilidad y está comprendidoentre 0 y 180 .Según el ángulo de contacto de adherencia tenemos lo siguiente:
  36. 36. EVALUACIÓN DE FORMACIONES I CARACTERIZACIÓN PETROFÍSICA DE UN YACIMIENTO 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 composiciónTORTUOSIDAD
  37. 37. EVALUACIÓN DE FORMACIONES I CARACTERIZACIÓN PETROFÍSICA DE UN YACIMIENTOLa tortuosidad es una característica que representa lo tortuoso de una curva, es decir, el gradode vueltas o rodeos que tiene. La tortuosidad de los canales porosos dificulta la filtración de loslíquidos y gases, por lo tanto reduce su permeabilidad. Es evidente además que cuanto mayorsea la tortuosidad de los canales, tanto mayor es la probabilidad de dejar petróleo en la roca enel 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
  38. 38. EVALUACIÓN DE FORMACIONES I CARACTERIZACIÓN PETROFÍSICA DE UN YACIMIENTOCONCLUSIONES Y RECOMENDACIONESCONCLUSIONES:Este trabajo sirvió para complementar los conocimientos adquiridos en niveles anteriores yaque únicamente teníamos ideas generalizadas acerca de los temas aquí tratados.Los principales parámetros físicos necesarios para la evaluación de un yacimiento mediante unanálisis 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 almomento de querer extraer petróleo, no se dará esto porque no tenemos una comunicaciónoptima entre los poros de nuestra roca.La saturación al ser una característica de los reservorios es de gran apoyo para perforación yaque muestra la distribución de los fluidos en el yacimiento y su porcentaje de petróleo, gas yagua; que es el propósito de interés para compañías operadoras.Los diversos métodos de saturación y su aplicación industrial dan una visión clara de cómo seencuentra el petróleo dentro de tierra y en qué condiciones aproximadamente lograndoestimar la mejor zona productora en la evaluación.Es importante el conocimiento de estas propiedades petrofísicas como son la capilaridad, latensión superficial e interfacial, la humectabilidad y la tortuosidad; ya que ellas intervienen engran forma en lo que se refiere a la distribución de los fluidos dentro de los poros, el volumen yla forma como el petróleo residual permanece atrapado en los poros; los cuales son factoresque 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 granosse encuentran organizados constituye un factor muy importante a la hora de determinarteóricamente el valor de la porosidad, motivo por el cual se recomienda ser cuidadoso con losdatos que se utilizan para así obtener un resultado fehaciente del cálculo de la porosidad.
  39. 39. EVALUACIÓN DE FORMACIONES I CARACTERIZACIÓN PETROFÍSICA DE UN YACIMIENTOSería 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 demejor 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 lamateria aquí expuesta sea complementada con una práctica de laboratorio pues en el futuro noserá suficiente solo el conocimiento de los conceptos, se necesitará la puesta en práctica deellos.BIBLIOGRAFÍAwww.lacomunidadpetrolera.com/cursos.phpwww.wikipedia.comwww.booksgoogle.comProyecto de titulación: ESTUDIO DE RECUPERACIÓN MEJORADA DE PETRÓLEO POR INYECCIÓNDE AGUA CALIENTE EN UN YACIMIENTO DE CRUDOS PESADOS DE UN CAMPO DEL ORIENTEECUATORIANO, Maiquiza Palate Kléber Orlando, E.P.N, Páginas 13,14.http://industria-petrolera.blogspot.com/2009/03/parametros-pvt-parte-i.htmlhttp://ingenieria-de-petroleo.blogspot.com/2009/06/saturacion-y-distribucion-de-los.htmlhttp://www.inlab.com.ar/Frecuencia_PB.htmhttp://www.lacomunidadpetrolera.com/cursos/propiedades-de-la-roca-yacimiento/factores-que-afectan-la-porosidad.phpLang, 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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