08 enero 2009

Caracteristicas Y Propiedades De Los Yacimientos
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1. Porosidad (ø)

Se define como la fracción del volumen total de la roca que representa espacios vacíos.
ø=Vp/Vt ..... (1)

Donde:
VP = Volumen poroso.
VT = Volumen total.
Clasificaciòn De La Porosidad
  • Según la comunicación de los poros, la porosidad se clasifica en:
    · Efectiva: Referente a los poros interconectados.
    · No efectiva: Referente a poros no interconectados.
    · Absoluta: Porosidad efectiva más porosidad no efectiva. Se define como el porcentaje del espacio total con respecto al volumen total de laroca sin tener en cuenta si los poros estan interconctados entre sì o no.

  • Según su origen, la porosidad se clasifica en:
    *Porosidad Primaria: Es la que posee la roca de la fase depositacional al inicio del enterramiento, donde los granos no hayan sido alterados, fracturados o disueltos.

    Depende de:
    • Uniformidad del tamaño de granos.
    • Forma de los granos.
    • Régimen de depositación.
    •Compactación

*Porosidad Secundaria: Es el espacio poroso adicional originado por modificación por procesos post-sedimentación y Diagénesis. Se origina por:

• Presión por compactación
• Presión solución–intragranular
• Cementación
• Disolución
• Recristalización
• Fracturamiento

*Porosidad por Fractura: Originada en rocas sometidas a varias acciones de diastrofismo.

*Porosidad por Dolomitización: Proceso mediante el cual las calizas se convierten en dolomitas, que son más porosas. Los empaques de granos que presentan las rocas con porosidad secundaria son en general del tipo

  • Calidad de la roca en función de su porosidad:

* Muy Buena <20.

*buena 15 a 20.

*Regular 10 a 15.

*Pobre 5 a 10.

*Muy Pobre >= 5.

2. Permeabilidad (K)

Se define como la capacidad que tiene una roca de permitir el paso de fluidos a través de sus poros interconectados. La idea de permeabilidad fue desarrollada a partir de los experimentos de Henry Darcy. De forma general la Ley de Darcy se expresa de la manera siguiente:

q= KAdP/Udl....

Donde:
q = tasa, cc/seg
K = Permeabilidad, Darcy ó Milidarcy.
A = área transversal, cm2
P = Presión, lpc o atm
l = Longitud, cm
μ = Viscosidad del fluido, cp.

Clasificación de la permeabilidad

  • Absoluta (K): Roca saturada con un solo fluido.
  • Efectiva (Kw; Ko; Kg): Roca saturada con más de un fluido.
  • Relativa (Krw; Kro, Krg): la permeabilidad relativa se define como:

Kr= Kx/Kabs

Donde:
Kr = Permeabilidad relativa.
Kx = Permeabilidad efectiva.

Kabs = Permeabilidad absoluta.

3. Presión Capilar

Es la diferencia de presión a través de la interfase que separa dos fluidos inmiscibles, cuando se ponen en contacto en un medio poroso.

Pc= Pnm - Pm

Donde
Pc = Presión capilar.
Pnm = Presión fase no mojante.

Pm = Presión fase mojante.

4. Saturación

Es el porcentaje del espacio poroso de una roca, ocupada por un fluido.

S= Vf/Vp

Donde:
S = Saturación, Usualmente expresada en porcentaje.
Vf = Volumen del fluido, cc.
Vp = Volumen poroso, cc.

5. Humectabilidad

Se define c omo el angulo de contacto que los fluidos forman en la superficie solida o superficie de la matriz. En el caso de las rocas y por sus caracteristicas de composicion, existe la propension a la humectabilidad al agua o al petròleo, lo cual, segun la saturacion y la presion capilar, afecta la tension interfàsica petròleo/agua y, por ende, el desplazamiento de crudos de diferentes densidades.

En los estudios de yacimientos es importante conocer el fluido que domina la humectabilidad de la roca, las saturaciones de los fluidos y el establecimiento de las relaciones entre la permeabilidad efectiva y la permeabilidad absoluta para establecer la permeabilidad relativa correspondiente a las sustancias gas, petroleo y agua.

6. Tortuosidad

Se define como el indicador de la desviacion que exhibe el sistema fisico real de poros respecto a un sistema "equivalente" de tubos capilares.

La tortuosidad se define debido a que los poros si existen y las presencia de las interfase originan presiones capilares que afectan los procesos de desplazamiento de las sustancias ya que los poros interconectados que en la roca representan los canales de flujo de los fluidos en el yacimiento (gas, petroleo, gas) no son tubos capilares rectos ni tampoco tienen pared lisa. Se expresa mediante la relacion:

(La/L) al cuadrado

Donde:

La= Longitud real del trayecto de flujo.

L= Longitud de la muestra de la roca.

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