yacimientos

II. Propiedades de la roca
El material con el cual una roca de un yacimiento con hidrocarburos puede estar compuesta,
varia desde una arena no consolidada a una arenisca, caliza o dolomía muy compacta y
densa. El material de la roca puede ser depositado junto con un gran número de materiales,
los más comunes son sílices, calcitas o arcillas.
El conocimiento de las propiedades físicas de lasrocas y la interacción que existe entre los
hidrocarburos y la formación es esencial en la comprensión y evaluación del comportamiento
de un yacimiento.
Las propiedades de las rocas son determinadas de manera directa en el laboratorio
mediante la evaluación de núcleos del yacimiento. Los núcleos son obtenidos a condiciones
del yacimiento, con subsecuentes cambios en el volumen del núcleo,volumen del poro,
saturación de los fluidos del yacimiento, y algunas veces en la mojabilidad de la formación. El
efecto de estos cambios sobre las propiedades de las rocas puede ser despreciable a
sustancial, dependiendo de las características de la formación.
Por otra parte, las propiedades de las rocas de yacimientos petroleros, también pueden ser
determinadas de manera indirecta a partir delanálisis de registros geofísicos de pozos

II.1 Porosidad (Ø)
En este capítulo se revisará la propiedades fundamentales de las rocas de los yacimientos,
tales como:
•
•
•
•
•

Porosidad (Ø)
Permeabilidad (k)
Saturación de fluidos (So, Sg y Sw)
Presión capilar (Pc)
Mojabilidad

II.1 Porosidad (Ø).- Es una medición de la capacidad de las rocas del yacimiento para
contener oalmacenar fluidos. Los fluidos almacenados en el espacio poroso dentro de
las rocas del yacimiento pueden ser aceite, gas y agua. Altos valores de porosidad
indican alta capacidad para contener fluidos, bajos valores de porosidad indican lo
contrario.
Los datos de porosidad son rutinariamente usados cuantitativa y cualitativamente para
evaluar y estimar el volumen potencial de hidrocarburoscontenidos en un yacimiento. Los
datos de porosidad son obtenidos de mediciones directas de muestras de núcleos y/o
indirectamente de registros de pozos. En muchos casos, los datos de porosidad
obtenidos de núcleos son usados para validar o calibrar los datos de porosidad de los
registros de pozos.

II.1 Porosidad (Ø)
La porosidad puede ser clasificada de acuerdo a su origen como porosidadprimaria y
secundaria. Una porosidad original es desarrollada durante la depositación de los
sedimentos, después la compactación y cementación reduce la porosidad original, ésta
es la porosidad primaria. La porosidad secundaria es desarrollada por algunos procesos
geológicos subsecuentes a la depositación, tales como diagénesis, fracturamiento,
disolución (vúgulos).
También la porosidad esclasificada como porosidad total y porosidad efectiva. La
porosidad total es definida como la relación de todo el espacio poroso de una roca con
respecto al volumen total de la misma roca, es decir:
Donde:

∅=

𝑉𝑝
𝑉𝐵

Ø = porosidad total
Vp = volumen poroso
VB = volumen total de roca
La porosidad efectiva, es la porosidad total menos la fracción del espacio poroso
ocupado por arcilla olutita. En arenas muy limpias, la porosidad total es igual a la
porosidad efectiva

II.1 Porosidad (Ø)
Obtención de la porosidad → núcleos y registros geofísicos de pozo, principalmente

Cantarell

Chicontepec

Matriz

Fracturas

Vúgulos

Arenas y areniscas:

Carbonatos: porosidad
primaria y secundaria

Porosidad primaria.
La porosidad secundaria
puede ser inducida(fracturamientos)

II.1 Porosidad (Ø)
En la mayoría de los yacimientos con hidrocarburos, la porosidad varía tanto vertical
como horizontalmente y su valores dependerán de muchos aspectos, principalmente
geológicos y químicos. En la siguiente tabla se muestra la calidad de la porosidad de
acuerdo a su valor:
Calidad
Muy buena
Buena
Moderada

Pobre
Muy pobre

Porosidad (%)
>20
15-20
10-15...