Caracterí, propiedades rocas

UNIVERSIDAD INDUSTRIAL DE SANTANDER ESCUELA DE INGENIERÍA DE PETRÓLEOS INTRODUCCIÓN A LA INGENIERÍA DE PETRÓLEOS

Características físicas de los yacimientos

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CARACTERISTICAS FISICAS DE LOS YACIMIENTOS

Un yacimiento de hidrocarburos se define como una acumulación de fluidos que han sido

atrapados bajo la superficie en una estructura sedimentaria característica formada a través de

un largo período de tiempo y que se encuentra sometida a una condiciones específicas de

presión y temperatura. Para identificar la mejor forma de explotar un yacimiento se requiere

conocer en primera instancia los factores que lo afectan y las características que lo definen.

El estudio de las propiedades de las rocas dentro de un yacimiento se basa principalmente en el

análisis detenido de aquellos factores que permiten el avalúo y desarrollo optimo del mismo,

como una herramienta para lograr que durante la producción de hidrocarburos se pueda

mantener un caudal que responda a las necesidades y expectativas planeadas que conlleven al

sostenimiento económico del proyecto. Dentro de las propiedades de las rocas mas

representativas, tenemos la porosidad (relación entre el espacio vacío disponible

intercomunicado y el volumen total de la roca), la permeabilidad (facilidad del medio poroso con

la cual un fluido se puede mover dentro de un medio poroso), la saturación (porcentaje

mediante el cual se describe la capacidad con la cual un fluido ocupa un medio poroso), la

compresibilidad, y las propiedades capilares.

En la medida en que los granos que conforman las rocas sedimentarias que constituyen los

yacimientos, presentan tamaños, clasificaciones y formas, como consecuencia de que fueron

transportados y depositados en diferentes entornos, condicionan sus propiedades. Por ejemplo,

contrario a lo que ocurre con los sedimentos de entornos de baja energía, los sedimentos

transportados durante largos períodos en entornos de alta energía y depositados en

condiciones similares, están bien redondeados y bien clasificados. Las corrientes rápidas

transportan granos mayores no sólo en suspensión por el fluido en movimiento, sino también

por saltación y rodamiento a lo largo de la superficie del lecho, mientras los lodos del entorno de

un pantano de sal han sido depositados de la suspensión, fundamentalmente.

El examen de los diferentes granos de mineral presentes en las rocas sedimentarias permite

establecer la naturaleza de la roca fuente y de los procesos de meteorización que la

degradaron. La forma en que la roca fuente haya sido fraccionada por procesos superficiales

determina la categoría de la roca sedimentaria, si es un buen o mal almacén.



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Los rasgos texturales más importantes a observar para describir las rocas sedimentarias son:

Tamaño: su efecto sobre las propiedades del medio está mas relacionado con las

diferencias que existan entre los diferentes granos que conforman la roca, que sobre una

valoración cualitativa particular. Sin embargo, granos de mayor tamaño permiten tener

espacios de mayor tamaño entre ellos, aumento la disponibilidad para almacenar fluidos.

Esfericidad y redondez : la esfericidad se refiere a la forma particular que tienen los

clastos, siendo la forma ideal comparable a una esfera. La redondez tiene que ver con el

grado de angulosidad de las aristas y vértices de un clasto, independientemente de su

forma. Esta es una propiedad muy importante pues está relacionada con el transporte, el

mayor o menor desgaste indicará mayor o menor transporte. Para estimarla se puede

utilizar la siguiente tabla de comparación visual:

Figura 1. Carta de comparación de la redondez y la esfericidad.

Selección : Se refiere al grado de variación del tamaño de las partículas y esta relacionado

con las características del medio de transporte y con la distancia, por ejemplo, los depósitos

eólicos son bien seleccionados en general, los glaciares debido a su competencia elevada

pueden transportar hasta bloques de cientos de metros, por lo que la selección es baja. Para

referirse a esta propiedad, se utilizan los siguientes términos:

Muy bien seleccionado: Los clastos varían de 1 a 2 grados de la escala granulométrica.



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Bien seleccionado: Varían 2 a 3 grados

Moderadamente seleccionado: 3 a 7 grados

Mal seleccionado: > de 7 grados.

Figura 2. Carta de comparación de la selección.

Fábrica y empaquetamiento (ordenamiento): La fábrica es la propiedad que se relaciona

con la orientación o la falta de ella de los elementos que componen la roca, por ejemplo los ejes

mayores de los clastos, las valvas fósiles y minerales de hábito laminar. El empaquetamiento en

cambio se relaciona con el grado de contacto que presentan los clastos entre sí. De esto

dependerá la relación entre volúmenes ocupados por clastos y por espacios vacíos o rellenos

por matriz y cemento.

Figura 3. Carta comparativa del efecto de diferentes tipos de ordenamiento de los granos sobre

la porosidad.

Además de los rasgos texturales enunciados mas arriba se debe observar la composición de la

fracción clástica, es decir si son minerales o litoclastos, y reconocer si se puede, la composición



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del material ligante. También son importantes el color y la consolidación, es decir la mayor o

menor cohesión que presenta la roca y así nos referiremos a:

a). Friable: los clastos se separan con facilidad.

b). Consolidado: los clastos se separan con ayuda de un objeto punzante.

c). Muy consolidado : los clastos se separan con mucho dificultad y con ayuda de un objeto

punzante o no se separan.

Cementación: en las rocas sedimentarias detríticas es común que las partículas

constituyentes se encuentren más o menos fuertemente adheridas por sustancias minerales a

las que llamamos cementos . Estas sustancias llenan los vacíos que existen entre las partículas

eliminando parcial o totalmente la porosidad inicial. Los cementos pueden ser precipitados

químicos que cristalizan a partir de aguas cargadas de sales circulando por los poros originales

del sedimento o precipitados en forma simultánea con las partículas. Una roca sedimentaria

detrítica cementada es más densa, más tenaz, y menos porosa que su equivalente no

cementado. La tenacidad (resistencia a deformación sin fractura) depende en gran medida del

tipo de cemento siendo las cementadas con SiO2 las más resistentes no sólo mecánicamente

sino también a ulteriores transformaciones por meteorización.

Figura 4. Visualización de los componentes del espacio poral



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Otros conceptos importantes a considerar son los de homogeneidad, heterogeneidad, isotropía

y anisotropìa, relacionados directamente con la continuidad o constancia de las propiedades

petrofísicas medidas en diferentes puntos o direcciones dentro de un mismo yacimiento.

La homogeneidad hace referencia, a que se tienen las mismas propiedades en todas las

posiciones sin importar la dirección. Esto significa que la porosidad, permeabilidad y otros

parámetros son similares en cualquier posición dentro de la unidad geológica. En su defecto, se

dice que el medio es heterogéneo. La heterogeneidad de los yacimientos, en su mayor parte,

depende los medios sedimentarios, los eventos posteriores y también, de la naturaleza de las

partículas que constituyen el sedimento.

En el caso de la isotropía, se dice que las propiedades isotrópicas presentan siempre el mismo

comportamiento independientemente de la dirección, mientras que en las anisotrópicas las

propiedades varían con la dirección. En un medio poroso compuesto de esferas del mismo

diámetro agrupadas uniformemente, la geometría de los huecos vacíos es la misma en

cualquier dirección. De esta manera por ejemplo, la permeabilidad intrínseca de la unidad es la

misma en cualquier dirección, y la unidad se denomina isotópica. Si la geometría de los huecos

no es uniforme puede existir una dirección en la cual la propiedad intrínseca es mayor. Este

medio se denomina anisotrópico.

Figura 5. Diferencias entre comportamientos isotrópicos y anisotrópicos.

La existencia de isotropía o anisotropía está de hecho relacionada con la forma de los granos y

el ambiente de depositación, tal y como se puede apreciar en la siguiente imagen.



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Figura 6. Diferencias entre un medio isotrópico y uno Anisotrópico.

A continuación se describen las propiedades y características físicas del medio mas importantes

a considerar en el estudio de un yacimiento

1. POROSIDAD.

La porosidad (Ø) es la medida del porcentaje de volumen total de la roca correspondiente a los

espacios vacíos disponibles para almacenar fluidos. Aunque las rocas que constituyen el

yacimiento aparentemente son totalmente sólidos, un examen microscópico revela la presencia

de pequeñísimos espacios en la roca. Estos espacios se denominan poros. Por la existencia

de estos poros es que a las rocas sedimentarias se les llama porosas. Dicha propiedad

generalmente se expresa como porcentaje o fracción. Por todo esto la porosidad “es la medida

del espacio disponible para el almacenamiento de fluidos en las rocas”.

Figura 7. Fluidos en un medio poroso.



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La expresión matemática fundamental para apreciar el valor de la porosidad es:

Ф = (%)100xV

VV

V

V

t

mt

t

p −= ; mpt VVV +=

Donde:

Vt = Volumen total de la roca yacimiento.

Vp = Volumen poroso (espacio vacío).

Vm = Volumen de la matriz (granos que conforman la estructura sólida de la roca).

La porosidad se expresa en fracción o porcentaje, y sus valores oscilan entre:

0 - 5 % Despreciable

5 - 10% Pobre

10 - 15% Regular

15 - 20% Buena

> 20% Muy buena a Excelente

Algunos valores reales para porosidades medidas son:

Areniscas: 10 a 40 % dependiendo de la naturaleza del cemento y de su estado de

consolidación.

Calizas y dolomitas: 5 a 25 %.

Arcillas 20 a 45 % dependiendo del origen y profundidad.

La porosidad puede clasificarse de acuerdo a la forma de origen en: original (primaria) e

inducida (secundaria). La porosidad original es aquella desarrollada durante la depositación de

los sedimentos, mientras la porosidad inducida es aquella desarrollada a través de algunos

procesos geológicos subsecuentes a la depositación de los sedimentos. La porosidad original

está representada por la porosidad intergranular de las areniscas y las intercristalina de algunas

calizas. La porosidad inducida está representada por fracturas encontradas en algunas calizas

y lutitas, y por vacíos debido a la disolución de las calizas. Las rocas que tienen porosidad



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original son más uniformes en sus características que aquellas rocas en las cuales gran

parte de la porosidad es inducida. Así mismo, es necesario definir la porosidad dependiendo

de la interconexión de los poros.

a). Porosidad Absoluta o Total: Es el porcentaje de espacio vacío total con respecto al

volumen total de la roca, sin tener en cuenta si los poros están o no intercomunicados entre si.

Una roca puede tener una porosidad absoluta considerable y aún no tener movilidad a

fluidos debido a la falta de intercomunicación de los poros.

Ф = t

p

V

totalV

b). Porosidad Efectiva: Es el porcentaje de espacio poroso intercomunicado con respecto al

volumen total de la roca. Desde el punto de vista de ingeniería de yacimientos la porosidad

efectiva es el valor cuantitativo deseado, pues representa el espacio que es ocupado por

fluidos móviles.

Ф =p

P

V

tadoInterconecV

Figura 8. Visualización de la Porosidad Efectiva (Poros Conectados).

c). Porosidad no efectiva. Es la diferencia que existe entre la porosidad absoluta y efectiva.



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La porosidad sirve entonces para determinar la capacidad de almacenamiento de la roca y es

una función del tamaño, la forma (angularidad y esfericidad), el ordenamiento o

empaquetamiento de los granos, así como también del grado de compactación y cementación

de la roca.

a) Tipo de empaque : En un esfuerzo por determinar los limites aproximados de los valores de

porosidad, algunos estudiosos computaron las porosidades de varias distribuciones de

empaquetamiento de esferas uniformes, obteniendo:

La distribución cúbica de granos esféricos tiene una porosidad dada por:

Ф = 100xV

VV

t

mt − = %6.47100

64

3/32643

33

=

−x

r

r π

Máxima porosidad y distribución menos compacta.

La distribución romboédrica de granos esférico tiene una porosidad de Ф = 26 %

La distribución cúbica de granos de dos tamaños diferentes tiene una porosidad de Ф =

12.5 %



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b) Material cementante. De la calidad del material cementante dependerá la firmeza y

compactación de la roca. Se tiene, entonces, formaciones consolidados, poco consolidados y

no consolidados. El cemento que une los granos se forma posterior a la depositación ya sea por

dilución de los mismos granos o por transporte. Son cementos: Sílice, CaCO3, arcilla y FeO.

A continuación se presenta un esquema para ilustrar como se puede afectar la porosidad de

una arenisca en presencia de sólidos de menor tamaño (arcillas).

Figura 9. Efecto de la presencia de minerales arcillosos en una arenisca sobre la porosidad.

c) Geometría y distribución de granos.

Cuando los granos son más redondeados proporcionan mayor homogeneidad al sistema y por

ende la porosidad es mayor. La porosidad disminuye cuando la angularidad de las partículas es

mayor.

d) Grado de selección del tamaño de las partículas (SORTING): en la medida en que se

presenta una mejor selección en los tamaños de los granos, la porosidad resultante del medio

será mayor.



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d) Nivel de compactación del sistema: La porosidad disminuye como la compactación

incrementa, lo cual se tiende a dar a medida que se alcanza mayor profundidad.

Figura 10. Efecto de la compactación sobre la porosidad en shales y areniscas.

2. PERMEABILIDAD

La permeabilidad (K) de una roca puede definirse como la conductividad de la roca a los

fluidos o la capacidad que posee la roca para permitir el flujo de fluidos a través de la red

de poros intercomunicados. Constituye una de las características básicas en la producción de

hidrocarburo y depende de la interconexión entre los poros que se encuentran en la roca.

La permeabilidad se expresa en Darcy o milidarcys (1D = 1000md). Así mismo, 1 Darcy

equivale a 9,88923x10-13 m2. La clasificación o denominación mas empleada para los valores de

permeabilidad, oscila entre:

K < 10 Mala

10 < K < 100 Regular

100 < K < 300 Media a buena

K > 300 Muy buena



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Hay que tener en cuenta que los valores mencionados se aplican como referente cualitativo a

yacimientos de aceite, puesto que permeabilidades bajas pueden ser muy buenas en el caso de

yacimientos de gas.

Figura 11. Permeabilidad intrínseca de algunos tipos de rocas

Como en el caso de la porosidad, existen diferentes tipos de permeabilidad.

Permeabilidad absoluta: es la permeabilidad de una roca a un fluido, cuando la roca

esta a 100 % saturada de ese fluido. Teóricamente este valor no cambia.

Permeabilidad efectiva : es la medida de la conductividad de un medio poroso cuando la

roca está saturada con mas de un fluido. En la permeabilidad efectiva cada fluido

específico, es considerado completamente independiente de los otros fluidos en el

sistema de flujo. Se expresa como K0, Kw , Kg, según corresponda a aceite, agua o gas.

Experimentalmente se ha establecido que la permeabilidad efectiva es una función de la

saturación del fluido que prevalezca, de las características humectantes de la roca y de

la geometría de los poros de la roca.



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Permeabilidad relativa: es la relación existente entre las permeabilidades efectivas de los

fluidos y la permeabilidad absoluta. Es una medida de la facilidad que ofrece el medio para

el desplazamiento de un fluido en particular. Se expresa en forma fraccional y se presenta

de la siguiente forma:

Kro =K

KO , Krw =K

Kw , Krg =

K

Kg

3. SATURACIÓN (S)

La saturación da una idea de la cantidad y del tipo de fluido existente en la roca. Se define

como la fracción del volumen poroso ocupado por un fluido, así pues se puede decir que la

saturación de aceite es la fracción porosa ocupada por el aceite (So). Como en el yacimiento

también se encuentran otros fluidos podemos hablar de las saturaciones de los otros fluidos,

saturación de agua (Sw) y saturación de gas (Sg).

Para el cálculo de la saturación de aceite, por ejemplo:

poroso

aceite

oV

VS =

Estas cantidades son expresadas en porcentaje o en fracciones, por lo cual la suma de las

saturaciones individuales debe ser siempre 1.

So + Sg + Sw = 1

Los volúmenes de fluido que no se pueden producir se expresan en términos de saturación

residual o irreducible. El cálculo de factores como las saturaciones crítica, residual e inicial, son

de gran importancia para el cálculo de reservas, ya que nos indican el volumen de

hidrocarburos que pueden ser extraídos del yacimiento en un tiempo específico.



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Figura 12. Comparación de la saturación al inicio y al final de la producción.

4. COMPRESIBILIDAD

La compresibilidad es una propiedad de la materia a la cual se debe que todos los cuerpos

disminuyan de volumen al someterlos a una presión o compresión determinada manteniendo

constantes otros parámetros.

Figura 13. Efecto de alrededor sobre la compresibilidad de la roca.

Un yacimiento a miles de pies bajo la tierra se encuentra sometido a una presión de sobrecarga

originada por el peso de las formaciones suprayacentes. La presión de sobrecarga no es

constante y depende de factores como la profundidad, naturaleza de la estructura,

consolidación de la formación, tiempo geológico, entre otros.



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Durante operaciones de reducción de presión, la presión interna del poro decrece, por lo tanto,

la presión de sobrecarga efectiva aumenta. Este incremento origina los siguientes efectos:

• Reducción del volumen de la roca.

• Aumento del volumen de los granos.

Estos dos cambios en el volumen tienden a reducir el espacio poroso, y por lo tanto, la

porosidad de la roca. La compresibilidad generalmente decrece con incrementos en la

porosidad y en la presión de sobrecarga efectiva.

La compresibilidad de cualquier material (sólido, líquido o gaseoso) en un intervalo de presión

dado y a una temperatura fija, se define como el cambio de volumen por unidad de volumen

inicial causado por una variación de presión.

Como el término (dV/dP)T es negativo, se antepone el signo menos en la ecuación para que la

compresibilidad sea positiva.

5. MOJABILIDAD

La mojabilidad de una superficie sólida se define como la preferencia relativa de la superficie a

ser cubierta por uno de los fluidos con los cuales se encuentra en contacto, para nuestro caso

considérese aceite o agua. El tipo de mojabilidad está en función del tipo de fluido y de la

superficie sólida. Por ello, es que también se puede definir como la capacidad que posee un

líquido para esparcirse sobre una superficie dada.

En un sistema roca/aceite/salmuera, representa la medida de la preferencia que la roca tiene

bien sea sobre el aceite o sobre el agua, lo que implica que dificultará la posibilidad de flujo de

este fluido fuera del sistema. Cuando el agua es la fase completamente mojante, se dice que el

yacimiento es hidrófilo, pero por el contrario si el yacimiento es mojado completamente por

aceite, se dice que es oleófilo. El fluido preferencialmente mojante en la roca ocupa los poros



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mas pequeños y forma una película delgada sobre toda la superficie de la roca, mientras que la

fase no mojante ocupa el centro de los poros mas grandes.

Figura 14. Distribución de fluidos en los poros a partir de la mojabilidad.

En un caso de mojabilidad por agua (izquierda), el petróleo permanece en el centro de los

poros. La condición inversa tiene lugar si todas las superficies son mojables por petróleo

(derecha). En el caso correspondiente a la mojabilidad mixta, el petróleo ha desplazado al agua

de algunas de las superficies, pero aún permanece en los centros de los poros mojables por

agua (centro). Las tres condiciones mostradas poseen saturaciones similares de agua y

petróleo. Generalmente los yacimientos son mojados por agua, lo cual es lo más deseable.

6. PROPIEDADES CAPILARES.

Para sistemas multifásicos, es necesario considerar el efecto de las fuerzas que actúan en la

interfase cuando dos fluidos inmiscibles están en contacto. Estas fuerzas que expresan la

acción molecular entre las fases líquido, sólido y gas en un yacimiento se llaman fuerzas

capilares. Entre estas propiedades tienen particular importancia la presión capilar y la tensión

interfacial.



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La presión capilar es la presión diferencial entre las distintas fases movibles y entrelazadas de

los fluidos que se encuentran dentro de la red porosa de la roca. Es una medida de la tendencia

de la roca de succionar la fase humectante del fluido o de rechazar la fase no humectante.

En un yacimiento, se puede referir a la presión capilar entre aceite – agua, aceite – gas, o

agua – gas. Esta presión puede calcularse con base en un tubo en U, balanceando la presión

entre dos puntos. Los medios porosos heterogéneos se caracterizan por presentar capilares de

muy diferente tamaño, de modo que los fenómenos capilares presentan una amplia gama de

valores. La figura 15 muestra un esquema muy simplificado de medio poroso heterogéneo, en

base a capilares cilíndricos de diferente diámetro.

Figura 15. Presión Capilar en medios porosos heterogéneos.

El término tensión interfacial generalmente se usa para denotar la tensión existente en la

interfase liquido-liquido o liquido- sólido. Cuando la interfase se encuentra entre un liquido y un

gas comúnmente se habla de tensión superficial mas que de tensión interfacial aunque

conceptualmente esta representa lo mismo.

Una molécula en el interior de un líquido está sometida a la acción de fuerzas atractivas de

cohesión (fuerzas débiles de van Der vaals) en todas las direcciones, siendo la resultante de

todas ellas una fuerza nula. Pero si la molécula está situada en la interfase del líquido, esta

está sometida a la acción de fuerzas de cohesión que no están balanceadas cuya resultante es



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una fuerza perpendicular a la interfase dirigida hacia el interior del líquido por lo que las

moléculas de la interfase tienen más energía que las moléculas interiores y tienden a irse al

seno del líquido; por tal razón, la interfase tiende a contraerse o reducirse formando una tensión

en la interfase (o superficie si fuese gas-líquido) y ocupando el área más pequeña posible. De

aquí que sea necesario consumir cierto trabajo para mover las moléculas hacia la interfase

venciendo la resistencia de éstas fuerzas.

Figura 16. Acción de fuerzas intermoleculares dependiendo de la posición de la molécula en el

fluido o la interfase.

Como se puede apreciar en la figura anterior, en el límite entre dos fases cualquiera ya sea

líquido-gas, líquido-líquido, líquido-sólido existe un desequilibrio de los factores moleculares, el

cual como resultado neto tiende a disminuir el área superficial de contacto a un valor mínimo. La

tensión interfacial se define entonces como el trabajo necesario para aumentar, a temperatura

constante el área de una interfase en una unidad, las unidades son dinas/cm.

7. OTRAS CARACTERÍSTICAS FÍSICAS QUE AFECTAN EL YAC IMIENTO

7.1 PROFUNDIDAD: La profundidad de un yacimiento tiene gran impacto sobre las

características físicas, ya que estas cambian considerablemente a medida que la profundidad

se hace mayor. Incide sobre factores como la presión y temperatura del yacimiento, la

composición de los fluidos, los costos del proyecto, entre otros.



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Mayor profundidad implica usualmente mayor presión, mayor temperatura, menor densidad del

crudo, fluidos con menores % C7+, mayor calidad en los fluidos que se produzcan, etc. En la

siguiente tabla veremos la variación de algunas propiedades dependiendo de la profundidad:

Yacimientos Presión Temperatura Compactación GOR Viscosidad -

ºAPI

Poco

profundos

Generalmente

moderadas Bajas Moderada Bajo

Alta - media a

baja

Profundos Generalmente

altas Altas Fuerte Alto

Moderada a

baja - Alta

7.2 Presión del yacimiento.

La presión es el factor que induce el movimiento del petróleo desde los confines del yacimiento

hacia los pozos y desde el fondo de éstos a la superficie. Todas las formaciones y los fluidos

presentes en éstas se encuentran sometidos a la presión ejercita por el peso de los sedimentos

y los fluidos suprayacentes (overburden). La presión se define como la fuerza ejercida por

unidad de área. La unidad más comúnmente utilizada en la industria de los hidrocarburos es el

psi (Lbf/in2), aunque también suele expresarse en Kgf/cm2.

Figura 17. Relación normal entre la presión en el subsuelo y la profundidad.



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La presión está directamente relacionada con la profundidad, presentándose regularmente un

gradiente de presión normal, por ejemplo de 0.433 psi/pie, aunque también existen yacimientos

en los cuales se encuentran gradientes y presiones que no cumplen necesariamente con esta

regularidad (presiones anormales).

A continuación se presenta la definición de diferentes tipos de presión dependiendo del espacio

físico sobre el que se aplica.

• La presión litostática es causada por la presión de la roca, transmitida por el contacto

grano a grano.

• La presión del fluido es causada por el peso de la columna de líquidos en el espacio

poral.

• La presión de sobrecarga es la suma de las presiones litostáticas y del fluido.

• Presión de burbuja: llamado también presión de saturación, es el punto por debajo del

cual el gas comienza a salirse de la solución. Si la presión del yacimiento es igual o

menor al punto de burbuja se dice que está saturado, si la presión del yacimiento excede

el punto de burbuja se dice que es subsaturado. Si la presión del yacimiento se

encuentra por debajo del punto de burbuja, existe gas libre y se inicia la formación de

una capa de gas.

7.3. Temperatura del yacimiento: La temperatura es una medida del grado de calor, la cual

causa influencia en la conducta o fase de los hidrocarburos del yacimiento. Además, afecta

otras características como la presión, gravedad específica, viscosidad, etc. La temperatura se

puede medir en varias escalas: grados Centígrados, Fahrenheit, Rankine y Kelvin.

Se denomina Rankine a la escala de temperatura que se define midiendo en grados Fahrenheit

sobre el cero absoluto, por lo que carece de valores negativos. Esta escala fue propuesta por el

físico e ingeniero escocés William Rankine en 1859. El grado Rankine tiene su punto de cero

absoluto a −459,67 °F y los intervalos de grado son idénticos al intervalo de grado Fahrenheit.

La relación entre la temperatura en grados Rankine (R) y la temperatura correspondiente en

grados Fahrenheit (°F) es:

46067,459 +≈+= RFR



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Cero grados Rankine (0 °R) equivalen a −273,15 °C ó 0 K. Para convertir de grados Rankine a

Kelvin se multiplica por un factor de 9/5:

67.49159...................

59 +== CRyKR

El grado Rankine es usado comúnmente en EE.UU como medida de temperatura

termodinámica. Aunque en la comunidad científica las medidas son efectuadas en Sistema

Internacional de Unidades, la temperatura es medida en Kelvin (K). La escala mas usada en la

industria del petróleo es la Fahrenheit.

Gradiente geotérmico (Temperatura): Es la relación entre la profundidad y la temperatura

natural de los estratos terrestres. Existe un aumento normal de la temperatura con la

profundidad, este aumento promedio de la temperatura varía desde un grado Fahrenheit por

cada 60 pies de profundidad hasta un grado Fahrenheit por cada 100 pies de profundidad. Con

el conocimiento de la temperatura del ambiente y del gradiente geotérmico podemos estimar

aproximadamente la temperatura a la cual se encuentra el yacimiento.

La temperatura promedio de las rocas por debajo de la superficie terrestre, está dada por:

100

hGTT SF

∗∇+=

Donde:

TF = Temperatura de la formación a una profundidad h (ºF)

Ts = Temperatura del medio ambiente a temperatura de su superficie (ºF)

∇G = Gradiente geotérmico (ºF/100 pies)

h = Profundidad a la cual se desea medir la temperatura de formación (pies)

Figura 18. Comportamiento de la temperatura con la profundidad.



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7.4. ÁREA Y ESPESORES:

La relación entre estas dos variables es de vital importancia porque ayuda a determinar la

comercialidad del reservorio, al establecer el volumen del yacimiento.

Figura 19. Volumen de un yacimiento.

7.4.1. Espesor bruto (h B): Es el espesor total de la formación, puede o no contener

hidrocarburos almacenados. Su valor es él mismo independientemente de que la formación sea

limpia, tenga intercalaciones de lutitas, o de que se presente un contacto agua - aceite o gas -

aceite. Se puede determinar a partir de un registro de rayos Gamma, potencial espontáneo y/o

registro de resistividad.

7.4.2. Espesor neto (h N): Es el intervalo perteneciente al espesor bruto que posee

hidrocarburos almacenados, sin tener en cuenta los valores de porosidad de la formación. Para

su identificación es necesario disponer de registros eléctricos. El espesor neto puede ser menor

o igual que el espesor bruto pero nunca mayor a este. En otras palabras, el espesor neto es el

valor de espesor bruto, quitándole los contactos y las intercalaciones de arcillas y/o lutitas.



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7.4.3. Espesor neto productor (h NP): Es la parte del espesor neto que se encuentra abierto a

producción, es decir, es el intervalo, en donde se ha cañoneado y completado el pozo. Está

determinado por criterios de la compañía operadora de acuerdo a los valores límites de

porosidad y permeabilidad de corte establecidos por la compañía. El espesor neto productor

puede ser menor o igual que el espesor neto pero nunca mayor a éste. En otras palabras, es el

valor del espesor neto hallado, menos las arenas que por su grado de suciedad a pesar de

contener hidrocarburos, no permiten que estos fluyan a través del medio poroso.

Figura 20. Ilustración de Espesores Bruto, Neto y Neto Productor.

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