• Author / Uploaded
• Mikhail López

Citation preview

UNIVERSIDAD DE ORIENTE NÚCLEO ANZOÁTEGUI UNIDAD DE ESTUDIOS BÁSICOS DEPARTAMENTO DE CIENCIAS

PROPIEDADES FICAS Y ELECTRICAS DE LAS ROCAS. PERFORACION – HISTORIA DE LA INDUSTRIA PETROLERA.

PROFESORA: Karla Rodríguez

BACHILLERES: Guerra Vitmary CI: 22570880 Guzmán Vismauric CI: 23997223 Maican Luisana CI: 22571160 Mata Norkys CI: 24514744 Ramos Yelitza CI: 23518599 Rodríguez Heliacy CI: 25319573 Santoyo Andreina CI: 25589737 Barcelona, Mayo de 2014

ÍNDICE Cont.

Pág.

 Introducción ………………………………………………………………..….4  PROPIEDADES FISICAS DE LAS ROCAS…………………………..6  La porosidad y Clasificación de ingeniería de la porosidad………………….…..7  Clasificación geológica de la porosidad……………………....8  Factores que rigen la magnitud de la porosidad……….….9  Tamaño, uniformidad y tipo de granos………………….….10  Factores geológicos………………………………………………....11  Rangos de la porosidad y Determinación de la porosidad……………………………………..13  Métodos directos y Métodos indirectos……………………………………………..……....14  Permeabilidad………………………………………………………...15  Clasificación de la permeabilidad……………………………...17  Factores que rigen la magnitud de la permeabilidad…..18  Rangos de permeabilidad………………………………………...19  Efecto klinkenberg………………………………………………….20  Métodos para estimar permeabilidad y Modelaje empírico……………………………………………………….21  Modelos estadísticos y Modelos de medición virtual………………………………………..22  Permeabilidad probabilística promedio y Relación entre la permeabilidad horizontal y vertical….....23  Relación permeabilidad – porosidad…………………….....24  Saturación de fluidos……………………………………………....25  Distribución de fluidos en el yacimiento……………….…..26  Compresibilidad de la roca…………………………………......27  Importancia de la compresibilidad …………………………..28  PROPIEDADES ELECTRICAS DE LAS ROCAS………………..29  Resistividad de la formación y Resistividad del agua de formación…………….………………..30  Representatividad del agua de formación……….…………31 2

 Medición directa de Rw en muestras de agua de formación, Análisis químico de muestras de agua de producción y Factor de formación………………………………………….…………32  Correlación entre el factor de formación y el factor de cementacion ……………………………………………………….…33  Correlación entre el factor de formación y la saturación de agua y Factor de cementación………………………………………….……..34  Determinación del exponente de cementación y Exponente de saturación……………………………………………..35  Determinación del exponente de saturación……………..36  Índice de resistividad………………………………………………37  PERFORACION………………………………………………………………38  Clasificación de la perforación…………………………..……..38  Clasificación de fluidos de la perforación………….……….39  Pasos de la perforación……………………………………………40  El taladro y Funciones del taladro………………………………………………….40  Partes del taladro……………………………………………………41  HISTORIA DE LA INDUSTRIA PETROLERA……………………42  Conclusión…………………………………..…………………………………47  Bibliografía…………………………………………………………..………..49

3

INTRODUCCIÓN Existen numerosas sustancias inorgánicas de origen natural, de variada composición química y estructura: los minerales. Sin embargo, estos minerales no suelen encontrarse naturalmente en forma aislada (por eso son tan escasos los yacimientos de interés económico). Los minerales aparecen habitualmente asociados, formando rocas. Otras sustancias naturales, aún cuando no son reconocidas como minerales pueden formar rocas, éste es el caso del carbón, aunque no del petróleo; también es el caso de las acumulaciones de esqueletos de organismos animales o vegetales (que pueden ser de composición sílicea, fosfática o carbonática) y el de los vidrios de origen volcánico. La definición más simple que puede esbozarse de roca es: material de que está compuesta la corteza terrestre. De este modo, se evita una descripción más La conductividad en las rocas es la capacidad que tienen ellas de permitir el paso de la corriente eléctrica a través de sí. También es definida como la propiedad natural característica de cada cuerpo que representa la facilidad con la que los electrones (y huecos en el caso de los semiconductores) pueden pasar por él. 2. La actividad electroquímica causada por los electrolitos, que circulan en el subsuelo = la base para los métodos magnéticos, de potencial propio y de polarización inducida 3. La constante dieléctrica indica la capacidad de material rocoso de guardar carga eléctrica y determina parcialmente la repuesta de formaciones rocosas a las corrientes alternas de alta frecuencia introducida en la tierra a través de los métodos inductivos o conductivos. La resistividad es una de las propiedades de las rocas que han sido y son usadas comúnmente para la interpretación de registros geofísicos de pozos, pues por medio de esta propiedad se logran determinar ciertos parámetros de los yacimientos como, la porosidad y la saturación de fluidos, los cuales son considerados los más representativos durante la interpretación de un registro

4

La industria petrolera en Venezuela comenzó en 1878 cuando Manuel Antonio Pulido vio salir petróleo, producto de un sismo, en su hacienda La Alquitrana, en el Estado Táchira. Pulido adquirió una concesión por parte del Estado para explotar ese petróleo (hace poco escuche que él obtuvo esa concesión sin mayores dificultades debido a que estaba casado con la hija de un importante gobernante del momento, yo siempre he dicho que detrás de todo hombre exitoso está una mujer, y después de todo se puede decir que el surgimiento de nuestra industria petrolera no fue sólo una cosa de hombres) y funda la sociedad Petrolia del Táchira. Sin embargo, a nivel mundial el conocimiento de la existencia del petróleo data desde hace muchos siglos. Se menciona en la Biblia y en documentos históricos de China y Japón mucho tiempo antes de la Era Cristiana. Según un libro llamado “Petróleo” escrito por Guillermo José Salas, el petróleo se usó en la ciudad de Ur, Caldea, unos mil años antes de Cristo y los romanos usaron el petróleo hace dos mil años para iluminación y con fines medicinales y bélicos, el cual obtenían de afloramientos naturales en Sicilia. Los rusos recogían y transportaban petróleo ya en 1723 y excavaron sus primeros pozos entre 1806 y 1819, pero como cosa rara fue en Titusville, Pensilvania, Estados Unidos, en el año de 1859, donde se comenzó a horadar la tierra para sacar petróleo y desde entonces el interés por encontrar yacimientos o acumulaciones económicamente rentables de hidrocarburos no ha dejado de crecer. Desde la antigüedad el petróleo aparecía de forma natural en ciertas regiones continentales como la que hoy ocupan los países de Oriente Medio. Los asirios y babilonios lo usaban para pegar ladrillos y piedras; los egipcios, para engrasar pieles, hace 6.000 años atrás. En ese entonces, era utilizado con fines medicinales, en el embalsamamiento, para aceitar las ruedas de los carruajes y para engrasar pieles. Sin embargo, la explotación de este recurso no llegaría sino hasta el año 100 antes de Cristo, cuando los chinos, de una manera bastante rústica extrajeron petróleo de la tierra. Su técnica, si es que así puede llamarse, consistía en buscar un lugar que pareciera adecuado para perforarlo con una caña de bambú y así extraer el petróleo. Sin embargo, a partir de 1850 comienza una etapa que se va a caracterizar por la comercialización, debido al descubrimiento de valiosas aplicaciones para este recurso natural. Por ejemplo, el asfalto no sólo se utilizó para calafatear barcos (impermeabilizarlos), sino que también para la creación de caminos. Asimismo, la parafina 5

era utilizada en la fabricación de velas para iluminación, en el recubrimiento de quesos, pomadas para calzado, entre otros. El kerosén, por su parte, comenzó a ser utilizado en la calefacción y la iluminación.

PROPIEDADES FISICAS DE LAS ROCAS Las propiedades físicas del medio poroso son importantes para los ingenieros de petróleo y geólogos. Las estrategias de la gerencia de yacimientos será tan realista como la imagen de la distribución de las propiedades de la roca lo sea, ya que para evaluar completamente el potencial y comportamiento de un yacimiento se deben conocer las propiedades físicas del medio poroso. La capacidad de los yacimientos esta controlada principalmente por dos propiedades, la capacidad de almacenamiento (porosidad) y su capacidad de flujo (permeabilidad). La permeabilidad es necesaria en el desarrollo y gerencia de los yacimientos debido a que esta controla la tasa de producción y su variación espacial controla la eficiencia de recobro. Por lo tanto, la estimación de la porosidad y la permeabilidad son de vital importancia en los análisis económicos de los yacimientos petrolíferos. La permeabilidad es la propiedad que presenta mayor dificultad para determinarla y predecirla. Las propiedades físicas pueden variar significativamente de un pozo a otro aun estando uno al lado del otro a pocos metros. La heterogeneidad puede ser creada por procesos sedimentarios y diagenéticos complejos, y luego modificarlas por una secuencia de cambios tectónicos. Debido a que la mayoría de las rocas yacimiento son heterogéneas, las relaciones entre las propiedades físicas son muy complejas y así, por otro lado, se han desarrollado correlaciones basadas en teoría o modelos de laboratorio que no satisfacen las relaciones entre las propiedades de las rocas. Debido a la dificultad en medir algunas de las propiedades físicas del medio poroso, se requieren predecir propiedades físicas de las rocas a partir de otras propiedades las cuales se pueden medir más fácilmente y con mayor exactitud. Por lo general se desarrollan relaciones empíricas a partir de mediciones de propiedades físicas de un gran número de muestras del medio poroso a las cuales se les aplican regresión lineal para obtener ecuaciones para una propiedad 6

física en términos de otras propiedades físicas. Recientemente se han desarrollado modelos estadísticos y modelajes naturales, los cuales dan mejores resultados que las relaciones empíricas. LA POROSIDAD La porosidad es una propiedad petrofisica estática fundamental para la evaluación de todo yacimiento. Las rocas yacimientos están formadas por la matriz o esqueleto mineral, la cual consiste en granos de material sólido de variadas formas y tamaños y por los espacios vacíos (libres de material sólido) entre los granos, llamados poros, los cuales están ocupados por fluidos tales como petróleo, agua, o gas. CLASIFICACION DE INGENIERIA DE LA POROSIDAD Durante la sedimentación y litificacion de alguno de los espacios porosos inicialmente desarrollados comienzan a aislarse de otros espacios porosos por varios procesos diagenéticos y catagenéticos tales como cementación y compactación. Así, muchos de estos poros estarán interconectados mientras otros estarán completament5e aislados. Esto lleva a las siguientes categorías:  Porosidad Absoluta o Total: Es la fracción del volumen total correspondiente al volumen de poros conectados o no entre si.  Porosidad Efectiva: Es la fracción del volumen total correspondiente al volumen de poros conectados entre si. Es la que interesa a los ingenieros de petróleo para los cálculos de reservas de hidrocarburos. La porosidad efectiva excluye la porosidad interconectada que contiene saturación de fluido irreducible. Los poros pequeños ocupados por fluido irreducible y poros sin salida no se involucran en el flujo de fluidos.  Porosidad Residual o No Efectiva: Es la diferencia entre la porosidad absoluta y la efectiva. Puede se encontrada en 7

carbonatos o en zonas altamente cementadas, y en rocas ígneas.

CLASIFICACION GEOLOGICA DE LA POROSIDAD Un método común para clasificar la porosidad en los yacimientos de hidrocarburos esta basado en si el medio ambiente de los espacios porosos en el cual el petróleo y el gas, se encontraban originalmente cuanto los estratos fueron depositados o si fueron formados a través de diagénesis subsecuentes. En geología, el sistema poroso existente al tiempo de deposición es referido como primario. Aquellos poros que se forman subsecuentemente a la deposición, es referida como secundaria. La siguiente clasificación de la porosidad esta basada en el tiempo de origen, modo de origen y distribución de los espacios porosos.  POROSIDAD PRIMARIA: Es aquella que se desarrolla u origina en el momento de la formación o deposición del estrato. Es propia de las rocas sedimentarias como las areniscas (detríticas o clásticas) y calizas oolíticas (no detríticas), formándose empaques del tipo cúbico u ortorrómbico. La porosidad original se desarrolla durante la deposición de los sedimentos de los procesos de compactación y cementación posteriores la reducen a su porosidad primaria. La porosidad primaria es tipificada como porosidad intergranular de areniscas y porosidad Intercristalina y porosidad oolítica de algunas calizas.  Intergranular: Es el espacio vacío que queda entre granos q constituyen la roca.  Intercristalina: Representa el volumen de espacios vacíos existentes entre cristales de ciertas rocas.  POROSIDAD SECUNDARIA O INDUCIDA:

8

Es el resultado de procesos geológicos (diagénesis y catagénesis) subsecuentes a la deposición del material del estrato o capa (sedimentos), es de mayor importancia en rocas carbonatos. La porosidad secundaria resulta por la acción de agentes geológicos tales como lixiviación, fracturamiento o fisuración que ocurren después de la litificación de los sedimentos.  Porosidad en Solución: Las aguas que se filtran y que circulan por el subsuelo, las cuales son ricas en minerales pueden dar lugar a depósitos que sellen parcialmente algunos de los poros o canales de las formaciones, fenómeno que reduce su porosidad y/o alteran la geometría de los poros.  Porosidad por Fractura: Originada en rocas sometidas a varias acciones de disatrofísmo. La porosidad en fracturas es el espacio vacío entre las paredes de una grieta o fisura.  Porosidad por Dolomitización: Es el proceso mediante el cual las calizas se convierten en dolomitas, que son mas porosas. FACTORES QUE RIGEN LA MAGNITUD DE LA POROSIDAD Investigaciones realizadas reconocen que los materiales naturales que están presentes en una arena poseen una gran variedad en su tamaño y que no solamente el empaque, si no la angularidad, la distribución del tamaño de las partículas y el grado de redondez afectan la porosidad.  TIPO DE EMPAQUE: Graton y Fraser, determinaron la porosidad para varios arreglos de empaque geométricos, de granos esféricos del mismo tamaño. Ellos mostraron que un sistema de empaques cúbico tiene la mayor porosidad, y un sistema rombohedral tiene una porosidad de 25.9%  Tipo Cúbico: Es el arreglo de minima compactación y por lo tanto máxima porosidad. Los ejes entre las esferas forman entre si ángulos de 90°

9

 Rombico u Ortorrómbico: Las esferas se acomodan formando en sus ejes ángulos entre si de 60° en un plano y de 90° en otro plano.

 Tetragonal Esfenoidal: Los ejes de las esferas forman en todos los sentidos ángulos entre si de 60°

 Rombohedral: El cual es el arreglo de máxima compactación.

TAMAÑO, UNIFORMIDAD Y TIPO DE GRANOS 10

Slichter demostró teóricamente que la porosidad es independiente del tamaño de los granos. Fraser y Griffiths demostraron que la porosidad en sedimentos naturales tiende a disminuir con el incremento de la variación del tamaño de los granos. Los granos pequeños son menos esféricos y tienden a formar empaques menos regulares que granos grandes mas esféricos, consecuentemente tienen porosidades menores que sedimentos de granos grandes. Roger y Head, demostraron que la porosidad es independiente del tamaño de los granos si la arena tiene buen escogimiento. Las arenas bien escogidas son más porosas que las que tienen pobre escogimiento. Cuando el escogimiento es pobre la porosidad tiende a ser gradualmente dependiente del tamaño de los granos.  EL ESCOGIMIENTO: Es una medida de la dispersión de la frecuencia de la distribución del tamaño d grano en un sedimento, esto envuelve forma, redondez, tamaño y otros parámetros. El valor de escogimiento es una indicación del rango de variación del tamaño de grano presente en una muestra. El valor del escogimiento es una indicacion del rango de variación del tamaño de grano presente en una muestra y varia en los siguientes rangos: 1.0 - 1.1 extremadamente bien escogida 1.1 – 1.2 muy bien escogida 1.2 – 1.4 bien escogida 1.4 – 2.0 medianamente escogida 2.0 – 2.7 pobremente escogida 2.7 – 4.2 muy pobremente escogida. Cuando el escogimiento es pobre, la porosidad tiende a ser gradualmente dependiente del tamaño de los granos. FACTORES GEOLOGICOS Las actividades geológicas que disminuyen e incluso pueden destruir la porosidad son la cementación, la compactación, la recristalización y la granulación. 11

 Grado de Cementación o Consolidación: la cementación es el agente que tiene mayor efecto sobre la porosidad original y afecta el tamaño y continuidad de los canales porosos. El material cementante esta formado por el “cemento” que une los granos entre si.  Compactación: la compactación es el efecto de la compresión provocada por el peso de la roca suprayacente; algunas rocas están sujetas a una compresión adicional por las fuerzas distróficas. La compactación de arcillas puede alcanzar hasta el 50%, pero la disminución de volumen en arenas es mucho menor. La reducción en volumen, consecuencia de la compresión, se puede efectuar de varios modos: 1) Expulsión parcial del agua u otros fluidos intersticiales. 2) Amontonando o apilando con fuerza las partículas que la constituyen. 3) Flexión y granulación de partículas. 4) Reajuste mecánico de los granos por deslizamiento de los cristales. 5) Reajuste químico, como se observa en la recristalización de pizarras y gneis  Recristalización: el proceso de recristalización no es un factor importante en la porosidad de una arenisca; sin embargo, tiene mucha importancia para rocas carbonatos. La recristalización aunque tiende a destruir la porosidad primaria, produce nuevos poros entre los cristales en las formaciones de carbonatos. La recristalización puede destruir cualquier porosidad preexistente al convertir la roca en un denso agregado de cristales entrelazados. Es un rasgo común del metamorfismo y una razón por lo que las rocas metamórficas son generalmente impermeables.  Granulación: A medida que la presión de los sedimentos superpuestos aumenta, los granos de cuarzo tienden a formar un empaquetamiento mas compacto en una arenisca. Los granos de arena son molidos y también sufren una deformación plástica. La granulación puede disminuir la porosidad y destruir la permeabilidad por compresión de la 12

roca. Las rocas que han estado profundamente enterradas en el pasado geológico y las que han sido comprimidas fuertemente por fuerzas distróficas laterales han sufrido granulación en grados variables.

RANGOS DE LA POROSIDAD Los valores de la porosidad de los yacimientos pueden variar ampliamente dependiendo del tipo de formación. Entre estos se tienen:  Areniscas: Entre 10 y 40%, dependiendo de la naturaleza del cemento y su estado de consolidación.  Calizas y Dolomitas: entre un 5 y 25%. Carbonatos densos (calizas y dolomitas) y evaporizas (sal, anhidrita, etc.) pueden mostrar porosidades de prácticamente cero.  Arcillas: entre un 20 y 45%, dependiendo del origen y de la profundidad. Pero sus poros son usualmente tan pequeños que la roca no permite el flujo de fluidos a través de ella. En general, una apreciación cualitativa para arenas consolidadas de la porosidad, puede ser expresada de la forma siguiente (levorsen, 1956): * Despreciable * Pobre * Mediana * Buena * Muy Buena

5% 10% 15%

< <


5% 10% 15% 20% 20%

DETERMINACION DE LA POROSIDAD En un mismo horizonte, las características de porosidad y permeabilidad pueden variar en proporciones importantes de un punto a otro. Los métodos de medición, que son numerosos, se pueden agrupar en dos categorías diferentes:

13

1) los métodos directos, que operan sobre muestras de formación (núcleos) 2) los métodos indirectos, que proceden por interpretación de datos físicos medidos en sondeos.

METODOS DIRECTOS Las medidas directas, por aparatos de laboratorio, pueden ser muy precisas, pero son efectuadas sobre muestras de pequeño tamaño, y como consecuencia, no son representativas del conjunto de la formación. Numerosos métodos han sido desarrollados para determinar la porosidad. En las medidas de porosidad en el laboratorio es necesario conocer o evaluar dos de los tres parámetros que la definen, es decir el volumen total (Vt), volumen de sólidos (Vs) o el volumen de poros (Vp). Para ello se usan muestras o núcleos obtenidos en los pozos, previamente tratados y preparados. Varios métodos para medir porosidad usualmente se distinguen por medir volumen de grano o volumen poroso. Todos los métodos que miden el volumen poroso dan la porosidad efectiva. Estos métodos están basados en la extracción de los fluidos de la roca o la introducción de un fluido dentro del espacio poroso de la misma. METODOS INDIRECTOS Los métodos indirectos se hacen a partir de registros físicos. En los casos favorables, proporcionan una idea mas completa de las características del conjunto de la formación, basándose no solamente en una muestra, son en un volumen mas o menos importante de la roca alrededor del pozo. Para un yacimiento dado, es indispensable una comprobación por comparación con las medidas de laboratorio, a fin de ajustar las interpretaciones. Entre los métodos indirectos para determinar la porosidad se tienen:  A partir de los perfiles de la porosidad. 14

 A partir del microperfil Tres perfiles se han desarrollado para determinar la porosidad, estos son: el perfil de densidad, el perfil sónico y el perfil neutrónico. Combinación de estos perfiles son usados para determinar la litología y porosidad así como también porosidad de las fracturas. LA PERMEABILIDAD La permeabilidad (k) es la medida de la facilidad con que una roca (formación) permite el flujo de un fluido o fluidos de determinada viscosidad a través de ella. Para que una roca sea permeable debe tener porosidad interconectada (poros, cavernas, vasos capilares o fracturas), es decir, porosidad efectiva. La unidad básica de la permeabilidad se llama Darcy, en honor al ingeniero francés Henry Darcy, quien estudió primera vez en 1856 el flujo de agua a través de filtros de arena. La forma generalizada de la Ley de Darcy se expresa de la siguiente forma: Vs= -k/µ Donde: Vs: volumen de flujo por unidad de área s: Dirección de flujo siempre positiva z: Coordenada vertical p: Densidad del fluido g: gravedad dp/ds: Gradiente de presión a lo largo de la dirección s, dz/ds: Sen donde es el ángulo entre la dirección s y la horizontal, y : viscosidad del fluido. La permeabilidad generalmente se expresa en milésimas de Darcy, es decir, miliDarcys (0,001) Darcy. En el sistema internacional el Darcy es expresado como 1Darcy= 1000mD=0,987x =0,987 . Para el flujo horizontal dz/ds=0 la ley de Darcy enuncia que: ‘‘La velocidad de un fluido homogéneo en un medio poroso es proporcional al gradiente de presión e inversamente proporcional ala viscosidad del fluido, la constante de proporcionalidad k es la permeabilidad. La ecuación queda de la siguiente forma: 15

V= q/A= -k/

dp/ds.

Donde: V: Velocidad aparente (cm/seg) u: Viscosidad del fluido fluyente (cps) dp/ds: Gradiente de presión en dirección al flujo (atm/cm) k: Permeabilidad ( Darcy) q: Tasa volumétrica de flujo (cc/seg) A: área de la sección transversal ( ). El signo negativo indica que si se toma el flujo en la dirección positiva de s, la presión disminuye en esa dirección y la pendiente dp/ds es negativa. En ingeniería interesa expresar más la ecuación de Darcy en unidades prácticas de campo, es decir, tasa en bl/día, área en pie y dp/dl en lpc/pie. Manteniéndose u en cps , obteniéndose: V= q/A= 1,127 k/

dp/dl.

APLICACIÓN DE LA LEY DE DARCY. La Ley de Darcy se aplica solo en la región de flujo laminar. En flujo turbulento que ocurre a altas velocidades el gradiente de presión aumenta a una tasa mayor que la de flujo. Afortunadamente en casos de muy altas tasas de inyección o de producción en la densidad del pozo, el flujo en el yacimiento es laminar y la ley de Darcy se cumple. La ley de Darcy no se aplica a flujo de canales de porosos individuales, sino a partes de la roca de dimensiones razonablemente grande comparada con el tamaño de los canales porosos. Debido a la porosidad de la roca, a la tortuosidad de las líneas de flujo y a la ausencia de flujo en algunos de los canales porosos, la velocidad real de un fluido varía de un lugar a otro dentro de la roca, y mantiene un promedio mucho más alto que la velocidad aparente. Como las velocidades reales no son medibles y por lo general, y para mantener porosidades y permeabilidades independientes, las velocidades aparentes constituyen la base de la ley de Darcy. Es decir, la velocidad real promedio de avance de un fluido es la velocidad aparente dividida por la porosidad, cuando el fluido satura completamente la roca.

16

VELOCIDAD REAL Y VELOCIDAD DE DARCY. Al calcular la velocidad a través de la ecuación anterior se obtiene una velocidad falsa puesto que el fluido no fluye por toda la sección transversal sino solamente por una parte de ella. A esta velocidad falsa (la que tendría si circulara el fluido por toda la sección transversal del medio poroso) se le denomina ‘‘Velocidad de Darcy o ‘‘velocidad real o velocidad aparente o velocidad de flujo. El área total o aparente de la roca incluye tanto el área del material sólido (esqueleto mineral) de la roca como también el área de los canales porosos. Mientras que la sección transversal por la que circula el fluido se conoce como ‘‘Área efectiva‘‘, la cual considera la porosidad efectiva, que es por donde realmente circula el fluido. La velocidad real o efectiva viene dada por: q/

=q/A. . .

Donde: : Velocidad aparente, pie /día( ) q: Tasa volumétrica de flujo , /dia(cc/seg), : Porosidad efectiva,(fracc), : Saturación de agua irreducible (fracc), : Área efectiva, ( ). CLASIFICACIÓN DE LA PERMEABILIDAD Según las fases en el medio poroso se tienen los siguientes tipos de permeabilidad:  Permeabilidad absoluta (ka): Es aquella que tiene un medio poroso saturado 100% por una única fase. Esta es una propiedad del medio poroso y por lo tanto no depende del fluido, tasa de flujo y diferencial de presión.  Permeabilidad efectiva: Es aquella que corresponde a una determinada fase cuando fluye en el medio poroso dos o más fases. Es una función del fluido en consideración. En ninguna parte del yacimiento existe una sola fase saturando el medio poroso, por lo que solo son de interés las permeabilidades efectivas. Es evidente que la permeabilidad efectiva de una roca aun fluido dado siempre será menor que la permeabilidad 17

absoluta de la misma. El único caso en que la permeabilidad efectiva es igual a la absoluta es cuando la saturación de un fluido dado es 100%, es decir que existe un solo fluido en el sistema.  Permeabilidad relativa (Kr): Es la razón o cociente que hay entre la permeabilidad efectiva de un fluido y la absoluta. Depende den la saturación del fluido considerado y siempre será menor o igual a la unidad. Kr=Ke/Ka. Los yacimientos de petróleo pueden tener permeabilidad primaria, la cual es conocida como permeabilidad de la matriz y permeabilidad secundaria. La permeabilidad de la matriz se origina al tiempo de la deposición y litificación de las rocas sedimentarias. Así como la porosidad secundaria o inducida, la permeabilidad secundaria resulta de la alteración de la roca matriz por: compactación, cementación, fracturamiento y solución. Mientras la compactación y cementación generalmente reduce la permeabilidad primaria, el fracturamiento y solución tienden a incrementarla. En algunas rocas yacimiento, particularmente los carbonatos de baja porosidad, la permeabilidad provee la conductividad para la migración de los fluidos. FACTORES QUE RIGEN LA MAGNITUD DE LA PERMEABILIDAD La permeabilidad esta afectada en el yacimiento por los mismos factores que afectan la porosidad, tales como: presión de sobrecarga, grado de compactación de la roca, forma y tamaño de los granos, presencia de arcillas, etc.  Forma y tamaño de los granos: El tamaño y forma de los granos es la variable que más afecta la permeabilidad y puede variar en varios órdenes de magnitud en un mismo yacimiento. Si la roca esta compuesta de granos grandes y chatos, uniformemente arreglados con grandes dimensiones horizontales, su permeabilidad horizontal (Kh) sería muy alta, mientras que la permeabilidad vertical (Kv) seria de mediana a grande.

18

Si la roca está compuesta mayormente de granos grandes y uniformemente redondeados, su permeabilidad será considerablemente alta y de magnitud similar en ambas direcciones. La permeabilidad de las rocas yacimiento es generalmente menor, especialmente en la dirección vertical, si los granos son pequeños y de forma irregular. La mayoría de los yacimientos de petróleo están en esta categoría.  Efecto de la presión de sobrecarga: Varios autores han estudiado efecto de la presión de sobrecarga o presión de confinamiento sobre la permeabilidad absoluta del medio poroso. Los resultados de todos los estudios indican que la permeabilidad es reducida cuando la presión de confinamiento incrementa. Ellos expresan que la permeabilidad absoluta de un medio poroso solo puede ser expresada como una función de la diferencia entre la presión de confinamiento y de la presión de poro, y es independiente de los valores de estas variables. Mclatchie encontró que la reducción de permeabilidad en arenas limpias fue relativamente pequeña, mientras que en areniscas que contienen gran cantidad de arcilla, las pruebas indicaron una gran reducción de la permeabilidad con el incremento de presión de sobrecarga efectiva.  Cementación: La cementación tiene gran impacto sobre la permeabilidad pero generalmente presenta poca variación en una roca yacimiento. Tanto la permeabilidad como la porosidad de rocas sedimentarias son influenciadas por la extensión de cementación y la ubicación del material de cementación dentro del espacio poroso. La cementación afecta los canales porosos debido a la deposición de la materia cementante que une los granos. A medida que el grado de cementación avance la disminución de la porosidad y permeabilidad será mayor. RANGOS DE PERMEABILIDAD La permeabilidad de las formaciones productoras varia mucho, desde valores menores de 0,1 mD hasta mayores de 13000 mD. La permeabilidad mínima que permite la explotación comercial de un

19

yacimiento depende de varios factores entre los cuales podemos mencionar: a) Espesor de la zona productora. b) Tipo de fluido (petróleo o gas). c) Viscosidad del hidrocarburo. d) Presión de formación. e) Saturación de agua. f) Precio del crudo. La calidad de un yacimiento consolidado determinada por la permeabilidad (mD), puede ser clasificada de la siguiente manera: Pobre 1 Regular 1