SATURACIÓN 1. Definición La saturación de una formación es la fracción del volumen poroso que ocupa un fluido. Con base en este concepto, la saturación del agua se define como la fracción o porcentaje del volumen poroso que contiene agua de formación. Cuando existe sólo agua en los poros, la formación tiene una saturación de agua a gua del 100%. Si se toma como símbolo de la saturación la letra “S”, entonces para denotar la
saturación de un líquido o fluido en particular se utilizan subíndices en la literal “S”, como se muestra en los siguientes ejemplos: Sw = Saturación de agua So = Saturación de petróleo La saturación de petróleo o gas es la fracción del volumen poroso que los contiene. De este modo, la suma de todas las saturaciones de una determinada roca del yacimiento debe ser igual al 100%. Por lo anterior, algunas teorías sobre el origen del petróleo sostienen que antes de la migración del mismo, los poros de los yacimientos se encontraban ocupados totalmente por agua, parte de la cual fue desplazada al llegar los hidrocarburos, debido a esto en la generalidad de los yacimientos los poros están ocupados por los fluidos: agua, aceite y/o gas. 2. Formula Para el cálculo de saturación se ocupa la siguiente formula: =
⇒
+ +
Donde: Sf = saturación del fluido Vf = volumen del fluido Vo = volumen del petróleo Vw = volumen del agua Vg = volumen del gas
Para el cálculo de volumen de hidrocarburo en sitio, se aplica una ecuación generalizada la cual se expresa a continuación:
Donde: HCPV = Volumen poroso de hidrocarburos. Área = Área de la columna de hidrocarburos del yacimiento. Espesor = Espesor útil o espesor neto de hidrocarburos en el yacimiento. Φ = porosidad (fracción).
Sw = Saturación de agua (fracción). 3. Clasificación
Saturación de agua connata
La saturación de agua connata (Swc) es la saturación de agua existente en el yacimiento al momento del descubrimiento, la cual se 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. Generalmente la saturación de agua connata se considera con sidera inmóvil; sin embargo, al inyectar agua en un yacimiento, la primera que se produce tiene composición diferente a la inyectada, lo que indica que el agua conn ata es desplazada por la inyectada. La determinación de la saturación inicial de agua se puede efectuar por tres diferentes métodos: – Núcleos tomados en pozos perforados. – Cálculos a partir de la presión capilar. – Cálculo a partir de registros eléctricos.
La saturación de agua connata se correlaciona corre laciona 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.
Saturación residual de una fase
La 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.
Saturación crítica de una fase
La saturación crítica de una fase, generalmente expresada como Sxc, donde x corresponde a la fase (petróleo, agua o gas), 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.
Determinación de la saturación en formaciones limpias
La determinación de la saturación de agua a partir de registros eléctricos en formaciones limpias con una porosidad intergranular homogénea está basada en la ecuación de saturación de Archie’s.
Donde: Rw = Resistividad del agua de formación. Rt = Resistividad verdadera de la formación. F = Factor de resistividad de la formación. F es obtenido usualmente a partir de mediciones de porosidad mediante la siguiente ecuación:
Donde: m = Factor de cementación a = Constante 4. Tipos De Saturación Los tipos de saturación se expresan expresa n en función de la fracción de volumen volume n poroso ocupado por cada uno de los fluidos presentes en el yacimiento, a saber: petróleo(o), agua(w) y gas(g) En general: =
∗ 100
Donde: Sf = saturación del fluido Vf = volumen del fluido (gas, agua, petróleo) Vp = volumen del poroso
Además, en el medio poroso se cumple: cu mple: Sg+ So+ Sw= 1 5. Importancia La importancia de la determinación precisa de la saturación de agua en el yacimiento, especialmente en su descubrimiento, es de suma importancia. La presencia de una saturación baja de agua, indica la presencia de una alta saturación de hidrocarburos. Contrariamente, una alta saturación de agua en el yacimiento es interpretado como una representación de una baja saturación de hidrocarburos. Esta regla de dedo es rutinariamente aplicada cualitativamente para evaluar el potencial de contenido de hidrocarburos en el yacimiento después de que este ha sido penetrado con un pozo, especialmente en su descubrimiento. La saturación de agua es uno de los datos claves requeridos. Si el dato de saturación de agua es incorrecto, esto podría resultar en una sobre o subestimación del volumen de hidrocarburos en el yacimiento. El impacto económico de un cálculo erróneo en el volumen de hidro carburos en sitio puede generar importantes pérdidas para las operadoras. Esto puede conllevar a la ejecución de proyectos antieconómicos por una alta estimación de los volúmenes de hidrocarburos en sitio o conllevar el abandono de proyectos por estimaciones subestimadas de los mismos.
