Clasificacin de los yacimientos de acuerdo a su mecanismo de produccin:

Yacimientos que producen por empuje hidrulico: Se presenta cuando existe una porcin de roca con alta saturacin de agua (Acufero). Debido a la expansin del agua del acufero (a medida que se reduce la presin), este invade el yacimiento, reemplazando a los fluidos que ya han sido extrados. Este es uno de los mecanismos de produccin ms efectivo debido al constate suministro de agua del acufero, ya que no hay cada de presin en el sistema o cae muy poco.

El acufero puede ser:

Confinado: cuando el agua en el yacimiento se encuentra entrampada sin contacto con la superficie.

No confinado: cuando el acufero est en contacto con la superficie. Este tipo de yacimientos presentan una alta produccin de agua.

Yacimiento que producen por segregacin gravitacional: Este mecanismo es caracterstico de los yacimientos que presentan un alto buzamiento, por lo que posee una alta permeabilidad vertical, permitiendo as una fcil migracin del gas hacia el tope. Esto permite que el flujo en contracorriente mediante el cual el gas migra hacia la parte alta de la estructura y el petrleo hacia la parte baja, por razones de diferencia de densidad, esto en respuesta de que las fuerzas gravitacionales actuantes son mayores que las fuerzas viscosas presentes. La recuperacin de petrleo para este mecanismo usualmente esta en el rango de 40 a 80% y es el ms eficiente en comparacin con los otros mecanismos naturales.

Yacimientos que producen por empuje combinado: Es utilizado para la recuperacin de los aceites mediante procesos. Ocurre cuando en el yacimiento actan 2 o mas mecanismos de expulsin ( agua o gas). El empuje por agua y gas suelen aparecer juntos muy a menudo. Es necesario caonear correctamente sobre la zona de aceite con el fin de mantener la presin natural en la formacin y evitar que se relacione agua-aceite con gas-aceite.

Porosidad: es el volumen de los poros por cada unidad volumtrica de formacin; tambin puede definirse como la fraccin del volumen total de una muestra que es ocupada por poros o huecos.

tot= Vv/VtLas porosidades se clasifican segn la disposicin fsica del material que rodea a los poros, y a la distribucin y forma de estos. Los tipos de Porosidad son:Absoluta: la porosidad absoluta es considera como el volumen poroso el total de poros estn o no interconectados.

Efectiva: la porosidad efectiva se refiere al porcentaje de poros interconectados que permiten la circulacin de fluidos. O se considera como el volumen poroso solamente conectados entre si.

No Efectiva: esta porosidad no efectiva representa la diferencia entre las porosidades anteriores, es decir, la porosidad absoluta y la efectiva.

Segn su origen y tiempo de deposicin de las capas:

Porosidad Primaria: es aquella que se desarrolla u origina en el momento de la formacin o depositacin del estrato. Es propia de las rocas sedimentarias como las areniscas

Porosidad Secundaria o Inducida: es aquella que se forma a posteriori, debido a un proceso geolgico subsecuente a la depositacin del material del estrato o capa.

Permeabilidad: se define como la capacidad que tiene una roca de permitir el flujo de fluidos a travs de sus poros interconectados. Si los poros de la roca no se encuentran interconectados no puede existir permeabilidad. Se clasifica en: La permeabilidad absoluta se define como la capacidad que tiene una roca de permitir el flujo de fluidos a travs de sus poros interconectados, cuando el medio poroso se encuentra completamente saturado por un fluido.

permeabilidad efectiva: Cuando ms de una fase se encuentra presente en un medio poroso, la conductividad o capacidad que tiene una roca de permitir el flujo de cada una de las fases a travs de dicho medio poroso

permeabilidad relativa: La razn entre la permeabilidad efectiva y una permeabilidad base

Saturacin: Es la relacin que expresa la cantidad de fluido que satura el medio poroso. Conocida dicha cantidad y la extensin del volumen poroso se puede volumtricamente determinar cuanto fluido existe en una roca..

Donde:

Sx = Saturacin de la fase X.

Vx = Volumen que ocupa la fase X.

Vt = Volumen poroso total de la roca.

La sumatoria de las saturaciones de todos los fluidos que se encuentran presentes en el espacio poroso de una roca, debe ser igual a 1. Si consideramos un medio poroso saturado por petrleo, agua y gas, tenemos:

Donde:

So = Saturacin de petrleo.

Sw = Saturacin de agua.

Sg = Saturacin de gas.

Saturacin de agua connata: (Swc) es la saturacin de agua existente en el yacimiento al momento del descubrimiento, la cual se considera como el remanente del agua que inicialmente fue depositada con la formacin y que debido a la fuerza de la presin capilar existente, no pudo ser desplazada por los hidrocarburos cuando stos migraron al yacimiento. Saturacin residual de una fase: generalmente expresada como Sxr, donde x corresponde a la fase (petrleo, agua o gas), corresponde a la saturacin de dicha fase que queda en el yacimiento en la zona barrida, despus de un proceso de desplazamiento. Saturacin crtica de una fase: generalmente expresada como Sxc, donde x corresponde a la fase (petrleo, agua o gas), corresponde a la mnima saturacin requerida para que una fase pueda moverse en el yacimiento, es decir, corresponde a la mxima saturacin a la cual la permeabilidad relativa de dicha fase es cero.