1
2.5.4 Propiedades petrofísicas del yacimiento.
Las propiedades petrofísicas de las formaciones de un yacimiento petrolero, son de
gran importancia, derivado que de la determinación de estas ya sea por métodos directos
como toma de muestras (núcleos o muestras de canal) o de manera indirecta como la toma
de registros eléctricos, derivado que ellas se requiere sean lo más confiable posible para
realizar los cálculos de volumetría y pronósticos de producción de manera las ajustada a lo
real presentada.
2.5.4.1 Porosidad.
Esta propiedad petrofísica corresponde a la fracción del volumen total de una roca
que está ocupada por poros o espacios vacíos como se muestra en la figura15, donde se
diferencia entre los espacios vacíos (poros) y los espacios ocupados por pequeños granos.
Figura 1 Ejemplo de porosidad de una roca.
Fuente: Paris de Ferrer, Magdalena. “Fundamentados de ingeniería de yacimientos”. 2009
Esta depende directamente de la forma, textura de superficie, el ángulo, la orientación,
el grado de cementación y tamaño de los granos que forman la roca. Esta propiedad puede
ser medible de manera directa mediante la toma de muestras de núcleos al momento de
realizar la perforación al nivel del yacimiento de interés o de manera indirecta mediante el
empleo de la toma de registros eléctricos a la formación o yacimiento.
2
La porosidad matemáticamente se puede expresar mediante la siguiente formula:
φ =𝑉𝑝
𝑉𝑡…………………………………………………………………………….(1)
De la formula anterior la variable Vp corresponde al Volumen poroso que ocupa
una roca, Vt, corresponde al volumen toral de la roca, esto es la relación entre el volumen
total de la formación entre el volumen de los espacios huecos en la misma que puede
contener fluido, con rangos que van desde el 50%, sin embargo las formaciones con
contenido de hidrocarburos en su mayoría no sobrepasa el 39% del total.
En las figura 15 se muestra dos arreglos granulares ideales, el correspondiente al
primero corresponde a un arreglo cubico (orientación de los granos a 90°), el segundo a
un arreglo ortorrómbico (orientación de los granos a 60°) y el tercero un arreglo
romboédrico (orientación de los granos a 45°).
Figura 2 Arreglos cubico, ortorrómbico y romboédrico.
Fuente: Fuente: Escobar Macualo, Freddy Humberto. “Fundamentos de la Ingeniería de Yacimientos”. 2002
En la porosidad se puede distinguir tres estados o consideraciones, como lo son
primero la porosidad absoluta, que corresponde a la porosidad total de la formación, este o
no interconectados los poros; se considera el segundo concepto como porosidad efectiva a
los poros de la roca que se encuentran interconectados entre sí en el total del volumen de la
roca, con lo cual permiten la libre circulación de los fluidos en el mismo; por el contrario se
considera que la porosidad no efectiva corresponde a los espacios porosos no comunicados
3
entre sí. Según Magdalena (2009) la anterior clasificación se basa según la comunicación de
los poros y puede ser ilustrada en la figura 17.
Figura 3-Porosidad efectiva, no efectiva y absoluta.
Fuente: Paris de Ferrer, Magdalena. “Fundamentos de ingeniería de yacimientos”. 2009
La porosidad total se calcula mediante la fórmula 1 o con la ecuación siguiente:
φ =𝑉𝑡−𝑉𝑔
𝑉𝑡=
𝑉𝑜𝑙𝑢𝑚𝑒𝑛 𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙−𝑉𝑜𝑙𝑢𝑚𝑒𝑛 𝑑𝑒 𝑙𝑜𝑠 𝑔𝑟𝑎𝑛𝑜𝑠
𝑉𝑜𝑙𝑢𝑚𝑒𝑛 𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙………………………………..(2)
Donde de la versión anterior se puede determinar que 𝑉𝑡 corresponde al volumen
total, 𝑉𝑔 es equivalente al volumen de los granos.
Según Magdalena (2009) la porosidad puede variar de manera lateral y de manera
vertical, regularmente se puede encontrar en porcentajes de entre 5 al 20%; la tabla 2
corresponde a una clasificación de la porosidad en base a la calidad.
Tabla 2-Calidad de porosidad en los distintos yacimientos
Calidad Porosidad, %
Muy buena >20
Buena 15-20
Moderada 10-15
Pobre 5-10
Muy pobre <5 Fuente: Paris de Ferrer, Magdalena. “Fundamentos de ingeniería de yacimientos”. 2009.
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La otra clasificación de la porosidad es derivada a su origen como lo puede ser
porosidad primaria o inter granular se considera que fue generada en el momento de la
depositación de los sedimentos que dieron origen a la roca del yacimiento, corresponde a los
espacios vacíos entre los granos y los fragmentos minerales. La tabla 3 representa una
síntesis de las porosidades de algunas formaciones, los rangos que se presentan y el promedio
de las mismas en base a su distribución de los granos presentes en el mismo, las formaciones
que se mencionan son areniscas, carbonatos, lutitas.
Tabla 3-Porcentajes de porosidad en base a yacimientos.
Yacimiento Porosidad, %
Rango Promedio
Areniscas 2-25 17
Carbonatos (calizas o dolomitas) 3-39 21.7
Lutitas 1-4 2 Fuente: Paris de Ferrer, Magdalena. “Fundamentos de ingeniería de yacimientos”. 2009.
En la figura 18 se muestra de manera ilustrativa la porosidad primaria o inter granular.
Figura 4- Porosidad primaria o intergranular
Fuente: Paris de Ferrer, Magdalena. “Fundamentos de ingeniería de yacimientos”. 2009
5
Otro tipo de porosidad es la Inducida o secundaria, que corresponde a la que fue
formada por un proceso geológico que fue posterior al de depositación de los sedimientos
como lo son la “formada por la acción de lixiviación de las aguas subterráneas” por proceso
de erosión prolongada que permite la acción disolvente de las aguas; la “formada por acción
de una fractura natural” que se origina por acción de las rocas sometidas a varias fuerzas
como el diastrofismo; y la porosidad “formada por dolomitización” que corresponde a la
sustitución de las moléculas de calcio por magnesio en formaciones de calizas.
2.5.4.2 Permeabilidad.
Para el caso de la propiedad petrofísica denominada permeabilidad corresponde a la
capacidad que tiene la formación para permitir el flujo a través de ella.
Se diferencia de la porosidad con respecto de la permeabilidad, corresponde
principalmente a que la porosidad es la propiedad estática de la roca y la permeabilidad es la
propiedad dinámica de la roca.
La permeabilidad se denota con la letra “k”.
Una roca es permeable cuando los poros que posee están interconectados entre sí,
para el caso de igual manera pueden ser interconexiones entre poros, entre capilares o entre
fracturas presentes en las formaciones o yacimientos.
Al igual que la porosidad podemos considerar dos tipos de permeabilidad, la primera
de ellas consiste en la permeabilidad efectiva depende tanto de la condición del yacimiento,
así como de las cantidades relativas y propiedades de los fluidos presentes en los mismo
poros (agua, petróleo, gas). Por ende el porcentaje de la suma de las permeabilidades
efectivas es menor a la permeabilidad absoluta es decir en términos de porcentaje deberá ser
menor a 1.
6
Por otra parte la permeabilidad relativa corresponde a la proporción existente entre
las permeabilidades efectivas y absolutas de uno solo de los fluidos (considerando como un
fluido homogéneo).
La unidad de medida de la permeabilidad es el Darcy, que corresponde a la
desplazamiento de un fluido con una viscosidad (µ) de 1 Centipoise, con un gasto (q) de
1 𝑐𝑚3 𝑠𝑒𝑔⁄ en un área de 1 𝑐𝑚2sobre 1 𝑐𝑚 de longitud bajo una atmosfera de presión.
La figura 19 se muestra de manera ilustrativa la propiedad de la permeabilidad de la
roca.
Figura 5 Medio poroso con una permeabilidad de un darcy
Fuente: Paris de Ferrer, Magdalena. “Fundamentos de ingeniería de yacimientos”. 2009
La tabla 4 representa una síntesis de las permeabilidades de algunas formaciones,
dado que las mismas son demasiado pequeñas en comparación con 1 Darcy estas se manejan
en el rango de milidarcy (md), las formaciones que se mencionan son areniscas, carbonatos,
lutitas.
Tabla 4-Permeabilidades en base a yacimientos.
Yacimiento Permeabilidad
Rango (md)
Areniscas 0.01 a 500
Carbonatos (calizas o dolomitas) 0.1 a 1000
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Lutitas 0.0001 a 1 Fuente: Paris de Ferrer, Magdalena. “Fundamentos de ingeniería de yacimientos”. 2009.
2.5.4.3 Saturación.
Esta propiedad está relacionada con la porosidad de la roca, esta propiedad consiste
en la cantidad de fluido que contiene la roca en sus espacios porosos, esto es la fracción del
volumen poroso que ocupan cada uno de los fluidos presentes en la misma. De manera
general la saturación de una roca se representa con la letra “S”, y dependiendo del tipo de
fluido contenido tendremos tres tipos de saturación las cuales son la saturación de aceite (𝑆𝑜),
la saturación de agua (𝑆𝑤) y la saturación de gas (𝑆𝑜𝑔). A continuación las ecuaciones 3, 4, 5
y 6 se representan matemáticamente esta propiedad respectivamente.
𝑆 = 𝑉𝑜𝑙𝑢𝑚𝑒𝑛 𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙 𝑑𝑒𝑙 𝑓𝑙𝑢𝑖𝑑𝑜
𝑉𝑜𝑙𝑢𝑚𝑒𝑛 𝑝𝑜𝑟𝑜𝑠𝑜…………………………………………………………....(3)
𝑆𝑜 = 𝑉𝑜𝑙𝑢𝑚𝑒𝑛 𝑎𝑐𝑒𝑖𝑡𝑒
𝑉𝑜𝑙𝑢𝑚𝑒𝑛 𝑝𝑜𝑟𝑜𝑠𝑜………………………………………………………………….....(4)
𝑆𝑤 = 𝑉𝑜𝑙𝑢𝑚𝑒𝑛 𝑎𝑔𝑢𝑎
𝑉𝑜𝑙𝑢𝑚𝑒𝑛 𝑝𝑜𝑟𝑜𝑠𝑜………………………………………………………………….....(5)
𝑆𝑔 = 𝑉𝑜𝑙𝑢𝑚𝑒𝑛 𝑔𝑎𝑠
𝑉𝑜𝑙𝑢𝑚𝑒𝑛 𝑝𝑜𝑟𝑜𝑠𝑜………………………………………………………………….....(6)
La suma de las saturaciones de aceite, agua y gas debe ser igual a 1.0, dado que al igual
que la porosidad se representa en porcentajes.
2.5.4.4 Compresibilidad
Una formación se encuentra sometida a presiones de sobrecarga por los estratos que
se encuentran por arriba del mismo, esto es derivado de la profundidad puede tener mayor
sobrecarga o menor sobrecarga, de igual manera variará por la estructura del yacimiento, por
la consolidación e historia geológica de la roca. Se calcula que por cada pie (ft) la presión en
profundidad aumentara sobre 1 𝑙𝑏/𝑖𝑛2. La presión solo es aplicada a la roca y no a los fluidos
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contenidos en ella, estos pueden estar sometidos a 0.5 𝑙𝑏/𝑖𝑛2, la diferencia de presiones entre
la presión de sobrecarga por los estratos y la presión interna del yacimiento es considerada
como “presión de sobrecarga efectiva”. Por lo anterior a medida que un yacimiento produce
hidrocarburos hasta la superficie, la presión interna disminuye con lo que aumenta la presión
de sobrecarga efectiva, con ello el volumen del yacimiento se reduce y los granos de la
formación se expanden, disminuyendo el espacio poroso de la roca.
Según Geertsma (1957) se distinguen tres tipos de compresibilidad, la primera de
ellas la compresibilidad de la roca matriz, que corresponde al cambio fraccional en el
volumen del material por un cambio en la presión, la segunda de ellas es la compresibilidad
del volumen total de la roca, que es el cambio fraccional en el volumen bruto del yacimiento
por cambio en la presión, y la tercera es la compresibilidad de los poros, que corresponde al
cambio fraccional del volumen de los poros debido al cambio de la presión. Derivado que
tanto la compresibilidad de la roca y la total son demasiado pequeñas, se considera que la
compresibilidad de los poros como la compresibilidad de la formación.
En la ecuación 7 se expresa de manera general la compresibilidad de la formación:
𝐶𝑓 = 𝐶𝑝1 𝜕∅
∅ 𝜕𝑝………………………………………………………………….....(7)
Para el cálculo de la compresibilidad total del yacimiento, se utiliza la ecuación 8:
𝐶𝑡 = 𝑆𝑜𝐶𝑜 + 𝑆𝑤𝐶𝑤 + 𝑆𝑞𝐶𝑞 + 𝐶𝑓 ………………………………………………….....(8)
Donde 𝑆𝑜, 𝑆𝑤 𝑦 𝑆𝑞 son las saturaciones de aceite, agua y gas y 𝐶𝑜, 𝐶𝑤 y 𝐶𝑔 son las
compresibilidades de los fluidos de aceite, agua y gas en correspondencia.
2.5.4.5 Tensión superficial o inter facial
En las regiones donde se encuentra el límite entre dos fluidos inmiscibles existe un
desbalance de fuerzas moleculares entre las fases. Si se trata de un contacto de fluidos de
9
líquido y gas se a esta fuerza se le conoce como tensión superficial, cuando el contacto es
liquido contra liquido esta fuerza se denomina como tensión interfacial.
Los fluidos líquidos están cubiertos por una membrana que actua como una delgada
interface que resiste a la ruptura por esfuerzos pequeños, lo anterior derivado que la
moléculas dentro de fluido liquido tienden a atraerse las unas con las otras.
2.5.4.6 Mojabilidad o humectabilidad
Según Magdalena (2009) la mojabilidad o humectabilidad es capacidad o tendencia
de un fluido a adherirse a una superficie sólida en presencia de otro fluido inamisible tratando
de ocupar la mayor parte de contacto posible.
En la figura 20 se muestra la diferencia de ángulos de adherencia de un fluido como
lo es el mercurio, el aceite y el agua, entre mayor sea el área de contacto como se observa
entre el aceite y el agua se puede determinar que con ello se puede afectar el comportamiento
capilar y el desplazamiento de las rocas en el yacimiento, derivado de las fuerzas de atracción
la fase humectante ocupa los poros más pequeños y la fase no humectante los poros más
grandes de la formación.
Figura 6 Mojabilidad de diferentes fluidos con respecto a un sólido.
Fuente: Paris de Ferrer, Magdalena. “Fundamentos de ingeniería de yacimientos”. 2009.
10
2.5.4.6 Presión capilar
Según Mgdalena (2009), las fuerzas capilares o Presión capilar en un yacimiento de
petróleo es el resultado del efecto combinatorio de las tensiones superficiales e interfaciales
que son originados en el yacimiento y los fluidos presentes en el mismo dentro del medio
poroso. Esta presión depende la geometría y tamaño de los poros y las características de
humectabilidad de mismo, estas fuerzas impiden que se tenga un mayor recobro o
recuperación de los recursos del yacimiento.
La presión capilar puede ser determinada por la ecuación 9:
𝑃𝑐 = 𝑃𝑛𝑚 − 𝑃𝑚…………………………………………………….…………….....(9)
Donde 𝑃𝑐 corresponde a presión capilar, 𝑃𝑛𝑚es la presión de la fase no mojante como
lo son el aceite y el gas y 𝑃𝑚 corresponde a la presión que ejerce la fase mojante como lo es
el agua.
Pueden existir tres tipos de presión capilar, según el sistema de fluidos que se
encuentre en el yacimiento, esto se explica en las ecuaciones 10, 11 y 12 respectivamente:
Para un sistema donde se encuentra presente agua y aceite (𝑃𝑐𝑤𝑜), es igual a la presión que
ejerce el aceite menos la presión que ejerce el agua en sus interaciones moleculares.
𝑃𝑐𝑤𝑜 = 𝑃𝑜 − 𝑃𝑤…………………………………………………….…………….....(10)
Para un sistema donde se encuentra presente gas y aceite (𝑃𝑐𝑔𝑜), es igual a la presión que
ejerce el gas menos la presión que ejerce el aceite en sus interaciones moleculares.
𝑃𝑐𝑔𝑜 = 𝑃𝑔 − 𝑃𝑜…………………………………………………….…………….....(11)
Para un sistema donde se encuentra presente gas y aceite (𝑃𝑐𝑔𝑤), es igual a la presión que
ejerce el gas menos la presión que ejerce el agua en sus interaciones moleculares.
𝑃𝑐𝑔𝑤 = 𝑃𝑔 − 𝑃𝑤…………………………………………………….…………….....(12)
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REFERENCIAS
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de México: producción y recursos petroleros”. Boletín de la Sociedad Geológica
Mexicana. Volumen 63, núm. 2, 2011, p. 323-332.
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Yacimientos”. Colombia. Editorial Universidad Surcolombia. 2002.
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Universidad Nacional Autónoma de México. 1972.
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