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INTRODUCCIÓN
Para explotar un reservorio de manera adecuada es preciso identificar y modelar las propiedades físicas de la roca almacén o reservorio como el medio poroso (incluyendo sistemas de fracturas y su interacción con la matriz), permeabilidad y saturación de petróleo y gas; adicionalmente tenemos otras propiedades como humedad, capilaridad, densidad, etc. Por lo que se requiere aplicar de manera consistente para buscar mejores alternativas de explotación de los diversos tipos de reservorios.
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OBJETIVOS
Estudiar
y analizar las características físicas de la Roca Almacén o Reservorio en los depósitos depósitos de Hidrocarburos.
Determinar las características físicas de la Roca Almacén Almacén o Reservorio en los depósitos de Hidrocarburos. optima de la roca almacén o Analizar la porosidad y permeabilidad optima reservorio. Determinar la clasificación de las rocas almacén o reservorio. Determinar la importancia de las características físicas de la roca reservorio.
CONTENIDO
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1. 2.
Definiciones Generales
Porosidad y Permeabilidad
3.
Grado de clasificación de las Rocas Reservorio
4.
Densidad, Humedad y Saturacion del Petróleo.
5.
Otras Características de la Roca Reservorio.
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I. DEFINICIONES
EXPLORACIÓN DEL PETROLEO Imagen satelital
Mapa geológico
Gravimetría y magnetometría
Interpretación de información
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I. DEFINICIONES FORMACIÓN DEL PETRÓLEO Miles de toneladas de lodo, arena y materia orgánica entran al mar. Éstos quedan sepultados por más sedimentos. La temperatura aumenta y la materia orgánica sepultada se transforma. Debido a los procesos de diagénesis, catagénesis y metagénesis.
LOGO Fuentes de hidrocarburos en situaciones geológicas, con respecto a la evolución de la materia orgánica. Los fósiles geoquímicos representan la primera fuente de hidrocarburos En el subsuelo (flechas negras solidas)
La degradación del kerogeno representa una segunda fuente De hidrocarburos (flechas grises punteadas)
I. DEFINICIONES
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I. DEFINICIONES
ESQUE GENERAL DE LA EVOLUCIÓN DE LA MATERIA ORGÁNICA
Desde los sedimentos recientemente depositados hasta la zona metamórfica.
I. DEFINICIONES
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ROCA MADRE Roca sedimentaria, pelitica y/o calcárea rica en materia orgánica, que sometida a ciertas condiciones de temperatura y durante un lapso de tiempo, puede dar lugar a la generación de hidrocarburos. Donde se determina: 1. La cantidad de M.O. presente en las rocas (TOC). 2. Su calidad (tipo de kerógeno). 3. Su madurez (reflectancia de vitrinita y pirólisis T máx)
El ambiente deposicional presenta las siguientes condiciones :
a) Abundante producción de materia orgánica. b) Un ambiente de baja energía que permita la depositacion y acumulación de la M.O. c) Condiciones reductoras y sepultamiento relativamente rápido que permitan la preservación de la M.O.
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I. DEFINICIONES
KERÓGENO El kerógeno es una sustancia insoluble precursora del petróleo, ya que constituye el 80 % al 90 % de la materia orgánica de las rocas pelíticas y carbonáticas organógenas. Parte de la materia orgánica que se encuentra en los sedimentos es una sustancia soluble en solventes orgánicos a se denomina bitumen. El análisis del tipo de kerógeno sirve para determinar la calidad y el tipo de hidrocarburo que puede generar, en función de establecer las relaciones atómicas H/C y O/C.
TIPO 1: Alto valor de H/C y bajo de O/C, provisto por algas y común en lutitas petrolíferas. Común en cuencas de agua dulce (sistemas lacustres). TIPO 2: Mezcla de algas, organismos marinos y detritos de plantas transportados. Tiene relativamente alta relación H/C y baja O/C (aunque más que el Tipo 1 pues incluye cetonas y ácidos carboxílicos). Es el tipo de kerógeno más común en cuencas marinas y el más común fuente de petróleo. Provisto por fitoplancton, zooplancton y bacterias en ambiente marino. Puede pasar a hidrocarburos por soterramiento. *Ambiente marino*
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I. DEFINICIONES
TIPO 3: (kerógeno húmico): Derivado de plantas terrestres (lignito, tanino, celulosa), tiene baja relación inicial H/C y alta O/C. Durante la maduración genera abundante agua y metano. La mayoría de los carbones se forman a partir de kerógeno tipo 3. Frecuentemente continental parálico. Puede generar gas, Frecuentemente continental parálico.
Tipo 4: (kerógeno residual: derivado de M.O: descompuesta en forma de hidrocarburos aromáticos policíclicos. H/C < 0,5. No tiene potencial de generación de petróleo.
I. DEFINICIONES
LOGO TIPO DE
C % EN
H % EN
O % EN
N % EN
S % EN
KEROGENO
PESO
PESO
PESO
PESO
PESO
78.8 77.8 82.5
8.8 6.8 4.6
7.7 10.5 10.5
2.0 2.2 2.1
2.7 2.7 0.2
TIPO I TIPO II TIPO III
CLASIFIACION DE LAS ROCAS ORGANÓGENAS
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I. DEFINICIONES
ESQUEMA GENERAL DE LA EVOLUCIÓN GENERAL DEL KERÓGENO (Van Krevelen)
I. DEFINICIONES
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CLASIFICACION QUIMICA DEL KERÓGENO ( Tissot y Durant 1974)
H/C
O/C
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I. DEFINICIONES
SISTEMAS DE CLSIFICACION DEL KERÓGENO
I. DEFINICIONES
LOGO TIPOS DE ROCA MADRE
TIPO Roca generadora potencial
Roca generadora efectiva
Roca generadora relíctica
Roca generadora agotada
CARACTERÍSTICA Contiene suficiente MO para generar hidrocarburos si tuviese la madurez necesaria. Existen evidencias de campo de generación de hidrocarburos. Roca que ha dejado de generar debido a enfriamiento termal durante alzamiento tectónico, pero aún preserva suficiente M.O. Ya no puede generar hidrocarburos debido a consumición de la M.O. o sobre maduración.
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I. DEFINICIONES
CLASIFICACIÓN DE LA ROCA MADRE DE ACUERDO AL % DE TOC
CALIFICACIÓN
TOC LUTITAS
TOC CALIZAS
< 0.5%
< 0.2%
0.5 – 1%
0.2 – O.5%
BUENA
1 – 2%
O.5 – 1%
MUY BUENA
2 – 5%
1 – 2%
> 5%
> 2%
POBRE ESACASA
EXELENTE
I. DEFINICIONES
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ROCA RESERVORIO Reservorio es la roca que puede contener petróleo y/o gas en espacios v acíos dentro de la misma, denominados poros (similar a una esponja que contiene líquidos).
Areniscas
Carbonatadas
Rocas fracturadas
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I. DEFINICIONES
CONDICIONES DE LA ROCA RESERVORIO Deben tener alta P para permitir el almacenamiento y alta K para hacer posible el movimiento de los fluidos: a. Rocas muy bien seleccionadas ganulometricamente que muestren alta porosidad primaria remanente. b. Rocas que han sufrido procesos diagenéticos a resultado de los cuales se ha producido importante desarrollo de porosidad secundaria. c. Rocas naturalmente fracturadas. Para a: Areniscas eólicas poco o parcialmente cementadas, barras costeras, depósitos de point bar. Para b: Areniscas que han sufrido parcial o total disolución de clastos inestables p.e. fragmentos líticos, o del cemento o de la matriz.
I. DEFINICIONES
LOGO ROCA SELLO
El sello es un nivel rocoso impermeable a los fluidos (líquidos y gaseosos) Se encuentra por arriba de la roca reservorio y no permite la fuga o migración de los fluidos existentes en la roca reservorio
Lutitas
Evaporitas Carbonatadas
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I. DEFINICIONES
MIGRACION DEL PETROLEO A LA ROCA RESERVORIO MIGRACIÓN PRIMARIA La MP que presentan los hidrocarburos después de su generación es por la incompatibilidad de densidades y la compactación de la roca que cierran los poros, crenado una fuerte presión interna en la roca que propicia la expulsión del HC a través del fracturamiento de la matriz mineral o fallas.
COMPACTACIÓN se pierde porosidad por disminución del volumen de sedimento y por las cementaciones asociadas. DESHIDRATACIÓN De las arcillas esto consigue liberar agua a los poros, con lo que aumenta de nuevo la presión intersticial. CAMBIOS QUÍMICOS DE LA MATERIA ORGÁNICA El paso de kerógeno a petróleo y a gas, aumentando la entropía del sistema, además disminuye el peso molecular de los hidrocarburos.
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I. DEFINICIONES
MOVIMIENTO EN DISOLUCIÓN Parte del petróleo es soluble en agua y por lo tanto podría viajar en disolución con ésta.
FORMACIÓN DE BURBUJAS DE HCS: Estas burbujas viajarían en inmiscibilidad líquida con el agua.
FORMACIÓN DE COLOIDES Y MICELAS DE HCS : se produce una orientación de las moléculas de los HCs . DIFUSIÓN COMO UNA FASE CONTINUA El HC se mueve aprovechando fracturas, contactos entre formaciones rocosas.
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I. DEFINICIONES
MIGRACION SECUNDARIA Una SM se realiza por la flotabilidad de los HC con el agua asociada, situación provocada por la diferencia de densidades
FLOTABILIDAD El petróleo menos denso que el agua, tiende a ponerse sobre ésta y dentro del petróleo, la parte gaseosa sobre la líquida. PRESIÓN CAPILAR En ocasiones impide el movimiento, pero por ósmosis se puede producir la migración. GRADIENTES HIDRODINÁMICOS Según el gradiente vaya en un sentido o en otro, se puede favorecer la migración o dificultarla.
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I. DEFINICIONES
El HC que se encuentra en la roca madre se desplaza a otros estratos geológicos a través de fracturas hasta encontrar una trampa que detenga su migración y formar un yacimiento.
Estas trampas se han formado por rocas que sufren cargas de presiones y esfuerzos tectónicos donde se produce la migración hacia zonas apicales
Es donde se produce el entrampamiento de los hidrocarburos en la roca reservorio entre las rocas sello y roca madre.
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II. POROSIDAD
El reservorio o recipiente de petróleo es aquella porción de roca que contiene el yacimiento. Se puede decir que la localización de cada yacimiento petrolífero y gasífero es el resultado de un complejo de condiciones geológicas interrelacionadas. Si bien cada reservorio es único en sus detalles, se pueden encontrar relaciones generales que permiten realizar una clasificación muy amplia de los principales elementos que lo gobiernan. Esos elementos son:
La roca reservorio o material recipiente. El espacio poral o espacio vacío. Los fluidos como el agua, petróleo y gas que ocupan el espacio poral efectivo dentro de la roca reservorio. La trampa reservorio o trampa es el elemento que mantiene en su lugar al petróleo y al gas de un yacimiento.
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II. POROSIDAD
POROSIDAD : Espacios vacíos PERMEABILIDAD : Espacios vacíos intercomunicados
El petróleo se encuentra ocupando los espacios de las areniscas y calizas porosas y se encuentra asociado a gas y agua.
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II. POROSIDAD
POROSIDAD Se define como la capacidad que tiene la roca para almacenar fluido, o bien es la medida de almacenamiento de una roca en el espacio intersticial (espacio sin material entre grano y grano).
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II. POROSIDAD
Desde el punto de vista petrográfico, se trata de un componente más de la roca. En principio se considera una fase única la formada por los espacios vacíos, constituyendo junto con el resto de las fases minerales el volumen rocoso total. Además, como cualquier otro componente, posee unas características o elementos texturales: tamaño, forma, distribución (orientación, homogeneidad), que contribuyen junto al resto de los componentes a la textura de la roca. No obstante, presenta una diferencia fundamental respecto a las fases minerales, y es la continuidad que normalmente presentan los espacios vacíos, constituyendo lo que suele denominarse: sistema
poroso. En consecuencia, el análisis petrográfico da una visión más real de la porosidad, pero esencialmente descriptiva y cualitativa.
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II. POROSIDAD
North (1985), para los tipos de rocas comunes del depósito bajo condiciones promedio, los valores de la porosidad pueden ser considerados como la mostrada en la tabla siguiente.
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II. POROSIDAD
POROSIDAD ABSOLUTA: Es aquella porosidad que considera el volumen poroso de la roca esté o no interconectado. POROSIDAD EFECTIVA: Es la relación del volumen poroso interconectado con el volumen bruto de roca. POROSIDAD NO EFECTIVA: Es el porcentaje de espacio poroso no intercomunicado con respecto al volumen total de la roca.
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II. POROSIDAD
A medida que los sedimentos se depositaron en los mares antiguos, el agua fue el primer fluido que llenó el espacio poroso. Un método común de clasificación de la porosidad se basa en la condición si la porosidad se formó inicialmente o si fue producto de una diagénesis .
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II. POROSIDAD
Rangos de porosidad y permeabilidad de interés comercial en arenas y rocas carbonatadas (basada en Dawe, 1989)
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II. POROSIDAD
1. POROSIDAD PRIMARIA O INTERGRANULAR:
Se desarrolló al mismo tiempo que los sedimentos fueron depositados. Rocas con este tipo de porosidad son: areniscas (detríticas o clásticas) y calizas (no detríticas). La porosidad primaria a su vez se clasifica en:
POROSIDAD INTERCRISTALINA
Se refiere a los espacios existentes entre los planos de un cristal o espacios vacíos entre cristales. Poros menores de 0.002 mm de diámetro. La porosidad que se encuentra entre cristales se llama
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II. POROSIDAD
1. POROSIDAD PRIMARIA O INTERGRANULAR:
POROSIDAD INTERGRANULAR
Es función del espacio vacío entre granos, es decir, de los espacios intersticiales de toda clase en todo tipo de roca. Generalmente, los espacios tienen un diámetro mayor de 0.5 mm.
PLANOS ESTRATIFICADOS
Existe concentración de espacios vacíos de diferentes variedades paralelos a los planos de estratificación. Entre las causas de espacios vacíos en los planos estratificados se cuentan: diferencias de los sedimentos depositados, tamaño de partículas y arreglo de depositación y ambientes de depositación.
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II. POROSIDAD
POROSIDAD SECUNDARIA O INDUCIDA:
La porosidad secundaria es el resultado de un proceso geológico (diagénesis y catagénesis) que tomó lugar después de la depositación de los sedimentos. Puede ser debida a la solución o fractura o cuando una roca se convierte en otra (caliza a dolomita). La magnitud, forma, tamaño e interconexión de los poros podría no tener relación directa de la forma de las partículas sedimentarias originales. La porosidad secundaria se clasifica en:
POROSIDAD DE DISOLUCIÓN
Integrada por canales resultantes de la disolución del material rocoso por acción de soluciones calientes o tibias que circulan a través de la roca. Las aperturas causadas por meteorización (juntas alargadas y cavernas) y espacios vacíos causados por organismos vivientes pueden sufrir alargamiento debido a dilución.
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II. POROSIDAD
POROSIDAD SECUNDARIA O INDUCIDA:
DOLOMITIZACIÓN
Es el proceso mediante el cual la caliza se transforma en dolomita según la siguiente reacción: Algunas rocas carbonatas están constituidas solamente por calizas. Si el agua circulante a través del espacio poroso contiene suficientes cantidades de magnesio disuelto, el calcio en la roca puede intercambiarse por el magnesio en solución. Como el magnesio es considerablemente más pequeño que el calcio, la resultante dolomita tendrá una porosidad mayor, cuyo incremento oscila entre el 12-13 %.
POROSIDAD DE FRACTURA
Son aperturas en la roca producto de fallamiento estructural de las rocas del yacimiento debido a tensión originada por actividades tectónicas tales como plegamiento
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II. POROSIDAD
CONSOLIDACIÓN ( COMPACTACIÓN Es el factor geológico que reduce la porosidad debido a la presión de los sedimentos superpuestos o a la presión orogénica. Las areniscas exhiben una compresibilidad muy reducida, mientras que las lutitas pueden ser reducidas a una pequeña fracción de su volumen original al tiempo de sedimentación.
CEMENTACIÓN
Es el agente que tiene mayor efecto sobre la porosidad original y afecta el tamaño, forma y continuidad de los canales debido a una posible deposición de cuarzo secundario, calcita y dolomita o de combinaciones de estas. Además, arcilla a menudo pueden actuar como materias de cementación.
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II. POROSIDAD
PROCESO DE RECRISTALIZACIÓN No es un factor importante en la porosidad de una arenisca. Es de interés observar el efecto de granulación y el molimiento de los granos de arena sobre la porosidad a grandes profundidades bajo la presión de los sedimentos superpuestos. A medida que la presión de los sedimentos superpuestos aumenta, los granos de cuarzo tienden a formar una empaquetadura más compacta en una arenisca. TIPO DE EMPAQUE El incremento de la presión de confinamiento hace que los granos pobremente clasificados y angulares muestren un cambio progresivo de empaquetamiento aleatorio a un empaque más cerrado, reduciendo con ello la porosidad.
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II. POROSIDAD
PRESENCIA DE PARTÍCULAS FINAS La arcillosidad afecta negativamente la porosidad.
PRESIÓN DE CAPAS SUPRAYACENTES Las capas suprayacentes pueden compactar el yacimiento y reducir el espacio poroso. La compactación tiende a cerrar los espacios vacíos, forzar el fluido a salir y permitir un mayor acercamiento de las partículas minerales, especialmente en rocas sedimentarias de grano fino.
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II. POROSIDAD
GEOMETRIA Y DISTRIBUCIÓN DE GRANOS Se debe a la uniformidad o clasificación de los granos. Dicha clasificación depende, a su vez, de la distribución del tamaño del material, tipo de depositación, características actuales y duración del proceso sedimentario. Cuando los granos son más redondeados proporcionan más homogeneidad al sistema y por ende la porosidad será mayor.
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II. POROSIDAD
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II. POROSIDAD
La porosidad de las areniscas puede ser de dos tipos: ínter granular y de fracturas. La porosidad ínter granular es el espacio neto que queda después de la porosidad inicial ha sido reducida por agentes geológicos como consolidación, cementación, re cristalización, granulación, molimiento, etc. La porosidad primaria de una arenisca o de cualquier otra roca clástica depende inicialmente del grado de distribución o arreglo de los granos según su tamaño.
Los granos de arena bien distribuidos, moderadamente redondeados, depositados en el agua, resultan en un empaque de 30 a 40 % de porosidad. Gran parte de la porosidad en algunas areniscas y limonitas, aparentemente compactadas, se debe a fracturas..
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II. POROSIDAD
Como en las areniscas, la porosidad en las rocas de carbonato puede ser primaria o secundaria. El desarrollo de la porosidad en un yacimiento de carbonato se referencia en muchos aspectos a uno de arenisca. Aunque algunas aberturas individuales en las rocas de carbonato pueden ser bastantes grandes, la porosidad promedia de una sección es generalmente inferior a la de las areniscas.
La razón por la cual las calizas forman yacimientos prolíficos se debe al mayor espesor de las capas
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II. POROSIDAD
LA POROSIDAD PRIMARIA EN LAS ROCAS DE CARBONATO PUEDE RESULTAR DE:
Vacíos intersticiales entre granos clásticos de una roca detrítica de carbonato, tal como en conglomerados, brecha, coquina, oolita, creta, etc. Vacíos formados de esqueletos cuando se remueve materia orgánica de corales y algas calcáreas. Vacíos inter cristalinos formados en calizas cristalinas a lo largo de planos de clivaje y por diferencia en el tamaño de los cristales.
Los yacimientos de gas y petróleo constituidos por calizas con porosidad primaria rara vez son importantes excepto en el caso de facies oolíticas. La porosidad primaria, sin embargo, facilita los medios para el desarrollo de porosidad secundaria permitiendo la circulación de aguas subterráneas. EN ROCAS DE CARBONATO, LA POROSIDAD SECUNDARIA PUEDE ORIGINARSE DE:
Diaclasas causadas por consolidación, contracción, esfuerzos tectónicos o cambios mineralógicos. Acción de lixiviación por aguas subterráneas
II. POROSIDAD
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Métodos de determinación del volumen de los granos .En estos métodos se toma una muestra consolidada y se le extraen los fluidos con un solvente y luego se seca. El volumen total se determina colocando la muestra dentro de un líquido que no penetre en ella y observando el desplazamiento que ocurre, o bien, saturando primero la muestra y luego colocando la misma dentro de un líquido apropiado y observando de nuevo el desplazamiento del líquido. El volumen de los granos o del esqueleto sólido de la muestra se puede determinar por el desplazamiento volumétrico de un gas o de un líquido, mientras que el volumen de los poros se puede determinar midiendo la cantidad de líquido requerido para saturar la muestra. Para determinar el volumen de los granos, en trabajos que no demandan gran exactitud, se puede emplear otro método que consiste en dividir el peso de la muestra seca por 2.65 valor promedio de la gravedad especifica de los granos. La mayoría de los minerales encontrados en las rocas de acumulación rara vez se desvían de este valor por más del 3 o 5%. Los resultados obtenidos, sin embargo, son una medida de la porosidad absoluta mas bien que de la porosidad efectiva. El porcentaje de porosidad se puede calcular luego por medio de las siguientes relaciones:
(%) =
−
Ø = (%) = × 100
× 100
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II. POROSIDAD
Este método para determinar el volumen poroso puede emplearse en conexión con la determinación del volumen total. La muestra seca se pesa antes y después de saturarla con kerosene o con cualquier otro líquido apropiado; la muestra saturada se pesa teniendo cuidado de eliminar previamente el exceso de kerosene. El volumen poroso y el volumen total se pueden determinar de la misma muestra. La porosidad es igual al peso del keroseno en la muestra saturada dividido por el peso de keroseno desplazado por la muestra saturada multiplicado por 100. Como se puede ver, no se necesita conocer la densidad del keroseno o del líquido empleado.
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II. POROSIDAD
Se investiga la porosidad de una muestra rocosa y se obtiene, en el orden indicado, los siguientes valores:
Peso de la roca saturada con agua
300.00 g
Peso de la roca saturada en agua y sumergida en agua Peso de la roca seca (luego de secada a 105 °C)
173.82 g
Peso de la roca saturada con kerosén
295.46 g
Peso de la roca saturada con kerosén y sumergida en kerosén
194.52 g
277.29 g
Estime la porosidad de la muestra (densidad del agua= 1 g/ cm3, densidad del kerosén= 0.80 g/ cm3).
II. POROSIDAD
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Medición de la porosidad por saturación y pesada . Se denominan: P= peso de la roca saturada Ps= peso de la roca seca P’= peso de la roca suspendida
Se indica el agua con subíndice w y kerosén con subíndice k Peso del agua en los poros : P= (P-Ps) w = 300 – 277.29= 22.71 g Volumen de poros :Vp= P w /ρw = 22.71 / 1 = 22.71 cm 3 Volumen total de la muestra : V= (P – P´) w / ρw = (300 – 173.82) / 1 = 126.18 cm 3
Entonces:
Ø= Vp / Vt = 22.71 / 126. 18 = 18 %
Efectuamos el mismo procedimiento con los volúmenes de muestra saturada y suspendida en kerosén. Llamando P k al peso del kerosén en los poros, y aproximando la densidad de kerosén al valor 0.80, se tiene: Pk = (P – Ps) k = 295.46 – 277.29 = 18. 17 g Vp = Pk/ ρk = 18.17 / 0.80 = 22.71 cm 3 V t = (P – P’) k / ρk = (295.46 – 194.52) / 0.80 = 126.18 cm 3
Se concluye que los volúmenes poral y total medidos utilizando agua y kerosén son
III. PERMEABILIDAD
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La
permeabilidad de una roca de acumulación puede definirse como la conductividad de la roca a los fluidos o la facultad que la roca posee para permitir que los fluidos se muevan a través de la red de poros interconectados
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III. PERMEABILIDAD
Es el segundo factor importante para la existencia de un almacén. Ya que es la capacidad de una roca, para que un fluido fluya a través de ella se mide en darcys, que es la permeabilidad que permite a un fluido de un centipoise de viscosidad fluir a una velocidad de 1 cm/s a una presión de 1 atm/cm. Habitualmente, debido a la baja permeabilidad de las rocas, se usan los milidarcies. La permeabilidad media de los almacenes varía entre 5 y 500 milidarcies, aunque hay depósitos de hasta 3.000 4.000 milidarcies. Para ser comercial, el petróleo debe fluir a varias decenas de milidarcies.
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III. PERMEABILIDAD
Los factores que influyen en la porosidad efectiva también influyen en la permeabilidad, es decir: El tamaño, la empaquetadura y la forma de los granos, la distribución de los mismos de acuerdo con el tamaño, y el grado de litificación (cementación y consolidación). La cantidad, distribución y clase de arcilla presente en la roca de acumulación tiene un efecto considerable sobre la permeabilidad a líquidos, especialmente si el fluido reacciona con las arcillas.
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III. PERMEABILIDAD
La concentración del ion de hidrógeno o pH del agua que fluye causa considerables variaciones en las propiedades de floculación de las arcillas.
Las propiedades humectantes de la roca reservorio con respecto a los fluidos del yacimiento son responsables por las relaciones de permeabilidad relativa debido al control que ejercen sobre la distribución de fluidos del yacimiento dentro del espacio poroso.
La distribución del tamaño capilar también es un factor que controla la forma de las curvas de permeabilidad relativa.
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LEY EMPÍRICA DE DARCY
La característica de permeabilidad de un medio poroso es el resultado de un descubrimiento empírico hecho por el famoso hidrólogo francés Darcy (1856). Ley de Darcy en su forma elemental
En donde A es la sección transversal perpendicular a la dirección de flujo, g es la aceleración de gravedad, ρ es la densidad del fluido, y h es la altura medida sobre un nivel nivel constante de referencia. referencia.
(p + ghρ ) = Φ, es el potencial de flujo del fluido. Que causa el flujo sobre un trayecto de longitud L.
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LEY EMPÍRICA DE DARCY
Si comparamos el caudal de flujo de un fluido con determinada viscosidad (µ) (diferente (diferente a la la viscosidad viscosidad del agua) con el caudal de flujo del agua en el mismo medio, es evidente que la rata de flujo es inversamente proporcional a la viscosidad. Ley de Darcy generalizada para un fluido homogéneo
Si L se mide en una dirección buzamiento arriba y el ángulo de buzamiento con la horizontal es α, luego h = L senα y la ley de Darcy se convierte
donde Δp/L es el gradiente de presión en la dirección de flujo, α se considera positivo cuando el flujo es buzamiento arriba y
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CONSTANTE DE PROPORCIONALIDAD K , O PERMEABILIDAD ABSOLUTA
Permeabilidad cuando la saturación del medio consiste del cien por ciento del fluido en movimiento.
Es una propiedad específica que caracteriza al medio poroso.
Empíricamente se encontró ser independiente de las dimensiones del medio, de la presión ejercida sobre el fluido en movimiento (al menos en líquidos), y de la viscosidad del fluido.
Por consiguiente, la constante de permeabilidad debe poder expresarse en términos de otras propiedades del medio poroso
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PERMEABILIDAD ABSOLUTA
El primero en incluir el tamaño de los granos en la relación parece haber sido Seelheim. (1880) quien encontró que el caudal de flujo de un fluido es proporcional al cuadrado del diámetro de los granos. Por consiguiente, mientras mas fina sea una arena, más baja, será su permeabilidad. Más tarde Hazen (1892) usó el tamaño efectivo de los granos a una potencia de dos. slichter (1899) realizó un análisis teórico del movimiento de fluidos a través de un medio homogéneo ideal compuesto de esferas del mismo tamaño y fue el primero en introducir el efecto de la empaquetadura de los granos sobre permeabilidad. En términos analíticos, la relación de permeabilidad de Slichter es
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PERMEABILIDAD ABSOLUTA
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PERMEABILIDAD ABSOLUTA
Otras contribuciones posteriores a la relación entre la constante de permeabilidad absoluta, la textura de la roca y porosidad se deben a TERZAGHI y UREN.
TERZAGHI (1925) propuso la siguiente relación:
Mientras que UREN (1925) propuso la siguiente:
En ambos casos, C es un coeficiente experimental que debe determinarse.
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RELACION DE KOZENY
Kozeny (1927) introdujo una de las relaciones mas notables y fundamentales sobre este campo de estudio. En su forma original, la relación para empaquetaduras no consolidadas, deriva a partir de conceptos físicos básicos y teóricos, es la siguiente:
donde S v representa la superficie total de los granos por unidad de volumen de roca reservorio sin tener en cuenta el espacio poroso. En granos esféricos la superficie específica por unidad volumétrica aumenta a medida que disminuye el diámetro de los granos. Por consiguiente, la ecuación de Kozeny también se puede presentar en la siguiente forma:
En donde C es una constante de conversión que depende de las unidades empleadas. (La misma relación la obtuvieron Fair y Hatch (1933), cuyo trabajo fue
PERMEABILIDAD ABSOLUTA LOGO La ecuación de (Kozeny) da directamente la permeabilidad en centímetros cuadrados. Un centímetro cuadrado es igual a 1,013 x 10 8darcys.
El ejemplo siguiente ilustra la forma de conversión. Asume una arena no consolidada con una porosidad del 36%, de granos uniformes, y con una superficie especifica de 215 centímetros cuadrados por cc de roca reservorio. La permeabilidad será igual a
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RELACION DE KOZENY
De las ecuaciones anteriores, la más importante es indudablemente la de Kozeny, ya que no hace ninguna suposición con respecto al estado de consolidación de la roca reservorio y por lo tanto se supone válida para rocas consolidadas. La superficie específica de las rocas puede determinarse por diferentes métodos, por ejemplo, el método de adsorción de colorantes. En esta forma resulta una nueva técnica independiente para evaluar permeabilidad que no depende del procedimiento común de la medición del flujo de un fluido a través de la muestra.
La ecuación de Kozeny es una relación notable que permite visualizar la influencia que tiene la porosidad efectiva sobre la permeabilidad, pues es la porosidad efectiva la que entra en la ecuación.
FACTORES GEOLÓGICOS QUE AFECTAN LA LOGO PERMEABILIDAD ESPECÍFICA.
El hecho de que una roca sea porosa no indica necesariamente que sea permeable, ya que la capacidad de tal roca porosa en permitir el movimiento de fluidos depende también de la continuidad de los poros y del grado de interconexión.
La permeabilidad también es una función del tamaño y forma de los poros y, a su vez, éstos dependen de las propiedades geométricas de los granos minerales y de su distribución. Por lo tanto la permeabilidad también es función del empaque de los granos, de la textura y de la cementación.
Para un tamaño determinado de granos no consolidados de forma esférica, la permeabilidad depende únicamente del empaque, ya que a su vez tiene un efecto sobre la porosidad. Esto puede deducirse observando la ecuación de Kozeny, al considerar la superficie específica constante mientras varía la porosidad.
Un factor geológico de gran importancia en el control de la permeabilidad específica a un fluido determinado, es la presencia y clase de arcillas. El valor de permeabilidad obtenida cuando se mide con aire seco (aun considerando el efecto Klinkenberg) o con un petróleo es rara vez el mismo que el obtenido cuando se emplea agua.
RELACIONES ENTRE LAS PERMEABILIDADES LOGO ESPECÍFICAS Y RELATIVAS
La permeabilidad efectiva a un fluido determinado es la conductividad al del medio poroso a tal fluido en un estado determinado de saturación. Es obvio que la presencia de varias fases de fluidos dentro de un medio poroso reduce la capacidad de flujo al fluido de prueba; por consiguiente las permeabilidades efectivas siempre son menores que la permeabilidad específica. En ambos casos la permeabilidad se expresa en darcys.
La permeabilidad relativa es la relación o razón entre la permeabilidad efectiva y la permeabilidad absoluta y se expresa en forma fraccional.
Existen permeabilidades efectivas y relativas a los fluidos que generalmente se encuentran en los yacimientos: petróleo, gas y agua. En el primero de las casos, dichas permeabilidades se representa por k o , k g y k w y en el segundo caso por k ro , k rg y k rw respectivamente.
RELACIONES ENTRE LAS PERMEABILIDADES LOGO ESPECÍFICAS Y RELATIVAS. La segregación de fluidos en el la red porosa de la roca reservorio es una función de la saturación de fluidos, así como de las características humectativas de los fluidos respectivos. Desde el punto de vista de humectabilidad, la roca reservorio puede ser oleófila (humectada por petróleo) o hidrófila (humectada por agua). Si es oleófila, el petróleo se adhiere preferentemente a la superficie de la roca expulsando el agua. Son pocos y raros los yacimientos verdaderamente oleófilos.
La mayoría de los yacimientos son hidrófilos, lo que implica que el agua innata se adhiere a la superficie de la roca.
LOGO IV. CLASIFICACIÓN DE LA ROCA RESERVORIO
LOGO IV. CLASIFICACIÓN DE LA ROCA RESERVORIO
IV.. CLASI CLASIFICAC FICACIÓN IÓN DE LA ROCA RESERVORI RESERVORIO O LOGO IV ROCAS RESERVORIO
ORIGEN SEDIMENTARIO
CLASIFICACIÓN DE LA ROCA RESERVORIO
Las clasificaciones de rocas reservorio petrolíferas para uso práctico deben ser tan simples y amplias como sea posible ya que geólogo petrolero debe mantener su terminología comprensible para el productor, productor, para el perforador y para el ingeniero, quienes son, los que le proporcionan muchos de los datos básicos y a quienes debe transmitir sus propias ideas.
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NOMBRE DE LA ROCA RESERVORIO
Constituyente dominante o roca característica
Adjetivo que indica el constituyente menor
"arenisca calcárea"
"caliza arenosa"
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NOMBRE DE LA ROCA RESERVORIO Arcillas
ROCAS RESERVORIO FRAGMENTARIAS
Conglomerados Areniscas Limonitas
Lutitas
ROCAS RESERVORIO
ROCAS RESERVORIOS QUÍMICAS
Dolomitas Calizas
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NOMBRE DE LA ROCA RESERVORIO ROCAS RESERVORIO FRAGMENTARIAS
Las rocas reservorio fragmentarias son agregados de partículas, fragmentos de minerales, o fragmentos de rocas más antiguas. También son llamadas clásticas o detríticas porque están formadas por partículas minerales y de roca lavadas de áreas que han sido erosionadas .
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ARCILLA
Tiene gran importancia en geología del petróleo, está presente en la mayor parte de las rocas reservorio, importante tener presente que tiene Es que ver con la porosidad y la permeabilidad del pequeñas de arcilla depósito, influye cantidades en la generación de gaspueden y petróleo en adherirse a la ysuperficie de los granos en los muchos yacimientos tiene especial importancia produciendo fenómenos programas de inyección de aguatales para como recuperación adhesión, absorción, tensión interfacial, secundaria. capilaridad y mojabilidad. Algunos mineralesdede arcilla son oleofilicos y otro las Los minerales arcilla presentes en casi todas hidrofilolicos. rocas son reservorio, pueden estar aislados a través de las rocas arenosas, pueden llenar sus poros o bien formar delgadas láminas intercaladas con capas de arena o carbonato.
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ARCILLOLITAS O LUTITAS
Las arcillas que han desarrollado fisilidad son denominadas lutitas (esquistosarcillosos). Las lutitas no son consideradas por lo general rocas reservorio, pero en algunos lugares han producido una considerable cantidad de petróleo y gas, probablemente contenidos en fracturas y películas sobre los planos de estratificación
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ARENISCAS
La arenisca es una roca permeable que tiene porosidad primaria. La porosidad primaria está determinada por la distribución y la forma de los poros, su grado de interconexión y su distribución en la roca sedimentaria. La porosidad primaria de una roca depende en gran medida de la naturaleza del empaquetamiento, que depende a su vez de la uniformidad o falta de uniformidad del tamaño de los granos. Si todos los granos de una arenisca fuesen esferas perfectas de tamaño uniforme, la porosidad varía entre 47.6%, si las esferas estuvieran empaquetadas en forma de cubo 25,9% y si las esferas estuvieran empaquetadas en forma de romboedro 36.7%
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ARENISCAS
LOGO ROCAS RESERVORIOS QUÍMICAS
Son las formadas por precipitados químicos o bioquímicos, consisten en una sustancia mineral que se ha precipitado en el lugar donde las rocas comenzaron a formarse y no han sido trasladadas como los granos clásticos. La mayor parte de las rocas reservorio químicas son sedimentos carboníferos por lo general calizas y dolomitas. Es difícil asegurar en que proporción las rocas reservorio carboníferas son realmente precipitadas químicas o bioquímicas, ya que las calizas o las dolomitas clásticas pueden estar tan completamente cementadas y recristalizadas, que no se puede distinguir por las formadas por precipitación en el lugar. Algunas rocas que contienen sílice primaria y secundaria son comunes pero pocos reservorios son de interés.
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DOLOMITA Las dolomitas se caracterizan por tener una porosidad secundaria o media, ésta porosidad puede deberse a y ser modificada por los siguientes factores: disolución, fracturas, recristalización, dolomitización y por último cementación y compactación.
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CALIZA Al igual que las dolomitas presentan también una porosidad secundaria ya explicada anteriormente, estas presentan una buena porosidad y permeabilidad pero en menor grado que las areniscas. Las calizas son por lo general de color gris azuloso pero las hay también blancas y de otras coloraciones. En las calizas se pueden formar grandes cavernas que actúan como conductos internos del agua subterránea, las cuales pueden conducir cantidades importantes de agua de un sitio a otro y facilitar la infiltración general.
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V. DENSIDAD Y SATURACION
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SATURACIÓN DE ROCA RESERVORIO
La saturación de petróleo o gas es la fracción del volumen poroso que contiene el petróleo o gas. Los poros deben saturarse con algún líquido. De este modo, la suma, de todas las saturaciones de una determinada roca de formaci6n debe ser igual al 100%
LOGO Mientras sea más baja la permeabilidad de la roca de yacimiento mayor será el intervalo de transición por el contrario , si el intervalo de transición es corto, la permeabilidad será alta.
LOGO REGISTROS RESISTIVOS E INDUCTIVOS
Los registros de resistividad miden la diferencia de potencial causada por el paso de la corriente eléctrica a través de las rocas. Consiste en enviar corrientes a la formación a través de unos electrodos y medir los potenciales en otros. Entonces la resistividad de la roca puede determinarse ya que esta resulta proporcional a la diferencia de potencial. La resistividad de una formación depende de: La resistividad del agua de formación. La cantidad de agua presente. Geometría estructural presente.
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Definición: La saturación de un medio poroso con respecto a un fluido se define como la fracción del volumen poroso de una roca que esta ocupada por dicho fluido.
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SATURACIÓN DE AGUA CONNATA
considera como el remanente del agua que inicialmente fue depositada con la formación y que debido a la fuerza de la presión capilar existente, no pudo ser desplazada por los hidrocarburos cuando éstos migraron al yacimiento. La saturación de agua connata se correlaciona con la permeabilidad, con el área superficial y con el tamaño de los poros. A mayor área superficial y menor tamaño de partículas, mayor es la saturación de agua connata.
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SATURACIÓN RESIDUAL DE UNA FASE
saturación residual de una fase, generalmente expresada como Sxr, donde x corresponde a la fase (petróleo, agua o gas), corresponde a la saturación de dicha fase que queda en el yacimiento en la zona barrida, después de un proceso de desplazamiento.
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SATURACIÓN CRÍTICA DE UNA FASE
corresponde a la mínima saturación requerida para que una fase pueda moverse en el yacimiento, es decir, corresponde a la máxima saturación a la cual la permeabilidad relativa de dicha fase es cero.
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DETERMINACIÓN DE LA SATURACIÓN EN FORMACIONES LIMPIAS
Donde: Rw = Resistividad del agua de formación. Rt = Resistividad verdadera de la formación. F = Factor de resistividad de la formación.
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DETERMINACIÓN DE LA SATURACIÓN EN FORMACIONES LIMPIAS
F es obtenido usualmente a partir de mediciones de porosidad mediante la siguiente ecuación:
Donde:
m = Factor de cementación a = Constante
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DENSIDAD
La densidad de un colector depende de las densidades y volúmenes de los componentes de sus fases.
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DENSIDAD DE LOS MINERALES
Minerales de baja densidad, que son fundamentalmente partículas arcillosas hinchadas, con densidad δar variable entre 1,5 x 103 y 2,6 x 103 kg/m3 y más raramente algunos sulfatos y cloruros, por ejemplo yeso, halita y otro. Minerales principales de las rocas, con densidad δsk desde 2,65 x 103 kg/m3 (cuarzo) hasta 2,85 x 103 kg/m3 (dolomita), más raramente hasta 2,95 x 103 kg/m3 (anhidrita). Minerales pesados acompañantes, de densidad δp desde 3,5 x 103 hasta 5,5 x 103 kg/m3 y algunas veces, más pesados.
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DENSIDAD DE LOS GASES
LOGO DENSIDAD DE LOS TIPOS DE PETRÓLEO
ACEITE CRUDO
DENSIDAD ( G/ CM3)
DENSIDAD GRADOS API
Extrapesado
>1.0
10.0
Pesado
1.0 - 0.92
10.0 - 22.3
Mediano
0.92 - 0.87
22.3 - 31.1
Ligero
0.87 - 0.83
31.1 - 39
Superligero
< 0.83
> 39
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VI. OTRAS PROPIEDADES
OTRAS PROPIEDADES FÍSICAS DE LA ROCA RESERVORIO
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PROPIEDADES DE LAS ROCAS RESERVORIO
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PERMEABILIDAD (k, Darcy)
LOGO CLASIFICACIÓN DE LA PERMEABILIDAD
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TENSIÓN INTERFACIAL (g) SIMULACIÓN
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HUMECTABILIDAD
LOGO Gráfica
PRESIÓN CAPILAR (Pc)
LOGO El petróleo se encuentra ocupando el espacio de las rocas porosas, (areniscas y calizas) Se encuentra asociado a gas y agua.
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HETEROGENENITY Y LA ANISOTROPÍA
Cambios laterales y verticales en propiedades de las rocas, llamados heterogeneidad, pueden dar lugar a cambios de las propiedades físicas, llamadas anisotropía. Los yacimientos presentan una diversidad cantidad de tamaños, formas y orientaciones, los mismos pueden ser anchos o estrechos, grandes o pequeños, espesos o delgados. En la figura que se muestra en este artículo se puede observar algunas de las formas y orientaciones más comunes de yacimientos; también es posible que se forme una combinación de estos tipos. La productividad se puede ver seriamente influida por la forma y orientación de un yacimiento. Los yacimientos gigantes, como algunos que se encuentran en el Medio Oriente, abarcan cientos de kilómetros cuadrados y tienen varios miles de pies de espesor. Otros minúsculos, son demasiados pequeños para ser perforados.
La mayoría de las rocas que conforman los yacimientos supuestamente se acomodaron en capas como si fueran sábanas. Por lo tanto sus características físicas tienden a ser muy diferentes y con direcciones distintas, lo cual se conoce como anisotropía. En el diseño de explotación y en la ingeniería de yacimientos esta ausencia de uniformidad es un parámetro que se toma en cuenta. La permeabilidad de dichas formaciones es mayor en dirección paralela que en la perpendicular a las capas, y las permeabilidades de las diferentes capas también pueden variar en alto grado. Las formaciones productivas (yacimientos) que no se originaron en forma de capas de granos no se ajustan a este modelo laminar de anisotropía. Las rocas sometidas a una fracturación muy grande o rocas con una porosidad muy amplia así como las rocas de carbonato que originalmente conformaban arrecifes son algunos ejemplos.
LOGO Yacimiento
Yacimiento
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TORTUOSIDAD
Se define como el indicador de la desviación que exhibe el sistema físico real de poros respecto a un sistema "equivalente" de tubos capilares. La tortuosidad se define debido a que los poros si existen y las presencia de las interfase originan presiones capilares que afectan los procesos de desplazamiento de las sustancias ya que los poros interconectados que en la roca representan los canales de flujo de los fluidos en el yacimiento (gas, petróleo, gas) no son tubos capilares rectos ni tampoco tienen pared lisa. Se expresa mediante la relación: (La/L) al cuadrado Donde: La= Longitud real del trayecto de flujo. L= Longitud de la muestra de la roca.
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ROCA SELLO
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Roca Sello (tanto elástica)
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YACIMIENTO
Yacimiento
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TIPOS DE ROCA YACIMIENTO
