Petroleos

CAPITULO 2

2. FORMAS DE DETERMINAR LA PERMEABILIDAD

Existen muchos y variados métodos disponibles para determinar la permeabilidad, ya sea a una, dos o tres fases dependiendo de las condiciones del reservorio. Métodos que se deben seleccionar adecuadamente para obtener valores que permitan hacer un análisis acorde a lo que esta que esta sucediendo en la realidad. Entre los modelos dedeterminación más completos tenemos los siguientes.

2.1. Registros eléctricos
El primer registro de pozo, una medida de la resistividad eléctrica, desarrollada por Marcel y Conrad Schlumberger, se llevo a cabo en septiembre de 1927 en Pechelbronn, Francia. Denominando a esta tarea con gran acierto “extracción eléctrica de muestras”.

Desde ese momento hasta la actualidad científicos ytecnólogos han dirigidos avances para el desarrollo de un amplio rango de sofisticadas medidas altamente técnicas y equipos sustentados por poderosos procedimientos de interpretación.

La determinación de la composición de las rocas sedimentarias es la primera tarea de los geólogos. La interpretación de los registro de pozos nos revelará la mineralogía, la proporción de los sólidos que conforman laroca (granos, matriz y cemento), y la naturaleza y proporción (porosidad y saturación) de los fluidos intersticiales.

La textura de las rocas que es la que tiene que ver con la forma y tamaño de los granos de la roca, el grado de clasificación, el tipo de cementación, y la relativa importancia del cemento en si mismo, tienen tres consecuencias importantes. Esto determina la porosidad; eltamaño de los poros y su influencia en los canales conectados, ósea la permeabilidad, y por lo tanto la saturación; y la distribución de la porosidad determina la tortuosidad. Vea la figura 2.1.


FIGURA 2.1. ESPACIOS INTERSTICIALES DE UNA ROCA CLÁSTICA

Para determinar la permeabilidad por medio de la porosidad y la saturación de agua intersticial por encima de la zona de transiciónagua-petróleo para reservorios de rocas clásticas de origen mecánico, utilice la figura 2.2. La porosidad se la puede determinar; de un registro de densidad, sónico y/o neutrónico; y la saturación de agua irreducible por medio de la ecuación 2.1 de Archie para formaciones limpias con ayuda de un registro de resistividad.

2.1

donde:

FR : Factor de formación ()
R´w: Resistividad del agua intersticial
R´t : Resistividad total (roca, agua e hidrocarburos)

FIGURA 2.2. RELACIÓN ENTRE PERMEABILIDAD, SATURACIÓN, Y POROSIDAD

2.2. Correlaciones
Corey.- Esta correlación requiere de limitados datos de entrada (desde que la saturación residual es el único parámetro para desarrollar un set de curvas de permeabilidad relativa) y esto es medianamentepreciso para medios porosos consolidados con porosidad intergranular.

Las ecuaciones de Corey sirven a menudo para calcular la permeabilidad relativa de reservorios sujetos a procesos de drenaje o a una inyección externa de gas. Este método de cálculo fue derivado de los conceptos de presión capilar y en realidad en ciertos casos, es aproximadamente una función lineal de la saturaciónefectiva sobre un rango considerable de saturaciones. En base a esta observación y a la respectiva naturaleza de la función tortuosidad-saturación, se derivaron las siguientes expresiones:

2.2

2.3


donde SL es la saturación total de líquido es igual a (1 - Sg); Sm es la saturación mínima (en fracción) de petróleo en la cual la fase de gas es discontinua; y SLR es lasaturación residual de líquido expresada en fracción.

Corey y Rathjens estudiaron el efecto de la variación de la permeabilidad en un medio poroso sobre el valor del factor Sm en las ecuaciones de Corey. Confirmaron que Sm es esencialmente igual a la unidad para un medio poroso uniforme e isotrópico: sin embargo, se encontró que los valores de Sm son mayores a uno cuando hubo estratificación...