1. PorosidadLa porosidad es una medida de la capacidad de almacenamiento de fluidos que posee una roca y se define como la fracción del volumen total de la roca que corresponde a espacios que pueden almacenar fluidos.

Ec. 1.1

Como el volumen de espacios disponibles para almacenar fluidos no puede ser mayor que el volumen total de la roca, la porosidad es una fracción y el máximo valor teórico que puede alcanzar es 1. Muchas veces la porosidad es expresada como un porcentaje, esta cantidad resulta de multiplicar la ecuación 1.1 por 100.Matemáticamente se puede explicar el concepto de porosidad con el siguiente ejemplo. Supongamos que un medio poroso se encuentra compuesto por esferas de radio R del mismo tamaño (estas esferas representan los granos o matriz de la roca), si las esferas se encontrasen dispuestas espacialmente de forma tal que los centros de cualquier grupo de esferas adyacentes corresponden a las cuatro esquinas de un cubo de lados iguales al diámetro de las esferas, como se puede ver en la figura 1.1, entonces el sistema total se encontraría formado por la repetición del espacio dentro del cubo y la porosidad de este sistema podría ser calculada obteniendo el volumen total de esferas (Ec. 1.2) y el volumen total del cubo (Ec. 1.3).

Ec. 1.2

Figura 1.1 Arreglo cúbico

 

Ec. 1.3Como el volumen poroso (espacio que puede almacenar fluidos) es igual al volumen total del cubo menos el volumen de las esferas tenemos:

Ec. 1.4Si se divide el volumen poroso por el volumen total del cubo, se obtendría el valor de la porosidad del sistema.

Ec. 1.5

Este tipo de arreglo o disposición de los granos se conoce como arreglo cúbico y la porosidad de este arreglo es la máxima porosidad teórica que se puede obtener (47.64%).1.4. Procedimientos para medir la PorosidadLa porosidad de una roca puede ser determinada mediante técnicas de medición en el laboratorio o través de perfiles de pozos. A continuación se presenta un breve resumen de algunas técnicas de medición usadas para determinar la porosidad de una roca.1.4.1.  Medición de la porosidad en el laboratorioLas técnicas de medición en el laboratorio consisten en determinar dos de los tres

parámetros básicos de la roca (volumen total, volumen poroso y volumen de los granos). Para ello se utilizan núcleos de roca, los cuales son obtenidos durante la etapa de perforación del pozo.La medición de la porosidad es realizada generalmente en tapones de núcleos, los cuales son muestras de diámetro pequeño (entre 25 – 40 mm) extraídas del núcleo o corona, utilizando herramientas de corte especiales. En la figura 1.7 se puede apreciar como una muestra de núcleo de diámetro pequeño es extraído del núcleo o corona.

Figura 1.7 Toma de núcleo1.4.1.1. Determinación del volumen totalEl volumen total puede ser calculado por medición directa de las dimensiones de la muestra utilizando un vernier. Este procedimiento es útil cuando las muestras presentan formas regulares debido a su rapidez.Para muestras de volúmenes irregulares el procedimiento utilizado usualmente consiste en la determinación del volumen de fluido desplazado por la muestra. Algunos de los métodos utilizados para determinar el volumen del fluido desplazado se presentan a continuación:1.4.1.1.1. Métodos gravimétricosEl volumen total se obtiene observando la perdida de peso de la muestra cuando es sumergida en un líquido, o por el cambio en peso de un picnómetro cuando se llena con mercurio y cuando se llena con mercurio y la muestra.Los métodos gravimétricos más utilizados son:- Recubrimiento de la muestra con parafina e inmersión en agua.- Saturación de la muestra e inmersión en el líquido saturante.- Inmersión de la muestra seca en mercurio.1.4.1.1.2. 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 lleno con mercurio hasta una señal. Luego se coloca la muestra y se inyecta mercurio hasta la señal. La diferencia entre los dos volúmenes de mercurio representa el volumen total de la muestra.El método de inmersión de una muestra saturada consiste en determinar el desplazamiento volumétrico que ocurre al sumergir la muestra en un recipiente que contiene el mismo líquido empleado en la saturación.El método de desplazamiento con mercurio es práctico para determinar el volumen total de muestras cuando se encuentran bien cementadas, de lo contrario debe emplearse el método de inmersión de una muestra saturada.1.4.1.2. Determinación del volumen de los granosEn estos métodos se utilizan muestras consolidadas y se le extraen los fluidos con un solvente que posteriormente se evapora. Los principales métodos utilizados son:- Método de Melcher – Nuting.

- Método del porosímetro de Stevens.- Densidad promedio de los granos.El método de Melcher – Nuting consiste en determinar el volumen total de la muestra y posteriormente triturarla para eliminar el volumen de espacios vacíos y determinar el volumen de los granos.El método de Stevens es un medidor del volumen efectivo de los granos. El porosímetro consta de una cámara de muestra que puede ser aislada de la presión atmosférica y cuyo volumen se conoce con precisión. El núcleo se coloca en la cámara, se hace un vacío parcial por la manipulación del recipiente de mercurio, con esto se logra que el aire salga de la muestra y es expandido en el sistema y medido a la presión atmosférica. La diferencia entre el volumen de la cámara y el aire extraído es el volumen efectivo de los granos.Tomando la densidad del cuarzo (2.65 gr/cc) como valor promedio de la densidad del grano, el volumen de los granos puede ser determinado con el peso de la muestra como se observa en la ecuación 1.19. Este método se utiliza en trabajos que no requieren gran exactitud.

Ec. 1.19

1.4.1.3. Determinación del volumen poroso efectivoTodos los métodos utilizados para determinar el volumen poroso miden el volumen poroso efectivo, y se basan en la extracción o introducción de fluidos en el espacio poroso.A continuación se presenta un resumen de algunos métodos usados para determinar el volumen poroso efectivo.1.4.1.3.1. Método de inyección de mercurioConsiste en inyectar mercurio a alta presión en los poros de la muestra. El volumen de mercurio inyectado representa el volumen poroso efectivo de la muestra.1.4.1.3.2. 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 expandido isotérmicamente en un volumen vacío desconocido. Después de la expansión, la presión de equilibrio resultante estará dada por la magnitud del volumen desconocido; esta presión es medida. Usando dicho valor y la Ley de Boyle, se calcula el volumen desconocido, el cual representa el volumen poroso de la muestra.1.4.1.3.3. Método de Saturación de BarnesEste método consiste en saturar una muestra limpia y seca con un fluido de densidad conocida y determinar el volumen poroso por ganancia en peso de la muestra.1.4.2. Medición de la porosidad con registros de pozosLa porosidad de una roca puede ser determinada a través de mediciones de uno, o una combinación de varios, de los siguientes registros de pozos:- Registro sónico.- Registro de densidad.- Registro neutrón.Las mediciones de estos registros no solo dependen de la porosidad, sino que también dependen de la litología de la formación, los fluidos presentes en el espacio poroso, y, en algunos casos, la geometría del medio poroso.Cuando se conoce la litología de la roca, se pueden obtener valores de porosidad a partir de las mediciones realizadas con estos registros. Si la litología no es conocida, o es una litología compleja formada por dos o más minerales en proporciones desconocidas, es más difícil obtener valores confiables de porosidad a partir de estos registros.

1.4.2.1. Registro sónicoEl perfil sónico mide el tiempo de transito tlog (en microsegundos) que tarda una onda acústica compresional en viajar a través de un pie de la formación, por un camino paralelo a la pared del pozo.La velocidad del sonido en formaciones sedimentarias depende principalmente del material que constituye la matriz de la roca (arenisca, lutita, etc.) y de la distribución de la porosidad.Una de las ecuaciones utilizadas para determinar la relación entre la porosidad y el tiempo de tránsito, es la ecuación de tiempo promedio de Wyllie. Luego de numerosos experimentos para formaciones limpias y consolidadas con pequeños poros distribuidos de manera uniforme, Wyllie propuso la siguiente ecuación:

Ec. 1.20Esta ecuación también puede ser escrita de la siguiente forma:

Ec. 1.21

Donde:tlog = tiempo de transito de la onda leído del registro (µs/pie).tma = tiempo de transito de la onda en la matriz de la roca (µs/pie).tf = tiempo de transito de la onda en el espacio poroso.1.4.2.2. Registro de densidadEste tipo de perfil responde a la densidad de electrones del material en la formación. La porosidad se obtiene a partir de los valores de densidad de formaciones limpias y saturadas de líquidos. Para poder determinar la porosidad utilizando un perfil de densidad es necesario conocer la densidad de la matriz y la densidad del fluido que satura la formación. Esta densidad está relacionada con la porosidad de acuerdo a la siguiente relación:

Ec. 1.22

Donde:ρma = Densidad de la matriz. (gr/cc)ρb = Densidad leída del perfil en la zona de interés. (gr/cc)ρf = Densidad del fluido que satura la formación. (gr/cc)1.4.2.3. Registro neutrónEste perfil responde a la presencia de átomos de hidrógeno. Debido a que la cantidad de hidrógeno por unidad de volumen contenido en el agua y en el petróleo es muy similar, la respuesta de este registro corresponde básicamente a una medida de la porosidad. Debido a que este tipo de registro responde a la presencia de átomos de hidrógeno, estos también pueden provenir de aquellos átomos combinados químicamente con los minerales que conforman la matriz de la roca. El perfil lleva generalmente una escala en unidades de porosidad 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, el contenido de arcilla, y la cantidad y tipo de hidrocarburo, pueden ser reconocidos y corregidos utilizando información adicional extraída de registros sónicos y/o de densidad.  Factores que Afectan la Porosidad• Escogimiento de los granos: Mientras los granos de la roca sean más uniformes mayor será laporosidad.• Arreglo de los granos: La simetría influye en el valor de la porosidad, mientras

menossimetría exista más afecta la porosidad.• Cementación: Los granos estan “pegados” entre sí mediante uuna cementación natural quepor supuesto resta espacio poroso a ser ocupado por los hidrocarburos.• Presencia de Grietas y Cavidades: Son factores que favorecen la porosidad• Consolidación: La presión de sobrecarga de un estrato crea acercamiento entre las rocas.Mientras sea menor su efecto, mayor será el valor de porosidad

1.2. Clasificación de la PorosidadLa porosidad de una roca puede ser clasificada de dos maneras:- Según su origen.- Según la comunicación de sus poros.1.2.1. Según su origenDe acuerdo a su origen, la porosidad puede ser clasificada en primaria o intergranular y secundaria o inducida. La porosidad primaria o intergranular es aquella que se origina durante el proceso de deposición de material que da origen a la roca. Por otra parte la porosidad secundaria es aquella que se origina por algunos procesos naturales o artificiales posteriores al momento en el cual los sedimentos que dieron origen a la roca fueron depositados.En general las rocas con porosidad primaria presentan características más uniformes que aquellas que presentan parte de su porosidad secundaria o inducida.Algunos procesos que dan origen a la porosidad secundaria de una roca son: la disolución, las fracturas y la dolomitización.1.2.1.1. DisoluciónLa disolución es un proceso mediante el cual se origina una reacción química entre los fluidos que saturan el medio poroso y la matriz de la roca. Este proceso origina una modificación en el volumen poroso del sistema y por ende en la porosidad.1.2.1.2. FracturasLas fracturas también contribuyen a la generación de porosidad secundaria. Después de producirse la deposición de sedimentos y originarse la roca, esta se puede encontrar sometida a procesos geológicos de deformación originados por actividades tectónicas que pueden generar fisuras o desplazamiento de los granos que conforman la matriz de la roca. Estas fracturas originan un aumento en el volumen de espacios que pueden contener fluidos, lo que se traduce en un aumento en la porosidad.1.2.1.3. DolomitizaciónLa dolomitización es un proceso mediante el cual la caliza se transforma en dolomita. La reacción química que permite visualizar el proceso de dolomitización se muestra a continuación:

El proceso de dolomitización ocurre cuando rocas carbonáticas (constituidas por calizas) entran en contacto con agua (con alguna cantidad de magnesio disuelto) que circula a través del medio poroso. Al entrar en contacto el magnesio desplaza al calcio, y debido a que el magnesio es considerablemente más pequeño que el calcio, la roca generada luego del desplazamiento puede presentar una porosidad mucho mayor. Es importante mencionar que la dolomita resultante de un proceso de dolomitización presentará generalmente una porosidad mayor a la caliza de donde se originó, sin embargo, desde el punto de vista teórico, si el proceso de dolomitización fuera total, es decir, el magnesio sustituyera completamente al calcio, la nueva roca podría presentar una porosidad menor

a la de la roca original.1.2.2. Según la comunicación de sus porosDebido a que el material cementante puede sellar algunos poros de la roca, aislándolos del resto del volumen poroso, los poros se pueden encontrar unidos entre si, o aislados. Dependiendo de como sea la comunicación de estos poros, la porosidad se puede clasificar de la siguiente manera:- Total o absoluta.- Interconectada o efectiva.- No interconectada o no efectiva.La porosidad total o absoluta de una roca se define como la fracción del volumen total de la misma que no esta ocupada por matriz.

Figura 1.2 Distribución de poros en la rocaLa porosidad interconectada o efectiva se define como el volumen total de la roca que representa espacios que pueden contener fluidos y se encuentran comunicados entre sí, mientras que la porosidad no interconectada o no efectiva es aquella que representa la fracción del volumen total de la roca que esta conformada por los espacios que pueden contener fluidos pero no están comunicados entre sí.Como la sumatoria del volumen de los poros no interconectados más el volumen de los poros interconectados es igual al volumen total de los poros de la roca, entonces la porosidad absoluta o total del sistema es igual a la sumatoria de la porosidad efectiva más la porosidad no efectiva (Ec. 1.6).

Ec. 1.6Para el ingeniero de yacimientos la porosidad de mayor importancia es la efectiva, debido a que esta representa el volumen de espacios de la roca que puede estar ocupado por fluidos movibles.

2. Permeabilidad2.1. Definición de PermeabilidadLa permeabilidad se define como la capacidad 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.2.6. Factores que afectan las mediciones de la PermeabilidadExisten diversos factores que afectan las mediciones de la permeabilidad realizadas en el laboratorio. Cuando se usa un gas como fluido para medir la permeabilidad se deben hacer correcciones por deslizamiento del gas. Cuando es líquido el fluido usado, se debe tener cuidado de que no reaccione con el sólido de la muestra. También se deben hacer correcciones debido al cambio en permeabilidad por reducción en la presión de confinamiento en la muestra.2.6.1. Deslizamiento del gas – Efecto KlinkenbergKlinkenberg descubrió que las mediciones de permeabilidad realizadas con aire como fluido de medición, muestran resultados diferentes a los valores de permeabilidad

obtenidos cuando el fluido utilizado para las mediciones es un líquido. La permeabilidad de una muestra de núcleo medida por flujo de aire siempre es mayor que la permeabilidad obtenida cuando se usa un líquido. Klinkenberg postuló, en base a sus experimentos de laboratorio, que la velocidad del líquido en la superficie de contacto con la roca es cero, mientras que los gases presentan cierta movilidad en dicha superficie de contacto. En otras palabras, los gases se deslizan en las paredes de la roca. Este deslizamiento resulta en una elevada tasa de flujo para el gas a determinado diferencial de presión. Klinkenberg  también encontró que para un determinado medio poroso al aumentar la presión promedio la permeabilidad calculada disminuye.Si se grafica la permeabilidad medida versus 1/Pm, y la recta obtenida se extrapola hasta el punto donde 1/Pm = 0, en otras palabras, donde Pm sea infinita, esta permeabilidad sería aproximadamente igual a la permeabilidad obtenida utilizando un líquido. La figura 2.5 muestra un gráfico donde se aprecia este procedimiento. La permeabilidad absoluta se determina por extrapolación, como se muestra en la figura.

Figura 2.5. Corrección del efecto KlinkenbergLa magnitud del efecto Klinkenberg varía con la permeabilidad del núcleo y con el tipo de gas usado en el experimento como se muestra en las figuras 2.6 y 2.7.

Figura 2.6. Efecto de la permeabilidad en la magnitud del efecto KlinkenbergLa línea recta que mejor ajusta los valores de permeabilidad medida usando un gas versus 1/Pm puede ser expresada como:

Ec. 2.27

Donde:Kg = Permeabilidad medida con un gas.Kl = Permeabilidad medida con un líquido, equivalente a la permeabilidad absoluta.Pm = Presión promedioC = Pendiente de la recta.Klinkenberg sugiere que la pendiente de la recta es función de los siguientes factores:- Permeabilidad absoluta.- Tipo de gas usado en la medición de la permeabilidad.- Radio promedio de los capilares de la roca.

Figura 2.7. Efecto de la presión del gas en las medidas de la permeabilidad para varios gases

Klinkenberg expresó la pendiente C mediante la siguiente relación:Ec.

2.28Donde b es una constante que depende del tamaño de los poros y es inversamente proporcional al radio de los capilares.Combinando las ecuaciones 2.27 y 2.28 se obtiene:

Ec. 2.29

Donde Kg es la permeabilidad medida con gas a la presión promedio Pm.Jones estudio el fenómeno de deslizamiento del gas para un grupo de núcleos, en los cuales se conocía los valores de porosidad y permeabilidad absoluta. Él correlacionó el parámetro b con la permeabilidad absoluta mediante la siguiente expresión:

Ec. 2.30

Las mediciones usuales de permeabilidad son hechas con aire a presiones cercanas a la presión atmosférica. Para evaluar el fenómeno de deslizamiento y el efecto Klinkenberg, es necesario realizar las mediciones de permeabilidad (usando gas) para por lo menos dos valores de caída de presión. Si no se dispone de esa información se puede utilizar la siguiente ecuación:

Ec. 2.31

La ecuación anterior es no lineal y puede ser resuelta de forma iterativa usando el método

iterativo de Newton – Rapshon. Este método propone una solución que puede ser convenientemente escrita como:

Ec. 2.32

Donde:Ki = Suposición inicial de la permeabilidad absoluta, md.Ki+1 = Nuevo valor de permeabilidad a ser usado para la próxima iteración.f(Ki) = Ecuación 2.31 evaluada usando el valor asumido de Ki.f’(Ki) = Primera derivada de la ecuación 2.31 evaluada en Ki.El valor de la primera derivada de la ecuación 2.31 con respecto a Ki es:

Ec. 2.33

El proceso iterativo es repetido hasta que exista convergencia, la cual se alcanza cuando f(Ki) se aproxime a cero, o cuando no existan cambios entre el valor calculado de Ki y el valor observado.2.6.2. Reactividad de los líquidosLa Ley de Darcy supone que no debe haber reacción entre el fluido y el medio poroso. En ciertos casos, el medio poroso contiene sustancias activas, principalmente arcillas, que se hidratan y aumentan en volumen cuando se ponen en contacto con agua, especialmente si el agua es dulce. El efecto se disminuye si se usa agua salada y desaparece si se mide la permeabilidad usando un líquido que no sea polar, como el kerosén. Estos métodos, aún cuando permiten obtener el valor verdadero de la permeabilidad, no son muy prácticos.Para  problemas de Ingeniería que requieren el flujo de un fluido que reacciona con la roca, lo más lógico es medir la permeabilidad usando el fluido en cuestión, o una solución de la misma salinidad y pH.Los reactivos líquidos alteran la geometría interna del medio poroso. Este fenómeno no disminuye el valor de la Ley de Darcy, más bien resulta en un nuevo medio poroso, cuya permeabilidad es determinada por la nueva geometría.2.6.3. Presión de sobrecargaCuando el núcleo es removido de la formación todas las fuerzas de confinamiento son removidas. Se le permite a la roca expandirse en todas direcciones, cambiando parcialmente la forma de los canales de flujo dentro del núcleo.La compactación por sobrecarga puede originar hasta un 60% de reducción de permeabilidad.Es importante señalar que algunas formaciones son mucho más compresibles que otras, por eso se requieren de muchos datos para desarrollar correlaciones empíricas que permitan corregir la permeabilidad debido al efecto de las presiones de sobrecarga.2.5. Determinación de la Permeabilidad AbsolutaLa permeabilidad es medida en el laboratorio utilizando tapones de núcleos (pequeñas piezas cortadas del núcleo). Si la roca no es homogénea, el análisis del núcleo completo proporcionará resultados más exactos que el simple análisis de tapones de núcleos.La permeabilidad es una propiedad isotrópica del medio poroso, por lo tanto puede variar en función a la dirección a la cual es medida. Los análisis rutinarios de núcleos generalmente utilizan tapones de núcleos tomados paralelos a la dirección del flujo de los fluidos en el yacimiento. La permeabilidad obtenida de esta forma es la permeabilidad horizontal del yacimiento (Kh). La medición de la permeabilidad en tapones tomados perpendiculares a la dirección de flujo, permiten la determinación de la permeabilidad vertical del yacimiento (Kv). La figura 2.4 ilustra el concepto de los tapones de núcleos y la permeabilidad asociada a cada uno de ellos.

Figura 2.4. Tapones de núcleo y permeabilidad asociadaExisten muchos factores que deben ser considerados como posibles fuentes de error en la determinación de la permeabilidad de un yacimiento. Estos factores son:- La muestra de núcleo puede no ser representativa del yacimiento, debido a la heterogeneidad del yacimiento.- El núcleo extraído puede encontrarse incompleto.- La permeabilidad del núcleo puede ser alterada cuando se realiza el corte del mismo, o cuando este es limpiado y preparado para los análisis.- El proceso de muestreo puede ser alterado, debido a que solo son seleccionadas las mejores partes del núcleo para el análisis.La permeabilidad es medida haciendo pasar un fluido de viscosidad μ conocida a través del tapón de núcleo, al cual se le han medido las dimensiones (A y L), Luego se determina la tasa de flujo q y la caída de presión ∆P. Resolviendo la ecuación de Darcy para la permeabilidad se tiene:

Durante las mediciones de la permeabilidad se deben cumplir las siguientes condiciones:- Flujo laminar (viscoso).- No reacción entre el fluido y la roca.- Presencia de una sola fase saturando el 100% del espacio poroso.Usualmente se utilizan gases secos como N2, He o aire, para determinar la permeabilidad, con la finalidad de minimizar las reacciones entre el fluido y la roca.Las 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 tasa de flujo y la caída de presión.Al utilizar gas seco para medir la permeabilidad, la tasa de flujo volumétrica de gas q, varía con la presión, debido a la alta compresibilidad del gas, por lo tanto se debe utilizar el valor de q medido a la presión promedio en el núcleo. Asumiendo que el gas utilizado sigue un comportamiento ideal (lo cual ocurre a bajas presiones), se puede aplicar la siguiente relación:

Ec. 2.21

En términos de tasa de flujo, la ecuación anterior puede ser expresada como:Ec.

2.22Donde la presión promedio Pm, se expresa como:

Ec. 2.23

Donde P1 y P2 representan la presión en la entrada y en la salida del núcleo

respectivamente.La tasa de flujo de gas es usualmente medida en base a la presión atmosférica (Patm), por lo tanto el término qgsc puede ser introducido en la ecuación 2.22 y se tiene que:

Ec. 2.24

Donde qgsc es la tasa de flujo de gas a condiciones estándar.Sustituyendo la ecuación de Darcy en la expresión anterior se tiene:

Ec. 2.25

Esta ecuación puede ser escrita como:

Ec. 2.26

2.5.1. Permeámetro a gasEl permeámetro es un instrumento que sirve para realizar medidas de permeabilidad absoluta de secciones de núcleos consolidadas, forzando el flujo de un gas de viscosidad conocida a través de una muestra de sección y longitud conocidas.El aparato consta de las siguientes partes: - Porta núcleos.- Manómetro.- Regulador de presión.- Válvula de paso.- Rotámetros.- Bombona de gas.A continuación se describe brevemente el procedimiento experimental utilizado para determinar la permeabilidad absoluta de una muestra:- Introducir la muestra en un tapón de goma, de forma tal que quede lo suficientemente ajustada, garantizando que cualquier fluido que entre al núcleo pueda escapar a la atmósfera solo después de haber atravesado toda su longitud.- Colocar el tapón con la muestra dentro del portanúcleos.- Abrir la llave de paso de la bombona.- Regular el flujo de gas hasta un determinado valor de diferencial de presión.- Leer el flujo de gas en el rotámetro.- Realizar la medida para diversos valores de presión.- Leer la temperatura del gas que circula por la muestra.- Determinar las dimensiones del núcleo con un vernier.- Con la temperatura leída determinar la viscosidad del gas utilizado.- Utilizar la Ley de Darcy para calcular la permeabilidad.- Debido a que el fluido utilizado es un gas y se trabaja a bajas presiones, los valores de permeabilidad obtenidos serán mayores a la permeabilidad real de la muestra (debido al efecto Klinkenberg). Para corregir este efecto se debe realizar una gráfica de permeabilidad versus el inverso de la presión promedio. Con los puntos obtenidos se debe ajustar la mejor recta. La intersección de esta recta con el eje Y será el valor de la permeabilidad de la muestra corregida por el efecto Klinkenberg.2.4. Clasificación de la PermeabilidadExisten tres tipos de permeabilidad:- Absoluta.- Efectiva.- Relativa.La permeabilidad absoluta se define como la capacidad que tiene una roca de permitir el

flujo de fluidos a través de sus poros interconectados, cuando el medio poroso se encuentra completamente saturado por un fluido.Cuando más de una fase se encuentra presente en un medio poroso, la conductividad o capacidad que tiene una roca de permitir el flujo de cada una de las fases a través de dicho medio poroso se define como permeabilidad efectiva. La permeabilidad efectiva a una fase dada es menor que la permeabilidad 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 interfases entre los fluidos que saturan el medio poroso, implican la presencia de tensiones interfaciales y presiones capilares, por lo tanto se generan fuerzas que tienden a disminuir la velocidad de flujo de los fluidos a través del medio poroso.La razón entre la permeabilidad efectiva y una permeabilidad base se define como permeabilidad relativa. Dependiendo del propósito con el que se desean utilizar las curvas de permeabilidad relativa, se pueden usar dos bases diferentes:

    Ec.

2.19Donde: Krx = Permeabilidad relativa de la fase x.Kx = Permeabilidad efectiva de la fase x.K = Permeabilidad absoluta.(K)Sx max = Permeabilidad efectiva de la fase x medida a la saturación máxima de dicha fase.Debido a que la sumatoria de las permeabilidades efectivas no puede ser mayor que la permeabilidad absoluta, entonces la sumatoria de las permeabilidades relativas (que tienen como base la permeabilidad absoluta) no puede ser mayor que 1.