Saturaciones

Introducción
Con los registros de resistividad (Inducción, Doble inducción y Phasor) y el sónico de porosidad, se tiene las condiciones para calcular la Sw y φ de las arenas potencialmente productoras de hidrocarburos, mediante la formula de Archie o la de Humble. Para los cálculos de Sw y φ, se usan las gráficas de Schumberger. Para definir si el intervalo arenoso puede ser productor dehidrocarburos, es necesario conocer la saturación crítica del área, la cual puede variar de 45 a70%, dependiendo de su grado de arcillosidad. De acuerdo con los resultados obtenidos mediante la perforación de un gran número de pozos, se ha observado que existen muchos campos petroleros con valores de porosidades altas y saturaciones de hasta 70%. A pesar del alto valor de Sw, se obtiene producción dehidrocarburos, ya que el agua congénita que contienen el intervalo productor es irreductible (que no esdesplazada cuando la formación está en producción). Por lo tanto, se debe tener mucho cuidado en no descartar las zonas de muy bajas resistividades ya que se pueden retrasar el descubrimiento de nuevos campos petroleros. Durante mucho tiempo los cálculos de Sw y φ, se basaron en el registroeléctrico y en el micro registro, aplicando la fórmula de Archie.
En los primeros campos la selección de las arenas potencial mente productoras no era difícil porque se escogían las resistividades altas, sin embargo, a medida que se fueron agotando éstas y con la introducción de nuevas herramientas (Inducción, Sónico de porosidad, Gamma, Neutrón), además del conocimiento de las salinidades predominantes yel comportamiento de las resistividades de la formación, se recalcularon las arenas con bajas resistividades que no habían sido tomadas en cuenta. Con esta nueva interpretación de resistividades bajas en arenas del Mioceno, se descubrieron numerosos campos

Saturación
La saturación de un medio poroso con respecto a un fluido se define como la fracción del volumen poroso de una roca que estáocupada por dicho fluido. También podríamos decir que es el porcentaje de volumen poroso ocupado por el fluido en consideración. Por lo tanto la saturación de agua es la fracción o porcentaje del volumen poroso que contiene agua de formación. La saturación de gas o petróleo es la fracción de volumen poroso que contiene gas o petróleo. Los poros deben saturarse con algún fluido. De esta manera, lasuma de saturaciones de los diferentes fluidos contenidos en la roca es igual al 100%. Sw + Sh = 1.

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Donde:
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 porpetróleo, agua y gas, tenemos:
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Donde:
So = Saturación de petróleo.
Sw = Saturación de agua.
Sg = Saturación de gas.
La porosidad es una medida de la capacidad de almacenamiento de un medio poroso, en tanto que la permeabilidad indica la facilidad con la cual un fluido pasa a través de él. De igual o más importancia a estas propiedades, es la determinación de la naturaleza de los fluidospresentes a estas propiedades, es la determinación de la naturaleza de los fluidos presentes en una roca de yacimiento, ya que una formación con alta porosidad y permeabilidad es de poca importancia para el ingeniero de petróleo, a menos que contenga petróleo y/o gas en cantidades comerciales.
Normalmente, en los yacimientos de petróleo se encuentran presentes más de un fluido. Cuando se descubreun yacimiento puede haber petróleo, agua y gas distribuido a lo largo del yacimiento. El término de saturación de un fluido se define como la fracción del volumen poroso del yacimiento ocupado por determinado fluido. La saturación se vera afectada por las condiciones del yacimiento, así como por los fluidos presentes en el mismo. Su nomenclatura corresponde a las letras si, en donde el...