PROPIEDADESPETROFÍSICAS DELAS ROCAS
CALIFICACIÓN  Integrantes   Exposición Preguntas Total Exposición PromedioDayuma ÁlvarezHolger ArmijosAndrés Centeno Lizet...
ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL       INGENIERÍA EN PETRÓLEOS     EVALUACIÓN DE FORMACIONESPROPIEDADES PETROFÍSICAS DE LAS RO...
1     CONTENIDO2     INTRODUCCIÓN ...........................................................................................
3.4      CARACTERÍSTICAS DE LA POROSIDAD ............................................................................... 1...
4.2.6         Flujo en estado estable. ......................................................................................
5.7      APLICACIONES .......................................................................................................
7.4.4         Porcentaje de Saturación ......................................................................................
2 INTRODUCCIÓNEl presente trabajo está enfocado principalmente en la ampliación del conocimiento sobre laspropiedades petr...
3 POROSIDAD3.1 DEFINICIÓN DE POROSIDADLa porosidad nos indica la habilidad de la roca para contener fluidos; es el volumen...
3.2.1.2 Cul-de-sac, conectados o sin salidaEste tipo de porosidad tiene una garganta poral conectada con otros poros; se p...
3.2.1.5 Porosidad no efectiva o residualEs aquella que representa la fracción del volumen total de la roca que está confor...
3.2.2.1.2 Porosidad intragranular o intrapartículaÉsta ocurre dentro de los mismos granos del sedimento. Ésta porosidad es...
3.2.2.2.2 IntercristalinaSe produce entre los cristales y es el tipo de porosidad encontrado en importantes yacimientos de...
fracturado, las fracturas no necesariamente permanecen abiertas. Pueden cementarse más tardepor sílice, calcita o dolomita...
3.3.1.2 ClasificaciónUna arenisca bien clasificada consiste en tener aproximadamente el mismo tamaño de granos, encambien ...
3.3.2 Factores que afectan la porosidad de los carbonatosEn los carbonatos, la porosidad secundaria en usualmente más impo...
3.3.3 Presión de las capas suprayacentesOtro factor que afecta la porosidad es la compactación originada por la presión de...
3.5 MÉTODOS DE DETERMINACIÓN DE LA POROSIDAD EN LABORATORIO3.5.1 Medición de la porosidad mediante un análisis directo de ...
3.5.1.1.2 Métodos volumétricosLos métodos utilizados son el del picnómetro de mercurio y la inmersión de una muestra satur...
3.5.1.3.1 Método de inyección de mercurioConsiste en inyectar mercurio a alta presión en los poros de la muestra. El volum...
3.6 MÉTODO DE DETERMINACIÓN DE LA POROSIDAD MEDIANTE    REGISTROS DE POZOSLa porosidad in-situ no se puede medir directame...
El número de colisiones de dispersión de Compton se relaciona directamente con el número deelectrones en la formación. Por...
3.6.2 Registro acústicoEl perfil sónico mide el tiempo de transito (en microsegundos) quetarda una onda acústica compresio...
3.6.3 Registro de neutrónEste perfil responde a la presencia de átomos de hidrógeno.Debido a que la cantidad de hidrógeno ...
3.6.4 Combinación de los registros de porosidadEn muchas áreas, es común practicar la topa de más de un registro de porosi...
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3.7 APLICACIONES3.7.1 Interpretación del gráfico de profundidad vs. Porosidad.Se debe saber si existe alguna relación entr...
4 PERMEABILIDAD4.1 DEFINICIÓNLa permeabilidad es una característica petrofísica de las rocas reservorios, que se define co...
Por lo general, a mayor porosidad corresponde mayor permeabilidad, aunque esto no siempre esasí. La permeabilidad del suel...
4.2.3 Ley de DarcyPara realizar el cálculo de la permeabilidad, utilizamos la fórmula de la Ley de Darcy, que enunciaque l...
4.2.4 Dimensiones de la PermeabilidadSi realizamos un análisis dimensional a la ecuación de la permeabilidad obtendremos:4...
4.3.1 Permeabilidad Absoluta o IntrínsecaLa permeabilidad absoluta se define como la capacidad que tiene una roca de permi...
-   No reacción entre el fluido y la roca    -   Presencia de una sola fase saturando el 100% del espacio porosoLas medici...
4.3.3 Permeabilidad RelativaEs la relación que existe entre la permeabilidad efectiva (             ), con la permeabilida...
movilidad en dicha superficie de contacto. En otras palabras, los gases se deslizan en las paredesde la roca. Este desliza...
4.4.4 Promedios de permeabilidad absolutaLa propiedad más difícil para determinar en un yacimiento usualmente es la distri...
4.4.6 Promedio armónico de permeabilidadPueden ocurrir variaciones laterales en la permeabilidad de un yacimiento, esto pu...
4.5 APLICACIONES Podemos observar a continuación una gráfica de permeabilidad vs porosidad sónica, la cual seobtuvo despué...
5 SATURACIÓN5.1 DEFINICIÓNLa saturación de un medio poroso con respecto a un fluido se define como la fracción del volumen...
5.2.3 Saturación crítica de una faseLa saturación crítica de una fase, generalmente expresada como Sxc, donde x correspond...
F es obtenido usualmente a partir de mediciones de porosidad mediante la siguiente ecuación:Donde:m = Factor de cementació...
6 FUERZAS CAPILARESDefinida como la diferencia de presión que se produce entre dos fases de fluidos inmiscibles en lasgarg...
6.1.2   Clasificación según el ángulo de contacto:6.1.2.1 Humectabilidad intermediaSignifica que el sólido no presenta pre...
6.1.3   La humectabilidad en yacimientos de petróleo puede clasificarse como:6.1.3.1 Humectabilidad por agua o por aceiteE...
de la superficie, que está determinado por el equilibrio de fuerzas resultante de la interacción delas tensiones interfaci...
6.2.2 Clasificación en base a la MojabilidadEn base a la mojabilidad, los fluidos pueden clasificarse en:        Mojantes:...
6.2.2.1 Yacimientos hidrófilos (Mojabilidad por agua)       Poseen un ángulo de contacto θ menor a 90º.       El agua es l...
6.2.2.3 Mojabilidad MixtasActualmente muchos especialistas consideran que la mayoría de los yacimientos de hidrocarburosti...
6.3 CAPILARIDADLa capilaridad es una propiedad de los líquidos que depende de su tensión superficial (la cual a suvez, dep...
En un recipiente se derrama agua (tintada de un cierto color para poder ver con mayor claridad elefecto que se produce). S...
7 RESISTIVIDAD7.1 DEFINICIÓNSe llama resistividad a la capacidad que una substancia tiene de resistir o impedir el flujo d...
Considerando la fuente con DC localizada en el punto A en un medio homogéneo, isotrópico conresistividad R. (Figura 1). La...
7.4 FACTORES QUE INFLUYEN EN LA RESISTIVIDADPara la resistividad de una roca, resultan entonces importantes factores como:...
7.5.2   Índice de resistividadEs la relación que existe entre la resistividad real de la formación (Rt) y la resistividad ...
7.5.4 LimitacionesEl pozo y las formaciones adyacentes pueden afectar de manera considerable las respuestas de lossistemas...
8 CONCLUSIONES    La porosidad es una propiedad muy compleja, sus características varían y podrían cambiar    de manera mu...
10 BIBLIOGRAFÍA  -   http://www.lacomunidadpetrolera.com/cursos/propiedades-de-la-roca-      yacimiento/procedimientos-par...
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Propiedades petrofísicas de las rocas (grupo 2)

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Propiedades petrofísicas de las rocas (grupo 2)

  1. 1. PROPIEDADESPETROFÍSICAS DELAS ROCAS
  2. 2. CALIFICACIÓN Integrantes Exposición Preguntas Total Exposición PromedioDayuma ÁlvarezHolger ArmijosAndrés Centeno Lizeth Merino Jessica PacchaPresentación:Contenido:Conclusiones-Recomendaciones:Total: 2
  3. 3. ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL INGENIERÍA EN PETRÓLEOS EVALUACIÓN DE FORMACIONESPROPIEDADES PETROFÍSICAS DE LAS ROCASINTEGRANTES: Álvarez Dayuma Armijos Holger Centeno Andrés Merino Lizeth Paccha Jessica QUINTO SEMESTRE 3
  4. 4. 1 CONTENIDO2 INTRODUCCIÓN ........................................................................................................................... 93 POROSIDAD ............................................................................................................................... 10 3.1 DEFINICIÓN DE POROSIDAD .............................................................................................. 10 3.2 CLASIFICACIÓN DE LA POROSIDAD.................................................................................... 10 3.2.1 Clasificación de la porosidad según en punto de vista morfológico (interconexión de los poros) .............................................................................................................................. 10 3.2.1.1 Catenary o Poros Interconectados: ....................................................................... 10 3.2.1.2 Cul-de-sac, conectados o sin salida ....................................................................... 11 3.2.1.3 Poro cerrado o aislado .......................................................................................... 11 3.2.1.4 Porosidad efectiva ....................................................................................... 11 3.2.1.5 Porosidad no efectiva o residual .................................................................. 12 3.2.1.6 Porosidad absoluta o total ........................................................................... 12 3.2.2 Clasificación de la porosidad según su tiempo de posicionamiento ........................ 12 3.2.2.1 Porosidad Primaria ................................................................................................ 12 3.2.2.1.1 Porosidad intergranular o entre partículas ..................................................... 12 3.2.2.1.2 Porosidad intragranular o intrapartícula......................................................... 13 3.2.2.2 Porosidad secundaria ............................................................................................ 13 3.2.2.2.1 Fenestrales ...................................................................................................... 13 3.2.2.2.2 Intercristalina .................................................................................................. 14 3.2.2.2.3 Fractura ........................................................................................................... 14 3.3 FACTORES QUE INFLUYEN EN LA POROSIDAD .................................................................. 15 3.3.1 Factores que afectan la porosidad en las areniscas .................................................. 15 3.3.1.1 Empaquetamiento................................................................................................. 15 3.3.1.2 Clasificación ........................................................................................................... 16 3.3.1.3 Cementación ......................................................................................................... 16 3.3.2 Factores que afectan la porosidad de los carbonatos .............................................. 17 3.3.2.1 Fracturas ................................................................................................................ 17 3.3.2.2 Disolución .............................................................................................................. 17 3.3.2.3 Sustitución química ............................................................................................... 17 3.3.3 Presión de las capas suprayacentes .......................................................................... 18 4
  5. 5. 3.4 CARACTERÍSTICAS DE LA POROSIDAD ............................................................................... 18 3.4.1 Características de algunas rocas ............................................................................... 18 3.4.2 Calidad de la roca en función de la porosidad .......................................................... 18 3.5 MÉTODOS DE DETERMINACIÓN DE LA POROSIDAD EN LABORATORIO ........................... 19 3.5.1 Medición de la porosidad mediante un análisis directo de rutina del núcleo .......... 19 3.5.1.1 Determinación del volumen total ......................................................................... 19 3.5.1.1.1 Métodos gravimétricos ................................................................................... 19 3.5.1.1.2 Métodos volumétricos .................................................................................... 20 3.5.1.2 Determinación del volumen de los granos ........................................................... 20 3.5.1.2.1 Método de Melcher – Nuting.......................................................................... 20 3.5.1.2.2 Método del porosímetro de Stevens .............................................................. 20 3.5.1.2.3 Densidad promedio de los granos. ................................................................. 20 3.5.1.3 Determinación del volumen poroso efectivo........................................................ 20 3.5.1.3.1 Método de inyección de mercurio .................................................................. 21 3.5.1.3.2 Método del porosímetro de helio ................................................................... 21 3.5.1.3.3 Método de Saturación de Barnes ................................................................... 21 3.5.2 Medición de la porosidad mediante un análisis indirecto por una imagen CT. ........ 21 3.6 MÉTODO DE DETERMINACIÓN DE LA POROSIDAD MEDIANTE REGISTROS DE POZOS .... 22 3.6.1 Registro de densidad ................................................................................................. 22 3.6.2 Registro acústico ....................................................................................................... 24 3.6.3 Registro de neutrón .................................................................................................. 25 3.6.4 Combinación de los registros de porosidad .............................................................. 26 3.7 APLICACIONES ................................................................................................................... 28 3.7.1 Interpretación del gráfico de profundidad vs. Porosidad. ........................................ 284 PERMEABILIDAD ........................................................................................................................ 29 4.1 DEFINICIÓN........................................................................................................................ 29 4.2 CARACTERÍSTICAS.............................................................................................................. 29 4.2.1 Factores que influyen en la permeabilidad ............................................................... 29 4.2.2 Unidades de la Permeabilidad................................................................................... 30 4.2.3 Ley de Darcy .............................................................................................................. 31 4.2.4 Dimensiones de la Permeabilidad ............................................................................. 32 4.2.5 Validez de la Ecuación de Darcy ................................................................................ 32 5
  6. 6. 4.2.6 Flujo en estado estable. ............................................................................................ 32 4.2.7 Flujo Laminar ............................................................................................................. 32 4.2.8 La roca se encuentra saturada completamente por un solo fluido. ......................... 32 4.2.9 El fluido no reacciona con la roca.............................................................................. 32 4.2.10 La roca es homogénea e isotrópica ........................................................................... 32 4.3 CLASIFICACIÓN .................................................................................................................. 32 4.3.1 Permeabilidad Absoluta o Intrínseca ........................................................................ 33 4.3.2 Permeabilidad Efectiva.............................................................................................. 34 4.3.3 Permeabilidad Relativa.............................................................................................. 35 4.3.4 Límites de Permeabilidades: ..................................................................................... 35 4.3.4.1 Permeabilidad Efectiva.......................................................................................... 35 4.3.4.2 Permeabilidad Relativa.......................................................................................... 35 4.4 FACTORES QUE AFECTAN A LA MEDICIÓN DE LA PERMEABILIDAD .................................. 35 4.4.1 Deslizamiento del gas – Efecto Klinkenberg.............................................................. 35 4.4.2 Reactividad de los líquidos. ....................................................................................... 36 4.4.3 Presión de sobrecarga. .............................................................................................. 36 4.4.4 Promedios de permeabilidad absoluta ..................................................................... 37 4.4.5 Promedio Ponderado de Permeabilidad ................................................................... 37 4.4.6 Promedio armónico de permeabilidad ..................................................................... 38 4.5 APLICACIONES ................................................................................................................... 39 4.5.1 Interpretación del gráfico permeabilidad vs porosidad sónica en el Bloque 16....... 395 SATURACIÓN ............................................................................................................................. 40 5.1 DEFINICIÓN........................................................................................................................ 40 5.2 CLASIFICACIÓN .................................................................................................................. 40 5.2.1 Saturación de agua connata ...................................................................................... 40 5.2.2 Saturación residual de una fase ................................................................................ 40 5.2.3 Saturación crítica de una fase ................................................................................... 41 5.3 CARACTERÍSTICAS.............................................................................................................. 41 5.4 FACTORES QUE INFLUYEN EN LA SATURACIÓN ................................................................ 41 5.5 MÉTODOS PARA DETERMINAR LA SATURACIÓN .............................................................. 41 5.5.1 Determinación de la saturación en formaciones limpias .......................................... 41 5.6 RELACIÓN CON LOS REGISTROS ELÉCTRICOS: ................................................................... 42 6
  7. 7. 5.7 APLICACIONES ................................................................................................................... 426 FUERZAS CAPILARES .................................................................................................................. 43 6.1 HUMECTABILIDAD ............................................................................................................. 43 6.1.1 Definición .................................................................................................................. 43 6.1.2 Clasificación según el ángulo de contacto: ............................................................... 44 6.1.2.1 Humectabilidad intermedia .................................................................................. 44 6.1.2.2 Humectabilidad por agua ...................................................................................... 44 6.1.2.3 Humectabilidad por aceite .................................................................................... 44 6.1.3 La humectabilidad en yacimientos de petróleo puede clasificarse como: ............... 45 6.1.3.1 Humectabilidad por agua o por aceite .................................................................. 45 6.1.3.2 Humectabilidad neutra o intermedia .................................................................... 45 6.1.3.3 Humectabilidad fraccional .................................................................................... 45 6.1.3.4 Humectabilidad mixta ........................................................................................... 45 6.2 MOJABILIDAD .................................................................................................................... 45 6.2.1 Descripción del fenómeno ........................................................................................ 46 6.2.2 Clasificación en base a la Mojabilidad ....................................................................... 47 6.2.2.1 Yacimientos hidrófilos (Mojabilidad por agua) ..................................................... 48 6.2.2.2 Yacimientos oleófilos (Mojabilidad por petróleo)................................................. 48 6.2.2.3 Mojabilidad Mixtas ................................................................................................ 49 6.2.3 Diversos factores pueden ser afectados por la mojabilidad: .................................... 49 6.3 CAPILARIDAD ..................................................................................................................... 50 6.3.1 Tubo capilar ............................................................................................................... 50 6.3.2 La Capilaridad de los Líquidos ................................................................................... 507 RESISTIVIDAD............................................................................................................................. 52 7.1 DEFINICIÓN........................................................................................................................ 52 7.2 CARACTERÍSTICAS.............................................................................................................. 52 7.3 CLASIFICACIÓN .................................................................................................................. 52 7.3.1 Resistividad aparente ................................................................................................ 52 7.4 FACTORES QUE INFLUYEN EN LA RESISTIVIDAD ............................................................... 54 7.4.1 Litología ..................................................................................................................... 54 7.4.2 Porosidad................................................................................................................... 54 7.4.3 Salinidad de las soluciones acuosas .......................................................................... 54 7
  8. 8. 7.4.4 Porcentaje de Saturación .......................................................................................... 54 7.4.5 Temperatura.............................................................................................................. 54 7.4.6 Presión ....................................................................................................................... 54 7.5 MÉTODOS DE DETERMINACIÓN DE LA RESISTIVIDAD ...................................................... 54 7.5.1 Factor de resistividad de la formación ...................................................................... 54 7.5.2 Índice de resistividad................................................................................................. 55 7.5.3 Métodos de determinación de la resistividad........................................................... 55 7.5.3.1 Registros eléctricos ............................................................................................... 55 7.5.3.2 Registro de inducción ............................................................................................ 55 7.5.3.3 Registro de guarda ................................................................................................ 55 7.5.3.4 Registro de contacto ............................................................................................. 55 7.5.4 Limitaciones............................................................................................................... 56 7.6 APLICACIONES ................................................................................................................... 568 CONCLUSIONES ......................................................................................................................... 579 RECOMENDACIONES ................................................................................................................. 5710 BIBLIOGRAFÍA ........................................................................................................................ 58 8
  9. 9. 2 INTRODUCCIÓNEl presente trabajo está enfocado principalmente en la ampliación del conocimiento sobre laspropiedades petrofísicas de las rocas reservorio, puesto que estas son parte fundamental de laformación básica del Ingeniero en Petróleos.La importancia de las propiedades petrofísicas, como porosidad, permeabilidad, saturación,fuerzas capilares y resistividad, radica en que influyen directamente en la existencia dehidrocarburos en el yacimiento. Dichas propiedades tienen características específicas, que serándadas a conocer en el desarrollo de cada uno de los temas del vigente trabajo.Para la determinación de las propiedades, existen diversos métodos, tales como la toma deregistros eléctricos y análisis en laboratorio, los cuales presentan un alto índice de confiabilidad.También se explicará en qué consiste cada uno de estos métodos.La porosidad de la roca reservorio depende no solo de la forma de los granos que la conformansino también de su tiempo de posicionamiento, existen varios factores que podrían alterarla, loscuales pueden mejorar la circulación del hidrocarburo a través de ella o impedir el flujo del mismo;se puede determinar una medida de porosidad mediante la utilización de diferentes métodos yasean en laboratorio o in situ.La permeabilidad es imprescindible para la existencia de hidrocarburo en el yacimiento, ya quegracias a esta propiedad de las rocas, el gas, el agua, y para nuestro interés primordial el petróleopuede fluir, migrar desde la roca madre, hasta depositarse en el yacimiento.Siendo la saturación otra de las propiedades petrofísicas de gran importancia que permitendeterminar la distribución de fluidos mediante porcentajes o fracciones ya sea de petróleo, agua ogas, se debe tomar en cuenta la relatividad de esta propiedad una vez efectuado la fase deproducción.La resistividad es una propiedad indispensable para determinar, mediante registros eléctricos, lapresencia de los fluidos de interés para la producción petrolera. Esta propiedad puede serafectada por distintos factores como porosidad, saturación, temperatura y presencia de sales yelementos conductores presentes en los fluidos.Los resultados obtenidos de los análisis son de suma importancia para cada uno de los procesosque se llevaran a cabo posteriormente en las diferentes fases de la industria petrolera; esperamosque la información expuesta sea de su agrado, y pueda ser utilizada como material de ayuda, parafortalecer sus conocimientos. 9
  10. 10. 3 POROSIDAD3.1 DEFINICIÓN DE POROSIDADLa porosidad nos indica la habilidad de la roca para contener fluidos; es el volumen de los porospor cada unidad volumétrica de formación; es la fracción del volumen total de una muestra que esocupada por poros o huecos.Es definido como el volumen poroso (volumen entre los granos), dividido para el volumen total dela roca: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 resultade multiplicar la ecuación 1.1 por 100.3.2 CLASIFICACIÓN DE LA POROSIDAD3.2.1 Clasificación de la porosidad según en punto de vista morfológico (interconexión de los poros)3.2.1.1 Catenary o Poros Interconectados:Este tipo de porosidad tiene más de una garganta poral conectada con otros poros, la extracciónde hidrocarburo es relativamente fácil en este tipo de poros. 10
  11. 11. 3.2.1.2 Cul-de-sac, conectados o sin salidaEste tipo de porosidad tiene una garganta poral conectada con otros poros; se puede producirhidrocarburo por la presión natural del yacimiento.3.2.1.3 Poro cerrado o aisladoEl poro se encuentra completamente cerrado, no tiene ninguna garganta poral conectada conotros poros; en un proceso normal no es capaz de producir hidrocarburo.3.2.1.4 Porosidad efectivaSe define como el volumen total de la roca que representa espacios que pueden contener fluidos yse encuentran comunicados entre sí; es la relación entre el volumen de poros interconectados conel volumen total de roca del yacimiento. 11
  12. 12. 3.2.1.5 Porosidad no efectiva o residualEs aquella que representa la fracción del volumen total de la roca que está conformada por losespacios que pueden contener fluidos pero no están comunicados entre sí; es la relación entre elvolumen total de poro cerrado con el volumen a granel.3.2.1.6 Porosidad absoluta o totalLa sumatoria del volumen de los poros no interconectados más el volumen de los porosinterconectados es igual al volumen total de los poros de la roca, entonces la porosidad absolutaes igual a la sumatoria de la porosidad efectiva más la porosidad no efectiva (residual).3.2.2 Clasificación de la porosidad según su tiempo de posicionamiento3.2.2.1 Porosidad PrimariaLa porosidad primaria se puede dividir en dos tipos:3.2.2.1.1 Porosidad intergranular o entre partículasÉsta se produce entre los granos de un sedimento, es típica de las areniscas. También seencuentra generalmente en calizas recién depositado. Sin embargo, a menudo en las calizas sepierde esta porosidad por la cementación.En la porosidad intergranular las gargantas porales se encuentran interconectadas unas conotras. A menos que la cementación se amplíe con el tiempo, este tipo de porosidad es muy buenay presenta también buena permeabilidad. En este tipo la porosidad efectiva es equivalente a laporosidad total. 12
  13. 13. 3.2.2.1.2 Porosidad intragranular o intrapartículaÉsta ocurre dentro de los mismos granos del sedimento. Ésta porosidad es típica en el reciénposicionamiento de los esqueletos de la calizas. No es habitual que estos poros seconserven. Generalmente son rellenados durante el entierro a principios de la cementación, peroen algunos casos, el cemento puede ser lixiviado para dejar el poro intragranular original.3.2.2.2 Porosidad secundariaLa porosidad secundaria es la porosidad formada dentro de un depósito después delposicionamiento primario. Es causada por la acción de fuerzas tectónicas o de fluidos en la rocamadre después del posicionamiento primario. Los principales tipos de porosidad secundaria son:3.2.2.2.1 FenestralesSe desarrolla donde hay una laguna en el marco de la roca, más grande que el normal soportadopor los espacios porosos del grano.Es característico de lagunares, es causado por la deshidratación, contracción y deformación de lasláminas. Esta tipo de porosidad es la menos frecuente. 13
  14. 14. 3.2.2.2.2 IntercristalinaSe produce entre los cristales y es el tipo de porosidad encontrado en importantes yacimientos depetróleo y gas. En calizas recristalizadas, porosidad intercristalina es insignificante. Sin embargo, amenudo, las dolomitas cristalinas presentan alta intercristalinidad.3.2.2.2.3 FracturaLa fractura de las formaciones puede ocurrir por el rompimiento de cualquier roca frágil y no pordeformación plástica. Así, hay yacimientos fracturados en las pizarras, cementado duro deareniscas cuarcitas, calizas, dolomías y, por supuesto, rocas del basamento, como granitos ymetamórficas.Las fracturas pueden desarrollarse a partir de las fuerzas tectónicas asociadas con el plegamiento yfallas.La porosidad por fractura puede resultar en altas tasas de producción durante la prueba inicial deun pozo, seguido de un rápido descenso en la producción después. Cuando una roca se ha 14
  15. 15. fracturado, las fracturas no necesariamente permanecen abiertas. Pueden cementarse más tardepor sílice, calcita o dolomita.3.3 FACTORES QUE INFLUYEN EN LA POROSIDAD3.3.1 Factores que afectan la porosidad en las areniscasLa porosidad en las areniscas en afectada por el empaquetamiento, clasificación y cementación.3.3.1.1 EmpaquetamientoDescribe el tipo de arreglo de los granos de arena, con respecto uno con otro. En la figura semuestra tipos teóricos ideales de empaquetamiento. El empaquetamiento cubico tiene unaporosidad máxima del 47.6%, el empaquetamiento hexagonal del 39.5% y el empaquetamientoromboédrico de 25.9%. Como podemos ver por derivaciones geométricas, la porosidad es muyindependiente del tamaño del grano como también del diámetro de estos. 15
  16. 16. 3.3.1.2 ClasificaciónUna arenisca bien clasificada consiste en tener aproximadamente el mismo tamaño de granos, encambien una arenisca mal o pobremente clasificada consiste en tener una gran variedad detamaños de los granos.La mala clasificación reduce la porosidad de a arenisca, pues los granos pequeños llenas los porosdejados por los granos más grandes. A ) Arenisca mal clasificada B ) Empaquetamiento ideal3.3.1.3 CementaciónEn rocas consolidadas, los granos de arena son usualmente cementados juntos por cuarzo ocarbonatos. La cementación reduce la porosidad de la arena. 16
  17. 17. 3.3.2 Factores que afectan la porosidad de los carbonatosEn los carbonatos, la porosidad secundaria en usualmente más importante que la porosidadprimaria. Los factores que afectan son la fracturación, la disolución y la sustitución química.3.3.2.1 FracturasLas fracturas son grietas en la roca, una fractura ideal es el espacio formado entre los ladrillos.Aunque la porosidad es generalmente pequeña, a menudo de 1-2%, las fracturas son muy útilespara permitir el paso de fluidos de manera más fácil entre las rocas. Por lo tanto mejoran en granmedida la capacidad de dejar fluir el fluido en la roca.3.3.2.2 DisoluciónLa disolución es una reacción química en la cual el agua disuelta con dióxido de carbono reaccionacon el carbonato de calcio para formar bicarbonato de calcio, el cual es soluble. Esta reacciónmejora la porosidad de las calizas.3.3.2.3 Sustitución químicaLa sustitución química es una reacción química en la cual un tipo de ión reemplaza a otro teniendocomo resultado una contracción en el tamaño del nuevo compuesto. Un ejemplo es ladolomitizacíon en la cual algunos de los iones de carbonato de calcio son remplazados por ionesde magnesio para formar carbonato magnésico de calcio (dolomita). Éste reemplazamiento causauna contracción del 12 al 13 % en el volumen del grano, y como resultado mejora la porosidadsecundaria. 17
  18. 18. 3.3.3 Presión de las capas suprayacentesOtro factor que afecta la porosidad es la compactación originada por la presión de sobrecarga, lacual es ejercida por el peso de las capas suprayacentes de la roca. A medida que aumenta laprofundidad, la presión ejercida por la columna de sedimentos aumenta, esto genera una fuerzaque tiende a deformar los granos y reducir el volumen de espacios vacíos, por lo tanto se originauna reducción en la porosidad.Cuando los fluidos contenidos en el espacio poroso son producidos, la presión interna disminuye,pero la presión externa (presión de sobrecarga) permanece constante, con esto se crea undesequilibrio que origina esfuerzos que tienden a disminuir el volumen bruto y el volumen porosode la roca, lo que se traduce en una reducción en la porosidad.3.4 CARACTERÍSTICAS DE LA POROSIDAD3.4.1 Características de algunas rocas Las porosidades de las formaciones subterráneas pueden variar en alto grado. Los carbonatos densos (calizas y dolomitas) y las evaporitas (sal, anhidrita, yeso, silvita, etc.) pueden tener una porosidad prácticamente de cero. Las areniscas bien consolidadas pueden tener una porosidad de 10 al 15%. Las arenas no consolidadas pueden llegar a 30% o más de porosidad. Las lutitas o arcillas pueden tener una porosidad con contenido de agua de más de 40%, sin embargo los poros individuales so generalmente pequeños, lo que hace que la roca sea impermeable al flujo de líquidos.3.4.2 Calidad de la roca en función de la porosidadComo la porosidad es una medida de la capacidad de almacenamiento de la roca, la calidad de laroca yacimiento puede ser determinada en función a la porosidad, como se observa en la tablamostrada a continuación. 18
  19. 19. 3.5 MÉTODOS DE DETERMINACIÓN DE LA POROSIDAD EN LABORATORIO3.5.1 Medición de la porosidad mediante un análisis directo de rutina del núcleoLas 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 se utilizan núcleos de roca, los cuales son obtenidos durante la etapa de perforación delpozo.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. Toma de núcleo3.5.1.1 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 formas regularesdebido 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 son:3.5.1.1.1 Métodos gravimétricosEl volumen total se obtiene observando la pérdida de peso de la muestra cuando es sumergida enun líquido, o por el cambio en peso de un picnómetro cuando se llena con mercurio y cuando sellena 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. 19
  20. 20. 3.5.1.1.2 Métodos volumétricosLos 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 llenocon mercurio hasta una señal. Luego se coloca la muestra y se inyecta mercurio hasta la señal. Ladiferencia 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 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 método deinmersión de una muestra saturada.3.5.1.2 Determinación del volumen de los granosEn estos métodos se utilizan muestras consolidadas y se le extraen los fluidos con un solvente queposteriormente se evapora. Los principales métodos utilizados son:3.5.1.2.1 Método de Melcher – NutingEl 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 volumen delos granos.3.5.1.2.2 Método del porosímetro de StevensEl método de Stevens es un medidor del volumen efectivo de los granos. El porosímetro consta deuna cámara de muestra que puede ser aislada de la presión atmosférica y cuyo volumen se conocecon precisión. El núcleo se coloca en la cámara, se hace un vacío parcial por la manipulación delrecipiente de mercurio, con esto se logra que el aire salga de la muestra y es expandido en elsistema y medido a la presión atmosférica. La diferencia entre el volumen de la cámara y el aireextraído es el volumen efectivo de los granos.3.5.1.2.3 Densidad promedio 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 1.19. Este método se utiliza en trabajos que no requieren gran exactitud.3.5.1.3 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 el volumenporoso efectivo. 20
  21. 21. 3.5.1.3.1 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.3.5.1.3.2 Método 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.3.5.1.3.3 Método de Saturación de BarnesEste método consiste en saturar una muestra limpia y seca con un fluido de densidad conocida ydeterminar el volumen poroso por ganancia en peso de la muestra.3.5.2 Medición de la porosidad mediante un análisis indirecto por una imagen CT.Con la disponibilidad de sistemas de tomografías computarizadas de rayos X (CT) en loslaboratorios de investigación, ahora es posible medir las distribuciones de porosidad en muestrasde núcleo. Peters y Afzal (1992) hicieron estas mediciones en un paquete de arena artificial y unBerea de arenisca de aproximadamente 60 cm de largo y 5 cm de diámetro. La imagen de CT dalugar a una serie de datos muy grandes, más de 600.000 valores de porosidad en algunos loscasos. Por lo tanto, es conveniente presentar los resultados de las mediciones en lasimágenes. Debe tenerse en cuenta que en algunos paquetes de arena pueden no ser tanuniformes como siempre asumimos que sea. La técnica de empaques utilizados en esta pruebaintroduce importantes variaciones de porosidad en el paquete. 21
  22. 22. 3.6 MÉTODO DE DETERMINACIÓN DE LA POROSIDAD MEDIANTE REGISTROS DE POZOSLa porosidad in-situ no se puede medir directamente en el campo como en el laboratorio. Por lotanto, sólo solo se realizan mediciones indirectas a través del registro. Estas mediciones usanenergía sónica o inducen radiación. La mayoría de registros de evaluación se ocupanprincipalmente de la determinación de la porosidad y la saturación de agua in-situ. Ni la saturaciónin-situ de agua, ni la saturación de hidrocarburos se pueden medir directamente en el pozo. Sinembargo, es posible inferir la saturación de agua si la porosidad se conoce mediante la mediciónde la resistividad de la formación.Las técnicas de registros convencionales para la medición de la porosidad son los registros dedensidad, neutrones y acústicos. Todos estos proveen una indicación de la porosidad total.3.6.1 Registro de densidadEl registro de densidad mide la densidad de electrones de la formación mediante el uso de unaplataforma química montada, fuente de radiación gamma y dos detectores de rayos gammablindados. Los rayos gamma de energía media emitidos a la formación chocan con los electronesen la formación. En cada colisión, un rayo gamma pierde algo, pero no toda, su energía a loselectrones y luego continúa con energía reducida. Este tipo de interacción se conoce comodispersión Compton. Los rayos gamma dispersos de llegar al detector, a una distancia fija de lafuente, se cuentan como una indicación de la densidad de la formación. 22
  23. 23. El número de colisiones de dispersión de Compton se relaciona directamente con el número deelectrones en la formación. Por lo tanto, la respuesta de la herramienta de densidad estádeterminada esencialmente por la densidad de electrones (el número de electrones porcentímetro cúbico) de la formación. La densidad de electrones está relacionada con la densidadaparente en , que a su vez depende de la la densidad de la roca matriz, la porosidad de laformación y la densidad de los fluidos en el poro. 23
  24. 24. 3.6.2 Registro acústicoEl perfil sónico mide el tiempo de transito (en microsegundos) quetarda una onda acústica compresional en viajar a través de un pie de laformación, por un camino paralelo a la pared del pozo.La velocidad del sonido en formaciones sedimentarias dependeprincipalmente del material que constituye la matriz de la roca(arenisca, lutita, etc.) y de la distribución de la porosidad. 24
  25. 25. 3.6.3 Registro de neutrónEste perfil responde a la presencia de átomos de hidrógeno.Debido a que la cantidad de hidrógeno por unidad de volumencontenido en el agua y en el petróleo es muy similar, larespuesta de este registro corresponde básicamente a unamedida de la porosidad. Debido a que este tipo de registroresponde a la presencia de átomos de hidrógeno, estostambién pueden provenir de aquellos átomos combinadosquímicamente con los minerales que conforman la matriz de laroca. El perfil lleva generalmente una escala en unidades deporosidad basado en una matriz calcárea o de areniscas.Los valores de porosidad aparente pueden ser leídos directamente de cualquier registro neutrón,siempre sujetos a ciertas suposiciones y correcciones. Algunos efectos, como la litología, elcontenido de arcilla, y la cantidad y tipo de hidrocarburo, pueden ser reconocidos y corregidosutilizando información adicional extraída de registros sónicos y/o de densidad. 25
  26. 26. 3.6.4 Combinación de los registros de porosidadEn muchas áreas, es común practicar la topa de más de un registro de porosidad en el pozo. Lascombinaciones comunes son: densidad-neutrón, densidad. Acústico, y acústico-neutrón. Algunasveces, los tres registros son corridos en el mismo pozo. Estos registros usualmente se graban juntocon una curva de rayos gamma y uno de capilaridad.La combinación de los registros de porosidad son usados para: - Diferenciar petróleo o agua de las zonas de gas. - Calcular cuantitativamente valores para litología. - Determinar volumen de esquisto en la roca madre. 26
  27. 27. 27
  28. 28. 3.7 APLICACIONES3.7.1 Interpretación del gráfico de profundidad vs. Porosidad.Se debe saber si existe alguna relación entre la porosidad y profundidad del reservorio, y deexistir, que porosidades se esperarían encontrar.La mayor concentración de puntos, nos indicaría que entre la profundidad de 7000 pies hasta 8300pies habrían porosidades de 17% a 24%. La tendencia del gráfico es la de disminuir la porosidad amedida que la profundidad del reservorio aumenta, es decir una relación inversamenteproporcional. Así por ejemplo, para un reservorio que se encuentre entre una profundidad de 46000 pies y 7000 pies, se esperarían porosidades entre los 28% y 35% aproximadamente, y parauno que se encuentre a los 9000 y 10000 pies, porosidades entre 10% y 14% 28
  29. 29. 4 PERMEABILIDAD4.1 DEFINICIÓNLa permeabilidad es una característica petrofísica de las rocas reservorios, que se define como lacapacidad que tiene una roca de permitir el flujo de fluidos a través de sus poros interconectados.Si los poros de la roca no se encuentran interconectados no puede existir permeabilidad.4.2 CARACTERÍSTICAS4.2.1 Factores que influyen en la permeabilidadLos factores que influyen en la porosidad efectiva también influyen en la permeabilidad, es decir:- El tamaño de los granos.- El empaquetamiento.- La redondez y esfericidad de los granos- La distribución.- La litificación (cementación y consolidación). 29
  30. 30. Por lo general, a mayor porosidad corresponde mayor permeabilidad, aunque esto no siempre esasí. La permeabilidad del suelo suele aumentar por la existencia de fallas, grietas u otros defectosestructurales. Algunos ejemplos de roca permeable son la caliza y la arenisca, mientras que laarcilla o el basalto son prácticamente impermeables. Algunas arenas de granos finos pueden tenerun alto índice de porosidad interconectada, aunque los poros individuales y los canales de porossean bastante pequeños. En consecuencia, las vías disponibles para el movimiento de fluidos através de los poros estrechos están restringidas; por lo tanto, la permeabilidad de formaciones congranos finos tiende a ser baja. Si el yacimiento está formado por rocas con altas densidades yfracturadas por pequeñas fisuras de gran extensión, su porosidad será pequeña, pero presentaráuna alta permeabilidad, un ejemplo de esto lo constituyen las calizas.Por otro lado la cantidad, distribución y clase de arcilla presente en la roca de acumulación tieneun efecto considerable sobre la permeabilidad a líquidos, especialmente si el fluido reacciona conlas arcillas. Se considera que un flujo de gas no reacciona con las arcillas excepto, tal vez, por unpoco de agua que pueda ser removida.Sin embargo, las propiedades fisicoquímicas del agua salada o salobre que fluye a través de unmedio poroso controlan el estado físico de las arcillas por consiguiente no afectan a las arcillascuando entran en contacto con ellas. La aguas dulces son causa de que cierta arcillas se hinchenresultando una obstrucción parcial o total de las aberturas de los poros.En forma general, se puede afirmar que la velocidad con la que el fluido atraviesa el materialdepende de tres factores básicos: - La porosidad del material. - La densidad del fluido considerado, afectada por su temperatura. - La presión a que está sometido el fluido4.2.2 Unidades de la PermeabilidadLa 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.Se dice que una roca tiene una permeabilidad de una darcy cuando un fluido con una viscosidadde un centipoise avanza a una velocidad de un centímetro por segundo (cm/s) bajo un gradientede presión de una atmósfera por centímetro (atm/cm).Como el Darcy es una unidad relativamente alta para la mayoría de rocas productoras, lapermeabilidad generalmente se expresa en centésimas de Darcy, es decir, milidarcys, 0,001 darcy). 30
  31. 31. 4.2.3 Ley de DarcyPara realizar el cálculo de la permeabilidad, utilizamos la fórmula de la Ley de Darcy, que enunciaque la velocidad de un fluido homogéneo en un medio poroso es proporcional al gradiente depresión, e inversamente proporcional a la viscosidad del fluido.Pero;Algunos autores emplean la unidad de la permeabilidad denominada permio.Permio= 1,127 darcysObtenemos de esta manera:Despejamos obviando el signo y obtenemos la permeabilidad: 31
  32. 32. 4.2.4 Dimensiones de la PermeabilidadSi realizamos un análisis dimensional a la ecuación de la permeabilidad obtendremos:4.2.5 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:4.2.6 Flujo en estado estable.En las pruebas de laboratorio, debido al tamaño de los núcleos, las condiciones de flujo transitorioduran usualmente pocos minutos, sin embargo en la práctica, debido a la naturaleza de los fluidosy las dimensiones del yacimiento, se pueden originar condiciones de flujo transitorio durantemeses o incluso años.4.2.7 Flujo LaminarLa ecuación de Darcy es inválida para números de Reynolds mayores de uno. Afortunadamente enaplicaciones prácticas, generalmente el flujo es laminar. Sin embargo, en las cercanías del pozocuando las velocidades son elevadas, por ejemplo en producción de gas, puede ocurrir flujoturbulento.4.2.8 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; sinembargo, existen modificaciones para hacerla aplicable a flujo multifásico.4.2.9 El fluido no reacciona con la rocaExisten casos donde esto no se cumple, por ejemplo cuando un pozo es estimulado durante untrabajo de fracturamiento hidráulico. Los fluidos usados pueden reaccionar con los minerales de laroca y reducir la permeabilidad.4.2.10 La roca es homogénea e isotrópicaEsto 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 extensionesarenales del yacimiento pueden producir variaciones en la permeabilidad en varias direcciones4.3 CLASIFICACIÓNExisten tres tipos de Permeabilidad - Permeabilidad absoluta o intrínseca - Permeabilidad efectiva - Permeabilidad relativa 32
  33. 33. 4.3.1 Permeabilidad Absoluta o IntrínsecaLa permeabilidad absoluta se define como la capacidad que tiene una roca de permitir el flujo defluidos a través de sus poros interconectados, cuando el medio poroso se encuentracompletamente saturado por un fluido, es decir una saturación del 100%.Determinación de la permeabilidad absolutaLa 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.Los análisis rutinarios de núcleos generalmente utilizan tapones de núcleos tomados paralelos a ladirección del flujo de los fluidos en el yacimiento. La permeabilidad obtenida de esta forma es lapermeabilidad horizontal del yacimiento (Kh). La medición de la permeabilidad en taponestomados perpendiculares a la dirección de flujo, permiten la determinación de la permeabilidadvertical 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.Durante las mediciones de la permeabilidad se deben cumplir las siguientes condiciones: - Flujo laminar (viscoso). 33
  34. 34. - No reacción entre el fluido y la roca - Presencia de una sola fase saturando el 100% del espacio porosoLas mediciones de permeabilidad se restringen a regiones de bajas tasas de flujo (flujo laminar).Para altas tasas de flujo, la ecuación de Darcy es inapropiada para describir la relación entre la tasade flujo y la caída de presión.Usualmente se utilizan gases secos como N2, He o aire, para determinar la permeabilidad, con lafinalidad de minimizar las reacciones entre el fluido y la roca.Estas mediciones se realiza con un instrumento llamado Permeámetro a gas, que sirve pararealizar medidas de permeabilidad absoluta de secciones de núcleos consolidadas, forzando elflujo de un gas de viscosidad conocida a través de una muestra de sección y longitud conocidas.4.3.2 Permeabilidad EfectivaCuando más de una fase se encuentra presente en un medio poroso, la conductividad o capacidadque tiene una roca de permitir el flujo de cada una de las fases a través de dicho medio poroso sedefine como permeabilidad efectiva. La permeabilidad efectiva a una fase dada es menor que lapermeabilidad absoluta y es función de la saturación de la fase.La sumatoria de las permeabilidades efectivas siempre es menor que la permeabilidad absoluta,debido a las siguientes razones: - Algunos canales que normalmente permiten el flujo cuando existe una sola fase, son bloqueados cuando dos o más fases se encuentran presentes en el medio poroso, por ello, el número total de canales que permiten el flujo se reduce y la capacidad que tiene la roca de permitir el flujo de fluidos es menor. - La presencia de interfaces entre los fluidos que saturan el medio poroso, implican la presencia de tensiones interfaciales y presiones capilares, por lo tanto se generan fuerzas que tienden a disminuir la velocidad de flujo de los fluidos a través del medio poroso.La permeabilidad efectiva se denota con:Las permeabilidades dependen de la saturación de cada fluido. 34
  35. 35. 4.3.3 Permeabilidad RelativaEs la relación que existe entre la permeabilidad efectiva ( ), con la permeabilidadabsoluta .4.3.4 Límites de Permeabilidades:4.3.4.1 Permeabilidad EfectivaVa desde cero hasta la permeabilidad absoluta.4.3.4.2 Permeabilidad RelativaDebido a que la sumatoria de las permeabilidades efectivas no puede ser mayor que lapermeabilidad absoluta, entonces las permeabilidades relativas (que tienen como base lapermeabilidad absoluta) no pueden ser mayores que 1. 04.4 FACTORES QUE AFECTAN A LA MEDICIÓN DE LA PERMEABILIDADExisten 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 tener cuidadode que no reaccione con el sólido de la muestra. También se deben hacer correcciones debido alcambio en permeabilidad por reducción en la presión de confinamiento en la muestra4.4.1 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 cierta 35
  36. 36. movilidad en dicha superficie de contacto. En otras palabras, los gases se deslizan en las paredesde la roca. Este deslizamiento resulta en una elevada tasa de flujo para el gas a determinadodiferencial de presión. Klinkenberg también encontró que para un determinado medio poroso alaumentar la presión promedio la permeabilidad calculada disminuye4.4.2 Reactividad de los líquidos.La Ley de Darcy supone que no debe haber reacción entre el fluido y el medio poroso. En ciertoscasos, el medio poroso contiene sustancias activas, principalmente arcillas, que se hidratan yaumentan 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 unlíquido que no sea polar, como el kerosén. Estos métodos, aún cuando permiten obtener el valorverdadero de la permeabilidad, no son muy prácticos.Los reactivos líquidos alteran la geometría interna del medio poroso. Este fenómeno no disminuyeel valor de la Ley de Darcy, más bien resulta en un nuevo medio poroso, cuya permeabilidad esdeterminada por la nueva geometría.4.4.3 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 loscanales 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 esose requieren de muchos datos para desarrollar correlaciones empíricas que permitan corregir lapermeabilidad debido al efecto de las presiones de sobrecarga. 36
  37. 37. 4.4.4 Promedios de permeabilidad absolutaLa 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.Es extraño encontrar yacimientos homogéneos en la práctica. En muchos casos, el yacimientocontiene distintas capas, bloques o zonas de variación de la permeabilidad. También, debido a laexistencia de heterogeneidades a pequeña escala, la permeabilidad obtenida de núcleos debe serpromediada para representar las características de flujo en todo el yacimiento o en capasindividuales.4.4.5 Promedio Ponderado de PermeabilidadEste método es usado para determinar la permeabilidad promedio de un yacimiento formado porcapas paralelas de diferente permeabilidad. Consideremos un caso en el cual el flujo del sistemaestá comprendido en tres capas paralelas que se encuentran separadas por barrerasimpermeables (no ocurre flujo cruzado).Todas las capas tienen el mismo ancho, W.El flujo en cada capa puede ser calculado aplicando la ecuación de Darcy para flujo lineal, por lotanto la tasa total pueden ser expresada por la siguiente ecuación:Por lo tanto la permeabilidad promedio se puede escribir asi: 37
  38. 38. 4.4.6 Promedio armónico de permeabilidadPueden ocurrir variaciones laterales en la permeabilidad de un yacimiento, esto puede serilustrado mediante un conjunto de bloques de diferente permeabilidad conectados en serie.Para flujo en estado estable, la tasa de flujo es constante y la caída de presión total es igual a lasuma de la caída de presión a través de cada zona:Y obtenemos el promedio armónico de permeabilidad de la siguiente manera. 38
  39. 39. 4.5 APLICACIONES Podemos observar a continuación una gráfica de permeabilidad vs porosidad sónica, la cual seobtuvo después del análisis de registros de pozos, realizados por el ingeniero Antonio Torres,sobre la caracterización regional de la arenisca productora M-1, formación Napo, Cuenca Oriente-Ecuador.4.5.1 Interpretación del gráfico permeabilidad vs porosidad sónica en el Bloque 16. La porosidad sónica varía de 11 a 27% y la permeabilidad lo hace de 250 a 14,000 md. La mayor concentración de puntos se encuentra en un rango de porosidad de 15 a 20%, correspondiéndoles una permeabilidad de 1,000 a 9,000 md. 39
  40. 40. 5 SATURACIÓN5.1 DEFINICIÓNLa saturación de un medio poroso con respecto a un fluido se define como la fracción del volumenporoso de una roca que está ocupada por dicho fluido.Donde:Sx = Saturación de la fase X.Vx = Volumen que ocupa la fase X.Vt = Volumen poroso total de la roca.La sumatoria de las saturaciones de todos los fluidos que se encuentran presentes en el espacioporoso de una roca, debe ser igual a 1 siempre y cuando se considere un medio poroso saturadopor petróleo, agua y gas, es decir:Donde:So = Saturación de petróleo.Sw = Saturación de agua.Sg = Saturación de gas.5.2 CLASIFICACIÓN5.2.1 Saturación de agua connataLa saturación de agua connata (Swc) es la saturación de agua existente en el yacimiento almomento del descubrimiento, la cual se considera como el remanente del agua que inicialmentefue depositada con la formación y que debido a la fuerza de la presión capilar existente, no pudoser desplazada por los hidrocarburos cuando éstos migraron al yacimiento.Generalmente la saturación de agua connata se considera inmóvil; sin embargo, al inyectar aguaen un yacimiento, la primera que se produce tiene composición diferente a la inyectada, lo queindica que el agua connata es desplazada por la inyectada.5.2.2 Saturación residual de una faseLa saturación residual de una fase, generalmente expresada como Sxr, donde x corresponde a lafase (petróleo, agua o gas), corresponde a la saturación de dicha fase que queda en el yacimientoen la zona barrida, después de un proceso de desplazamiento. 40
  41. 41. 5.2.3 Saturación crítica de una faseLa saturación crítica de una fase, generalmente expresada como Sxc, donde x corresponde a lafase (petróleo, agua o gas), corresponde a la mínima saturación requerida para que una fasepueda moverse en el yacimiento, es decir, corresponde a la máxima saturación a la cual lapermeabilidad relativa de dicha fase es cero.5.3 CARACTERÍSTICAS Geología del lugar. Presencia de poros (suelo) o intersticios o fisuras (rocas). Recarga o alimentación de las aguas. Desplazamiento o movimiento de las aguas subterráneas debido a la porosidad.5.4 FACTORES QUE INFLUYEN EN LA SATURACIÓNLa saturación de agua connata se correlaciona con: La permeabilidad El área superficial El tamaño de los poros.Es decir, a mayor área superficial y menor tamaño de partículas, mayor es la saturación de aguaconnata.5.5 MÉTODOS PARA DETERMINAR LA SATURACIÓN5.5.1 Determinación de la saturación en formaciones limpiasLa determinación de la saturación inicial de agua se puede efectuar por tres diferentes métodos: - Núcleos tomados en pozos perforados - Cálculos a partir de la presión capilar - Cálculo a partir de registros eléctricosLa determinación de la saturación de agua a partir de registros eléctricos en formaciones limpiascon una porosidad intergranular homogénea está basada en la ecuación de saturación de Archie’s.Donde:Rw = Resistividad del agua de formación.Rt = Resistividad verdadera de la formación.F = Factor de resistividad de la formación. 41
  42. 42. F es obtenido usualmente a partir de mediciones de porosidad mediante la siguiente ecuación:Donde:m = Factor de cementacióna = Constante5.6 RELACIÓN CON LOS REGISTROS ELÉCTRICOS:En la práctica del perfilaje eléctrico es normal considerar al agua de la formación como el líquidosaturante, ya que es el conductor de la electricidad. Si en sus poros existe solamente agua deformación, decimos que la saturación es del 100%.La saturación de una roca de almacenamiento puede variar desde el 100% hasta valorespequeños, pero nunca hasta cero. Siempre queda una cantidad de agua capilar que no puede serdesplazada por el petróleo. De la misma forma siempre queda una cantidad de petróleo que nopuede extraerse, la Saturación de Petróleo Residual.5.7 APLICACIONESLuego de realizar el proceso especial de secado la muestra presenta un peso de 206.00 g y unVP=21.64 cm3. Los datos son consistentes (aumento de 1 g y disminución del VP en 1 cm 3) pues elagua unida a la arcilla mantiene una densidad cercana a 1.0 g/cm3. Se pueden expresar losresultados de la siguiente forma: Obtenido por una medición independiente luego 3 Volumen poral. 21.64 cm del secado en condiciones de humedad controlada. Refleja la disminución del VP en un mismo Porosidad. 21.64 % volumen total de roca. Saturación de El mismo volumen que en el ensayo anterior, pero 67.65 % petróleo. en un VP menor. Saturación de 32.35 % El porcentaje del VP no ocupado por petróleo. agua. 42
  43. 43. 6 FUERZAS CAPILARESDefinida como la diferencia de presión que se produce entre dos fases de fluidos inmiscibles en lasgargantas porales y que genera contracción de los mismos ocupando la menor área posible porunidad de volumen.En cuanto a la presión capilar en un Yacimiento de petróleo es el resultado combinado de losefectos de la Tensión superficial e interfacial entre: la roca y los fluidos, el tamaño y la geometríade los poros, y la humectabilidad del sistema. En procesos de recuperación mejorada se tiene unproceso de desplazamiento de fluidos inmiscibles en los cuales existe una diferencia de presiónentre les fases, esta diferencia de presión se conoce como presión capilar.La Tensión superficial se define como la fuerza ejercida en el límite de las superficies entre unafase líquida y una fase de vapor por unidad de longitud. Esta fuerza es causada por la diferenciaentre las fuerzas moleculares del vapor y de la fase líquida.El término Tensión superficial es utilizado para el caso en el cual la superficie está entre un líquidoy su vapor o aire.Si la superficie está entre dos diferentes líquidos o entre un líquido y un sólido se utiliza el términoTensión interfacial.La Tensión superficial entre el agua y aire a temperatura ambiente está alrededor de 73 dinas/cm.La Tensión interfacial entre el agua e Hidrocarburos puros a temperatura ambiente está alrededorde 30 a 50 dinas/cm.6.1 HUMECTABILIDAD6.1.1 DefiniciónEs la tendencia de una superficie sólida a dejarse mojar preferencialmente por un fluido enpresencia de otros fluidos, con los cuales es inmiscible.El fluido que se adhiere sobre la superficie se denomina fase humectante. En yacimientos ehidrocarburos usualmente agua o aceite son las fases humectantes.El ángulo de contacto es usado como una medida de la humectabilidad.La humectabilidad de la roca afecta las saturaciones del fluido y las características depermeabilidades relativas de un sistema fluido-roca. Considerando el efecto de la Humectabilidaden la distribución de los fluidos es fácil justificar que las curvas de permeabilidad relativa están enfunción de la Humectabilidad. 43
  44. 44. 6.1.2 Clasificación según el ángulo de contacto:6.1.2.1 Humectabilidad intermediaSignifica que el sólido no presenta preferencia humectante por agua o aceite.En este caso el ángulo de contacto θ = 90º.6.1.2.2 Humectabilidad por aguaEste tipo de humectabilidad nos indica que el sólido tiene preferencia por el agua.Para esta humectabilidad el ángulo de contacto θ < 90º.6.1.2.3 Humectabilidad por aceiteEsto significa que el sólido es preferencialmente humectado por aceite.En este caso el ángulo de contacto θ > 90º. 44
  45. 45. 6.1.3 La humectabilidad en yacimientos de petróleo puede clasificarse como:6.1.3.1 Humectabilidad por agua o por aceiteEl fluido humectante ocupará completamente los poros pequeños y entrará en contacto con lamayor parte de la superficie mineral expuesta. El fluido no humectante ocupará el centro de losporos grandes.6.1.3.2 Humectabilidad neutra o intermediaTodas las porciones de la superficie de la roca presentan igual preferencia a ser humectadas poragua o por aceite.6.1.3.3 Humectabilidad fraccionalPara este caso ciertas porciones de la superficie mineral son humectadas por agua y otras sonhumedecidas por aceite. Esta humectabilidad puede ocurrir cuando una roca está compuesta devarios minerales con diferentes propiedades químicas superficiales. Esto ocasiona que algunoscomponentes del petróleo sean absorbidos en ciertas áreas de la roca de modo que una partequeda fuertemente humectada por aceite mientras que el resto de la roca permanece humectadapor agua.6.1.3.4 Humectabilidad mixtaEste es un caso particular de la humectabilidad fraccional en la cual los poros más pequeños sonhumectados por agua y los poros más grandes son humectados por aceite. Inicialmente la rocayacimiento se encontraba en un ambiente acuoso y se considera que es originalmente humectadapor agua, sin embargo, una vez que ocurre la migración de petróleo al yacimiento, este es capazde desplazar el agua que se encuentra en el centro de los poros, pero no puede penetrar los porosmás pequeños debido a las fuerzas capilares de gran magnitud.6.2 MOJABILIDADEn los últimos años la Mojabilidad ha sido reconocida como uno de los más importantesparámetros en un yacimiento.El único método científico apropiado de medir mojabilidad es obtener el ángulo de contacto entredos fluidos y la roca.La mojabilidad es la preferencia de un sólido por estar en contacto con un fluido en lugar de otro.Una gota de un fluido preferentemente mojante va a desplazar a otro fluido dispersándose por lasuperficie, por el contrario un fluido no mojante formará gotas, disminuyendo su contacto con lasuperficie del sólido. El equilibrio de estos casos creará un ángulo de contacto θ entre los fluidos 45
  46. 46. de la superficie, que está determinado por el equilibrio de fuerzas resultante de la interacción delas tensiones interfaciales.A menor ángulo de contacto, mayor mojabilidad.La mojabilidad está relacionada con otros efectos, como la capilaridad. Gota de petróleo -verde- en una superficie sólida mojada por agua -azul- (izquierda), mojada por petróleo (derecha) o con mojabilidad intermedia (centro).6.2.1 Descripción del fenómenoLa mojabilidad depende de las fuerzas intermoleculares de los materiales en contacto; las fuerzasadhesivas entre el líquido y el sólido provocan que el líquido se extienda por la superficie, mientrasque las cohesivas del líquido hacen que éste se abulte y tienda a evitarla.El ángulo de contacto θ es el ángulo que forma el líquido respecto a la superficie de contacto conel sólido, y está determinado por la resultante de las fuerzas adhesivas y cohesivas. Como latendencia de una gota a expandirse en una superficie plana aumenta con la disminución delángulo de contacto, este ángulo proporciona una medida de la inversa de la mojabilidad. Tabla donde se exponen los diferentes ángulos de contacto y sus correspondientes interacciones sólido/líquido y líquido/líquido. Fuerzas Grado de intermoleculares: Ángulo de contacto mojabilidad S/L L/L interacciones interacciones θ=0 Perfecta fuerte débil fuerte fuerte 0 < θ < 90° Alta débil débil 90° ≤ θ < 180° Baja débil fuerte θ = 180° Nula débil fuerte 46
  47. 47. 6.2.2 Clasificación en base a la MojabilidadEn base a la mojabilidad, los fluidos pueden clasificarse en: Mojantes: Son aquellos que tienen la mayor tendencia a adherirse a la roca, por lo general es el agua ya que la mayoría de las rocas yacimiento son preferencialmente mojadas por agua. No mojantes: Los que no se adhieren a la roca o lo hacen parcialmente.El estudio de la mojabilidad se hace a través de un ángulo θ denominado ángulo de contacto elcual es definido como el ángulo formado entre la superficie y la línea tangente al punto decontacto entre la gota de líquido con la superficie. Este ángulo depende de la energía superficialdel sólido, la energía interfacial y la tensión superficial del líquido. Fig. 1 Mojabilidad de los fluidos. Cuando θ es menor a 90º el fluido es no mojante y mayor a 90º el fluido es mojante.Una tensión de adhesión de cero indica que los fluidos tienen igual afinidad por la superficie. Lamojabilidad tiene sólo un significado relativo. Teóricamente, debe ocurrir mojabilidad o nomojabilidad completa cuando el ángulo de contacto es 0° o 180° respectivamente. Sin embargo,un ángulo de cero es obtenido sólo en pocos casos.Con referencia a la mojabilidad, los yacimientos pueden ser clasificados en: yacimientos hidrófilosy yacimientos oleófilos. 47
  48. 48. 6.2.2.1 Yacimientos hidrófilos (Mojabilidad por agua) Poseen un ángulo de contacto θ menor a 90º. El agua es la fase mojante. En los canales de flujo más pequeños del yacimiento, habrá solo desplazamiento de agua. El petróleo se desplaza por los canales de flujo más grandes. La mayoría de los yacimientos petrolíferos son hidrófilos.6.2.2.2 Yacimientos oleófilos (Mojabilidad por petróleo) Presentan un ángulo de contacto θ > 90º El petróleo es la fase mojante. En los canales de flujo más pequeños habrá solo desplazamiento de petróleo; el agua se desplaza por los canales más grandes. Pocos yacimientos son oleófilos. 48
  49. 49. 6.2.2.3 Mojabilidad MixtasActualmente muchos especialistas consideran que la mayoría de los yacimientos de hidrocarburostienen condiciones de mojabilidad mixta. Es probable que el petróleo haya migrado hacia unaformación mojable por agua y modifique desde allí la mojabilidad en las superficies de contacto.Durante la producción, el agua va ocupando el centro de los espacios porosos más grandes, perosin entrar en contacto con el agua connata, dejando un intermedio de hidrocarburo adherido porla mojabilidad preferente hacia el petróleo. La permeabilidad relativa al petróleo disminuyerápidamente ya que los trayectos más permeables se inundan con agua. En estos casos demojabilidad mixta las pruebas de laboratorio indican que la máxima recuperación del hidrocarburose consigue para la situación de cuerpos levemente mojables por agua.6.2.3 Diversos factores pueden ser afectados por la mojabilidad: - La localización y saturación de agua irreducible. - La distribución de los fluidos en el yacimiento, es decir, localización de petróleo y agua en el espacio poroso. - El valor y la localización del petróleo residual. - El mecanismo de desplazamiento.El hecho de que una roca sea mojable por petróleo o por agua, incide en numerosos aspectos deldesempeño del yacimiento, particularmente en las técnicas de inyección de agua y recuperaciónmejorada del petróleo. Suponer que una formación es mojable por agua, cuando en realidad no loes, puede ocasionar daños irreversibles en el yacimiento. 49
  50. 50. 6.3 CAPILARIDADLa capilaridad es una propiedad de los líquidos que depende de su tensión superficial (la cual a suvez, depende de la cohesión o fuerza intermolecular del líquido), que le confiere la capacidad desubir o bajar por un tubo capilar.Cuando un líquido sube por un tubo capilar, es debido a que la fuerza intermolecular (o cohesiónintermolecular) entre sus moléculas es menor a la adhesión del líquido con el material del tubo (esdecir, es un líquido que moja). El líquido sigue subiendo hasta que la tensión superficial esequilibrada por el peso del líquido que llena el tubo. Éste es el caso del agua, y ésta propiedad es laque regula parcialmente su ascenso dentro de las plantas, sin gastar energía para vencer lagravedad.Sin embargo, cuando la cohesión entre las moléculas de un líquido es más potente que la adhesiónal capilar (como el caso del mercurio), la tensión superficial hace que el líquido descienda a unnivel inferior, y su superficie es convexa.6.3.1 Tubo capilarAparato comúnmente empleado para demostrar la capilaridad es el tubo capilar; cuando la parteinferior de un tubo de vidrio se coloca verticalmente, en contacto con un líquido como el agua, seforma un menisco cóncavo; la tensión superficial succiona la columna líquida hacia arriba hastaque el peso del líquido sea suficiente para que la fuerza de la gravedad se equilibre con las fuerzasintermoleculares.El peso de la columna líquida es proporcional al cuadrado del diámetro del tubo, por lo que untubo angosto succionará el líquido en una longitud mayor que un tubo ancho. Así, un tubo devidrio de 0,1 mm de diámetro levantará una columna de agua de 30 cm.Cuanto más pequeño es el diámetro del tubo capilar mayor será la presión capilar y la alturaalcanzada.En capilares de 1 µm (micrómetro) de radio, con una presión de succión 1,5 × 103 (hectopascal =hPa = 1,5 atm), corresponde a una altura de columna de agua de 14 a 15 m.6.3.2 La Capilaridad de los Líquidos 50
  51. 51. En un recipiente se derrama agua (tintada de un cierto color para poder ver con mayor claridad elefecto que se produce). Se introduce en el recipiente un tubo de cristal alargado y estrecho.Inmediatamente parte de agua del recipiente ascenderá por el tubo hasta alcanzar una alturadeterminada, esta altura será tal que el peso del líquido que quede dentro del tubo sea igual a latensión superficial de dicho líquido. Si cogemos un tubo con un mayor diámetro el agua queascenderá por él será menor que en el caso anterior por que para una misma altura el tubo demayor diámetro contiene una mayor cantidad de líquido.Si se tuviese un tubo tan fino como el de un cabello, la cantidad de líquido que ascendería seríamuchísimo mayor, por ello a este fenómeno se le conoce como: Capilaridad líquida. Tubo delgado Tubo gruesoSi tomamos un tubo de cristal grueso comunicado con uno fino y echamos agua en él se verá comoel tubo grueso alcanza menos altura que el fino. Si hacemos la misma prueba con mercurio en vezde con agua resultará que el tubo grueso alcanza más altura que el fino además en el primer casose puede ver que el agua se une con la pared del tubo de forma cóncava, mientras que con elmercurio lo hace de forma convexa. 51
  52. 52. 7 RESISTIVIDAD7.1 DEFINICIÓNSe llama resistividad a la capacidad que una substancia tiene de resistir o impedir el flujo de unacorriente eléctrica, es decir al grado de dificultad que encuentran los electrones en susdesplazamientos. Un valor alto de resistividad indica que el material es mal conductor.Una roca, en general, se comporta como un aislante eléctrico con resistividades eléctricas delorden de 105 –107 , exceptuando el caso de algunos metales de ocurrencia extraña conresistividades del orden de 10-5-10-7 .En las rocas de los yacimientos los minerales sedimentarios que componen la matriz no conducencorrientes eléctricas (no conductores), y por consiguiente, el flujo de corriente está asociado conel agua contenida dentro de los poros. Las mediciones de resistividad del agua en conjunción conla porosidad se usan en los cálculos de saturación en agua, y en consecuencia, en la saturación enhidrocarburos.Fórmula para calcular la resistividad:7.2 CARACTERÍSTICAS- Es una propiedad independiente de la forma o tamaño de la roca.- Su unidad es el ohmio-metro.- La resistividad de una roca no depende solo de su litología, sino que también su capacidad de alojar en sus poros, soluciones salinas que favorezcan la conducción eléctrica a través de iones en solución.- La resistividad es inversamente proporcional a la conductividad. Por lo que una resistividad alta corresponde a una conductividad baja y viceversa7.3 CLASIFICACIÓN7.3.1 Resistividad aparenteEl concepto de resistividad aparente puede ser presentado en un simple caso DC con un punto depoder en un electrodo en un medio homogéneo, isotrópico e infinitamente extendido. 52
  53. 53. Considerando la fuente con DC localizada en el punto A en un medio homogéneo, isotrópico conresistividad R. (Figura 1). La corriente regresa al electrodo que está puesto lejos desde el electrodoen el punto A. Dado que el medio es completamente homogéneo, la densidad de la corrientealrededor de la fuente sólo depende de la distancia, r, desde el punto A. todos los puntos queequidistan desde el electrodo de poder tienen el mismo potencial.El sistema de flujo prevaleciente es esférico, con esferas equipotenciales y líneas de flujo decorrientes radiales Figura 1Un medio actual es homogéneo en muchas formas. La existencia de un hueco lleno con lodode perforación, la presencia de varias formaciones y la inevitable no homogeneidad en lasformaciones, afectan la configuración de las superficies equipotenciales y las resultan tesdiferencias de potencial observadas en la medida de electrodos.La figura 2 es un esquema de superficies equipotenciales alrededor de un electrodo depoder A en un hueco cerca al límite entre dos formaciones de diferentes resistividades,siendo ambas más resistivas que el lodo. Figura 2 53
  54. 54. 7.4 FACTORES QUE INFLUYEN EN LA RESISTIVIDADPara la resistividad de una roca, resultan entonces importantes factores como:7.4.1 LitologíaEn general, los carbonatos exhiben resistividades más altas que las rocas clásticas debidasprimordialmente a la geometría de los poros. En el caso de carbonatos el agua sigue vías muchomás tortuosas y por lo tanto se reduce la conductividad7.4.2 PorosidadEn ambientes someros cerca de la superficie terrestre, la porosidad de las rocas está ocupada porsoluciones acuosas que facilitan la conducción iónica. La resistividad eléctrica disminuye conmayor interconexión entre poros, y en general se tiene que a mayor porosidad efectiva menor esla resistividad.7.4.3 Salinidad de las soluciones acuosasA mayor salinidad de las soluciones, mayor es el contenido de iones que pueden conducircorriente eléctrica.7.4.4 Porcentaje de SaturaciónSi los poros no están ocupados por soluciones acuosas, el medio tendrá una mayor resistividad. Laresistividad disminuye con el grado de saturación según la Ley de Archie.7.4.5 TemperaturaA mayor temperatura, disminuye la viscosidad de las soluciones acuosas, facilitando la movilidadde los iones y por lo tanto, disminuye la resistividad.7.4.6 PresiónPara rocas sedimentarias, a mayor Presión, aumenta el grado de compactación, disminuyendo laporosidad y aumentando potencialmente la resistividad. Mientras que para rocas muy compactas(rocas ígneas y metamórficas) la presión provoca fracturamiento, disminuyendo potencialmente laresistividad de las rocas.7.5 MÉTODOS DE DETERMINACIÓN DE LA RESISTIVIDAD7.5.1 Factor de resistividad de la formaciónEs la relación que existe entre la resistividad de una formación saturada en 100% de agua (Ro) y laresistividad del agua ( ) 54
  55. 55. 7.5.2 Índice de resistividadEs la relación que existe entre la resistividad real de la formación (Rt) y la resistividad de unaformación saturada en 100% de agua (Ro)7.5.3 Métodos de determinación de la resistividad7.5.3.1 Registros eléctricosEl registro consiste en una curva SP, y una combinación decurvas de resistividad que reciben el nombre de normal olateral según la configuración de los electrodos. - Laterolog - Doble Laterolog (Dual Laterolog) - Microlaterolog .7.5.3.2 Registro de inducciónEl registro de inducción eléctrica como su nombre lo indica, es una combinación de curvaseléctricas y de inducción por lo tanto. Mide la conductividad de laformación y es muy efectivo en formaciones con porosidadintermedia a alta.7.5.3.3 Registro de guardaSe obtiene mediante Un Instrumento lo que enfoca una corriente.Su utilidad principal es en lodos conductivos, estratos delgados yformaciones alta resistividad.7.5.3.4 Registro de contactoEl instrumento para el registro de contacto consta de un sistema de electrodos montado el unaalmohadilla que se pone en contacto con las paredes del pozo. 55
  56. 56. 7.5.4 LimitacionesEl pozo y las formaciones adyacentes pueden afectar de manera considerable las respuestas de lossistemas eléctricos convencionales de registro. - En formaciones relativamente delgadas, estos registros se presentan muy distorsionados, y la resistividad aparente es muy diferente de la resistividad verdadera. - En lodos de base agua salada, la corriente es confinada al pozo o las cercanías de este, por lo que la medida de la resistividad es poco confiable o no es práctico utilizarla. - Las formaciones adyacentes pueden afectar de manera considerable las respuestas de la herramienta.7.6 APLICACIONESSe usan de manera exclusiva en pozos llenos de lodos conductivos. Son utilizados para: - Diferenciar zonas acuíferas de zonas con hidrocarburo. - Identificar zonas permeables - Determinar porosidad 56
  57. 57. 8 CONCLUSIONES La porosidad es una propiedad muy compleja, sus características varían y podrían cambiar de manera muy fácil; el resultado del estudio adecuado de estas características nos permitirá definir si será o no un yacimiento económicamente rentable; gracias al avance de la tecnología (utilización de registros eléctricos) ahora es posible obtener datos in situ. La permeabilidad de las rocas reservorio, forma parte de las propiedades principales de la misma, ya que es primordial su existencia para encontrar hidrocarburos en los yacimientos, debido a que permite la migración del petróleo, hacia ellos, mismo, que posteriormente a diverso estudios realizados, pueden ser perforados y producidos satisfactoriamente. En la industria petrolera la saturación de petróleo de los núcleos extraídos de reservorios, es una característica básica que deben tener dichas muestras ya que de esto depende la rentabilidad económica de la explotación de un yacimiento. Las fuerzas capilares en las cuales se encuentra la mojabilidad, humectabilidad, influyen directamente en las saturación de agua, es por ello que debemos manejar un concepto claro para determinar ángulos de contacto entre superficies. Las propiedades petrofísicas de las rocas afectan de manera directa al cálculo de reservas de hidrocarburos en zonas de interés y a la utilización de diferentes métodos para determinar las características de reservorio.9 RECOMENDACIONES Para un mejor entendimiento de estas propiedades, sería aconsejable realizar prácticas en laboratorios y de esta manera permitir al estudiante comprobar los conocimientos presentados en este trabajo. Para los cálculos de permeabilidades en laboratorio, mediante núcleos, las obtención de los mismos, debe realizarse cuidadosamente ya que influyen directamente en la determinación de los resultados. En los análisis de saturación se debe tomar en cuenta que la saturación es una propiedad relativa conforme se ejecuta la fase de producción y poder establecer las diferencias existentes entre la saturación de agua connata, residual de una fase y crítica de una fase Para comprender de manera satisfactoria las fuerzas capilares podemos establecer de manera clara y concisa los fluidos humectantes y no humectantes , como también los ángulos de contacto entre superficies. Las propiedades de la resistividad influyen directamente en la interpretación registros eléctricos, por lo que es necesario conocer las características que pueden limitar el uso de estos métodos en la zona de interés. 57
  58. 58. 10 BIBLIOGRAFÍA - http://www.lacomunidadpetrolera.com/cursos/propiedades-de-la-roca- yacimiento/procedimientos-para-medir-la-porosidad.php - TORRES, HAZ; Antonio, Byron; Tesis de grado (caracterización regional de la arenisca productora M-1, Formación Napo, Cuenca oriente – Ecuador; Guayaquil-Ecuador, 1989 - EKWERE;Peters; Petrophysics; The University of Texas at Austin; USA Páginas 2-1 / 2-138. - ALKHATHAÁMI; Mohammad; permeability, Porosity & Skin factor; Capítulos 1.0 / 1.4 - HALLIBURTON – WELEX Introducción al análisis de los registros de pozos Cap. VII - http://www.tecnologia.mendoza.edu.ar/trabajos_alumnos/pasantes/pagina/PETROLEO.ht m - http://www.lacomunidadpetrolera.com/cursos/propiedades-de-la-roca- yacimiento/definicion-de-saturacion.php - http://www.monografias.com/trabajos/geologia/geologia.shtml - http://www.inlab.com.ar/Poro_Sw.htm - http://mct.dgf.uchile.cl/AREAS/geo_mod0.pdf - http://www.scribd.com/doc/26228291/Registro-o-Perfilaje-de-Pozos - ZAKI BASSSIOUNI, REGISTROS DE RESISTIVIDAD, Vol. 4, 1994 - PDVSA REGISTRO A HOYO DESNUDO Miranda Ing. Javier - Maiquiza Palate Klever “Estudio de Recuperación mejorada de petróleo por Inyección de agua caliente en un Yacimiento de crudos pesados de un campo en el Oriente ecuatoriano” - http://ingenieria-de-yacimientos.blogspot.com/2009/01/fundamentos-de-la- mojabilidad.html 58

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