petroleo

4.5 Características petrofísicas y saturación de agua
inicial en los tipos de roca de la Zona-C en el área
Cira-Este
Durante la caracterización de un Yacimiento de hidrocarburos se necesita determinar en
los diferentes tipos de rocas que constituyen el reservorio las propiedades de porosidad
(Φ), permeabilidad (k) y saturación de Agua inicial (Swi) con el objetivo de poder
cuantificarel volumen de hidrocarburos presentes en el subsuelo. A continuación se hace
una breve descripción de cada una de estas propiedades:
• Porosidad (Φ): es la medida del volumen de espacios porosos en la roca que tiene la
capacidad de almacenar fluidos en cualquier condición. Se expresa por el porcentaje de
volumen de poros respecto al volumen total de la roca (porosidad total o bruta). Laporosidad total es considera como el volumen poroso del total de poros estén o no
interconectados (ver Ecuación (4.3)).
(4.3)
Donde: Φ: Porosidad
Vp
= Volumen Poroso
VT = Volumen Total
Vg
= Volumen de granos
La porosidad se mide en laboratorio sobre muestras de núcleos de pozos corazonados y
esta medida se usa para calibrar los cálculos de porosidad hechos desde registroseléctricos. Sin embargo no todo el espacio poroso está disponible para almacenar fluidos,
por esta razón cuando se cuantifica volumen de fluidos móviles se trabaja con porosidad
efectiva.
Dependiendo de cómo sea la comunicación de estos poros, la porosidad se puede
clasificar de la siguiente manera:
• Interconectada o efectiva: La porosidad efectiva se refiere al porcentaje de porosinterconectados mediante gargantas que permiten la circulación de fluidos (fluidos
móviles).128 Modelamiento geoestadístico de los depósitos fluviales de la Zona C-Formación
Mugrosa en el área la Cira-Este del Campo La Cira
• No interconectada o no efectiva. La porosidad no interconectada o no efectiva es
aquella que representa la fracción del volumen total de la roca que está conformada por
losespacios que pueden contener fluidos pero no están comunicados entre sí (fluidos no
móviles).
• La porosidad Total o absoluta se define como (ver Ecuación (4.4)):
(4.4)
Para la Zona-C de la Formación Mugrosa en el área Cira-Este se definió que (ver
Ecuación (4.5)):
(4.5)
La Figura 4-50 muestra una comparación entre los diferentes tipos de porosidad de
acuerdo a los componentes de laroca y la interconexión de los poros. La porosidad
interconectada o efectiva es el dato más importante para poder calcular los volúmenes de
Hidrocarburos en el subsuelo.
Figura 4-50: Esquema de los diferentes tipos de porosidad.
Modificado de Core Laboratories (1989).
CUARZO ARCILLA
SUPERFICIES Y
ENTRECAPAS DE
ARCILLA
POROS
PEQUEÑOS
POROS
GRANDES
Agua
Estructural (OH-
)
Agua deEnlace
o Hidratación
Agua Inmóvil
o Irreducible
Volumen Poroso
Para Hidrocarburos
VShale
Porosidad de Análisis de Corazones
Secado en Humedad Controlada
Matriz Porosidad de Análisis de Corazones Secado Convencional
Definición de Porosidad Total
Porosidad Total Del Registro Densidad
Porosidad Total Del Registro Neutrón
Agua
CapilarCapítulo (4) 129
• Permeabilidad (k): se define como lacapacidad que tiene una roca de permitir el flujo
de fluidos a través de sus poros interconectados. El sistema poral efectivo está
constituido por poros y espacios reducidos que conectan a los poros llamados gargantas
(Ver Figura 4-51). La permeabilidad es una función directa del radio de la garganta que
caracterice la roca. Entre más grande y despejada la garganta mejor es el paso de losfluidos.
Figura 4-51: Esquema Sistema poral.
La permeabilidad está determinada por la ecuación que define la “Ley de Darcy”. La
Figura 4-52 muestra una gráfica que esquematiza la “Ley de Darcy”. Darcy estableció
que el caudal que atraviesa un medio poroso es proporcional al gradiente hidráulico y al
área de flujo (ver Ecuación (4.6)).
(4.6)
Donde:
Q = flujo (CC/seg)
ΔP =...