1

2.5.4 Propiedades petrofísicas del yacimiento.

Las propiedades petrofísicas de las formaciones de un yacimiento petrolero, son de

gran importancia, derivado que de la determinación de estas ya sea por métodos directos

como toma de muestras (núcleos o muestras de canal) o de manera indirecta como la toma

de registros eléctricos, derivado que ellas se requiere sean lo más confiable posible para

realizar los cálculos de volumetría y pronósticos de producción de manera las ajustada a lo

real presentada.

2.5.4.1 Porosidad.

Esta propiedad petrofísica corresponde a la fracción del volumen total de una roca

que está ocupada por poros o espacios vacíos como se muestra en la figura15, donde se

diferencia entre los espacios vacíos (poros) y los espacios ocupados por pequeños granos.

Figura 1 Ejemplo de porosidad de una roca.

Fuente: Paris de Ferrer, Magdalena. “Fundamentados de ingeniería de yacimientos”. 2009

Esta depende directamente de la forma, textura de superficie, el ángulo, la orientación,

el grado de cementación y tamaño de los granos que forman la roca. Esta propiedad puede

ser medible de manera directa mediante la toma de muestras de núcleos al momento de

realizar la perforación al nivel del yacimiento de interés o de manera indirecta mediante el

empleo de la toma de registros eléctricos a la formación o yacimiento.

2

La porosidad matemáticamente se puede expresar mediante la siguiente formula:

φ =𝑉𝑝

𝑉𝑡…………………………………………………………………………….(1)

De la formula anterior la variable Vp corresponde al Volumen poroso que ocupa

una roca, Vt, corresponde al volumen toral de la roca, esto es la relación entre el volumen

total de la formación entre el volumen de los espacios huecos en la misma que puede

contener fluido, con rangos que van desde el 50%, sin embargo las formaciones con

contenido de hidrocarburos en su mayoría no sobrepasa el 39% del total.

En las figura 15 se muestra dos arreglos granulares ideales, el correspondiente al

primero corresponde a un arreglo cubico (orientación de los granos a 90°), el segundo a

un arreglo ortorrómbico (orientación de los granos a 60°) y el tercero un arreglo

romboédrico (orientación de los granos a 45°).

Figura 2 Arreglos cubico, ortorrómbico y romboédrico.

Fuente: Fuente: Escobar Macualo, Freddy Humberto. “Fundamentos de la Ingeniería de Yacimientos”. 2002

En la porosidad se puede distinguir tres estados o consideraciones, como lo son

primero la porosidad absoluta, que corresponde a la porosidad total de la formación, este o

no interconectados los poros; se considera el segundo concepto como porosidad efectiva a

los poros de la roca que se encuentran interconectados entre sí en el total del volumen de la

roca, con lo cual permiten la libre circulación de los fluidos en el mismo; por el contrario se

considera que la porosidad no efectiva corresponde a los espacios porosos no comunicados

3

entre sí. Según Magdalena (2009) la anterior clasificación se basa según la comunicación de

los poros y puede ser ilustrada en la figura 17.

Figura 3-Porosidad efectiva, no efectiva y absoluta.

Fuente: Paris de Ferrer, Magdalena. “Fundamentos de ingeniería de yacimientos”. 2009

La porosidad total se calcula mediante la fórmula 1 o con la ecuación siguiente:

φ =𝑉𝑡−𝑉𝑔

𝑉𝑡=

𝑉𝑜𝑙𝑢𝑚𝑒𝑛 𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙−𝑉𝑜𝑙𝑢𝑚𝑒𝑛 𝑑𝑒 𝑙𝑜𝑠 𝑔𝑟𝑎𝑛𝑜𝑠

𝑉𝑜𝑙𝑢𝑚𝑒𝑛 𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙………………………………..(2)

Donde de la versión anterior se puede determinar que 𝑉𝑡 corresponde al volumen

total, 𝑉𝑔 es equivalente al volumen de los granos.

Según Magdalena (2009) la porosidad puede variar de manera lateral y de manera

vertical, regularmente se puede encontrar en porcentajes de entre 5 al 20%; la tabla 2

corresponde a una clasificación de la porosidad en base a la calidad.

Tabla 2-Calidad de porosidad en los distintos yacimientos

Calidad Porosidad, %

Muy buena >20

Buena 15-20

Moderada 10-15

Pobre 5-10

Muy pobre <5 Fuente: Paris de Ferrer, Magdalena. “Fundamentos de ingeniería de yacimientos”. 2009.

4

La otra clasificación de la porosidad es derivada a su origen como lo puede ser

porosidad primaria o inter granular se considera que fue generada en el momento de la

depositación de los sedimentos que dieron origen a la roca del yacimiento, corresponde a los

espacios vacíos entre los granos y los fragmentos minerales. La tabla 3 representa una

síntesis de las porosidades de algunas formaciones, los rangos que se presentan y el promedio

de las mismas en base a su distribución de los granos presentes en el mismo, las formaciones

que se mencionan son areniscas, carbonatos, lutitas.

Tabla 3-Porcentajes de porosidad en base a yacimientos.

Yacimiento Porosidad, %

Rango Promedio

Areniscas 2-25 17

Carbonatos (calizas o dolomitas) 3-39 21.7

Lutitas 1-4 2 Fuente: Paris de Ferrer, Magdalena. “Fundamentos de ingeniería de yacimientos”. 2009.

En la figura 18 se muestra de manera ilustrativa la porosidad primaria o inter granular.

Figura 4- Porosidad primaria o intergranular

Fuente: Paris de Ferrer, Magdalena. “Fundamentos de ingeniería de yacimientos”. 2009

5

Otro tipo de porosidad es la Inducida o secundaria, que corresponde a la que fue

formada por un proceso geológico que fue posterior al de depositación de los sedimientos

como lo son la “formada por la acción de lixiviación de las aguas subterráneas” por proceso

de erosión prolongada que permite la acción disolvente de las aguas; la “formada por acción

de una fractura natural” que se origina por acción de las rocas sometidas a varias fuerzas

como el diastrofismo; y la porosidad “formada por dolomitización” que corresponde a la

sustitución de las moléculas de calcio por magnesio en formaciones de calizas.

2.5.4.2 Permeabilidad.

Para el caso de la propiedad petrofísica denominada permeabilidad corresponde a la

capacidad que tiene la formación para permitir el flujo a través de ella.

Se diferencia de la porosidad con respecto de la permeabilidad, corresponde

principalmente a que la porosidad es la propiedad estática de la roca y la permeabilidad es la

propiedad dinámica de la roca.

La permeabilidad se denota con la letra “k”.

Una roca es permeable cuando los poros que posee están interconectados entre sí,

para el caso de igual manera pueden ser interconexiones entre poros, entre capilares o entre

fracturas presentes en las formaciones o yacimientos.

Al igual que la porosidad podemos considerar dos tipos de permeabilidad, la primera

de ellas consiste en la permeabilidad efectiva depende tanto de la condición del yacimiento,

así como de las cantidades relativas y propiedades de los fluidos presentes en los mismo

poros (agua, petróleo, gas). Por ende el porcentaje de la suma de las permeabilidades

efectivas es menor a la permeabilidad absoluta es decir en términos de porcentaje deberá ser

menor a 1.

6

Por otra parte la permeabilidad relativa corresponde a la proporción existente entre

las permeabilidades efectivas y absolutas de uno solo de los fluidos (considerando como un

fluido homogéneo).

La unidad de medida de la permeabilidad es el Darcy, que corresponde a la

desplazamiento de un fluido con una viscosidad (µ) de 1 Centipoise, con un gasto (q) de

1 𝑐𝑚3 𝑠𝑒𝑔⁄ en un área de 1 𝑐𝑚2sobre 1 𝑐𝑚 de longitud bajo una atmosfera de presión.

La figura 19 se muestra de manera ilustrativa la propiedad de la permeabilidad de la

roca.

Figura 5 Medio poroso con una permeabilidad de un darcy

Fuente: Paris de Ferrer, Magdalena. “Fundamentos de ingeniería de yacimientos”. 2009

La tabla 4 representa una síntesis de las permeabilidades de algunas formaciones,

dado que las mismas son demasiado pequeñas en comparación con 1 Darcy estas se manejan

en el rango de milidarcy (md), las formaciones que se mencionan son areniscas, carbonatos,

lutitas.

Tabla 4-Permeabilidades en base a yacimientos.

Yacimiento Permeabilidad

Rango (md)

Areniscas 0.01 a 500

Carbonatos (calizas o dolomitas) 0.1 a 1000

7

Lutitas 0.0001 a 1 Fuente: Paris de Ferrer, Magdalena. “Fundamentos de ingeniería de yacimientos”. 2009.

2.5.4.3 Saturación.

Esta propiedad está relacionada con la porosidad de la roca, esta propiedad consiste

en la cantidad de fluido que contiene la roca en sus espacios porosos, esto es la fracción del

volumen poroso que ocupan cada uno de los fluidos presentes en la misma. De manera

general la saturación de una roca se representa con la letra “S”, y dependiendo del tipo de

fluido contenido tendremos tres tipos de saturación las cuales son la saturación de aceite (𝑆𝑜),

la saturación de agua (𝑆𝑤) y la saturación de gas (𝑆𝑜𝑔). A continuación las ecuaciones 3, 4, 5

y 6 se representan matemáticamente esta propiedad respectivamente.

𝑆 = 𝑉𝑜𝑙𝑢𝑚𝑒𝑛 𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙 𝑑𝑒𝑙 𝑓𝑙𝑢𝑖𝑑𝑜

𝑉𝑜𝑙𝑢𝑚𝑒𝑛 𝑝𝑜𝑟𝑜𝑠𝑜…………………………………………………………....(3)

𝑆𝑜 = 𝑉𝑜𝑙𝑢𝑚𝑒𝑛 𝑎𝑐𝑒𝑖𝑡𝑒

𝑉𝑜𝑙𝑢𝑚𝑒𝑛 𝑝𝑜𝑟𝑜𝑠𝑜………………………………………………………………….....(4)

𝑆𝑤 = 𝑉𝑜𝑙𝑢𝑚𝑒𝑛 𝑎𝑔𝑢𝑎

𝑉𝑜𝑙𝑢𝑚𝑒𝑛 𝑝𝑜𝑟𝑜𝑠𝑜………………………………………………………………….....(5)

𝑆𝑔 = 𝑉𝑜𝑙𝑢𝑚𝑒𝑛 𝑔𝑎𝑠

𝑉𝑜𝑙𝑢𝑚𝑒𝑛 𝑝𝑜𝑟𝑜𝑠𝑜………………………………………………………………….....(6)

La suma de las saturaciones de aceite, agua y gas debe ser igual a 1.0, dado que al igual

que la porosidad se representa en porcentajes.

2.5.4.4 Compresibilidad

Una formación se encuentra sometida a presiones de sobrecarga por los estratos que

se encuentran por arriba del mismo, esto es derivado de la profundidad puede tener mayor

sobrecarga o menor sobrecarga, de igual manera variará por la estructura del yacimiento, por

la consolidación e historia geológica de la roca. Se calcula que por cada pie (ft) la presión en

profundidad aumentara sobre 1 𝑙𝑏/𝑖𝑛2. La presión solo es aplicada a la roca y no a los fluidos

8

contenidos en ella, estos pueden estar sometidos a 0.5 𝑙𝑏/𝑖𝑛2, la diferencia de presiones entre

la presión de sobrecarga por los estratos y la presión interna del yacimiento es considerada

como “presión de sobrecarga efectiva”. Por lo anterior a medida que un yacimiento produce

hidrocarburos hasta la superficie, la presión interna disminuye con lo que aumenta la presión

de sobrecarga efectiva, con ello el volumen del yacimiento se reduce y los granos de la

formación se expanden, disminuyendo el espacio poroso de la roca.

Según Geertsma (1957) se distinguen tres tipos de compresibilidad, la primera de

ellas la compresibilidad de la roca matriz, que corresponde al cambio fraccional en el

volumen del material por un cambio en la presión, la segunda de ellas es la compresibilidad

del volumen total de la roca, que es el cambio fraccional en el volumen bruto del yacimiento

por cambio en la presión, y la tercera es la compresibilidad de los poros, que corresponde al

cambio fraccional del volumen de los poros debido al cambio de la presión. Derivado que

tanto la compresibilidad de la roca y la total son demasiado pequeñas, se considera que la

compresibilidad de los poros como la compresibilidad de la formación.

En la ecuación 7 se expresa de manera general la compresibilidad de la formación:

𝐶𝑓 = 𝐶𝑝1 𝜕∅

∅ 𝜕𝑝………………………………………………………………….....(7)

Para el cálculo de la compresibilidad total del yacimiento, se utiliza la ecuación 8:

𝐶𝑡 = 𝑆𝑜𝐶𝑜 + 𝑆𝑤𝐶𝑤 + 𝑆𝑞𝐶𝑞 + 𝐶𝑓 ………………………………………………….....(8)

Donde 𝑆𝑜, 𝑆𝑤 𝑦 𝑆𝑞 son las saturaciones de aceite, agua y gas y 𝐶𝑜, 𝐶𝑤 y 𝐶𝑔 son las

compresibilidades de los fluidos de aceite, agua y gas en correspondencia.

2.5.4.5 Tensión superficial o inter facial

En las regiones donde se encuentra el límite entre dos fluidos inmiscibles existe un

desbalance de fuerzas moleculares entre las fases. Si se trata de un contacto de fluidos de

9

líquido y gas se a esta fuerza se le conoce como tensión superficial, cuando el contacto es

liquido contra liquido esta fuerza se denomina como tensión interfacial.

Los fluidos líquidos están cubiertos por una membrana que actua como una delgada

interface que resiste a la ruptura por esfuerzos pequeños, lo anterior derivado que la

moléculas dentro de fluido liquido tienden a atraerse las unas con las otras.

2.5.4.6 Mojabilidad o humectabilidad

Según Magdalena (2009) la mojabilidad o humectabilidad es capacidad o tendencia

de un fluido a adherirse a una superficie sólida en presencia de otro fluido inamisible tratando

de ocupar la mayor parte de contacto posible.

En la figura 20 se muestra la diferencia de ángulos de adherencia de un fluido como

lo es el mercurio, el aceite y el agua, entre mayor sea el área de contacto como se observa

entre el aceite y el agua se puede determinar que con ello se puede afectar el comportamiento

capilar y el desplazamiento de las rocas en el yacimiento, derivado de las fuerzas de atracción

la fase humectante ocupa los poros más pequeños y la fase no humectante los poros más

grandes de la formación.

Figura 6 Mojabilidad de diferentes fluidos con respecto a un sólido.

Fuente: Paris de Ferrer, Magdalena. “Fundamentos de ingeniería de yacimientos”. 2009.

10

2.5.4.6 Presión capilar

Según Mgdalena (2009), las fuerzas capilares o Presión capilar en un yacimiento de

petróleo es el resultado del efecto combinatorio de las tensiones superficiales e interfaciales

que son originados en el yacimiento y los fluidos presentes en el mismo dentro del medio

poroso. Esta presión depende la geometría y tamaño de los poros y las características de

humectabilidad de mismo, estas fuerzas impiden que se tenga un mayor recobro o

recuperación de los recursos del yacimiento.

La presión capilar puede ser determinada por la ecuación 9:

𝑃𝑐 = 𝑃𝑛𝑚 − 𝑃𝑚…………………………………………………….…………….....(9)

Donde 𝑃𝑐 corresponde a presión capilar, 𝑃𝑛𝑚es la presión de la fase no mojante como

lo son el aceite y el gas y 𝑃𝑚 corresponde a la presión que ejerce la fase mojante como lo es

el agua.

Pueden existir tres tipos de presión capilar, según el sistema de fluidos que se

encuentre en el yacimiento, esto se explica en las ecuaciones 10, 11 y 12 respectivamente:

Para un sistema donde se encuentra presente agua y aceite (𝑃𝑐𝑤𝑜), es igual a la presión que

ejerce el aceite menos la presión que ejerce el agua en sus interaciones moleculares.

𝑃𝑐𝑤𝑜 = 𝑃𝑜 − 𝑃𝑤…………………………………………………….…………….....(10)

Para un sistema donde se encuentra presente gas y aceite (𝑃𝑐𝑔𝑜), es igual a la presión que

ejerce el gas menos la presión que ejerce el aceite en sus interaciones moleculares.

𝑃𝑐𝑔𝑜 = 𝑃𝑔 − 𝑃𝑜…………………………………………………….…………….....(11)

Para un sistema donde se encuentra presente gas y aceite (𝑃𝑐𝑔𝑤), es igual a la presión que

ejerce el gas menos la presión que ejerce el agua en sus interaciones moleculares.

𝑃𝑐𝑔𝑤 = 𝑃𝑔 − 𝑃𝑤…………………………………………………….…………….....(12)

11

REFERENCIAS

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