PETROFISICA: Porosidad, Permeabilidad, Saturación, Capilaridad.

Introducción

Los hidrocarburos juegan un papel fundamental en la vida diaria de todas las personas. Nos proveen de energía para mover automóviles, generar energía eléctrica, crear productos químicos, plásticos, perfumes, aceites, grasas, etc. El petróleo y en sí los hidrocarburos no tienen las misma características. Hay diferentes tipos de crudo y sus propiedades físicas son diferentes.Esto implica diferentes equipos para extraerlo y facilidades de producción específicas. Esto hace que los tipos de crudo se diferencian por su valor económico. Este módulo tratará los diferentes tipos de crudo, sus propiedades y comparaciones entre ellos.

Condiciones en el yacimiento

En un yacimiento de petróleo se encuentra gas, crudo y agua. Debido a que el yacimiento se encuentra a miles de pies de profundidad del suelo, la cantidad de tierra y rocas que hay encima de éste ejerce grandes presiones (miles de libras por pulgada cuadrada o psi) sobre el gas y crudo contenidos en el. El volumen del crudo y el gas varían con la presión. Los tipos de crudo se diferencian principalmente por las siguientes propiedades que se explicarán a continuación:

• Bo • GORi • Gravedad API• Color

Antes de ver las propiedades, veremos los diagramas de fase de los hidrocarburosDiagramas de Fase

Los diagramas de fase determinan el comportamiento del fluido respecto a la presión y temperatura en el yacimiento. Cada tipo de crudo tiene su propio diagrama de fase. Dependiendo de la presión y la temperatura, un hidrocarburo puede estar como gas y/o como líquido en el yacimiento. El Diagrama de fase tiene dos zonas, una donde el hidrocarburo es líquido y otra donde es gas. Suponga que el hidrocarburo es líquido y contiene gas disuelto a la presión del yacimiento. Cuando llega a este punto, el gas disuelto dentro del crudo comienza a separarse. Esta presión se conoce como presión de burbuja. Cuando es extraído del yacimiento y está siendo llevado a la superficie del pozo, la presión comienza a bajar y la temperatura se mantiene casi constante. Cuando la presión desciende al ser extraído el gas del yacimiento, llega a este punto llamado presión de rocío donde el gas comienza a condensarse (formar líquido).

A medida que el fluido se acerca a la superficie, más gas se va separando y cada vez es menos el crudo que va quedando. Nuevamente el porcentaje o fracción de líquido que queda al separarse del gas, depende de la presión. Ahora suponga que lo que hay en el yacimiento es sólo gas. PROPIEDADES DE LOS FLUIDOS

Presión de Burbuja: Es la presión donde aparece la primera burbuja de gas en el petróleo que esta líquido en el yacimiento. A esta presión se dice que el líquido está saturado.

Presión de Rocío: A diferencia de la presión de burbuja, la presión de rocío es la presión donde aparece la primera gota de líquido a una temperatura dada. El petróleo está como gas en el yacimiento y en este punto comienza a condensarse.

Presión crítica: Es el punto donde convergen la fase líquida y la fase gaseosa. En este punto no se puede diferenciar el líquido del gas.

GORiLa relación Gas - Aceite inicial (Gas Oil Ratio) indica que tanto gas hay por cada barril de crudo, todo en condiciones estándar (60ºF, 14,7psi).El volumen del gas se mide en pies cúbicos estándar (SCF).El crudo se mide en barriles en tanque de almacenamiento (STB).

Esta relación es clave para determinar el tipo de crudo en un yacimiento.

RELACION DE SOLUBILIDADEs la cantidad de gas en solución que tiene el crudo (disuelto dentro de él). Petróleo Sobresaturado Por encima de la presión de burbuja. No puede disolver más petróleo.Petróleo SaturadoA la presión de burbuja. En equilibrio.Petróleo Subsaturado Por debajo de la presión de burbuja.

OJO ese grafico debe ser revisado, tiene conceptos erradosGráfica de Gas en solución vs presión. Cuando la presión es inferior a la presión de burbuja (Pb), el crudo comienza a liberar gas y el Rs disminuye.

BoEl factor volumétrico de formación del aceite (Bo) compara los volúmenes de crudo y gas disuelto en el yacimiento contra el volumen de ese crudo en superficie, a condiciones estándar.

Es el volumen del crudo y del gas disuelto dentro del crudo, en el yacimiento. Debido a las altas presiones, el volumen del gas es reducido dramáticamente en comparación a su volumen arriba en la superficie.

STB: Stock Tank Barrel o barril en tanque de almacenamiento. Es el volumen que ocupa el sólo crudo (sin gas) a condiciones estándar (60ºF y 14.7psi de presión absoluta).Con esto, se tiene para el Bo:

El Bo siempre es mayor que uno. Gravedad o Grado API (ºAPI)

Es una escala adoptada por la American Petroleum Institute (API) para determinar la gravedad específica o densidad de un hidrocarburo. Entre más grados API se obtiene un hidrocarburo de más baja densidad.

El grado API influye directamente en el costo del hidrocarburo, entre más alto sea el grado más elevado será su precio.

El agua tiene 10 ºAPI, el crudo de Caño Limón es 29 ºAPI, mientras que una gasolina puede tener hasta 60 ºAPI por citar algunos ejemplos.Los crudos, según su gravedad se clasifican en:

• Súper Pesados (Menos de 10 ºAPI)• Pesados (10 - 22 ºAPI)• Medianos (22 - 32 ºAPI)• Livianos (32 - 42 ºAPI)• Condensados (Mayor de 42 ºAPI)

Coeficiente de Viscosidad (m)La viscosidad en los fluidos influye en la facilidad de estos para fluir. Cuando se tiene un valor alto de viscosidad, el fluido tiene mucha resistencia al flujo.Para los hidrocarburos, la viscosidad varía por la presión y la temperatura. En el caso de la presión, cuando el crudo baja de la presión de burbuja y comienza la liberación de gas, la viscosidad aumenta notablemente, tal como se muestra en la siguiente gráfica.

La viscosidad se mide en Stokes o CentiStokes (cSt).

COMPRESIBILIDADEl volumen de las aguas de formación (lo mismo que los petróleos crudos pero en menor grado) es afectado por la temperatura, la presión y la cantidad de gas en

solución. La compresibilidad del agua de formación o agua innata también contribuye en un alto porcentaje en algunos casos a la producción de yacimientos volumétricos por encima del punto de burbujeo; además, contribuyen gran parte a la intrusión de agua en yacimientos de empuje hidrostático. Cuando la preescisión de otros datos lo justifica, los factores volumétricos, compresibilidades y gas en solución deben entrar en los cálculos de balance de materiales de los yacimientos. Dodson y Standing estudiaron las propiedades PVT del agua de formación. Por ejemplo de la figura, puede determinarse la compresibilidad de agua limpia sin gas como función de temperatura y presión, y el factor de corrección por el que aumenta la compresibilidad debido al gas en solución.La ingeniería de yacimientos clasifica el fluido de yacimiento como:

a) incompresibleb) líquido compresible.c) gas.

El concepto de fluido incompresible, cuyo volumen no cambia con presión, simplifica la deducción y forma final de muchas ecuaciones de flujo, de suficiente exactitud para muchos propósitos prácticos.Un líquido compresible se define como aquel cuyo cambio de volumen con presión es bastante reducido y expresable por la ecuación:

V = Vi*ec(Pi-P) COMPRESIBILIDAD DE FLUIDOS DEL YACIMIENTO POR ENCIMA DEL PUNTO DE BURBUJEO.Los fluidos del yacimiento por encima del punto de burbujeo tienen todo el gas existente en solución. Cuando se aplica presión a tal sistema (líquido) en exceso de la presión del punto de burbuja ocurre una disminución no lineal en el volumen, que depende de la temperatura y composición del fluido. Los factores volumétricos relativos pueden convertirse a factores volumétricos del fluido de la formación.

COMPRESIBILIDAD EN LOS GASESSe pueden distinguir dos tipos de compresión en los gases: una compresión a temperatura constante o isotérmica y una compresión en un recinto aislado sin intercambio de calor o adiabática. Se incluyen en este último tipo las compresiones rápidas, ya que en ellas no hay tiempo para que se produzcan intercambios de calor.En una compresión isotérmica, el volumen (V) ocupado por una determinada masa gaseosa es inversamente proporcional a la presión (p), es decir, el producto p · V permanece constante. En una compresión adiabática es el producto p · Vg el que permanece constante, donde g es una constante característica del gas y que siempre es mayor que la unidad.

Coeficiente de compresibilidad y módulo de elasticidad volumétrica. El coeficiente de compresibilidad describe la variación del volumen que ocupa una determinada cantidad de fluido al aplicarle presión a una temperatura dada. Este coeficiente de define mediante la expresión

En algunas ocasiones se utiliza el valor inverso de este coeficiente y se denomina

módulo de elasticidad volumétrica, ,

Habida cuenta que la compresión de un fluido no obedece a una relación lineal entre la presión y el volumen comprimido, el modulo de elasticidad puede definirse de varias

PROPIEDADES DE LA ROCA

POROSIDAD

La 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 representa espacios que pueden almacenar fluidos. 

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 por 100.

Matemáticamente se puede explicar el concepto de porosidad de la siguiente manera, vamos a asumir que un medio poroso se encuentra compuesto por esferas del mismo tamaño (estas esferas representan la matriz de la roca), si las esferas se encontrasen dispuestas espacialmente de forma tal que los centros de cualquier grupos de esferas adyacentes corresponden a las cuatros esquinas de un cubo de lados iguales al diámetro de las esferas, como se puede ver en la figura 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. 2) y el volumen total del cubo (Ec. 3).

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

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

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%).Clasificación de la Porosidad

La porosidad de una roca de yacimiento puede ser clasificada de dos maneras:- Según su origen- Según la comunicación de sus poros

De acuerdo a su origen, la porosidad puede ser clasificada en primaria y secundaria.La porosidad primaria es aquella que se origina durante el proceso de deposición de material que da lugar a la roca y la porosidad secundaria es aquella que se desarrolla por algunos procesos naturales o artificiales posteriores a la deposición de la roca.

Algunos procesos que dan origen a la porosidad secundaria de una roca son: la disolución, las fracturas y la dolomitizaciónLa disolución es un proceso en 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

Las 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 que separan los granos que conforman la matriz de la roca. Esta deformación origina un aumento en el volumen de espacios que puede contener fluidos, lo que se traduce en un aumento en la porosidad.

En general las rocas con porosidad primaria presentan características más uniformes que aquellas que presentan parte de su porosidad secundaria o inducida.

Debido 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.

Figura 2. Distribución de poros en la roca

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

La 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 compuesta por los espacios que pueden contener fluidos pero no están comunicados entre sí

Como la sumatoria del volumen de los poros no interconectados mas 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. 6).

En ingeniería de yacimientos la porosidad de más importante es la efectiva, ya que representa el volumen de espacios de la roca que puede estar ocupado por fluidos movibles.

Factores que afectan la Porosidad Existen varios factores que afectan la porosidad de la roca, entre estos podemos mencionar los siguientes:

- Tipo de empaque.- Presencia de material cementante.- Geometría y distribución del tamaño de los granos. - Presión de las capas suprayacentes.

Tipo de Empaque Si se tiene un medio poroso compuesto por esferas de igual tamaño, las cuales se encuentran dispuestas formando un arreglo cúbico, la porosidad obtenida es de 47.64%. Si modificamos la disposición espacial de las esferas manteniendo el tamaño de las mismas, como se observa en la figura 3, la cual representa un empaque de tipo romboédrico, la porosidad del sistema disminuye a 25.9%.

Figura 3. Arreglo romboédricoEsta disminución en la porosidad se debe a una reducción en el volumen poroso del sistema, ya que parte de las esferas ocupan un volumen que anteriormente se encontraba vacío.La variación en el tipo de empaque de los granos es un factor que afecta la porosidad. Algunos tipos de empaque y su correspondiente valor de porosidad son los siguientes: cúbico 47.64%, ortorrómbico: 39.54%, tetragonal esfenoidal: 30.19%, romboédrico: 25.9%Al calcular la porosidad de una roca que presenta un empaque cúbico como el mostrado en la figura 1 se obtuvo un valor de porosidad de 47.64%. Si se mantiene el tipo de empaque y se reduce el tamaño de las esferas a la mitad, la porosidad puede ser calculada como se muestra a continuación:

Como se puede apreciar la porosidad continua siendo 47.64%, esto se debe a que la variación en el tamaño de los granos no afecta la porosidad de la roca, siempre y cuando se mantenga el tipo de arreglo o empaque de los granos.

Presencia de Material CementanteLos granos que conforman la matriz de la roca se encuentran unidos entre sí por material cementante, el cual se encuentra compuesto principalmente por sílice, carbonato de calcio y arcilla. La presencia de material cementante afecta la firmeza y compactación de la roca,  por lo tanto afecta la porosidad de la misma. A medida que aumenta la cantidad de material cementante, la porosidad del sistema disminuye, debido a que este material se aloja en los espacios disponibles para la acumulación de fluidos. Por esta razón, la porosidad de arenas no consolidadas (las cuales presentan poca cantidad de material cementante) es mucho mayor que la porosidad de arenas altamente consolidadas o compactadas

Geometría y distribución del tamaño del granoDependiendo del ambiente depositacional en el cual se origina la roca, los granos que la conforman presentaran una determinada distribución en su tamaño. Esta variación en el tamaño de los granos se conoce como escogimiento y es un factor que afecta la porosidad de l roca.Como se puede apreciar en la figura 4, cuando la distribución del tamaño de los granos de una roca es homogénea (buen escogimiento), la porosidad de la roca es alta. A medida que aumenta la heterogeneidad en el tamaño de los granos, la porosidad de la roca diminuye. La forma de los granos también afecta la porosidad de la roca. Un sistema compuesto por granos perfectamente redondeados presentará una porosidad mayor que un sistema formado por granos alargado, como se aprecia en la figura 5.Figura 5. Variación en la forma de los granos

Granos redondeado Granos alargadosFigura 4. Distribución del tamaño de los granos

Distribución heterogénea Distribución homogéneaPresión de las capas suprayacentesOtro factor que afecta la porosidad es la compactación originada por la presión de sobrecarga, la cual es ejercida por el peso de las capas suprayacentes de la roca. A medida que aumenta la profundidad, la presión ejercida por la columna de sedimentos aumenta, esto genera una fuerza que tiende a deformar los granos y reducir el volumen de espacios vacíos, por lo tanto se origina una 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 un desequilibrio que origina esfuerzos que tienden a disminuir el volumen bruto y el volumen poroso de la roca, lo que se traduce en una reducción en la porosidad

Procedimientos para medir la Porosidad La 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.

Medición de la Porosidad en el Laboratorio Las 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.

Determinación del Volumen Total El volumen total puede ser calculado por medición de las dimensiones de la muestra utilizando un vernier. El procedimiento utilizado usualmente consiste en la determinación del volumen de fluido desplazado por la muestra, con este procedimiento también puede determinarse el volumen de muestras irregulares.Los métodos utilizados para determinar el volumen del fluido desplazado son:- Métodos gravimétricos.- Métodos volumétricos.

Métodos gravimetritos El 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 gravimetritos 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.

Métodos Volumétricos Los 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.

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 8. Este método se utiliza en trabajos que no requieren gran exactitud.

Determinación del volumen poroso efectivo Todos 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.

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.

Método del porosímetro de helio Su 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.

Método de saturación de Barnes Este 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.

Método de Core Lab Este método consiste en utilizar dos muestras de la misma formación, una es sometida a inyección de mercurio para determinar el volumen total y el volumen poroso ocupado por gas, y la otra es sometida a un proceso de retorta.El volumen de agua se obtiene operando la retorta entre 400 – 500 grados Fahrenheit y el volumen de petróleo se determina operando la retorta a 1200 grados

Medición de la Porosidad con perfiles de PozoLos perfiles sónicos, de densidad y neutrónico, presentan características que dependen de la porosidad de la formación, por lo tanto la combinación de estos permite evaluar la litología, porosidad y geometría del espacio poroso.

Perfil sónico El perfil sónico mide el tiempo de transito ∆t, o sea, el tiempo 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 relación empírica para la determinación de la porosidad a partir del perfil sónico es:

Donde:∆t = 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 (si el espacio poroso se encuentra saturado por petróleo, el tiempo de tránsito promedio de la onda es de 0,2325 microsegundos por pie).Esta relación es aplicable a formaciones limpias y compactas, de porosidad intergranular y que contienen líquidos en el sus poros.Perfil de densidad Este tipo de perfil responde a la densidad de electrones del material en la formación. La porosidad se obtiene de la densidad de formaciones  limpias y llenas de líquidos cuando se conoce la densidad de la matriz y la densidad del fluido que satura la formación. Esta densidad esta relacionada con la porosidad de acuerdo a la siguiente relación:

Donde:ρmatrix = Densidad de la matriz. (gr/cc)ρbulk= Densidad leída del perfil en la zona de interés. (gr/cc)ρfluid = Densidad del fluido que satura la formación. (gr/cc)

Perfil neutrónico Este perfil responde a la presencia de átomos de hidrógeno. Si el espacio poroso se encuentra lleno de líquido, la respuesta del registro corresponde básicamente a una medida de la porosidad. El perfil lleva generalmente una escala en unidades de porosidad basado en una matriz calcárea o de areniscasValores promedio de Porosidad Debido a las diferencias existentes en los valores de porosidad obtenidos de muestras tomadas en diferentes partes del yacimiento, para algunos cálculos de ingeniería es necesario asignar valores promedio de esta propiedad a todo el yacimiento o secciones del mismo. Los promedios comúnmente utilizados para calcular la porosidad son los siguientes:- Promedio aritmético.- Promedio ponderado por espesor.- Promedio ponderado por área.- Promedio ponderado por volumen.

Promedio aritmético Consiste en determinar la media aritmética de los valores obtenidos.

Promedio ponderado por espesor Se utiliza cuando se dispone de valores de porosidad y espesor de la formación para diversos pozos del mismo yacimiento, o cuando para un mismo pozo se tienen valores de porosidad para diferentes secciones de espesores determinados.

Promedio ponderado por área Si se tienen los valores de porosidad para cada pozo, estos valores pueden considerarse representativos del área de drenaje de cada uno de dichos pozos, y puede definirse una porosidad promedio utilizando la ecuación 13.

Promedio ponderado por volumen Si se conoce el área de drenaje de cada pozo, se puede determinar una porosidad promedio ponderada por volumen si se considera el espesor de la formación en cada uno de los pozos mediante la siguiente ecuación:

Promedio estadístico Este tipo de promedio es el más representativo debido a que toma en cuenta la distribución estadística de los valores de porosidad en el yacimiento.La descripción de la distribución de porosidad en un yacimiento es un aspecto muy importante en ingeniería de yacimientos, y tiene un impacto directo en las decisiones económicas que se realizan sobre los proyectos de exploración y producción. Una técnica desarrollada para aplicar métodos estadísticos a los problemas de las ciencias de la tierra es la geoestadística, la cual se encarga de estudiar la continuidad espacial de los atributos de un yacimiento, con la finalidad de proporcionar caracterizaciones heterogéneas de los yacimientos a través de diversos métodos de estimación.La figura mostrada a continuación muestra un mapa de distribución de porosidad en un yacimiento, el cual fue generado a partir de técnicas geoestadísticas, utilizando la información de porosidad de los pozos presentes en el campo.

Figura 6. Distribución de porosidad en un yacimiento

DISTRIBUCIÓN DEL AGUA CONNATA EN UN RESERVORIO

Contacto original agua/petróleo (WOC).- Es la menor elevación en el reservorio donde se produce 100 % de agua. En el contacto agua/petróleo existirá un valor de presión capilar PCT que es la presión umbral (Threshold).Note por lo tanto que en el contacto original agua/petróleo la producción de agua es 100% pero la presión capilar no es cero.Nivel de agua libre (FWL).- Este es el nivel al cual la saturación de agua es 100% y la presión capilar es cero. El nivel de agua libre puede ser considerado como un contacto agua/petróleo en el pozo (donde no existe medio poroso).Se debe notar cuidadosamente que el nivel de agua libre corresponde a Pc = 0 y que todas las presiones capilares o elevaciones capilares son medidas a partir del nivel de agua libre y no del contacto original agua/petróleo.Zona de transición agua/petróleo.- Esta es la zona comprendida entre el contacto agua/petróleo (WOC) y el punto en el cual el agua alcanza un valor de saturación irreducible.Saturación de agua connata (Swc).- Es la saturación de agua inicial en cualquier punto en el reservorio.

La saturación de agua connata alcanza un valor de saturación de agua irreducible sólo sobre la zona de transición. En la zona de transición el agua connata es móvil.En el caso de contactos gas/petróleo, la situación es simple debido a que la zona de transición gas/petróleo es generalmente tan delgada que se puede considerar como cero debido a la mayor diferencia de densidades.Si se asume que la distribución de los poros en el núcleo es el mismo que el del reservorio, se puede determinar la equivalencia:

Un punto en el reservorio que se determina de registros eléctricos es la profundidad del contacto inicial agua/petróleo, es decir el punto con 100% de saturación de agua pero la presión capilar no es cero.En las pruebas de presión capilar en el laboratorio, se inicia con 100% de saturación de agua en el núcleo y cero de presión capilar. Sin embargo este punto de inicio en el laboratorio corresponde al nivel de agua libre en el reservorio y no al contacto agua/petróleo. Así, para usar datos de laboratorio directamente en la determinación de saturaciones de campo es necesario calcular la profundidad del nivel de agua libre en el reservorio.La presión umbral (Threshold) de los núcleos es usada para determinar la distancia vertical en el reservorio entre el contacto agua/petróleo (WOC) y el nivel de agua libre (FWL). En las pruebas de laboratorio, cuando se aplica una presión capilar, la saturación de agua permanece en 100% hasta que se alcanza la presión umbral (presión requerida para forzar al fluido a ingresar a los poros más grandes). La misma situación existe en el campo, donde la presión umbral (Pct fld) iguala a la presión de la gravedad en el contacto agua/petróleo que es:

Donde:hpct = distancia entre contacto inicial agua/petróleo y el nivel de agua libre.Pct(fld)=Pc(núcleo)

Sobre la base a las ecuaciones anteriores se puede calcular la presión umbral de campo, a partir de las pruebas de laboratorio. Sustituyendo y resolviendo para hpct :

Una vez que se determina la distancia hpct, se mueve hacia abajo del contacto original agua/petróleo la misma distancia y se localiza el nivel de agua libre. Toda la elevación capilar que define la zona de transición debe ser calculada a partir de este nivel de agua libre.

SATURACIÓN DE FLUIDOSSe denomina Saturación a la fracción del espacio poroso ocupado por el fluido. Por definición, la suma de la saturación es 100%.

dondeSo = saturación de petróleo, %.Sg = saturación de gas libre, %Sw = saturación de agua, %La saturación de petróleo incluye todo el gas disuelto en el petróleo, mientras que la saturación de gas consiste solo de gas libre. Todo reservorio de hidrocarburo contiene algo de agua; sin embargo, a menos que la saturación de agua exceda un valor llamado la "saturación crítica de agua" (Swc), la fase agua es inmóvil y no será

producida. El agua dentro de los poros es a veces llamada "intersticial". El término "agua connata" es usado para denotar agua que fue depositada simultáneamente con los sedimentos.

Algunos reservorios de petróleo no contienen gas libre, ya que todo el gas esta disuelto en el petróleo. Estos reservorios son conocidos como "reservorios bajosaturados ". La ecuación es:

En un reservorio de gas que no contiene petróleo:

Existen, en general dos formas de medir la saturación original de fluidos: por procesos directos y por procesos directos.El proceso directo involucra la extracción de los fluidos del reservorio de una muestra de roca reservorio (núcleo). Los métodos directos incluyen la retorta, destilación con el procedimiento modificado ASTM y la centrifugación de fluidos. La experiencia demuestra que es dificultoso remover la muestra sin alterar el estado de los fluidos y/o roca.El proceso indirecto se basa en medidas de otras propiedades, tales como presión capilar. El método indirecto usa medidas de perfiles o presión

CONCEPTOS BÁSICOS SOBRE LAS CURVAS DE PRESIÓN CAPILAR

Cuando dos fluidos coexisten dentro de un medio poroso se ponen de manifiesto algunos fenómenos derivados de la existencia de tensiones interfaciales y ángulos de contacto entre la interfase de estos fluidos y el medio poroso. Este fenómeno se puede estudiar y cuantificar por completo en sistemas muy simples tales como tubos capilares de diámetro uniforme.CAPILARIDADCuando un capilar se sumerge en la interfase de dos fluidos puede producirse un ascenso o un descenso de la interfase. En el primer caso se produce el denominado "ascenso capilar", y en el segundo caso se habla de "descenso capilar". Estos movimientos ocurren como consecuencia de los fenómenos de superficie que dan lugar a que la fase mojante invada en forma preferencial el medio poroso. En términos generales, el ascenso o descenso capilar se detiene cuando la gravedad contrarresta (en función de la altura y de la diferente densidad de los fluidos) la fuerza capilar desarrollada en el sistema.Presión CapilarLa Fig. 1 muestra el fenómeno de introducción de un capilar en una interfase agua-petróleo, donde se genera el denominado ascenso capilar.

Fig. 1 - Ascenso Capilar de la interfase agua-petróleo.En este caso (capilar cilíndrico), la fuerza que origina el ascenso capilar esta expresada por:

Fuerza (hacia arriba) = wo . cos wo . 2 . . r                                                     [1]

Donde, wo = Tensión interfacial (Dinas/cm)  wo = Ángulo de contacto de la interfase líquida con la superficie del sólido.   r = Radio del capilar (cm)

Por otra parte, el peso adicional de la columna, debido al cambio de petróleo por agua durante el proceso.

Peso adicional de la columna = . r2 . h . g . .   h = Ascenso Capilar (cm) g = aceleración de la gravedad (cm / seg2) = Diferencia de densidad entre los fluidos (g / cm3)

Y, en el equilibrio, ambas fuerzas se compensan exactamente, de modo que igualando las expresiones [1] y [2] y despejando la altura "h", obtenemos:

h = 2 . wo . cos wo r . g . )La expresión [3] muestra la dependencia de los efectos capilares con el diámetro del tubo, con la tensión interfacial y el ángulo de contacto (mojabilidad del sistema) y la diferencia de densidad entre fluidos.Veamos, entonces, algunas consecuencias prácticas de estas expresiones.La Fig. 2 muestra el mismo esquema de la Fig. 1, con la señalización de algunos puntos que servirán para definir adecuadamente el concepto de presión capilar.

Fig. 2 - Presión en diferentes puntos de la zona de ascenso capilar.En base a un desarrollo simple haremos una comparación de presiones en los puntos A y B de la Fig. 2. Cada uno de estos puntos se encuentra en un lado diferente de la interfase agua-petróleo y, aunque un análisis simplista sugeriría que ambos puntos, debido a su cercanía, deben tener presiones casi idénticas, veremos que la situación real es muy diferente.Empecemos comparando los puntos E y D: Ambos puntos están muy cercanos (uno a cada lado de la interfase) y no hay fenómenos capilares involucrados, por lo que puede suponerse que se encuentran prácticamente a la misma presión (la columna de fluidos entre E y D es casi despreciable).Por otro lado, en el equilibrio, los puntos C y D se encuentran exactamente a la misma presión dado que están a la misma altura dentro de un mismo fluido. (PC = PD)Como la diferencia de presión entre B y C está fijada por la columna de agua que separa ambos puntos, la presión en B adopta la siguiente expresión:

PB = PC - w . g . h.                                         [4]

Y, del mismo modo. PA = PE - o . g . h.                                         [5]

Por lo que, restando las expresiones [5] y [4] (y teniendo en cuenta que PC = PE), resulta:

PA - PB =  wo . g . h.                                  [6] La expresión [6] muestra que la diferencia de presión entre los puntos de interés (A y B) es exactamente la diferencia de presión correspondiente al cambio de un fluido por otro en el capilar.En resumen, la expresión [6] indica que a uno y otro lado de la interfase curva existe una marcada diferencia de presión (tanto mayor, cuanto mayor es el ascenso capilar). A esta diferencia de presión se la identifica como presión capilar del sistema y su forma genérica es la siguiente.

Pcap = Pnm - Pm                                             [7] Donde,

Pcap = Presión Capilar Pnm = Presión de la fase no-mojante  Pm = Presión de la fase mojante.

En el caso analizado, la fase mojante es el agua, y la fase no-mojante es el petróleo, sin embargo la expresión [7] es de validez general y se aplica tanto a sistema de capilares cilíndricos como a sistemas de geometría no definida o altamente variable como es el caso de los medios porosos naturales.Otra expresión útil para visualizar y analizar los fenómenos capilares es la que se obtiene reemplazando la expresión [6] en la expresión [3]. En este caso obtenemos:

Pcap  = 2 . wo . cos wo r                          [8].

La expresión [8] muestra que, una vez elegidos, tanto el material del medio poroso como los fluidos a estudiar, la presión capilar es inversamente proporcional al radio del capilar involucrado. Nota: En medios porosos naturales, no es adecuado hablar de radios capilares, como lo hemos hecho con los tubos cilíndricos. Sin embargo, en los casos más complejos, se emplea un concepto general de "radio equivalente" de modo que, aunque la cuantificación de los fenómenos sea mucho más compleja, los conceptos principales, presentados en los párrafos previos, siguen teniendo validez. Debido a las condiciones geométricas y a la tendencia de los sistemas en equilibrio termodinámico a minimizar la superficie de las interfases, cuando el ángulo de contacto es cero, el radio de curvatura de la superficie de contacto entre fases coincide con el radio del capilar.MEDIOS HETEROGÉNEOSLos medios porosos heterogéneos se caracterizan por presentar capilares de muy diferente tamaño, de modo que los fenómenos capilares presentan una amplia gama de valores.La Fig. 3 muestra un esquema muy simplificado de medio poroso heterogéneo, en base a capilares cilíndricos de diferente diámetro.

Fig. 3 - Idealización de un medio poroso heterogéneo.En la Fig. 3 se observa que por encima del nivel de agua libre (interfase plana entre el agua y el petróleo), en un nivel genérico (individualizado por la línea punteada "Z") existen capilares con agua y capilares con petróleo, dependiendo del diámetro de los mismos y del nivel elegido.Curvas de Presión CapilarLa Fig. 4 muestra un caso menos idealizado.En este caso, la curva de trazo grueso y color rojo muestra el cambio de la saturación de agua con la altura,, correspondiente a un sistema poral heterogéneo, pero uniforme.  

Fig. 2 - Presión en diferentes puntos de la zona de ascenso capilar

En dicha Figura se identifican algunos puntos y zonas típicas de las curvas de presión capilar.

FWL = Nivel de agua libre ("Free Water Level"). Es el nivel en el que se presentaría la interfase agua petróleo en ausencia de medio poroso.

WOC = Contacto Agua-Petróleo ("Water Oil Contact). Es el nivel más bajo en que se puede detectar petróleo. La diferencia entre el WOC y el FWL corresponde al ascenso capilar generado por los poros de mayor "diámetro" de la red poral. 

Swirr = Saturación de agua irreductible. Es la mínima saturación de agua obtenida por desplazameinto capilar. En los capilares cilíndricos la Swirr es nula (no hay fases residuales), pero en los medios porosos naturales toma valores, en general superiores al 10 ó 15 % VP, siendo frecuentes Swirr superiores al 25% VP. Este tema se discute con detalle en otras páginas de este sitio.

Zona de Transición Capilar: Es la zona que incluye todos los niveles en que la Sw varía entre el 100 % VP y la Swirr.

Obtención de curvas de presión capilar - Método de la membrana semi-permeableEste método, también conocido como método Método de Estados Restaurados (¿!?) es el método de referencia para las mediciones de Presión Capilar.Conceptualmente es muy simple y su funcionamiento se basa en las propiedades capilares analizadas en el texto: Los sellos capilares y las capas semi-permeables.Para las mediciones se emplea una cámara estanca en cuya base se coloca una membrana capilar (en general una porcelana muy homogénea) previamente saturada con la fase mojante del sistema.Las muestras se saturan al 100% con la fase mojante (regularmente agua) y se colocan en el interior de la cámara estanca, en contacto capilar con la membrana semi-permeable. El contacto capilar se asegura con un material fino tal como tierra de diatomeas, que se coloca entre la muestra y la membrana. La aplicación sucesiva de presiones crecientes de la fase desplazante, permite establecer los puntos de saturación de las muestras.Es un método utilizado regularmente para obtener curvas de drenaje en sistemas gas-agua o petróleo-agua.Introducción al concepto de Permeabilidad Relativapor Marcelo A. Crotti (Última modificación - 18 de junio de 2001).En esta página se introduce el concepto de curvas de permeabilidad relativa (KR), a través de un modelo geométrico simple. Este modelo, fácil de entender, proporciona una visión de las curvas de KR libre de prejuicios y teorías especiales, pero su empleo apunta principalmente a obtener una visión directa de muchos de los principales factores que influyen sobre estas curvas (caudal, gravedad, mojabilidad, heterogeneidad, etc).

El desarrollo se hace mediante el empleo de un modelo geométrico, la ley de Darcy y algunas simplificaciones que no afectan la parte conceptual pero agilizan el desarrollo y el manejo numérico.El modelo geométrico puede visualizarse como un bloque de sección cuadrada con agujeros cilíndricos longitudinales de extremo a extremo. Estos orificios no se entrecruzan y representan un modelo simplificado de red poral. En los gráficos presentados sólo se muestra una sección cuadrada correspondiente a un corte cualquiera, perpendicular al eje longitudinal del bloque.Para desarrollar la sección numérica (indispensable para obtener valores de permeabilidad relativa) es conveniente recordar que:

El área empleada en la fórmula de Darcy corresponde al área global ("bulk") del sistema en estudio.

El volumen de los capilares cilíndricos (conductos), crece con el cuadrado del radio, puesto que la longitud es constante y el área depende del cuadrado del radio.

VP = r2 L (Volumen del Capilar) La capacidad de conducir fluidos de los capilares cilíndricos (conductos),

crece con la cuarta potencia del radio. Q = r4 P / (8 µ L) (Ley de Poiseuille)

De este modo si en un bloque existe un solo orificio capaz de conducir fluidos, este orificio otorga una cierta porosidad y una cierta permeabilidad al bloque. Si se agrega un segundo orificio idéntico al primero, tanto la porosidad como la permeabilidad se duplican (Para una misma área del bloque, se tiene el doble de área correspondiente al VP del sistema y el doble de capacidad de conducir fluidos pues la misma diferencia de presión genera el doble de caudal).Pero si en el bloque se reemplaza el orificio original por uno con el doble de diámetro, la porosidad crece 4 veces (22) pero la permeabilidad crece 16 veces (24).Con estos conceptos primarios se puede construir el modelo geométrico en el que se emplean tres tipos de orificios, con radios 1, 2 y 3 (no importan las unidades, sino la relación de radios).La tabla siguiente muestra el resultado de tener un bloque con sólo un orificio de los mencionados por vez.

Sistema Características

Figura 1: 1 orificio de radio 1Porosidad = 0.1%Permeabilidad = 0.1 mDNota: Los valores de porosidad son arbitrarios. Se supone que las medidas del sistema se eligen para generar estos valores

Figura 2: 1 orificio de radio 2Porosidad = 0.4%Permeabilidad = 1.6 mDNota:  Se observa que la permeabilidad crece más rápidamente que la porosidad. 

Figura 3: 1 orificio de radio 3Porosidad = 0.9%Permeabilidad = 8.1 mDNota: Como en el caso anterior, de acuerdo con la ley de la cuarta potencia del radio, el bloque gana mucha más permeabilidad que porosidad. 

Y a continuación vamos a considerar un medio poroso más complejo y más cercano a la estructura de los medios porosos naturales (Figura 4).

Figura 4: 100 orificios de radio 1,

20 de radio 2 y 10 de radio 3En base a la aditividad de las propiedades de los diferentes capilares (conductos idénticos no comunicados), las propiedades del bloque pueden obtenerse mediante un cálculo simple (Tabla 1):

Tabla 1- Propiedades del Modelo

Orificio

Cantidad

Porosidad Permeabilidad

1 100 10 % (100*0.1%)

10 mD (100*0.1 mD)

2 20 8 % (20*0.4%) 32 mD (20*1.6 mD)

3 10 9 % (10*0.9%) 81 mD (10*8.1 mD)

Todos 130 27 % (10+8+9)

123 mD (10+32+81)

Este modelo simple presenta algunas características comunes con los medios reales:

Tiene cantidades importantes de capilares pequeños, medianos y grandes. Si bien los volúmenes porales correspondientes a las tres familias de

capilares son similares, la capacidad de conducción está dominada por los capilares más grandes de la red poral.

En base a lo desarrollado, si este modelo de medio poroso (con un 27% de porosidad), se llena con petróleo, conduce esta fase con una permeabilidad de 123 mD. Si a continuación se comienza a desplazar el petróleo con agua, asumiendo que no existen fases residuales (conforme al modelo de capilares uniformes), el sistema conducirá ambas fases de acuerdo con los capilares ocupados por cada una de ellas.Primer Caso: Desplazamiento a bajo caudal con mojabilidad al agua.En este caso la mojabilidad al agua garantiza que el agua invade en primera instancia los capilares más pequeños.En las siguientes figuras se muestra el resultado de la invasión progresiva con agua.

Figura 5. Sólo 10 capilares pequeños invadidos con aguaEn la Fig. 5 los valores calculados para el modelo son:

Sw = 3.7 % VP (10 * 0.1% / 27%) So = 96.3 % VP (100% - 3.7%) Kw = 1.0 mD (10 * 0.1 mD) Ko = 122 mD (123 mD - 1 mD)  Krw = 0.0081 (1.0 mD / 123 mD) Kro = 0.9919 (122 mD / 123 mD)

Figura 6. Todos los capilares pequeños invadidos con agua Los mismos cálculos en la Fig. 6 permiten obtener:

Sw = 37 % VP  So = 63 % VP  Kw = 10 mD  Ko = 112 mD  Krw = 0.081 Kro = 0.919

A esta altura la tercera parte del sistema está invadida con agua, pero para el petróleo se conserva más del 90 % de la capacidad de conducción original.

Figura 7. Los capilares pequeños y medianos invadidos con agua.

En tanto que en la Fig. 7 resulta: Sw = 66.7 % VP  So = 33.3 % VP  Kw = 42 mD  Ko = 81 mD Krw = 0.341 Kro = 0.659

Y representando gráficamente estos cálculos se obtiene la curva de Permeabilidad relativa de la Figura 8, fácilmente interpretable en base al desarrollo del modelo.

Figura 8. Curva de KR con caudales bajos y mojabilidad al aguaComo se observa en el gráfico, durante el llenado de los capilares más finos, crece la saturación de agua sin incrementar, apreciablemente, la capacidad de conducir este fluido. Recién cuando comienzan a llenarse los capilares de mayor diámetro, el agregado de agua comienza a afectar notablemente la capacidad de conducir petróleo.Segundo Caso: Mojabilidad al Petróleo.En este caso (Fig. 9) la situación es la inversa de la del caso analizado, pues los primeros capilares en ser invadidos por agua son los de mayor diámetro

Figura 9. Sistema mojable al petróleo

Tercer Caso: Llenado Gravitacional.En este caso el llenado con agua se produce siguiendo el ordenamiento vertical de las capas. Las primeras capas en inundarse son las inferiores. La forma de la curva (Figura 10) refleja el ordenamiento de las capas.

Figura 10. Llenado con predominio de las Fuerzas GravitacionalesCuarto Caso: Llenado Gravitacional con distribución al azar de las capas.En este caso el modelo del medio poroso tiene los poros distribuidos al azar. De esta forma al subir el nivel de agua (llenado bajo dominio de las fuerzas gravitatorias) la permeabilidad al agua crece en forma uniforme pues en cada etapa se inundan poros pequeños, medianos y grandes en la misma proporción que se encuentran en el modelo. Cuando se ha invadido el 25 % de los poros, la fase acuosa alcanzó el 25 % de su conductividad máxima y el petróleo perdió el mismo 25 % (Figura 11).

Figura 11. Predominio gravitatorio con capilares distribuidos al azarAclaraciones:

El modelo supone que no existen fases residuales (Sor = Swirr = 0), pero es perfectamente válido adoptando valores no nulos para estas variables.

Debido al reemplazo total de petróleo con agua el sistema mantiene permanentemente la capacidad total de conducir fluidos (130 mD). Con cada reemplazo de petróleo por la fase acuosa, la capacidad de conducir petróleo se traslada a la capacidad de conducir agua (sin embargo, como es natural, los caudales dependen también de la viscosidad de cada fase, conforme a la ley de Darcy).

Un sistema "water-wet" con capilares de diferente diámetro, sometido a altos caudales de desplazamiento puede comportarse como "oil-wet" pues las fuerzas viscosas favorecen la invasión de los capilares de mayor conductividad (mayor diámetro) con independencia de la mojabilidad. Por lo tanto la figura 9 también corresponde a un sistema water-wet a elevados caudales de inyección.

Consecuencias Principales:Si bien éste es un desarrollo introductorio al concepto de Permeabilidad Relativa, el modelo presentado permite sacar algunas conclusiones válidas para los sistemas reales:

1. Si bien la porosidad y la permeabilidad son propiedades del medio poroso, la permeabilidad relativa no lo es.

2. Aún especificando el medio poroso y el juego de fluidos, las curvas de KR dependen fuertemente de los mecanismos de producción.

3. Como resultado de los puntos anteriores es impropio hablar de las curvas de KR de un medio poroso, sin especificar las demás variables (particularmente el mecanismo de desplazamiento).

4. Los valores de saturación y permeabilidad en los puntos extremos de las curvas KR son independientes del mecanismo de desplazamiento. (En los sistemas reales ésta es sólo una aproximación al comportamiento físico).

Introducción a los conceptos y supuestos que permiten definir y emplear las curvas de permeabilidad relativapor M. Crotti, E. Cabello y S. Illiano (Última modificación - 10 de octubre de 2000).Teniendo en cuenta que en las páginas de divulgación se han introducido los conceptos primordiales sobre el significado físico de las curvas de permeabilidad relativa, vamos a empezar este desarrollo planteando algunas preguntas, aparentemente triviales, cuya respuesta puede ser sorprendente. La idea de este planteo es la de mostrar que existen ciertos conocimientos y conceptos fundamentales dentro de la ingeniería de reservorios, que merecen ser analizados en detalle antes de aceptarlos como verdades auto-evidentes.Como en todo conocimiento o aplicación científica, la estructura lógica que permite el uso de las curvas de Permeabilidad Relativa descansa sobre ciertos axiomas (afirmaciones sin demostración) que se consideran "razonables".Vamos a intentar enumerar estos axiomas, sabiendo que en algunos casos, como se verá en otros desarrollos, en esta lista hay algunas inconsistencias. Más adelante intentaremos construir una lista de axiomas más adecuada.

1. La ley de Darcy es válida en flujos multifásicos. Prácticamente (en sistemas lineales) este punto se traduce en que, una vez fijadas todas las condiciones de flujo, un aumento de la presión se traduce en un aumento proporcional de caudal para cada fase.

2. Las curvas de permeabilidad relativa son una medida de la capacidad de flujo del sistema roca-fluidos, en función de la saturación de fluidos (gas, petróleo y agua).

3. Una vez especificada la roca y los fluidos involucrados, el juego de curvas de Permeabilidad Relativa es único.

4. Los puntos extremos de saturación son únicos, para un conjunto de fluidos y roca reservorio. Este "axioma" estaría incluido en el anterior, pero reviste mucha importancia en si mismo, derivada de la práctica usual.

5. Las mediciones de laboratorio son escalables al reservorio. Quizás en cada caso particular se desconoce la función exacta de escalamiento, pero ésta existe.

6. Las curvas de Permeabilidad Relativa están definidas en todo el rango de saturaciones entre los puntos extremos.

Clarificando las limitaciones y condiciones de aplicabilidad de los enunciados previos, se facilita el empleo adecuado de las curvas de Permeabilidad Relativa. Por lo tanto, todos estos puntos van a ser analizados en detalle (y todos admiten llamados de atención importantes).A modo de ejemplo, en esta página vamos a empezar por el último enunciado, tratando de resolver un planteo que se escucha frecuentemente.  

El planteo suele hacerse en forma de paradoja, de la siguiente forma: Si la Permeabilidad Relativa al agua es “0” (cero) en condiciones de agua Irreductible (Swirr), cómo es posible inyectar este fluido en un medio poroso que se encuentre en Swirr?. Cabe destacar que, en el uso regular de las ecuaciones de flujo, un valor de  Permeabilidad Relativa=0 implica Caudal=0.Al  presentar el problema de esta forma, en realidad se plantean las cosas de atrás hacia adelante. Primero se asigna realidad física a un solo juego de curvas de Permeabilidad Relativa, definidas en todo el rango de saturaciones, y luego se cuestionan las consecuencias físicas de esta asignación.De modo que, evitando preconceptos, podemos partir de experiencias simples y analizar el planteo desde el un punto de vista práctico.La experiencia indica que si un medio poroso esta seco (sin ninguna fase líquida en la red poral) esta situación está lejos de ser un impedimento para que ingrese una fase liquida en dicho medio. Fases acuosas, petróleo (y el mercurio a la presión adecuada) invaden perfectamente un medio poroso que inicialmente sólo contiene aire o vacío en su red poral. Pero esta realidad experimental es aparentemente contradictoria con la interpretación habitual de la curvas de Permeabilidad Relativa. Esta interpretación habitual indica que si la saturación de una fase es 0 (cero), la Permeabilidad Relativa a esa fase es también cero, pues con independencia de la diferencia de presión entre los extremos de la muestra el caudal de una fase inexistente es 0 (y Caudal=0, de acuerdo con la ley de Darcy, implica Permeabilidad=0).Esta aparente paradoja admite una primera solución sencilla: Hay saturaciones que no existen (no están definidas) en el sistema poroso. (Más adelante veremos que en el planteo de esta paradoja también subyace un empleo inadecuado de valores medios y valores puntuales, pero, por ahora alcanza con emplear una solución parcial basada en el concepto resaltado.)De alguna manera, de una saturación de agua nula (Sw=0) se puede saltar a una saturación no nula (10%, 30% ó 50% o cualquier otro valor), sin pasar por las saturaciones intermedias.Y, si el párrafo previo resulta difícil de aceptar, quizás un ejemplo permita clarificar el concepto:Un tubo recto puede tomarse como una idealización de un medio poroso natural, en el que los conceptos de permeabilidad monofásica o bifásica siguen siendo válidos. En este caso también nos encontramos con que cuando en el tubo no hay agua, su capacidad de conducir agua es cero (Permeabilidad Relativa al Agua=0). Sin embargo no tenemos problemas en aceptar que un tubo vacío es capaz de admitir agua para su conducción. Para ser más específicos podemos visualizar un caso simple, tomando un tubo vertical vacío que sumergimos lentamente en una cubeta con agua. Para eliminar los efectos capilares podemos asumir que el diámetro del tubo es muy grande o que el ángulo de contacto es de 90°. En este ejemplo, a medida que el tubo se sumerge en la cubeta, la saturación de agua (Sw) en cualquier punto del tubo, pasa de 0% a 100%, sin recorrer los valores intermedios. La saturación media del tubo efectivamente recorre todos los valores intermedios, pero la saturación en cualquier punto del tubo (saturación puntual) salta de un extremo a otro de la escala.En este caso (medio poroso ideal simplificado) carece de sentido hablar de curvas de Permeabilidad Relativa puntuales que indiquen la capacidad de flujo cuando Sw es 1%, 10% ó 90%. Y, peor aún, la “curva” que estaría constituida por dos puntos (en Sw = 0% y Sw = 100% ) durante la etapa de imbibición, en realidad está constituida (Conceptualmente) por un punto (correspondiente a Sw=100%) pues la capacidad de conducir agua no es cero cuando el tubo está vacío.Atención: La capacidad de Producir agua sí es cero en un tubo vacío, pero no es cero la capacidad de Conducir o de Aceptar agua en el mismo tubo.Estos conceptos todavía pueden resultan difíciles de aceptar por la sencilla razón de que todos los que hemos trabajado en ingeniería de reservorios tenemos muy arraigado el concepto de que la curva de Permeabilidad Relativa tiene existencia física en todo el rango de saturaciones, pese a la contundente demostración en contrario realizada por Buckley y Leverett. 

La raíz del problema se encuentra en una ineficiente definición y empleo de los términos "ingreso", "conducción" y "producción" de fluidos y en la diferenciación entre "saturación media" y "saturación puntual" del sistema en estudio. En el ejemplo desarrollado en esta página, basta recordar que mientras la saturación puntual sólo puede tener los valores de 0% y 100% (sin valores intermedios), la saturación media recorre todos los valores entre 0% y 100%. Y, simultáneamente, el ingreso de agua al sistema no implica la producción de agua, dado que el término producción implica que el fluido atraviesa la cara de salida del sistema poral 

HUMECTABILIDADEs la tendencia de la superficie interior de los poros del yacimiento a entrar en contacto (ser mojada) por algunos de los fluidos del mismo, dificultando su movimiento .Este comportamiento se ve favorecido por una alta saturación del “fluido humectante “.Diremos que una roca es oléofica cuando es humectada por el petróleo e hidrófila cuando lo es por el agua. En la mayoría de los casos los medios son hidrófilos, con saturación del agua por encima del 10 - 20 % (mas adelante se habla de este apartado).

La humectabilidad es un término general usado para indicar "la capacidad de un líquido de establecer un contacto íntimo con la superficie de un sustrato sólido". Se dice que un sustrato sólido es humectable (o en otros términos más "mojable") si tiene un ángulo de contacto pequeño. Y existirá una buena unión adhesiva si la humectabilidad (o el íntimo contacto) es efectiva entre el adhesivo líquido y la superficie de dentina acondicionada; es decir, debemos tener el ángulo de contacto más bajo posible (3) (Figura 1). Ejemplo:Cuando se graba con ácido la dentina se obtienen ángulos de contacto más bajos que cuando se utilizan sistemas adhesivos auto grabadores; es decir, se obtiene una superficie más mojable, un mayor contacto íntimo cuando se emplea un adhesivo de tres pasos en que se usa un agente grabador que cuando no es así.

A pesar de todo ello, no se obtienen los valores de fuerzas de adhesión esperados. Las primeras resinas adhesivas (antes incluso del grabado ácido) penetraban en las porosidades de la superficie rellenas de agua muy pobremente, debido al hecho de que la mayoría de los primeros sistemas adhesivos se basaban en resinas hidrofóbicas. Los valores de adhesión que ofrecían eran bajos (2-5 Mpa) y su estudio bajo Microscopía Electrónica de Barrido (MEB) indicaba que cuando se producía el fallo lo que se medían realmente eran las fuerzas de cohesión de los constituyentes propios del barrillo dentinario. Esta comprensión pareció establecer un límite en las fuerzas de adhesión que se podían llevar a cabo manteniendo el barrillo dentinario, y aceleró el desarrollo de sistemas de adhesión que removiesen parcial o totalmente el barrillo dentinario, evitando esta limitación (4). Con la aparición del grabado ácido se obtiene un frente de desmineralización con un grosor diferente y mayor que el frente de difusión/impregnación o infiltración de la resina.

MOJABILIDAD

La Mojabilidad (Wettability), estudiada desde cincuenta años atrás (Slobod, 1952), es un fenómeno esencial a todos los procesos de drenaje de fluidos de reservorio (interacción fluidos – roca reservorio).Aunque fue la petrofísica quien se adueño del termino, conocer la fisicoquímica del fenómeno de mojabilidad permite entender otras manifestaciones practicas del mismo en producción y tratamiento de gas y petróleo.La mojabilidad es la propiedad de un líquido de “adherirse” y “dispersarse” sobre una superficie sólida. Por ejemplo: el agua se dispersa en una superficie metálica pero forma gotas que rolan en un piso mojado.

Lo anterior conduce al concepto de MOJABILIDAD de un sólido por un líquido.Se define mojabilidad como la capacidad de posee un líquido para esparcirse sobre una superficie dada. La mojabilidad es una función del tipo de fluido y de la superficie sólida.

El ángulo se denomina ángulo de contacto. Cuando < 90°, el fluido moja al sólido y se llama fluido mojante. Cuando > 90°, el fluido se denomina fluido no mojante.

Una tensión de adhesión de cero indica que los fluidos tienen igual afinidad por la superficie. La MOJABILIDAD tiene sólo un significado relativo.Teóricamente, debe ocurrir mojabilidad o no mojabilidad completa cuando el ángulo de contacto es 0° o 180° respectivamente. Sin embargo, un ángulo de cero es obtenido sólo en pocos casos (agua sobre vidrio), mientras que un ángulo de 180° es casi nunca alcanzado (mercurio sobre acero = 154°).

Angulo de Contacto de Avance (Advancing contact angle).- Cuando el agua está en contacto con el petróleo sobre una superficie sólida previamente en contacto con el petróleo.

Angulo de Contacto de Retroceso (Receding contact angle).- Cuando el petróleo está en equilibrio con el agua sobre una superficie previamente cubierta con agua.

El ángulo de contacto es uno de los métodos más antiguos y aún más ampliamente usados para determinar la mojabilidad. Aunque el ángulo de contacto como concepto fundamental es fácil de comprender, la medida y uso del ángulo de contacto en trabajos de mojabilidad de reservorio es complejo.

MOVILIDADLa movilidad de un fluido del yacimiento crece con las altas saturaciones y bajas humectables. Esto se traduce en una alta permeabilidad relativa.El gas posee una mayor movilidad por no humectar la roca, le sigue en movilidad el petróleo, en la mayor parte de los casos, por el carácter predominantemente hidrófilo de los yacimientos.

En función de las saturaciones de la s fases humectante y no humectante, se presenta estas en los poros en forma pendular: de lentes cóncavas en el contacto de granos sin continuidad, funicular: estableciendo una red continua en el medio poroso, o Insular: gotas aisladas en el centro de los poros. Los intervalos en los que se tienen una u otra distribución vienen determinados por las saturaciones críticas de las fases. A cada distribución le corresponde una mayor o menor movilidad.

Es interésate el gráfico de movilidad de dos fases, que describe como se disponen cada uno de ellos y su movilidad para los intervalos de saturación. La fase no humectante será el petróleo en la zona de contacto agua - petróleo, y el gas en la zona de contacto petróleo - gas. En la explotación se produce una variación de las saturaciones.

CONCLUSIONES:

Dependiendo del tipo de propiedades de los fluidos (Bo,Rs,Pcritica,Pto. Burbuja) se pueden determinar que clase de yacimiento podemos tener como Yacimiento de gas seco o humuelo asi como crudo volátil o pesado

Se ha logrado una mejor visión respecto a las aplicaciones de todo lo analizado teóricamente y en la práctica por medio de la presente exposición.

Se ha observado los diferentes análisis de obtención de los datos tanto de roca como de fluidos.

La determinación de propiedades tales como la compresibilidad en los yacimientos (fluidos y roca) permite realizar estimaciones correctas de las reservas

BIBLIOGRAFÍACraft Hawkings/ Ingenieria de Yacimientos / Editorial Madridwww.mf-ct.upc.es/roberto/apunts/propfluids/node11.htmlwww.wikipedia.org/wiki/Introducción_a_la_mecánica_de_fluidoswww.monografias.com/trabajos12/mecflui/mecflui.shtmlwww.ucm.es/info/catmosf/docencia/mecanica2/fluidoswww.solociencia.com/biologia/06020710.htmwww.ingenieria.uady.mx/fluidos/estudio/notas/capitulo%201%20-%20Fluidoswww.inlab.com.arwww.exp.uji.es/asignatura/obtener.php?letra=N&codigo=06&fichero=1130315www.tesisenxarxa.net/TDX-0516106-143111/www.wikipedia.comwww.fisica.uh.cu/bibvirtual/fisicarecreativa/FisicaRecreativa2.pdfwww.fi.uba.ar/materias/6903/PRACTICO%20DE%20PFISICAS%20FLUIDOS%20PUROS.pdf