Download - Propiedades de las Rocas
II. Propiedades de la roca
El material con el cual una roca de un yacimiento con hidrocarburos puede estar compuesta,
varia desde una arena no consolidada a una arenisca, caliza o dolomía muy compacta y
densa. El material de la roca puede ser depositado junto con un gran número de materiales,
los más comunes son sílices, calcitas o arcillas.
El conocimiento de las propiedades físicas de las rocas y la interacción que existe entre los
hidrocarburos y la formación es esencial en la comprensión y evaluación del comportamiento
de un yacimiento.
Las propiedades de las rocas son determinadas de manera directa en el laboratorio
mediante la evaluación de núcleos del yacimiento. Los núcleos son obtenidos a condiciones
del yacimiento, con subsecuentes cambios en el volumen del núcleo, volumen del poro,
saturación de los fluidos del yacimiento, y algunas veces en la mojabilidad de la formación. El
efecto de estos cambios sobre las propiedades de las rocas puede ser despreciable a
sustancial, dependiendo de las características de la formación.
Por otra parte, las propiedades de las rocas de yacimientos petroleros, también pueden ser
determinadas de manera indirecta a partir del análisis de registros geofísicos de pozos
En este capítulo se revisará la propiedades fundamentales de las rocas de los yacimientos,
tales como:
• Porosidad (Ø)
• Permeabilidad (k)
• Saturación de fluidos (So, Sg y Sw)
• Presión capilar (Pc)
• Mojabilidad
II.1 Porosidad (Ø).- Es una medición de la capacidad de las rocas del yacimiento para
contener o almacenar fluidos. Los fluidos almacenados en el espacio poroso dentro de
las rocas del yacimiento pueden ser aceite, gas y agua. Altos valores de porosidad
indican alta capacidad para contener fluidos, bajos valores de porosidad indican lo
contrario.
Los datos de porosidad son rutinariamente usados cuantitativa y cualitativamente para
evaluar y estimar el volumen potencial de hidrocarburos contenidos en un yacimiento. Los
datos de porosidad son obtenidos de mediciones directas de muestras de núcleos y/o
indirectamente de registros de pozos. En muchos casos, los datos de porosidad
obtenidos de núcleos son usados para validar o calibrar los datos de porosidad de los
registros de pozos.
II.1 Porosidad (Ø)
La porosidad puede ser clasificada de acuerdo a su origen como porosidad primaria y
secundaria. Una porosidad original es desarrollada durante la depositación de los
sedimentos, después la compactación y cementación reduce la porosidad original, ésta
es la porosidad primaria. La porosidad secundaria es desarrollada por algunos procesos
geológicos subsecuentes a la depositación, tales como diagénesis, fracturamiento,
disolución (vúgulos).
También la porosidad es clasificada como porosidad total y porosidad efectiva. La
porosidad total es definida como la relación de todo el espacio poroso de una roca con
respecto al volumen total de la misma roca, es decir:
Donde:
Ø = porosidad total
Vp = volumen poroso
VB = volumen total de roca
La porosidad efectiva, es la porosidad total menos la fracción del espacio poroso
ocupado por arcilla o lutita. En arenas muy limpias, la porosidad total es igual a la
porosidad efectiva
∅ =𝑉𝑝
𝑉𝐵
II.1 Porosidad (Ø)
Cantarell Chicontepec
Fracturas Vúgulos
Matriz
Carbonatos: porosidad
primaria y secundaria
Arenas y areniscas: Porosidad primaria.
La porosidad secundaria
puede ser inducida (fracturamientos)
Obtención de la porosidad → núcleos y registros geofísicos de pozo, principalmente
II.1 Porosidad (Ø)
En la mayoría de los yacimientos con hidrocarburos, la porosidad varía tanto vertical
como horizontalmente (en menor grado) y su valores dependerán de muchos aspectos,
principalmente geológicos y químicos. En la siguiente tabla se muestra la calidad de la
porosidad de acuerdo a su valor:
La tabla anterior es aplicable a yacimientos de tipo terrígenos (arenas-areniscas); y para
la matriz de yacimientos carbonatados, los cuales presentan porosidades con rangos de
1-10 por ciento; que de acuerdo a la tabla, tendrían una calidad de porosidad de pobre a
muy pobre. Sin embargo, recordemos que los mayores volúmenes producidos, en este
tipo de yacimiento provienen de las fracturas o vúgulos
Calidad Porosidad (%)
Muy buena >20
Buena 15-20
Moderada 10-15
Pobre 5-10
Muy pobre <5
II.1 Porosidad (Ø)
II.1 Porosidad (Ø)
La roca de un yacimiento generalmente muestra grandes variaciones de porosidad
verticalmente, pero paralelamente al plano de depositación (horizontalmente) no tiene gran
variación. En estos casos, el promedio aritmético de la porosidad o la ponderación de la
porosidad con respecto al espesor son usadas para describir la porosidad promedio del
yacimiento. Un cambio en la sedimentación o en las condiciones de depositación, pueden
originar una gran variación de la porosidad de un área con respecto a otra, en tal caso, la
ponderación de la porosidad con respecto al área es usada para caracterizar el promedio de
la porosidad del yacimiento. Estas técnicas son expresadas matemáticamente como se
muestran a continuación:
Promedio aritmético: ∅ = ∅𝒊 /𝒏
Ponderación con respecto al espesor: ∅ = ∅𝒊 𝒉𝒊/ 𝒉𝒊
Ponderación con respecto al área: ∅ = ∅𝒊 𝑨𝒊/ 𝑨𝒊
Ponderación con respecto al volumen: ∅ = ∅𝑖𝐴𝑖𝑖 / 𝐴𝑖𝑖
Dónde: n = número total de muestras
hi = espesor de la muestra i
øi = porosidad de la muestra i
Ai = área del yacimiento i
II.1 Porosidad (Ø)
Ejemplo 1.3. Calcular la porosidad de un yacimiento de tipo terrígeno utilizando el promedio
aritmético y la ponderación con respecto al espesor, de los siguientes datos:
Muestra Espesor (m) Porosidad (%)
1 1.5 12
2 1.7 11
3 1.2 10
4 2.1 13
5 2.0 14
6 1.6 11
Promedio aritmético:
∅ =12 + 11 + 10 + 13 + 14 + 11
6= 11.8%
Ponderación con respecto al espesor:
∅ = 1.5 ∗ 12 + 1.7 ∗ 11 + 1.2 ∗ 10 + 2.1 ∗ 13 + 2.0 ∗ 14 + 1.6 ∗ 11
1.5 + 1.7 + 1.2 + 2.1 + 2.0 + 1.6= 12.04%
𝑉𝑒𝑠𝑓𝑒𝑟𝑎𝑠 = 4
3 𝜋 𝑟3 8
𝑉𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙 = (4 𝑟)3 = 64 𝑟3
𝑉𝑝𝑜𝑟𝑜𝑠𝑜 = 𝑉𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙 − 𝑉𝑒𝑠𝑓𝑒𝑟𝑎𝑠
𝑉𝑝𝑜𝑟𝑜𝑠𝑜 = 64𝑟3 − 33.51𝑟3 = 30.49𝑟3
∅ =𝑉𝑝𝑜𝑟𝑜𝑠𝑜
𝑉𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙=
30.49 𝑟3
64 𝑟3= 0.4764
∅ = 47.64%
∅ = 39.54% ∅ = 25.94%
Arreglo ortorrómbico Arreglo romboédrico
Arreglo cúbico
II.1 Porosidad (Ø)
II.2 Permeabilidad (k).- Es una medida de la capacidad de flujo en un medio poroso.
La permeabilidad absoluta, es una propiedad del medio poroso de permitir el paso de
un fluido a través de ella, cuando se encuentra saturada al cien por ciento de un fluido,
que es el mismo que se usa como fluido desplazante durante una prueba de laboratorio.
La permeabilidad absoluta está dada por:
Donde:
k = permeabilidad (Darcies)
q = gasto de aceite, gas o agua (cm3/seg)
µ = viscosidad de aceite, gas o agua (centipoises)
L = longitud (cm)
A = área (cm2)
∆P = diferencial de presión (Atmósferas)
La permeabilidad efectiva (ko, kg, kw), es la permeabilidad del medio a ese fluido (o, g, w), cuando su saturación es menor del 100 por ciento
La permeabilidad relativa, esta definida como la relación de la permeabilidad efectiva
con respecto a la permeabilidad absoluta de un medio poroso. La relación para la
permeabilidad esta representada como:
𝑘 = 𝑞 𝜇 𝐿
𝐴 ∆𝑃
𝒌𝒓𝒊 =𝒌𝒊
𝒌𝒂
II.2 Permeabilidad (k)
Donde, kri es la permeabilidad relativa del medio poroso del fluido i; ki es la
permeabilidad efectiva para el fluido i; y ka es la permeabilidad absoluta del medio poroso.
Entonces las permeabilidad relativa del aceite, gas y agua estarían expresadas por:
Los datos de permeabilidad relativa pueden ser representados en gráficas llamadas
curvas de permeabilidad relativa. Una curva típica de permeabilidad relativa para un
sistema aceite – agua se muestra en la siguiente figura:
𝑘𝑟𝑜 =𝑘𝑜
𝑘𝑎 𝑘𝑟𝑔 =
𝑘𝑔
𝑘𝑎 𝑘𝑟𝑤 =
𝑘𝑤
𝑘𝑎
0 1.0 Swi 1-Sorw
Swc
Sw
krw
kro
kro krw
Figura. Curva de permeabilidad relativa aceite-agua
II.2 Permeabilidad (k)
En la siguiente figura, el rango de saturación de agua es de la saturación de agua inicial,
Swi, a la saturación de agua con saturación residual de aceite 1-Sorw. La permeabilidad
relativa del aceite, Kro, es alta cuando se tiene Swi y tiende a cero cuando se alcanza 1-Sorw. La permeabilidad relativa del agua, Krw, incrementa de cero en Swi, a valores altos
cuando se alcanza 1-Sorw. La saturación de agua crítica, Swc, es el nivel de saturación de
agua en el cual el agua inicia el a moverse en el yacimiento.
0 1.0 Swi 1-Sorw
Swc
Sw
krw
kro
kro krw
Figura. Curva de permeabilidad relativa aceite-agua
II.2 Permeabilidad (k)
0 1.0 Sgi 1-Sorg
Sgc
Sg
krg kro
kro kr
Figura. Curva de permeabilidad relativa gas - aceite
Una curva de permeabilidad relativa de un sistema gas – aceite se muestra en la figura
siguiente. En rango de saturación de gas es de la saturación inicial de gas, Sgi, a la
saturación de gas con aceite residual 1-Sorg. La permeabilidad relativa de aceite, kro, es
alta en Sgi y tiende a cero en 1-Sorg. La permeabilidad relativa del gas, krg, incrementa de
cero en Sgi a valores altos en 1-Sorg. La saturación crítica de gas, Sgc, es el nivel de
saturación de gas en el cual el gas inicia su movimiento en el yacimiento.
II.2 Permeabilidad (k)
II.3 Saturación de fluidos, el espacio poroso en las rocas del yacimiento es ocupado por
fluidos. En yacimientos petroleros, los fluidos son usualmente agua e hidrocarburos. Los
volúmenes de agua e hidrocarburos en el volumen poroso del yacimiento son llamados
como saturaciones.
La saturación de agua en la roca del yacimiento, es la fracción del volumen poroso
ocupado por el agua, mientras que la saturación de hidrocarburos en el yacimiento es
la fracción del volumen poroso ocupado por hidrocarburos. La suma de saturaciones
agua e hidrocarburos en el yacimiento es igual a la unidad. Esta relación puede ser
expresada simplemente como:
Sh + Sw = 1
Donde: Sh = saturación de hidrocarburos y Sw = saturación de agua. Sí los hidrocarburos
en el yacimiento son aceite y gas, la ecuación anterior puede escribirse como:
So + Sg + Sw = 1
II.3 Saturación de fluidos (So, Sg, Sw)
La presencia de baja saturación de agua en un yacimiento indica la presencia de alta
saturación de hidrocarburos. Inversamente, alta saturación de agua indica baja saturación
de hidrocarburos.
Dependiendo de las condiciones en las que se encuentre un yacimiento, existen
diferentes formas de clasificar la saturación, las más comunes son:
Saturación agua inicial (Swi), es aquella saturación que se determina por primera vez en
un nuevo yacimiento, normalmente se obtiene a partir de registros geofísicos o de
núcleos de pozos. También se conoce como saturación de agua congénita.
Saturación de agua residual (Swr), es aquella que se tiene después de un periodo de
explotación del yacimiento. Esta puede ser incluso menor a la saturación inicial
dependiendo de los procesos a los que este sometido el yacimiento.
Saturación de agua crítica (Swc), es aquella donde el agua inicia su movimiento en el
yacimiento
En un yacimiento, el agua está presente bajo dos formas principales: agua libre y agua
intersticial.
II.3 Saturación de fluidos (So, Sg, Sw)
Agua libre. Es el agua que ocupa los poros del yacimiento que no están ocupados por
hidrocarburos. Puede ponerse en movimiento muy fácilmente y moverse hacia los puntos
de baja presión
Agua intersticial. Es el volumen de agua que se mide para valorar la saturación de agua
de un yacimiento. En un yacimiento, la totalidad de los poros, no está ocupada por
hidrocarburos, queda siempre una cierta cantidad de agua, que no ha podido ser
desplazada por la llegada del aceite y gas.
Los rangos de saturación inicial de agua en los yacimientos petroleros depende de varios
factores, entre los que destacan el tipo de roca, permeabilidad y arcillosidad. Así tenemos
que para arenas limpias el rango de saturación de agua inicial puede ser entre 10 y 30
por ciento, pero ésta se puede incrementar por las condiciones de permeabilidad y
alcanzar valores de hasta 40 por ciento. Para yacimientos de areniscas con
permeabilidades muy bajas la saturación inicial de agua puede alcanzar valores de hasta
70 por ciento. Sin embargo, para yacimientos de edad Mesozoica, ya sean calizas o
dolomías, los rangos de saturación inicial de agua, no alcanzan valores altos y estos
pueden varias entre 10 y 35 por ciento, valores por arriba de éstos presentarán rápida
surgencia de agua debido a la fracturas naturales de los yacimientos.
II.3 Saturación de fluidos (So, Sg, Sw)
Presión de sobrecarga (Ps)
La presión total a cualquier profundidad, es el resultado del peso combinado de la roca
de la formación y los fluidos contenidos en ella (aceite, gas o agua) y se conoce como
presión de sobrecarga (Ps). En la mayoría de las cuencas sedimentarias la presión de
sobrecarga incrementa linealmente con la profundidad y típicamente tiene un gradiente
de presión de 1 psi/pie
Presión (psia o kg/cm2) 14.7 psi ó 1.033 kg/cm2
Pf Pr
Sobre presionado
Bajo presionado
Presión hidrostática
normal
Presión de sobrecarga (Ps) Pro
fundid
ad
Figura. Regímenes de presión hidrostática y de sobrecarga
A una presión dada, la presión de sobrecarga (Ps) puede ser igual a la suma de la
presión de los fluidos (Pf) más la presión de la roca (Pr), esto es:
𝑃𝑠 = 𝑃𝑓 + Pr
Los regímenes de presión de los fluidos en las columnas de hidrocarburos están dictados
por la presión del agua en la cercanía al yacimiento. En un caso perfectamente normal, la
presión del agua a cualquier profundidad, puede calcularse como:
𝑃𝑤 =𝑑𝑝
𝑑𝐷𝑤
𝐷 + 14.7
Por otra parte, la ecuación anterior supone que existe continuidad en la presión del agua
desde el fondo hasta la superficie y que la salinidad no varía con la profundidad. La
suposición anterior es válida, en la mayoría de los casos. Sin embargo, cuando el
yacimiento presenta presiones anormales, se añade un término a la ecuación y nos
quedará:
𝑃𝑤 =𝑑𝑝
𝑑𝐷𝑤
𝐷 + 14.7 + 𝐶
Como ya mencionamos, para el caso del agua los valores del gradiente dependen de la
salinidad, mientras que los valores de los gradientes de los hidrocarburos son inferiores a
los del agua y obedece a que presentan menor densidad, los valores utilizados en la
literatura de los gradientes de presión de agua, aceite y gas son los siguientes:
Presión de sobrecarga (Ps)
𝑑𝑝
𝑑𝐷𝑤
= 0.45𝑝𝑠𝑖
𝑝𝑖𝑒
𝑑𝑝
𝑑𝐷𝑜
= 0.35𝑝𝑠𝑖
𝑝𝑖𝑒
𝑑𝑝
𝑑𝐷𝑔
= 0.08𝑝𝑠𝑖
𝑝𝑖𝑒
Las presiones de los fluidos en el yacimiento se calculan mediante la definición de un
contacto de fluido a una profundidad en el yacimiento donde las presiones de las fases
son iguales. Por ejemplo, para el caso de aceite y agua, en el contacto agua-aceite (CAA)
las presiones del aceite (Po) y del agua (Pw) son iguales (Po=Pw); y para el caso del
aceite con el gas, en el contacto gas – aceite (CGA) las presiones del aceite (Po) y gas
(Pg), están en equilibrio, es decir, son iguales (Po=Pg).
Aplicando (dp/dD) para cada fluido contenido en el yacimiento, las ecuaciones anteriores
podrían quedar de la siguiente manera:
Presión de sobrecarga (Ps)
𝑃𝑤 = 0.45𝐷 + 14.7
𝑃𝑜 = 0.35𝐷 + 𝐶
𝑃𝑔 = 0.08𝐷 + 𝐶 Dónde:
Pw = presión del agua a una profundidad determinada en psia
Po = presión del aceite a una profundidad determinada en psia
Pg = presión del gas a una profundidad determinada en psia
Presión de sobrecarga (Ps)
C.A.A. 3,249 mbnm (10,659.5 p)
C.G.A. 3,195 mbnm (10,482.3 p) Gas
Aceite
Agua
Pw = Po
Po = Pg
Cima 3,177 mbnm (10,423.2 p)
3,222 mbnm
P=4,465.8 psia
C.A.A. 3,249 mbnm (10,659.5 p)
C.G.A. 3,195 mbnm (10,482.3 p) Gas
Aceite
Agua
Pw = Po
Po = Pg
Cima 3,177 mbnm (10,423.2 p)
3,222 mbnm
P=4,465.8 psia
Presión de sobrecarga (Ps)
II.4 Presión capilar, esta definida como como la diferencia de presiones que existe en la interface que separa dos fluidos inmiscibles. La presión capilar esta da por la siguiente ecuación:
Pc = Pnw – Pw
Donde:
Pc = presión capilar
Pnw = Presión de la fase no mojante
Pw = presión de la fase mojante
Esto es, el exceso de presión en el fluido no mojante es la presión capilar, y esta cantidad es una función de la saturación.
Las fuerzas capilares presentes en un yacimiento son el resultado del efecto combinado de las tensiones superficiales e interfaciales que se originan entre la roca y los fluidos presentes en el medio poroso.
Existen tres tipos de presión capilar:
• Presión capilar agua-aceite (Pcwo)
• Presión capilar gas-aceite (Pcgo)
• Presión capilar gas-agua (Pcgw)
Aplicando la definición matemática de presión capilar, los tres tipos de presión capilar pueden ser escritos como:
II.4 Presión capilar (Pc)
Pcwo = Po – Pw
Pcgo = Pg – Po
Pcgw = Pg – Pw
También la presión capilar se puede determinar a partir de la siguiente ecuación:
Donde para un sistema aceite – agua, la ecuación anterior se puede escribir como:
Donde: Pc = presión capilar (lb/pg2)
h = altura (ft)
Δρ = diferencia de densidades (lb/ft3)
𝑃𝑐 =
144 ∆𝜌
𝑃𝑐 =
144 𝜌𝑤 − 𝜌𝑜
II.4 Presión capilar (Pc)
II.5 Mojabilidad. La mojabilidad es definida como la tendencia de un fluido para
extenderse o adherirse a un sólido en presencia de otro fluido inmiscible. El concepto de
mojabilidad se ilustra en la siguiente figura. Pequeñas gotas de tres líquidos; mercurio,
aceite y agua son colocadas sobre un plato de vidrio limpio. Las tres gotas son
observadas desde un mismo lado como se observa en la figura. El mercurio mantiene
una forma esférica, la gota de aceite desarrolla aproximadamente la forma esférica, pero
la gota de agua tiende a expandirse sobre la superficie de vidrio
La tendencia de un líquido para expandirse sobre la superficie de un solido es un
indicativo de las características de mojabilidad de un líquido sobre un solido. Esta
tendencia a expandirse puede ser expresada más convenientemente por mediciones del
ángulo de contacto en la superficie líquido-sólido. Este ángulo, el cual es siempre medido
a través del liquido a el sólido, es llamado ángulo de contacto θ.
Mercurio
Aceite
Agua
Aire
Plato de vidrio
II.5 Mojabilidad
El ángulo de contacto θ tiene significantes logros como una medición de la mojabilidad.
Cuando el ángulo disminuye, las características de la mojabilidad del líquido incrementan.
Una evidencia de una mojabilidad completa podría ser un ángulo de contacto de 0°, y una
evidencia de una no-mojabilidad podría ser un ángulo de 180°. Asimismo, la mojabilidad
de las rocas de un yacimiento por fluidos es importante, ya que la distribución de los
fluidos (aceite, gas y agua) en el medio poroso es una función de la mojabilidad.
II.5 Mojabilidad
σow
agua
σos σws
aceite
θ
En base a la figura, el ángulo de contacto θ, se relaciona
con las energías de superficie por medio de la ecuación:
Donde σos es la energía interfacial entre el sólido y el
aceite; σws, la energía interfacial entre el solido y el agua;
σow, la tensión interfacial entre el aceite y el agua, las tres
𝐶𝑜𝑠 𝜃 =𝜍𝑜𝑠 − 𝜍𝑤𝑠
𝜍𝑜𝑤
energías se expresan en dinas/cm; θ es el ángulo de contacto aceite-sólido-agua, medido
a través del agua (grados)y At, la tensión de adhesión (dina/cm).
En general, σos y σws no se pueden medir directamente, pero σow y θ sí pueden
determinarse en el laboratorio. Mediante esta relación puede medirse indirectamente la
mojabilidad de la roca, pues una tensión de adhesión (At) positiva, indica que la roca está
preferentemente mojada por agua y θ < 90°. Para valores de θ > 90°, la roca está mojada
por aceite y para valores de θ cercanos a 90°, significa que la roca esta mojada por los
dos fluidos.
At = σos - σws, = σow Cos θ
Para el caso de este yacimiento, se observa
una Swi 30%, una Sw en Krw=Kro de 62% y
una Krw en Sorw 0.3.
Por lo tanto el yacimiento es mojado por
agua.
Sorw Swi
Krw=Kro
II.5 Mojabilidad
Swi >20 a 25% <15% usualmente 10% Krw=Kro Sw >50% Sw <50% Krw a Sorw < 0.3 >0.5
Mojado por agua Mojado por aceite
II.5 Mojabilidad
Para el caso de este yacimiento, se observa
una Swi 10%, una Sw en Krw=Kro de 41% y una
Krw en Sorw 0.5.
Por lo tanto el yacimiento es mojado por aceite.
Sorw Swi
Krw=Kro
Estimación de propiedades de la roca Ejemplo 1. Cálculo de la porosidad:
Las dimensiones de una muestra de núcleo cilíndrico son 10.16 cm de longitud y 3.81 cm
de diámetro, después de que éste fue limpiado y secado. La muestra del núcleo seco
tiene un peso de 365 gr. Después la muestra de núcleo fue saturada 100 por ciento con
agua salada que tiene una densidad de 1.04 gr/cm3 y ahora pesa 390 gr.
Calcula la porosidad de la muestra del núcleo.
El volumen de un cilindro está dado por:
VB = π r2 l
VB = π 3.81
2
2 10.16 = 115.833 cm3
El volumen poroso de la muestra del núcleo se puede determinar a partir de:
Vp = peso de núcleo saturado − peso de núcleo seco
densidad de la salmuera
Vp = 390 −365
1.04 = 24.0385 cm3
Ahora utilizando la ecuación de porosidad,
Tendremos:
Ø = 24.0385
115.833 = 0.2075 ó 20.75%
En la practica, la manera más común de obtener los datos de porosidad, de manera
indirecta, es mediante la interpretación de registros geofísicos, tales como el registro
sónico de porosidad, neutrón compensado, entre otros. Aunque el análisis de núcleos en
laboratorio, es una manera directa de obtenerla, los costos para para tomar núcleos en
todos los pozos y todo el espesor del yacimiento incrementaría el tiempo y costo de
desarrollo de un campo
∅ =𝑉𝑝
𝑉𝐵
Ejemplo 2.- Estimación de la permeabilidad absoluta:
A través de un tapón de un núcleo de arena limpia de 4.5 cm2 y 8.0 cm de
longitud, se hace fluir una salmuera de una viscosidad 1.03 cp a un gasto de
0.75 cm3/seg, con una diferencial de presión de 2.4 atmosferas. Calcular la
permeabilidad absoluta
Datos:
A = 4.5 cm2
L = 8.0 cm
µ = 1.03 cp
q = 0.75 cm3/seg
∆P = 2.4 Atm
𝐾 = 0.75 ∗1.03 ∗8.0
4.5 ∗2.4 = 0.572 darcies ó 572 milidarcies
Estimación de propiedades de la roca
𝑘 = 𝑞 𝜇 𝐿
𝐴 ∆𝑃
Ejemplo 3.- Estimación de la permeabilidad relativa :
Sí al núcleo del ejemplo anterior, se mantiene una Sw = 0.6 y So = 0.4; bajo
estas condiciones, el gasto de la salmuera, bajo una presión diferencial de 2.4
atmosferas, es de 0.70 cm3/seg y el del aceite es de 0.40 cm3/seg. Calcular la
permeabilidad relativa al agua y al aceite
Estimación de propiedades de la roca
Krw = 0.7 ∗1.03 ∗8.0
4.5 ∗2.4 = 0.534 darcies
Kro = 0.4 ∗1.03 ∗8.0
4.5 ∗2.4 = 0.305 darcies
Sw krw kro So
0.20 0.0000 0.90000 0.80
0.25 0.0000 0.66370 0.75
0.30 0.0030 0.47550 0.70
0.35 0.0012 0.32880 0.65
0.40 0.0032 0.21770 0.60
0.45 0.0070 0.13640 0.55
0.50 0.0133 0.07950 0.50
0.55 0.0227 0.04200 0.45
0.60 0.0363 0.01920 0.40
0.65 0.0548 0.00700 0.35
0.70 0.0792 0.00170 0.30
0.75 0.1106 0.00020 0.25
0.80 0.1500 0.00000 0.20 0.000
0.200
0.400
0.600
0.800
1.000
0.000
0.200
0.400
0.600
0.800
1.000
0.00 0.10 0.20 0.30 0.40 0.50 0.60 0.70 0.80 0.90
Krw
Kro
Sw
Estimación de propiedades de la roca
Ejemplo 4.- interpretación de curvas de permeabilidades relativas:
A una Saturación inicial de agua (Swi) del 20 por ciento la permeabilidad relativa
del aceite (Kro) alcanza un valor de 0.9. El agua en el yacimiento iniciará su
movimiento en +/- 45-50 por ciento de saturación de agua, es decir, cuando se
tienen valor de permeabilidad relativa de aceite de 0.13640 a 0.07950.
CARBONATOS LIMPIOS
J Sup. Kimmer
Jurásico Pimienta
Jurásico Olvido
CARBONATOS ARCILLOSOS
PP-1 Int. 2181–2195 m. Prod. De Gas Por 5/16” P=3170 psi; Qg=7.037 mmpcd N-1
ARENISCAS LIMPIAS
ARENISCAS ARCILLOSAS