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Factor volumétrico de formación de petróleo (Bo): es la relación del volumen de un barril en condiciones de yacimiento, que es ocupado por un barril normal de crudo y gas en solución pero a condiciones fiscales, es decir a 14,7 lpca y 60 °F.
Factor volumétrico de formación de gas (Bg): es la relación del volumen de gas de yacimiento con respecto a la misma cantidad de masa pero a condiciones normales.
Bgi: Factor volumétrico de formación inicial del gas, bbl/PCN Factor volumétrico de formación total (Bt): es el volumen que ocupa un barril de petróleo a condiciones normales conjuntamente con el volumen de gas inicial disuelto a P y T.
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Factor volumétrico del petróleo en el punto de burbuja:
Porosidad: La porosidad es la fracción del volumen bruto total de la roca que constituyen los espacios no sólidos, y está definido por:
φ=Porosidad Absoluta Vb = Volumen Bruto Vm =Volumen Matriz Siendo el volumen poroso (Vp), la diferencia entre el volumen bruto y el de la matriz (Vb-Vm).La porosidad generalmente se expresa en porcentaje.
Porosidad efectiva (Øe): Es el porcentaje de espacio poroso intercomunicado con respecto al volumen total de la roca. La porosidad efectiva es una función de muchos factores litológicos, los más importantes son: tamaño de los granos, empaque de los granos, cimentación, meteorización y lixiviación, cantidad y clase de arcilla y estado de hidratación de las mismas.
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Porosidad absoluta (Øa): Es el porcentaje de espacio total con respecto al volumen total de la roca sin tener encuentra si los poros están interconectados entre sí o no, una roca puede tener una porosidad absoluta considerable y aun no tener conductividad a fluidos debido a la falta de intercomunicación de los poros.
Porosidad primaria: Resulta de los vacíos que quedan entre los granos y fragmentos minerales después que se acumulan como sedimentos.
Porosidad secundaria: Resulta por acción de agentes geológicos tales como lixiviación, fracturamiento o fisuracion que ocurren después de la litificación de los sedimentos.
La porosidad total siempre va a ser mayor o igual a la efectiva. Para el ingeniero de yacimientos la porosidad más importante es la efectiva, pues constituye los canales porosos interconectados, lo que supone que puede haber importantes saturaciones de hidrocarburos en dichos espacios. ING.FREDDY REYNOLDS
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La porosidad es considerada: • Muy Baja cuando es =< 5% • Baja cuando es >5% pero =<10% • Promedio cuando es >10% pero =<20% • Buena cuando es >20% pero =<30% • Excelente cuando >30% 3 La porosidad máxima que se puede encontrar es de 47.6% , la cual solo se daría en un arreglo cúbico perfecto, tal como se describe a continuación:
Si se aplica la ecuación 1, donde el volumen poroso constituye la diferencia entre el volumen del cubo menos el volumen de las esferas se tiene que:
Factores que Afectan la Porosidad: • Escogimiento de los granos: Mientras los granos de la roca sean más uniformes mayor será la porosidad. • Arreglo de los granos: La simetría influye en el valor de la porosidad, mientras menos simetría exista más afecta la porosidad. • Cementación: Los granos están “pegados” entre sí median te uuna cementación natural que por supuesto resta espacio poroso a ser ocupado por los hidrocarburos. • Presencia de Grietas y Cavidades: Son factores que favorecen la porosidad • Consolidación: La presión de sobrecarga de un estrato crea acercamiento entre las rocas. Mientras sea menor su efecto, mayor será el valor de porosidad.
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Métodos para Determinar la Porosidad: 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 Mediciones en sitio, es decir en los pozos, mediante los registros eléctricos. Saturación de Agua (Sw): La saturación de un medio poroso con respecto a un fluido se define como la fracción del volumen poroso de una roca que está ocupada por dicho fluido (ver Ecuación).
Dónde: Sx = Saturación de la fase X. Vx = Volumen que ocupa la fase X. VT = Volumen poroso total de la roca. La sumatoria de las saturaciones de todos los fluidos que se encuentran presentes en el espacio poroso de una roca, debe ser igual a 1. Si consideramos un medio poroso saturado por petróleo, agua y gas, entonces (ver Ecuación):
Dónde: So = Saturación de petróleo. Sw = Saturación de agua. Sg = Saturación de gas. Un yacimiento en la zona de Hidrocarburos puede tener las tres o mínimo dos saturaciones de fluidos pero siempre está presente la Saturación de agua ya sea móvil o Saturación de agua connata (Swc). 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.
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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. La determinación de la saturación inicial de agua se puede efectuar por tres diferentes métodos: • Núcleos tomados en pozos perforados. • Cálculos a partir de las curvas de presión capilar. • Cálculo a partir de registros eléctricos. 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.
Dónde: Rw = Resistividad del agua de formación. RT = Resistividad verdadera de la formación Φ = porosidad n = exponente de saturación m = Factor de cementación a = Factor de Tortuosidad generalmente se asume como 1. Otra forma de calcular la saturación de agua inicial es a partir de las curvas de presiones capilares determinadas en laboratorio sobre muestras de núcleos tomados de pozos que corazonaron la formación de interés. En este caso se asume que el sistema poroso de la roca reservorio actúa como un sistema de tubos capilares donde dos o más fluidos coexisten. En este sistema de tubos capilares la combinación de la tensión superficial y la curvatura debida a los tubos capilares hace que las dos fases experimenten diferentes presiones. A medida que las saturaciones relativas de las fases cambian, se ha encontrado que estas diferencias de presión también cambian. La diferencia entre las presiones de dos fases cualesquiera se define como presión capilar. La Figura muestra el fenómeno de introducción de un capilar en una interface agua-petróleo, donde se genera el denominado ascenso capilar. Adicionalmente la Figura se muestra un esquema simplificado de medio poroso heterogéneo con capilares cilíndricos de diferente diámetro. En este diagrama se observa que por encima del nivel de agua libre (interface plana entre el agua y el petróleo) en un nivel genérico (Z) existen capilares con agua y capilares con petróleo dependiendo del diámetro de los mismos y del nivel elegido. Las saturaciones residuales e irreducibles de los fluidos obtenidas durante las mediciones de presión ING.FREDDY REYNOLDS
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capilar se usan para estimar la cantidad de aceite recuperable y la saturación esperada de agua inicial, pues permiten definir los contactos de los fluidos y el nivel de agua libre ( FWL). Ascenso Capilar interface agua-petróleo e Idealización medio poroso heterogéneo.
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