Propiedades de las Rocas de Yacimiento

Consolidación

La presión de sobrecarga de un estrato crea acercamiento entre las rocas. Mientras sea menor su efecto, mayor será el valor de la porosidad.

5.1.3. Determinación de Porosidad

Existen dos métodos básicos para la determinación de la porosidad:

• Método directo
• Método indirecto

Método Directo

La porosidad de la formación productora se puede obtener directamente a partir de muestras representativas de dicha formación (núcleos), utilizando métodos de laboratorio.

Mediciones de laboratorio, aplicados a muestras de núcleos, y utilizando instrumentos especiales (i.e. porosímetro de Ruska):

• Volumen Total
• Volumen de granos
• Volumen poroso efectivo

Método Indirecto

La porosidad de las formaciones productoras se puede determinar “indirectamente” por medio de los registros geofísicos. Es el método más comúnmente utilizado, ya que se obtiene un valor "promedio" de la porosidad del yacimiento, valor más aproximado al real.

De acuerdo con la información obtenida, proveniente de los registros eléctricos, registros sónicos de porosidad, registros de densidades y registros radioactivos, se tendrán los elementos necesarios para que ayudados por ciertas correlaciones promedio de la formación almacenadora de hidrocarburos.

5.2. Saturación de Fluidos (Sf)

En un yacimiento normalmente está presente más de un fluido. Se acepta que inicialmente los espacios porosos de la roca fueron llenados con agua de mar en su totalidad. Los hidrocarburos más ligeros se movieron por gravedad hacia la parte más alta de la estructura hasta alcanzar posiciones de equilibrio hidrostático y dinámico, desplazando en su recorrido agua de los intersticios hasta una saturación de agua congénita, de aquí que cuando un yacimiento es descubierto, este puede contener aceite, gas y agua.

El término "saturación de fluidos" es utilizado para indicar la presencia de los fluidos en la formación. La saturación de fluidos se define como: “La fracción o porcentaje del espacio poroso ocupado por un fluido particular a las condiciones del yacimiento.

5.3. Permeabilidad

La permeabilidad es la facultad que tiene la roca para permitir que los fluidos se muevan a través de los espacios porosos interconectados, se tiene, por medio de La Ley de Darcy

5.3.1. Permeabilidad Absoluta (K)

Se denomina "permeabilidad absoluta" de la roca, cuando ésta se encuentra saturada al 100 % de un fluido homogéneo igual al que se usa como fluido desplazante durante la prueba.

5.3.2. Permeabilidad Efectiva (Ko, Kg, Kw)

Se define como "permeabilidad efectiva" de una roca, a la permeabilidad a un fluido particular cuando la saturación de éste fluido en la roca es menor del 100%.

5.3.3. Permeabilidad Relativa (Kro, Krg, Krw)

Kro = Ko/K; Krg = Kg/K; Krw = Kw/K

• Kro = Permeabilidad relativa al aceite.
• Krg = Permeabilidad relativa al gas.
• Krw = Permeabilidad relativa al agua.