1. Porosidad

La porosidad de una roca puede ser clasificada de dos maneras:- Segn su origen.- Segn la comunicacin de sus poros.

1.2.1. Segn su origenDe acuerdo a su origen, la porosidad puede ser clasificada en primaria o intergranular y secundaria o inducida. La porosidad primaria o intergranular es aquella que se origina durante el proceso de deposicin de material que da origen a la roca. Por otra parte la porosidad secundaria es aquella que se origina por algunos procesos naturales o artificiales posteriores al momento en el cual los sedimentos que dieron origen a la roca fueron depositados.En general las rocas con porosidad primaria presentan caractersticas ms uniformes que aquellas que presentan parte de su porosidad secundaria o inducida.Algunos procesos que dan origen a la porosidad secundaria de una roca son: la disolucin, las fracturas y la dolomitizacin.1.2.1.1. DisolucinLa disolucin es un proceso mediante el cual se origina una reaccin qumica entre los fluidos que saturan el medio poroso y la matriz de la roca. Este proceso origina una modificacin en el volumen poroso del sistema y por ende en la porosidad.1.2.1.2. FracturasLas fracturas tambin contribuyen a la generacin de porosidad secundaria. Despus de producirse la deposicin de sedimentos y originarse la roca, esta se puede encontrar sometida a procesos geolgicos de deformacin originados por actividades tectnicas que pueden generar fisuras o desplazamiento de los granos que conforman la matriz de la roca. Estas fracturas originan un aumento en el volumen de espacios que pueden contener fluidos, lo que se traduce en un aumento en la porosidad.1.2.1.3. DolomitizacinLa dolomitizacin es un proceso mediante el cual la caliza se transforma en dolomita. La reaccin qumica que permite visualizar el proceso de dolomitizacin se muestra a continuacin:

El proceso de dolomitizacin ocurre cuando rocas carbonticas (constituidas por calizas) entran en contacto con agua (con alguna cantidad de magnesio disuelto) que circula a travs del medio poroso. Al entrar en contacto el magnesio desplaza al calcio, y debido a que el magnesio es considerablemente ms pequeo que el calcio, la roca generada luego del desplazamiento puede presentar una porosidad mucho mayor. Es importante mencionar que la dolomita resultante de un proceso de dolomitizacin presentar generalmente una porosidad mayor a la caliza de donde se origin, sin embargo, desde el punto de vista terico, si el proceso de dolomitizacin fuera total, es decir, el magnesio sustituyera completamente al calcio, la nueva roca podra presentar una porosidad menor a la de la roca original.1.2.2. Segn la comunicacin de sus porosDebido a que el material cementante puede sellar algunos poros de la roca, aislndolos del resto del volumen poroso, los poros se pueden encontrar unidos entre si, o aislados. Dependiendo de como sea la comunicacin de estos poros, la porosidad se puede clasificar de la siguiente manera:- Total o absoluta.- Interconectada o efectiva.- No interconectada o no efectiva.La porosidad total o absoluta de una roca se define como la fraccin del volumen total de la misma que no esta ocupada por matriz.

Figura 1.2 Distribucin de poros en la rocaLa porosidad interconectada o efectiva se define como el volumen total de la roca que representa espacios que pueden contener fluidos y se encuentran comunicados entre s, mientras que la porosidad no interconectada o no efectiva es aquella que representa la fraccin del volumen total de la roca que esta conformada por los espacios que pueden contener fluidos pero no estn comunicados entre s.Como la sumatoria del volumen de los poros no interconectados ms 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 ms la porosidad no efectiva (Ec. 1.6).Ec. 1.6

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

PERMEABILIDADLa capacidad, o medicin de la capacidad de una roca, para transmitir fluidos, medida normalmente en darcies o milidarcies. El trmino fue definido bsicamente por Henry Darcy, quien demostr que la matemtica comn de la transferencia del calor poda ser modificada para describir correctamente el flujo de fluidos en medios porosos. Las formaciones que transmiten los fluidos fcilmente, tales como las areniscas, se describen como permeables y tienden a tener muchos poros grandes y bien conectados. Las formaciones impermeables, tales como las lutitas y las limolitas, tienden a tener granos ms finos o un tamao de grano mixto, con poros ms pequeos, ms escasos o menos interconectados. La permeabilidad absoluta es la medicin de la permeabilidad obtenida cuando slo existe un fluido, o fase, presente en la roca. La permeabilidad efectiva es la capacidad de flujo preferencial o de transmisin de un fluido particular cuando existen otros fluidos inmiscibles presentes en el yacimiento (por ejemplo, la permeabilidad efectiva del gas en un yacimiento de gas-agua). Las saturaciones relativas de los fluidos, como as tambin la naturaleza del yacimiento, afectan la permeabilidad efectiva. La permeabilidad relativa es la relacin entre la permeabilidad efectiva de un fluido determinado, con una saturacin determinada, y la permeabilidad absoluta de ese fluido con un grado de saturacin total. Si existe un solo fluido presente en la roca, su permeabilidad relativa es 1,0. El clculo de la permeabilidad relativa permite la comparacin de las capacidades de flujo de los fluidos en presencia de otros fluidos, ya que la presencia de ms de un fluido generalmente inhibe el flujo.SATURACIONLa cantidad relativa de agua, petrleo y gas presente en los poros de una roca, usualmente como un porcentaje del volumenTENSION SUPERFICIALEnfsicase denominatensin superficialde un lquido a la cantidad de energa necesaria para aumentar su superficie por unidad de rea.1Esta definicin implica que el lquido tiene una resistencia para aumentar su superficie. Este efecto permite a algunosinsectos, como el zapatero (Gerris lacustris), desplazarse por la superficie del agua sin hundirse. La tensin superficial (una manifestacin de las fuerzas intermoleculares en los lquidos), junto a las fuerzas que se dan entre los lquidos y las superficies slidas que entran en contacto con ellos, da lugar a lacapilaridad. Como efecto tiene la elevacin o depresin de la superficie de un lquido en la zona de contacto con un slidoTENSION INTERFACIALUna propiedad de la interfaz entre dos fases inmiscibles. Cuando ambas fases son lquidas se denomina tensin interfacial: cuando una de las fases es el aire se denomina tensin superficial. La tensin interfacial es la energa de Gibbs por unidad de rea de interfaz a temperatura y presin fijas. La tensin interfacial se produce porque una molcula cerca de una interfaz tiene interacciones moleculares diferentes de una molcula equivalente dentro del fluido estndar. Las molculas surfactantes se sitan preferentemente en la interfaz y por lo tanto disminuyen la tensin interfacial.VISCOSIDADLaviscosidades la oposicin de un fluido a las deformaciones tangenciales, es debida a las fuerzas de cohesin moleculares. Todos los fluidos conocidos presentan algo de viscosidad, siendo el modelo de viscosidad nula una aproximacin bastante buena para ciertas aplicaciones. Un fluido que no tiene viscosidad se llamafluido ideal.RAZON DE MOVILIDADUna de las caractersticas ms importantes de la inyeccin de fluidos es la razn de movilidad, M, la cual se define como la razn entre la movilidad de la fase desplazante (agua o gas) y la movilidad de la fase desplazada (petrleo), y puede relacionarse con la conductancia en trminos de la permeabilidad efectiva y de la viscosidad de los fluidos desplazante y desplazado. As se tiene:

Si el agua desplaza al petrleo:

De aqu en adelante, en el uso del trmino razn de movilidad se considerar normalmente que la fase desplazante es el agua y el fluido desplazado es el petrleo y se denotar simplemente como M, a menos que se indique lo contrario. Es importante observar que las permeabilidades relativas al agua y al petrleo, en la ecuacin 5.2, estn definidas con base en dos puntos diferentes en el yacimiento: esto es, knn, la permeabilidad relativa al agua en la porcin de yacimiento que ha sido contactada por el agua (zona invadida) y km, la permeabilidad relativa al petrleo en el banco del petrleo (zona no invadida del yacimiento).Saturacin

La saturacin de un medio poroso con respecto a un fluido se define como la fraccin del volumen poroso de una roca que esta ocupada por dicho fluido.Ec. 3.1

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:Ec. 3.2

Donde:So = Saturacin de petrleo.Sw = Saturacin de agua.Sg = Saturacin de gas.3.1.1. Saturacin de agua connataLa 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.Generalmente la saturacin de agua connata se considera inmvil; sin embargo, al inyectar agua en un yacimiento, la primera que se produce tiene composicin diferente a la inyectada, lo que indica que el agua connata es desplazada por la inyectada.La determinacin de la saturacin inicial de agua se puede efectuar por tres diferentes mtodos:- Ncleos tomados en pozos perforados.- Clculos a partir de la presin capilar.- Clculo a partir de registros elctricos.La saturacin de agua connata se correlaciona con la permeabilidad, con el rea superficial y con el tamao de los poros. A mayor rea superficial y menor tamao de partculas, mayor es la saturacin de agua connata.3.1.2. Saturacin residual de una faseLa 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.3.1.3. Saturacin crtica de una faseLa 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.3.1.4. Determinacin de la saturacin en formaciones limpiasLa determinacin de la saturacin de agua a partir de registros elctricos en formaciones limpias con una porosidad intergranular homognea est basada en la ecuacin de saturacin de Archies (ecuacin 3.3).Ec. 3.3

Donde:Rw = Resistividad del agua de formacin.Rt = Resistividad verdadera de la formacin.F = Factor de resistividad de la formacin.F es obtenido usualmente a partir de mediciones de porosidad mediante la siguiente ecuacin:Ec. 3.4

Donde:m = Factor de cementacina = Constante

DENSIDADEnfsicayqumica, ladensidad(del latndenstas, -tis) es unamagnitud escalarreferida a la cantidad demasaen un determinadovolumende unasustancia. Usualmente se simboliza mediante la letrarhodelalfabeto griego. Ladensidad mediaes la razn entre la masa de un cuerpo y el volumen que ocupa.

MOJABILIDADLa preferencia de un slido por el contacto con un lquido o un gas, conocido como la fase mojante, en vez de otro. La fase mojante tender a dispersarse sobre la fase slida y un slido poroso tender a absorber la fase mojante, desplazando en ambos casos la fase no mojante. Las rocas pueden ser humedecidas con agua, humedecidas con petrleo o con una mojabilidad intermedia. El estado intermedio entre humedecido con agua y humedecido con petrleo puede ser causado por un sistema de mojabilidad mixta, en el que algunas superficies o granos se encuentran humedecidos con agua y otros con petrleo, o un sistema neutral en el que las superficies no se encuentran intensamente humedecidas con agua ni con petrleo. Tanto el agua como el petrleo humedecen la mayor parte de los materiales con preferencia con respecto al gas, pero el gas puede humedecer el azufre, el grafito y el carbn. La mojabilidad afecta la permeabilidad relativa, las propiedades elctricas, los tiempos de relajacin RMN y los perfiles de saturacin del yacimiento. El estado mojante incide en los procesos de inyeccin de agua y en el avance del acufero en un yacimiento. La preferencia del yacimiento en trminos de mojabilidad puede ser determinada mediante la medicin del ngulo de contacto del petrleo crudo y el agua de formacin en los cristales de slice o de calcita o mediante la medicin de las caractersticas de las muestras de ncleos en una prueba de imbibicin con la tcnica Amott o en una prueba de USBM.PRESION CAPILARse define como la diferencia de presin a travs de la interfase que separa dos fluidos inmiscibles, uno de los cuales moja preferencialmente la roca. Si se toma positi- va entonces es la presin de la fase no mojante menos la presin de la fase mojante, es decir:

El concepto de presin capilar tambin se ilustra en la Figura 3.7, en la cual se observa que al introducir un tubo capilar de vidrio dentro de un reci- piente lleno de agua, sta sube dentro del capilar. El fluido encima del agua es petrleo, y debido a que el agua hu- mecta preferencialmente las paredes del capilar, existe una elevacin capi- lar. En consecuencia, se pueden identi- ficar dos presiones: p0> la presin de la fase petrleo en un punto justamente encima de la interfase agua-petrleo, y pu, la presin de la fase agua justamen- te debajo de la interfase. Un balance de fuerzas es:

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