ESCUELA SUPERIOR POLITCNICA DEL

LITORAL

INTRODUCCIN A INGENIERA EN PETRLEOS

TEMA

PROPIEDADES PETROFSICAS

PRESENTADO POR

ALEXANDER RAMN HERRERA MENDOZA

Guayaquil, Agosto 2014

NDICE

1. GLOSARIO

2. POROSIDAD

3. PERMEABILIDAD

3.1. Permeabilidad absoluta o intrnseca

3.2. Permeabilidad efectiva

3.3. Permeabilidad relativa

3.4. Permeabilidad especfica

4. SATURACIN

5. TENSIN INTERFACIAL

6. CAPILARIDAD

7. HUMECTABILIDAD

8. BIBLIOGRAFA

GLOSARIO

Poros interconectados: Permiten la migracin celular.

Garganta poral: Conexiones que ayudan, y permiten la unin de un poro con otros.

Espacios intersticiales: Espacio pequeo en un tejido o una estructura.

Sedimentacin: Proceso de acumulacin de material orgnico, detrtico o qumico, en

un medio lacustre, continental o marino.

Areniscas: Material que tiene mezcla de arena.

Depositacin: Es cuando se depositan delgadas capas de un material sobre otro.

Fallas: Fractura en el terreno a lo largo de la cual hubo movimiento en uno de los lados

respecto al otro.

Inhibe: Prohibir, estorbar o impedir.

Litificacin: Proceso mediante en el cual un material se convierte en roca compacta.

Alcanos: Hidrocarburos saturados con enlaces de tipo sencillo entre los tomos de

carbono.

Molculas surfactante: Influyen por medio de la tensin superficial en la superficie de

contacto entre dos fases.

Fluidos inmiscibles: Un lquido es inmiscible con otro cuando no puede mezclarse en

forma homognea con el otro.

Reservorio: Acumulacin natural de hidrocarburos en el subsuelo, contenidos en rocas

porosas y permeables.

Cohesin: Cualidad por el cual las partculas del terreno se mantienen unidas en virtud

de fuerzas internas.

Interfaz: Lugar de interaccin, espacio donde se desarrollan intercambios.

POROSIDAD

Es la medida de capacidad de almacenamiento de fluidos que posee una roca, relaciona

un porcentaje del volumen que ocupa los poros con un volumen unitario de roca, se

define como del volumen de espacios vacos (que puede almacenar fluidos) en el

volumen total de la roca. Ya que el volumen de espacios vacos no puede ser mayor que

el volumen de la roca en s, la porosidad es una fraccin del volumen total de la roca.

La porosidad segn su punto de vista morfolgico se clasifica en:

Catenaty o poros interconectados: En este tipo de poro la extraccin de

hidrocarburo es relativamente ms sencilla, y posee ms de una garganta poral

conectada con otros poros.

Cul-de-sac, conectados o sin salida: En este tipo de porosidad se puede producir

hidrocarburo por la presin del yacimiento y solo tiene una garganta poral

conectada con otros poros.

Poro cerrado o aislado: No est conectado con ningn otro poro, se encuentra

totalmente cerrado, no es capaz de producir.

Porosidad efectiva: Son los espacios intersticiales presentes en una roca, que

contribuyen al almacenamiento y al flujo de fluidos y se encuentran

comunicados entre s, la porosidad efectiva va a ser menor que la porosidad

total.

Porosidad no efectiva o residual: Este tipo de porosidad es el volumen de la roca

que contiene a los espacios intersticiales que pueden contener fluido, pero que

no estn comunicadas entre s.

Porosidad absoluta o total: La porosidad total representa a la unin de la

porosidad efectiva y la porosidad no efectiva.

La porosidad segn su tiempo de posicionamiento se clasifica en:

Porosidad primaria: Es aquella que se forma al final de la sedimentacin, o ya estn

presentes en las partculas sedimentarias al tiempo de depositacin. Estas se clasifican

en porosidad intergranular, que se producen entre los granos de un sedimento, se

encuentran en calizas recin depositadas; y en porosidad intragranular que se producen

dentro de los granos del sedimento, estos poros normalmente no se conservan.

Porosidad secundaria: Es aquella que se forma en una roca despus de su depositacin

producido por fracturamiento o disolucin. Los tipos de porosidad secundaria son: el

fenestrales, que es causado por la deshidratacin, contraccin y deformacin de las

lminas; el intercristalina, este tipo de porosidad se produce entre los cristales y es

encontrado en yacimientos de gas y petrleo; y fractura, que se desarrollan por las fallas

y por las fuerzas tectnicas asociadas con el plegamiento, este tipo de porosidad por

fractura puede dar altas tasas de produccin durante la prueba inicial de un pozo,

posteriormente decayendo rpidamente su produccin.

Material / Porosidad, en porcentaje

Caliza / 1 10 Pizarra / 1 10

Arenisca / 10 20 Grava y arena / 20 35

Grava / 30 40 Arena uniforme / 30 40

Limo / 40 50 Arcilla / 45 55 Suelos / 50 60

(Fuente4) (Fuente5) (Fuente6)

PERMEABILIDAD

La permeabilidad es la capacidad de la roca para permitir o transmitir fluidos a travs de

sus poros interconectados, si no estn interconectados los poros no habr permeabilidad.

Esta es una caracterstica petrofsica de la roca reservorio. La permeabilidad es medida

en darcy o milidarcy, debido a Henry Darcy, un ingeniero que fue el primero en realizar

estudios acerca del flujo de los fluidos a travs de medios porosos. La porosidad y la

permeabilidad tienen una relacin directamente proporcional, es decir que entre mayor

porosidad, habr una mayor permeabilidad. Los factores que influyen en la

permeabilidad son los mismos que influyen en la porosidad efectiva, tales como: el

tamao de los granos, la redondez y esfericidad de los granos, la distribucin, el

empaquetamiento, la litificacin.

Las formaciones tales como las areniscas y calizas, transmiten fcilmente los fluidos y

tienden a tener poros grandes y bien conectados. Mientras que formaciones de lutitas y

limolitas, son impermeables y tienden a tener granos ms finos con poros ms

pequeos, escasos o menos interconectados.

La permeabilidad del suelo aumenta por la existencia de grietas, fallas u otro defecto

estructural. Se puede afirmar que la velocidad con que atraviesa el fluido el material

depende de, la porosidad del material, la presin a que esta sometida el fluido y la

densidad del fluido considerado afectada por su temperatura.

Tipos de permeabilidad:

Permeabilidad absoluta o intrnseca.

Permeabilidad efectiva.

Permeabilidad relativa.

Permeabilidad especfica.

Permeabilidad absoluta o intrnseca: Es la medicin de la capacidad de una roca en

permitir el flujo de fluido a travs de sus poros interconectados, cuando existe un solo

fluido o fase en la roca, es decir cuando el medio poroso se encuentra completamente

saturado por un fluido.

Permeabilidad efectiva: Es la capacidad que tiene la roca de permitir cuando se

encuentra presente ms de una fase en un medio poroso, el flujo de cada una de las

fases, habiendo la transmisin preferencial de un fluido o fase en particular, cuando

existen otros fluidos en el yacimiento; por ejemplo la permeabilidad efectiva de gas de

un yacimiento gas-agua.

Permeabilidad relativa: Es un trmino adimensional y es la relacin entre la

permeabilidad efectiva de un fluido a cierta saturacin, y la permeabilidad de ese fluido

a una total saturacin. Permite ver las diferentes capacidades de los fluidos en fluir en su

presencia correspondiente, ya que inhibe el flujo la presencia de ms de un fluido. Si en

la roca solo hubiera un fluido su permeabilidad relativa sera 1. Las diferencias

principales en la permeabilidad relativa gas-petrleo se debe en las diferentes

viscosidades entre el gas y el petrleo, el punto de ruptura ocurre muy temprano y la

fase mojante es representada por el petrleo y la no mojante por el gas.

Permeabilidad especfica: Es la permeabilidad de un medio poroso con respecto a un

fluido especfico, cuando es el nico presente. Cabe recalcar que la permeabilidad a

menudo depende del fluido utilizado, ya que tienen distintos comportamientos. Por ello

es ms correcto hablar de permeabilidad especfica a un fluido determinado que solo de

permeabilidad. Ej. Los lquidos pueden afectar la permeabilidad a travs del

movimiento de los finos y de la alteracin de la arcilla; la permeabilidad al gas depende

del deslizamiento y de la resistencia inercial.

(Fuente4) (Fuente5) (Fuente6)

SATURACIN

La saturacin de una formacin es la fraccin del volumen poroso que ocupa un fluido,

es decir la relacin entre el volumen ocupado por el fluido y el volumen poroso.

.

Dnde:

Sx = Saturacin de la fase X.

Vx = Volumen que ocupa la fase X.

Vt = Volumen poroso total de la roca.

En qumica se conoce a la saturacin como el estado de una solucin que ya no acepta

ms cantidad de una sustancia que disuelve, por ejemplo los alcanos son compuestos

saturados. La saturacin de una roca puede alcanzar a ser hasta el 100% hablando en

porcentaje, pero nunca cero ya que siempre queda una capa capilar de agua que no

puede ser desplazada por el petrleo, y as mismo queda una cierta cantidad de petrleo

que no puede extraerse, se lo conoce como saturacin del petrleo residual. La

saturacin es una propiedad petrofsica muy importante ya que nos puede servir como

indicador para saber cunta cantidad de gas o petrleo hay en el reservorio. La

saturacin de varios fluidos presentes en los poros de una roca, es la suma de la

saturacin de cada uno de ellos y debe dar 1, siempre y cuando sea un medio poroso

saturado por gas, petrleo y agua.

Dnde:

So = Saturacin de petrleo.

Sw = Saturacin de agua.

Sg = Saturacin de gas.

La saturacin mide la proporcin en el que los fluidos se encuentran en los poros de la

roca yacimiento. Para que el yacimiento sea considerado atractivo en el punto de vista

comercial, debe tener una saturacin alta de aceite. En un yacimiento puede haber la

saturacin de los tres fluidos o mnimo de dos, pero siempre estar presente la saturacin

del agua (mvil o connata).

Clasificacin de las saturaciones:

Saturacin de agua connata: Es la saturacin de agua ya existente en el

yacimiento en el descubrimiento, se la considera como el remanente del agua

que se deposit inicialmente con la formacin, y que debido a la capilaridad

existente, no fue desplazada por los hidrocarburos cuando estos migraron al

yacimiento. Esta saturacin se relaciona con la permeabilidad, el tamao de los

poros y con el rea superficial, (a mayor rea superficial y menor tamao de las

partculas, mayor ser la saturacin de agua connata. La saturacin de agua se

determina:

Sw =

Dnde:

Rw = Resistividad del agua de formacin.

RT = Resistividad verdadera de la formacin

= porosidad

n = exponente de saturacin

m = Factor de cementacin

a = Factor de Tortuosidad generalmente se asume como 1.

Saturacin residual de una fase: Es la saturacin de la fase (agua, gas, petrleo)

que queda en el yacimiento en la zona barrida, despus de un proceso de

desplazamiento.

Saturacin crtica de una fase: Es la mnima saturacin que requiere una fase

(gas, petrleo, agua) para moverse en el yacimiento, es decir corresponde a la

mxima saturacin en la cual la permeabilidad relativa de la fase es cero.

(Fuente2) (Fuente6) (Fuente7)

TENSIN INTERFACIAL

Es una propiedad entre la interfaz de dos fases inmiscibles, y estas dos fases deben ser

lquidas, o una liquida y la otra slida, caso contrario si una fase es lquida y la otra fase

es un gas entonces seria tensin superficial. La tensin interfacial posee una energa

(energa de Gibbs), que da del resultado de la diferencia del grado de atraccin de las

molculas de la superficie entre ellas con el grado de atraccin de otra sustancia. Las

molculas surfactante se encuentran preferentemente en la interfaz y hace que

disminuya la tensin interfacial. Las fuerzas de atraccin de un lquido son de diferente

magnitud, dependiendo de la zona del lquido considerada. Por ejemplo cuando en un

recipiente se coloca agua y aceite, entre estas dos fases habr una tensin interfacial.

(Fuente8)

CAPILARIDAD

Es una propiedad que tiene los fluidos, que depende de la tensin supercial y a su vez de

la cohesin que tiene un lquido, que le permite subir o bajar por un tubo capilar,

venciendo la gravedad y sin gastar energa. Cuando un lquido sube por un tubo capilar,

se debe a que sus fuerzas intermoleculares es menor que su adhesin con el material del

tubo, es decir un lquido que moja, por ejemplo el agua, y cuando el lquido baja a un

nivel inferior sera todo lo contrario, como es en el caso del mercurio. Por ejemplo,

cuando se usa un gotero, al ingresar este al lquido, automticamente el lquido empieza

a subir en l. (Fuente1) (Fuente3)

HUMECTABILIDAD

Es la tendencia de un fluido a adherirse en una superficie slido, en presencia de otros

fluidos inmiscibles. El fluido que se adhiera a la superficie slida se la conoce como

fase humectante. En los reservorios las fases humectantes normalmente son el agua o el

aceite. La humectabilidad de la roca interviene afectando en la saturacin de los fluidos

y a las caractersticas de permeabilidad relativa en un sistema fluido-roca. El ngulo de

contacto se lo utiliza en la determinacin de la humectabilidad.

Clasificacin de la humectabilidad segn su ngulo de contacto:

Humectabilidad intermedia: El slido no presenta preferencia humectante entre

agua o aceite. Su ngulo de contacto es 90.

Humectabilidad por agua: El slido tiene preferencia por el agua. Su ngulo de

contacto es menor a 90.

Humectabilidad por aceite: El slido es humectado preferencialmente por aceite.

Su ngulo es mayor a 90.

La humectabilidad en yacimientos de petrleo se clasifica en:

Humectabilidad por agua o aceite: El fluido humectante estar en los poros

pequeos y en contacto con la mayor parte del mineral, mientras que el fluido no

humectante estar en el centro de los poros ms grandes.

Humectabilidad neutra o intermedia: Toda la roca presente igual preferencia al

ser humectada por agua o aceite.

Humectabilidad fraccional: Es cuando una parte de la roca es humectada por

agua y otra parte por aceite, y esto se debe a que la roca est conformado por

varios minerales de propiedades qumicas diferentes.

Humectabilidad mixta: Es cuando los poros ms grandes son humectados por

aceite y los poros ms pequeos por agua. Es un caso especial de la

humectabilidad fraccional. (Fuente6)

BIBLIOGRAFA

(Fuente1) Capilaridad, Blog de Pilar Garca, ao de publicacin 2012,

http://pilargarciafq.blogspot.com/2012/09/capilaridad.html

(Fuente2) Caractersticas petrofsicas y saturacin de agua inicial en los tipos

de roca de la Zona-C en el rea Cira-Este, Monografa de Cesar Augusto Rojas

Suarez, ao de publicacin 2011.

http://www.bdigital.unal.edu.co/4349/7/cesaraugustorojassuarez.2011.parte6.pdf

(Fuente3) La Capilaridad de los Fluidos, Slideshare de Eduardo Jumique, ao

de publicacin 2011, http://es.slideshare.net/jumique/la-capilaridad-de-los-

lquidos

(Fuente4) Pgina oficial de la Universidad Complutense de Madrid, tema:

Porosidad y Permeabilidad

http://pendientedemigracion.ucm.es/info/diciex/proyectos/agua/esc_sub_porosid

ad.html

(Fuente5) Pgina oficial de Glossary Oilfield Schlumberger

http://www.glossary.oilfield.slb.com/

(Fuente6) Propiedades Petrofsicas de las Rocas, Monografa elaborada por:

Dayuma lvarez, Holger Armijos, Andrs Centeno, Lizeth Merino y Jessica

Paccha.

(Fuente7) Saturacin de las rocas, Blog de Dayne Vsquez, ao de publicacin

2009, http://daynevasquez.blogspot.com/2009/01/saturacion-de-las-rocas.html

(Fuente8) Viscosidad, Tensin Superficial e Interfacial, Universidad Nacional

Experimental de la Fuerza Armada Ncleo-Delta Amacuro, ao de publicacin

2012, http://yacimientosii.blogspot.com/2012/05/viscosidad-tension-superficial-

e.html