Porosidad de la roca

La importancia de la porosidad en el comportamiento físico y mecánico de las rocas sedimentarias es ampliamente reconocida, en especial cuando se trata de formaciones productoras de hidrocarburos. En la actualidad, casi toda la producción de petróleo y gas se extrae de acumulaciones en los espacios porosos de las rocas del yacimiento. El análisis del comportamiento de los parámetros que intervienen en el cálculo de reservas en un yacimiento petrolífero es de particular importancia. La cantidad de petróleo o gas contenida en una unidad volumétrica del yacimiento es el producto de su porosidad por la saturación de hidrocarburos. Además de estos parámetros, se requiere el volumen de la formación para calcular las reservas totales y determinar si es comercial o no.

La porosidad es el volumen de los poros por cada unidad volumétrica de formación; también puede definirse como la fracción del volumen total de una muestra que es ocupada por poros o huecos. Es denotada con el símbolo ø, es un parámetro adimensional, generalmente reportado en porcentaje, y los límites de sus valores para cualquier medio poroso van de 0 a 1. Puede ser calculada mediante la siguiente fórmula:

øtot= Vv/Vt

Fig. 1. Porosidad de la roca

Las porosidades se clasifican según la disposición física del material que rodea a los poros, y a la distribución y forma de estos. Los tipos de Porosidad son:

-Absoluta: la porosidad absoluta es considera como el volumen poroso el total de poros estén o no interconectados.

-Efectiva: la porosidad efectiva se refiere al porcentaje de poros interconectados que permiten la circulación de fluidos. O se considera como el volumen poroso solamente conectados entre si.

-No Efectiva: esta porosidad no efectiva representa la diferencia entre las porosidades anteriores, es decir, la porosidad absoluta y la efectiva.

• Según su origen y tiempo de deposición de las capas:

- Porosidad Primaria: es aquella que se desarrolla u origina en el momento de la formación o depositación del estrato.
Los poros formados en esta forma son espacios vacíos entre granos individuales de sedimento. Es propia de las rocas sedimentarias como las areniscas (Detríticas o Clásticas) y calizas oolíticas (No-Detríticas), formándose empaques del tipo cúbico u ortorrómbico.

- Porosidad Secundaria o Inducida: es aquella que se forma a posteriori, debido a un proceso geológico subsecuente a la depositación del material del estrato o capa.

Esta porosidad puede ser:

Porosidad en solución: disolución de material solidó soluble constitutivo de las rocas.

Porosidad por Fractura: originada en rocas sometidas a varias acciones de diastrofismo.

Porosidad por Dolomitización: proceso mediante el cual las calizas se convierten en dolomitas, que son mas porosas.

Las porosidades de las formaciones subterráneas pueden variar en alto grado. Los carbonatos densos (calizas y dolomitas) y las evaporitas (sal y anhidrita) pueden tener una porosidad práticamente de cero. Las areniscas bien consolidadas pueden tener una porosidad del 10 al 15%; las arenas no consolidadas pueden llegar a 30% o más de porosidad, las lutitas y arcillas pueden tener una porosidad de 40%.

Los factores que afectan la porosidad son:

-Uniformidad del tamaño de los poros: la uniformidad del tamaño de poros (escogimiento)aumenta la porosidad. El tamaño de los poros está determinado por el arreglo de los granos durante la sedimentación.

-Forma de los granos: arreglos de granos alargados producen bajas porosidades, arreglos de granos redondeados generan porosidades altas. Los cambios se producen por procesos de compactación y daigénesis.

-Régimen de depositación: grano con diferente empaque presentan diferente porosidad.

• Empaque cúbico presenta una porosidad de 47,6%.


• Empaque ortorrómbico presenta una porosidad de 39,54%.


• Empaque tetragonal esfenoidal presenta una porosidad de 30,19%.


• Empaque rombohedral presenta una porosidad de 25,9%.

-Compactación mecánica: la reducción del volumen total de los sedimentos como resultado de esfuerzos de compresión causados por los sedimentos suprayacentes, genera una disminución en la porosidad.

Según la forma en que fueron depositados los granos, estos pueden presentar porosidad primaria y secundaria en forma de pequeñas cavidades. Por otro lado, las aguas de infiltración ricas en minerales pueden formar depósitos que sellen parcialmente varios poros o canales de una formación, reduciendo la porosidad de la misma; también cabe mencionar que, en arenas limpias, la matriz de la roca se compone de granos más o menos esféricos y apiñados de manera que los poros se hallan entre los granos.

Fuente: Texto Schlumberger: Principios/ Aplicaciones de la interpretación de registros; http://www.uclm.es/users/higueras/yymm/YM6.html

Permeabilidad de las rocas

La permeabilidad constituye un tema de suma relevancia en la industria petrolera ya que en esta el principal tema de interés es el de la producción de petróleo y sus derivados lo más rápido posible, tanto tiempo como sea posible y con mínimas consecuencias de largo plazo para el medio ambiente y las personas.

Esta propiedad de las rocas está directamente ligada al tema de la producción, ya que se le puede definir como la capacidad que tiene un material para permitir que un fluido (en este caso petróleo) lo atraviese con facilidad y sin alterar su estructura interna, mediante un gradiente de presión. Mientras una roca tenga alta capacidad para permitir el movimiento del petróleo a través de sus poros interconectados y el yacimiento cuente con energía para " empujarlo" hacia la superficie, se podrá garantizar la producción del crudo.

Se afirma que un material es permeable si deja pasar a través de él una cantidad apreciable del fluido en un tiempo dado, para esto la roca debe tener porosidad interconectada (poros, cavernas, fisuras o fracturas). El tamaño, la forma y la continuidad de los poros, también influyen en la permeabilidad de la formación.

En forma general, se puede afirmar que la velocidad con la que el fluido atraviesa el material depende de tres factores básicos:

• La porosidad del material.


• La densidad del fluido considerado, afectada por su temperatura.


• La presión a que está sometido el fluido.
  

Por lo general, a mayor porosidad corresponde mayor permeabilidad, aunque esto no siempre es así. La permeabilidad del suelo suele aumentar por la existencia de fallas, grietas u otros defectos estructurales. Algunos ejemplos de roca permeable son la caliza y la arenisca, mientras que la arcilla o el basalto son prácticamente impermeables. Algunas arenas de granos finos pueden tener un alto índice de porosidad interconectada, aunque los poros individuales y los canales de poros sean bastante pequeños. En consecuencia, las vías disponibles para el movimiento de fluidos a través de los poros estrechos están restringidos; por lo tanto, la permeabilidad de formaciones con granos finos tiende a ser baja. Si el yacimiento está formado por rocas con altas densidades y fracturadas por pequeñas fisuras de gran extensión, su porosidad será pequeña, pero presentará una alta permeabilidad, un ejemplo de esto lo constituye las calizas.

La permeabilidad de una roca determinada por el flujo de un sólo fluido homogéneo es una constante si el fluido no interactúa con la roca. Así tenemos que, la permeabilidad determinada por un solo líquido homogéneo se llama permeabilidad absoluta o intrínseca (K).

La permeabilidad intrínseca de cualquier material poroso se determina mediante la fórmula de Darcy:

K = C.d²

donde:

K, permeabilidad intrínseca [L²].
C, constante adimensional relacionada con la configuración del fluido.
d, diámetro promedio de los poros del material [L].

Cuando dos o más líquidos inmiscibles (por ejemplo agua y petróleo) están presentes en la formación, sus flujos se interfieren mutuamente; por lo tanto, se reduce la permeabilidad efectiva para el flujo de petróleo (Ko) o para el flujo de agua (Kw). La suma de las permeabilidades efectivas es menor o igual a la permeabilidad absoluta (K). Las permeabilidades relativas dependen de las propiedades de la roca, además de las cantidades relativas y propiedades de los diferentes fluidos presentes en los poros, como por ejemplo, la saturación de cada uno de ellos.

Las permeabilidades relativas son las relaciones entre las permeabilidades efectivas y la permeabilidad absoluta. Así, para un sistema de agua-petróleo, por ejemplo, la permeabilidad relativa al agua, Krw, es igual a Kw/K. En general estas permeabilidades son expresadas en porcentajes o en fracciones.

Las mediciones de permeabilidad que se realizan con aire o gas deben corregirse por efectos de "deslizamiento", a permeabilidades equivalentes con líquidos, utilizando las reacciones de Klinkenberg.

La permeabilidad en el SMD se mide en cm2 o m2. La unidad derivada de la Ley de Darcy es el darcy, y habitualmente se utiliza el milidarcy.

Donde la conversión de Darcy a m² es: 1 Darcy = 9,86923 . 10ˉ ¹³ m².

Permeabilidad de las rocas

La permeabilidad constituye un tema de suma relevancia en la industria petrolera ya que en esta el principal tema de interés es el de la producción de petróleo y sus derivados lo más rápido posible, tanto tiempo como sea posible y con mínimas consecuencias de largo plazo para el medio ambiente y las personas.

Esta propiedad de las rocas está directamente ligada al tema de la producción, ya que se le puede definir como la capacidad que tiene un material para permitir que un fluido (en este caso, petróleo) lo atraviese con facilidad y sin alterar su estructura interna, mediante un gradiente de presión. Mientras una roca tenga alta capacidad para permitir el movimiento del petróleo a través de sus poros interconectados y el yacimiento cuente con energía para " empujarlo" hacia la superficie, se podrá garantizar la producción del crudo.

Se afirma que un material es permeable si deja pasar a través de él una cantidad apreciable del fluido en un tiempo dado, para esto la roca la roca debe tener porosidad interconectada (poros, cavernas, fisuras o fracturas). El tamaño, la forma y la continuidad de los poros, también influyen en la permeabilidad de la formación.

En forma general, se puede afirmar que la velocidad con la que el fluido atraviesa el material depende de tres factores básicos:

• 
  
  la porosidad del material;


• 
  
  la densidad del fluido considerado, afectada por su temperatura;


• 
  
  la presión a que está sometido el fluido.

Por lo general, a mayor porosidad corresponde mayor permeabilidad, aunque esto no siempre es así. La permeabilidad del suelo suele aumentar por la existencia de fallas, grietas, juntas u otros defectos estructurales. Algunos ejemplos de roca permeable son la caliza y la arenisca, mientras que la arcilla o el basalto son prácticamente impermeables. Algunas arenas de granos finos pueden tener un alto índice de porosidad interconectada, aunque los poros individuales y los canales de poros sean bastante pequeños. En consecuencia, las vías disponibles para el movimiento de fluidos a través de los poros estrechos están restringidos; por lo tanto, la permeabilidad de formaciones con granos finos tienden a ser bajas. Si el yacimiento está formado por rocas con altas densidades y fracturadas por pequeñas fisuras de gran extensión, su porosidad será pequeña, pero presentará una alta permeabilidad, un ejemplo de esto lo constituye las calizas.

la permeabilidad de una roca determinada la flujo de un solo fluido homogéneo es una constante si el fluido no interactúa con la roca. Así tenemos que, la permeabilidad determinada por un solo líquido homogéneo se llama permeabilidad absoluta o intrínseca (k).

La permeabilidad intrínseca de cualquier material poroso, se determina mediante la fórmula de Darcy:

k = C.d² ,

donde:

k, permeabilidad intrínseca [L2].

C, constante adimensional relacionada con la configuración del fluido.

d, diámetro promedio de los poros del material [L].

Cuando dos o más líquidos inmiscibles (por ejemplo agua y petróleo) están presentes en la formación, sus flujos se interfieren mutuamente. Por lo tanto, se reduce la permeabilidad efectiva para el flujo de petróleo (ko) o para el flujo de agua (kw). La suma de las permeabilidades efectivas es menor o igual a la permeabilidad absoluta (k). Las permeabilidades relativas dependen de las propiedades de la roca, además de las cantidades relativas y propiedades de los diferentes fluidos presentes en los poros, como por ejemplo, la saturación de cada uno de ellos.

Las permeabilidades relativas son las relaciones entre las permeabilidades efectivas y la permeabilidad absoluta. Así, para un sistema de agua-petróleo, por ejemplo, la permeabilidad relativa al agua, Krw, es igual a Kw/k. En general estas permeabilidades son expresadas en porcentajes o en fracciones.

Las mediciones de permeabilidad que se realizan con aire o gas deben corregirse por efectos de "deslizamiento", a permeabilidades equivalentes con líquidos, utilizando las reacciones de Klikenberg.

La permeabilidad en el SMD se mide en cm2 o m2. La unidad derivada de la Ley de Darcy es el darcy, y habitualmente se utiliza el milidarcy.

Donde la conversión de Darcy a m² es:

1 Darcy = 9,86923 . 10ˉ ¹³ m²

Anomalías de Yacimientos saturados

Para la aplicación de la ecuación de balance de materiales (EBM) se ha supuesto condiciones de equilibrio completo e instantáneo entre las fases líquida y gaseosa que puede existir en un yacimiento. Esto es, la presión es uniforme en todo el yacimiento es decir, la presión de la fase líquida y la de la fase gaseosa son iguales; también se asume que los fluidos están en equilibrio termodinámico. Bajo estas suposiciones se puede conseguir crudos subsaturados y crudos saturados en un yacimiento, esta particularidad del crudo está influenciada principalmente por la presión y temperatura a la cual se encuentra el yacimiento. En el yacimiento, la temperatura y presión controlan las viscosidades y las solubilidades mutuas de los tres fluidos: petróleo, gas y agua. Por esta razón, la relación de fases de la solución petróleo/gas puede verse sometida a variaciones muy significativas en respuesta a cambios de estos parámetros.

Un crudo está subsaturado con gas si al haber un pequeño cambio de presión no se libera gas de la solución; el otro posible estado del crudo es que esté saturado presentando el máximo volumen de gas disuelto que acepta el petróleo (a una determinada P y T), en donde un ligero cambio en las propiedades termodinámicas y de presión afecta el equilibrio existente referente al gas en solución con el petróleo, es decir, se puede liberar gas de la solución, formándose un casquete de gas gas libre; si esto ocurre en la roca del yacimiento, las burbujas de gas pueden provocar una bajada muy fuerte en la permeabilidad efectiva al petróleo. Los valores de presión registrados para este tipo de crudo serán la presión de burbujeo o presiones por debajo de ésta.

Existen algunos casos que se definen como irregulares pero en realidad son naturales y lógicos, donde la relación entre presión, temperatura y fase de las mezclas de hidrocarburos son muy variables (dependiendo de los tipos y proporciones específicas de los hidrocarburos presentes), en estos casos se observa que no se ha logrado las condiciones requeridas para satisfacer el equilibrio necesario. Entre estos casos tenemos:

• Buzamiento abajo: los estratos de la formación poseen grandes ángulos de inclinación (buzamiento abajo) y al poseer mayores profundidades, el crudo existente en este tipo de estructura tendrá altas presiones por lo cual la presión de burbujeo tendrá valores altos y el gas permanecerá por más tiempo en solución con el petróleo. Sin embargo, pocas veces puede suponerse que exista gas libre en contacto íntimo con todo el crudo del yacimiento.

• Buzamiento arriba: los estratos de la formación al tener poca inclinación presentarán valores de presiones bajos en los crudos que contiene, por lo tanto existirá una capa de gas libre, y el gas no puede hacer contacto con la totalidad del petróleo en sitio. En estos casos, la presión de saturación y la solubilidad del gas aumentan a medida que el petróleo está más cerca físicamente del gas libre.

• Yacimiento con crudo subsaturado y casquete de gas: si un yacimiento se encuentran a presiones por encima de la presión de burbujeo será subsaturado por lo tanto no debería poseer gas libre pero esto se cumple si no hay capa de gas inicial en cuyo caso se rompería el equilibrio total e instantáneo en el que se basa la ecuación de balance de materiales.

• Bolsones de gas libre: en ciertas ocasiones puede ocurrir que se encuentren casquetes de gas libre en los yacimientos que no han logrado contacto con el petróleo hasta alcanzar equilibrio. Esto quiere decir que el crudo no ha liberado gas pero está en equilibrio con dicho casquete lo que representa gran inestabilidad porque con una mínima alteración de este sistema el gas puede disolverse en el petróleo debido a que este por sus condiciones dadas aceptaría el gas.

¿Cómo llega el petróleo a la superficie?

Uno de los temas de suma importancia y que representa grandes esfuerzos y preocupaciones en la industria petrolera es el de la producción de hidrocarburos, la cual se lleva a cabo mediante un complejo proceso desde el yacimiento, que se encuentra en el subsuelo, a través de un pozo elaborado por los expertos en la materia, hasta llegar a la superficie, donde será tratado y refinado para su posterior uso comercial.

Para que el petróleo pueda emprender su trayectoria de ascenso hacia la superficie debe vencer una serie de obstáculos como, la gravedad, la permeabilidad de la roca reservorio y la dificultad que pueda presentar el sistema de entrampamiento del mismo. Para esto, el yacimiento cuenta con una energía natural basada principalmente en su presión interna. Cuando dicha energía es suficiente, el petróleo sube en forma espontánea a la superficie a través del pozo, lo que es conocido como recuperación primaria del petróleo.

Entre estos mecanismos encontramos:

Empuje por gas disuelto: este mecanismo de producción se lleva a cabo cuando la presión del yacimiento está por debajo de la presión de burbujeo, esto implica la formación de gas, el cual por ser menos denso que el petróleo se expande y ubica sobre este, actuando como especie de "pistón" y ejerciendo presión sobre él, de manera que se ve obligado a buscar vías de escape o zonas de menor presión y esta la consigue en el pozo, ya que, durante su elaboración se efectúan cañoneos que producen orificios por donde posteriormente fluirá el petróleo en busca de dichas zonas de menor presión.

Otro mecanismo natural, es el empuje por capa de gas: en este caso el gas ya existente encima del petróleo ejerce presión sobre éste y de manera similar al mecanismo anterior, lo empuja hacia el pozo.

Además de estos, podemos mencionar el empuje hidrostático y la segregación gravitacional, entre otros...

Cuando la energía natural del yacimiento ha sido agotada debido a la disminución de presión que ocurre por la producción o recuperación primaria (llevada a cabo en la primera fase de producción), entonces se requiere suministrar energía al yacimiento para continuar la producción. Esta es una energía artificial para complementar la natural que aún posee el yacimiento y este tipo de producción es conocida como recuperación secundaria del petróleo.

Entre los mecanismos de producción secundaria se puede mencionar:

Inyección de fluido: consiste en colocar un pozo inyector de fluido hasta el fondo del yacimiento cuando este fluido es más denso que el petróleo, como por ejemplo el agua. En este caso el agua empuja hacia arriba al petróleo. El pozo se coloca por encima de la zona de petróleo cuando se va a inyectar gas por ejemplo, que es menos denso y empuja al petróleo hacia abajo obligándolo a fluir hacia el pozo.

En vista de que la producción es muy importante, como se mencionó anteriormente, es necesario estar empapado de los detalles de cada mecanismo, la eficiencia de ellos y las condiciones necesarias para obtener su máximo rendimiento y de esta manera poder decidir cual será utilizado y obtener la mayor cantidad de crudo posible.

Cabe destacar que, tener conocimiento sobre este tema es sin duda imprescindible para nuestra formación como ingenieros, puesto que una de las prioridades de este, es proporcionar con sus conocimientos una gran producción a bajos costos y en un mínimo de tiempo.