1. Defina:Poro: Son todos aquellos huecos de aire que pueden encontrarse en una superficie. Pequea cantidad entre las partculas o molculas que constituyen un cuerpo slido. Son con frecuencia espacios que quedan dentro de las partculas sedimentarias.Porosidad: Se define como la fraccin del volumen total de la roca que corresponde a espacios que pueden almacenar fluidos.

Matemticamente se define como:

Porosidad Crtica: La porosidad crtica Marca la transicin de un dominio suspensivo a un dominio de roca consolidada. El dominio suspensivo (de rocas con alta porosidad) corresponde a un medio no-consolidado y saturado de fluidos. El dominio consolidado (para rocas de baja porosidad) corresponde a un medio que presenta una continua matriz de roca, esto quiere decir que la porosidad crtica representa un estado donde no existe mucha interconexin entre los poros de una roca.Canalizacin: Es encauzar las aguas corrientes o estancadas en forma conveniente, por medio de canales o acequias, para aprovecharlas en el riego o la navegacinRoca Productiva: Son rocas porosas, el cual permite que se llenen de petrleo.Petrofsica: Es una especialidad que conjuga conocimientos de ingeniera de petrleo, geofsica y geologa, la cual determina la relacin existente entre los fluidos y su movimiento a travs del medio poroso de la roca de un yacimiento determinado. Medio Poroso Homogneo: Se define como el medio en el que la porosidad local es independiente del punto donde se calcula su valor. Medio Poroso Heterogneo: Son aquellos poros que se caracterizan por presentar capilares de muy diferentes tamao, de modo que los fenmenos capilares presentan una amplia gama de valores.Roca Madre: Es la roca generadora que produjo el volumen de hidrocarburos que se encuentra entrampado en un yacimiento.Roca Almacn: Es aquella roca porosa y permeable en la que se han concentrado hidrocarburos.Migracin: Es el desplazamiento del petrleo a travs de las rocas.Entrampamiento: Lugar de la corteza terrestre donde se impide que los hidrocarburos sigan movindose, favoreciendo su acumulacin. Diagnesis: Es el proceso de formacin de una roca a partir de sedimentos sueltos que sufren un proceso de compactacin; la consolidacin de los sedimentos se debe a la infiltracin de las aguas que contienen materias disueltas.

2. Explique la importancia de estudiar la capacidad de almacenamiento de los yacimientos

La capacidad de almacenamiento se refiere a la porosidad, y es importante estudiarla ya que dicha propiedad es fundamental para la evaluacin econmica de todo yacimiento; permitindonos calcularla a travs de anlisis de ncleos de la formacin y perfiles radioactivos para obtener el porcentaje de volumen poroso de la roca donde se encuentra almacenado el fluido y que se estima pueda ser extrado a superficie para un ptimo recobro econmico.

3. Nombre y explique los tipos de porosidad. Cules son los factores que la afectan Segn su origen:Porosidad Primaria: Es aquella que se desarrolla u origina en el momento de la formacin o deposicin del estrato. Los poros formados en esta forma son espacios vacos entre granos individuales de sedimento. Es propia de las rocas sedimentarias como la areniscas (detrticas o clsticas) y calizas oolticas (no detrticas), formndose empaques del tipo cbico u ortorrmbico.

Porosidad Secundaria: Es el resultado de procesos geolgicos (diagnesis y catagnesis) subsecuentes a la deposicin del material del estrato o capa (sedimentos), es de mayor importancia en rocas carbonatos. Esta porosidad puede ser: Porosidad por Solucin: Disolucin del material slido soluble constitutivo de las rocas.

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

Porosidad por Dolomitizacin: Proceso mediante el cual las calizas se convierten en dolomitas, que son ms porosas.

Porosidad Total: Corresponde a los llamados yacimientos de doble porosidad.

Segn la comunicacin de los poros:Porosidad Absoluta: Es el porcentaje de espacio poroso total, con respecto al volumen total de la roca, considerando los poros que estn o no interconectados entre s. Una roca puede tener una porosidad absoluta considerable y aun no as tener conductividad a los fluidos, debido a la falta de comunicacin entre los poros. Este es el caso de las lavas y otras rocas gneas con porosidad vesicular.

Porosidad Efectiva: Es el porcentaje de espacio poroso intercomunicado, con respecto al volumen total de la roca. Por consiguiente, es una indicacin de la facilidad a la conductividad de los fluidos por la roca, aunque no es una media cualitativa de este parmetro. La porosidad efectiva es una funcin de muchos factores litolgicos. Los ms importantes son: tamao de los granos, empaque de los granos, cementacin, meteorizacin y lixiviacin, cantidad y clases de arcillas, y estados de hidratacin de las mismas.

Porosidad No Efectiva o Residual: Es la diferencia que existe entre la porosidad absoluta y efectiva.

Segn su estructura:

Porosidad Integranular: Es el espacio neto que queda despus de la porosidad inicial ha sido reducida por agentes geolgicos como consolidacin, cementacin, recristalizacin, granulacin, molimiento, etc. La porosidad primaria de una arenisca o de cualquier otra roca clstica depende inicialmente del grado de distribucin o arreglo de los granos segn su tamao. Los granos de arena bien distribuidos, moderadamente redondeados, depositados en el agua, resultan en un empaque de 30 a 40 % de porosidad. En sedimentos de distribucin deficiente los granos ms pequeos se acomodan en los espacios existentes entre los grandes, lo que reduce considerablemente la porosidad.

Porosidad por Fractura: Gran parte de la porosidad en algunas areniscas y limonitas, aparentemente compactadas, se debe a fracturas. Las fracturas son, sin embargo, responsables de la mayor parte de la permeabilidad del yacimiento. Debido a que es muy difcil obtener muestras de rocas fracturadas sin perturbar las condiciones originales, los mtodos de anlisis de ncleos para evaluar fracturas son por lo general inadecuados.

Los principales factores que afectan a la porosidad son los siguientes:Tipo de empaque: El incremento de la presin de confinamiento hace que los granos pobremente clasificados y angulares muestren un cambio progresivo de empaquetamiento aleatorio a un empaque ms cerrado, reduciendo con ello la porosidad.

Para apreciar los mximos valores de porosidad en arenas no consolidadas, varias autores han determinado la porosidad para sistemas ideales con granos perfectamente esfricos y de igual dimetro, entre los cuales se pueden sealar los siguientes:

a. Empaque cbico: Es el arreglo de mnima compactacin y por lo tanto mxima porosidad. Los ejes de las esferas forman entre s ngulos de 90. Porosidad= 47.6 %

b. Empaque rmbico: Los ejes de las esferas forman sus ngulos entre s de 60 en un plano y de 90 en otro plano. Porosidad= 39.54 %

c. Empaque tetragonal esfenoidal: Los ejes de las esferas forman en todos los sentidos ngulos entre s de 60. Porosidad= 30.91 %

d. Empaque Rombohedral o hexagonal: El cual es el arreglo de mxima compactacin. Porosidad= 25.9 %

Grado de cementacin o consolidacin: Formado por el Cemento que une los granos y que se forma posterior a la depositacin ya sea por dilucin de los mismos granos o por transporte. Son cementos: carbonato de calcio, carbonato de magnesio, carbonato de hierro, limonita, hematita, dolomita de sulfato de calcio, arcillas, y combinacin de estos. Las areniscas altamente cementadas presentan bajas porosidades. Lo contrario ocurre con rocas poco consolidadas. La cementacin toma lugar tanto en el tiempo de mitificacin como en el proceso de alteracin de las rocas causada por agua circulante.

Del material cementante depende la firmeza y compactacin de la roca sedimentaria; por ello los estratos se identifican como consolidados, poco consolidados y no consolidados y esto es muy importante porque ello determina el tipo de terminacin del pozo (a hueco entubado. Hueco abierto, empaque con grava, etc.).

Geometra y distribucin del tamao de los granos: Se debe a la uniformidad o clasificacin de los granos. Dicha clasificacin depende, a su vez, de la distribucin del tamao del material, tipo de depositacin, caractersticas actuales y duracin del proceso sedimentario. Cuando los granos son ms redondeados proporcionan ms homogeneidad al sistema y por ende la porosidad ser mayor.

Presin de las capas suprayacentes: Las capas de grano fino suprayacentes pueden compactar el yacimiento y reducir el espacio poroso. La compactacin tiende a cerrar los espacios vacos, forzar el fluido a salir y permitir un mayor acercamiento de las partculas minerales, especialmente en rocas sedimentarias.

Presencia de partculas finas: La arcillosidad afecta negativamente a la porosidad. Al aumentar el material intersticial se reduce el volumen poroso de la roca.

4. Cmo afectan los procesos diagenticos y catagenticos a los espacios porosos?

Los procesos generados por la diagnesis, alteran aspectos tales como; el tipo y geometra de los poros originales y controlan la permeabilidad y porosidad final en la roca. Los patrones de diagnesis temprana se correlacionan con el ambiente sedimentario y con la composicin original del sedimento, mientras que la diagnesis tarda afecta tanto los lmites de las facies (o litofacies) como las secuencias suprayacentes e infrayacentes a la misma, y depende del patrn de migracin de fluidos. El proceso diagentico sobre las areniscas ocurren por el efecto de tres mecanismos fsico-qumicos: la cementacin destruye los espacios porosos y disminuye drsticamente la porosidad o interconectividad de los poros y por ende la permeabilidad; la disolucin es generado por el lavado o lixiviacin el cual crea poros en la roca; y la compactacin afecta la porosidad a travs de el reordenamiento de los granos, deformacin plstica, disolucin-presin y fracturamiento. Posteriormente, sigue un proceso conocido como catagentico donde como consecuencia del incremento de presin y temperatura, el kergeno comienza a transformarse en bitumen por procesos de craqueo primario asociados a fenmenos bioqumicos, despus se producen hidrocarburos lquidos y, al final de esa etapa se producen hidrocarburos gaseosos y residuos slidos. Cabe destacar que en el proceso catagentico la porosidad es mayor debido a la desintegracin de materia inorgnica.

5. Nombre y explique las diferentes formas de medicin de la porosidad a nivel de laboratorio y de la industria A nivel de laboratorio: Las tcnicas de medicin en el laboratorio consisten en determinar dos de los tres parmetros bsicos de la roca: volumen total (Vt), volumen poroso (Vp) y volumen de los granos (Vs). Para ellos se utilizan ncleos de rocas, los cuales son obtenidos durante la etapa de perforacin del pozo. La medicin de la porosidad es realizada generalmente en tapones de ncleos, los cuales son muestras de dimetro pequeo (entre 25-40mm) extrada del ncleo o corona, utilizando herramientas de cortes especiales. Determinacin del volumen total: El volumen total puede ser calculado por medicin directa de las dimensiones de la muestra utilizando un vernier. Este procedimiento es til cuando las muestras presentan formas regulares debido a su rapidez.Para nuestras de volmenes irregulares el procedimiento utilizado usualmente consiste en la determinacin del volumen de fluido desplazado por la muestra. Algunos de los mtodos utilizados para determinar el volumen del fluido desplazado se presentan a continuacin:a.) Mtodo gravimtrico: El volumen se obtiene observando la prdida de peso de la muestra cuando es sumergida en un lquido, o por el cambio en peso de un picnmetro cuando se llena con mercurio. Los mtodos gravimtricos ms utilizados son: recubrimiento de la muestra con parafina e inmersin en agua, saturacin de la muestra e inmersin en el lquido saturante, inmersin de la muestra en mercurio. b.) Mtodos volumtricosMtodo del picnmetro de mercurio: Consiste en determinar el volumen de un picnmetro lleno con mercurio hasta una seal. Luego se coloca la muestra y se inyecta mercurio hasta la seal; la diferencia entre los dos volmenes de mercurio representa el volumen total de la muestra.Mtodo de inmersin de una muestra saturada: Consiste en determinar el desplazamiento volumtrico que ocurre al sumergir la muestra en un recipiente que contiene el mismo lquido empleado en la saturacin.Mtodo de desplazamiento con mercurio: Consiste en determinar el volumen total de muestras cuando se encuentran bien cementadas. Determinacin del volumen de los granos: En estos mtodos se utilizan muestras consolidadas y se le extraen los fluidos con un solvente que posteriormente se evapora.

Los principales mtodos utilizados son:a.) Mtodo de Melcher- Nuting: Consiste en determinar el volumen total de la muestra y posteriormente triturarla hasta eliminar el volumen de espacios vacos y determinar el volumen de los granos.

b.) Mtodo del porosmetro de Steven: Es un medidor del volumen efectivo de los granos. El porosmetro consta de una cmara de muestra que puede ser aislada de la presin atmosfrica y cuyo volumen se conoce con precisin. El ncleo se coloca en la cmara, se hace un vaco parcial por la manipulacin del recipiente de mercurio, con esto se logra que el aire salga de la muestra y es expandido en el sistema y medido a la presin atmosfrica. La diferencia entre el volumen de la cmara y el aire extrado es el volumen efectivo de los granos.

c.) Densidad promedio de los granos: Tomando la densidad del cuarzo (2.65gr/cc) como valor promedio de la densidad del grano, el volumen de los granos puede ser determinado con el peso de la muestra entre la densidad del grano. Este mtodo se utiliza en trabajos que no requieren gran exactitud.

Determinacin del volumen poroso efectivo: Todos los mtodos utilizados para determinar el volumen poroso miden el volumen poroso efectivo, y se basan en la extraccin o introduccin de fluidos en el espacio poroso. Los mtodos ms utilizados son:

a.) Mtodo de inyeccin de mercurio: Consiste en inyectar mercurio a alta presin en los poros de la muestra. El volumen de mercurio inyectado representa el volumen poroso efectivo de la muestra.

b.) Mtodo del porosmetro de helio: Su funcionamiento est basado en la Ley de Boyle, donde un volumen conocido de helio (contenido en una celda de referencia) es lentamente presurizado y luego expandido isotrmicamente en un volumen vaco desconocido. Despus de la expansin, la presin de equilibrio resultante estar dada `por la magnitud del volumen desconocido; esta presin es medida. Usando dicho valor y la ley de Boyle, se calcula el volumen desconocido, el cual representa el volumen poroso de la muestra.

c.) Mtodo de saturacin de Barnes: Este mtodo consiste en saturar una muestra limpia y seca con un fluido de densidad conocida y determinar el volumen poroso por ganancia en peso de la muestra.

A nivel de la industriaLa porosidad de una roca puede ser determinada a travs de mediciones de uno, o una combinacin de varios, de los siguientes perfiles radioactivos: Registro snico: el perfil snico mide el tiempo de transito tlog (en microsegundos) que tarda una onda acstica compresional en viajar a travs de un pie de la formacin, por un camino paralelo a la pared del pozo. La velocidad del sonido en formaciones sedimentarias depende principalmente del material que constituye la matriz de la roca (arenisca, lutita, etc.) y de la distribucin de la porosidad.

Registro de densidad: este tipo de perfil responde a la densidad de electrones del material en la formacin. La porosidad se obtiene a partir de los valores de densidad de formaciones limpias y saturadas de lquidos. Para poder determinar la porosidad utilizando un perfil de densidad es necesario conocer la densidad de la matriz y la densidad del fluido que satura la formacin.

Registro neutrn: este perfil responde a la presencia de tomos de hidrgeno. Debido a que la cantidad de hidrgeno por unidad de volumen contenido en el agua y en el petrleo es muy similar, la respuesta de este registro corresponde bsicamente a una medida de la porosidad. Debido a que este tipo de registro responde a la presencia de tomos de hidrgeno, estos tambin pueden provenir de aquellos tomos combinados qumicamente con los minerales que conforman la matriz de la roca. El perfil lleva generalmente una escala en unidades de porosidad basado en una matriz calcrea o de arenisca.

Los valores de porosidad aparente pueden ser ledos directamente de cualquier registro neutrn, siempre sujetos a ciertas suposiciones y correcciones. Algunos efectos, como la litologa, el contenido de arcilla, y la cantidad y tipo de hidrocarburo, pueden ser reconocidos y corregidos utilizando informacin adicional extrada de registros snicos y/o de densidad. Una vez estimada la suficiente informacin puntual de porosidad, deben prepararse mapas de isoporosidad, los cuales junto con otros mapas de otras propiedades de roca, presin, etc. Permiten la escogencia de nuevos pozos a ser perforados, el control de avances de fluidos, etc., es decir, un efectivo manejo de la explotacin del yacimiento para un ptimo recobro econmico.

6. Cules son los tipos de rocas que poseen mayor porosidad y por qu razn?Las rocas sedimentarias detrticas (materiales detrticos). Estas tienen siempre una porosidad elevada adquirida en el mismo proceso de sedimentacin, siendo mayor en los depsitos arcillosos que en los de mayor tamao de grano (arenas y gravas). Las areniscas naturales pueden alcanzar porosidades de alrededor del 50% si no estn compactados, por lo que pueden albergar una gran cantidad de agua, petrleo o gas. Las arcillas naturales pueden superar el 80% de porosidad pero en general se comportan como materiales impermeables porque los espacios entre los granos son muy pequeos y el agua queda retenida y no puede fluir a travs de ellos.El tamao de los clastos, que compone este tipo de roca, incide en el valor de la porosidad, cuanto mejor sea la seleccin de tamao (cuanto ms homogneo sea el depsito) ms porosas sern, puesto que en caso contrario las partculas ms pequeas ocupan parte de los poros. Las rocas ms porosas son las arenas bien seleccionadas, con granos redondeados de tamao similar.

De acuerdo con los valores se suelen considerar las siguientes clases (Archie, 1952; Sander, 1967):

porosidad muy baja: menor de 4 % porosidad baja: de 4 a 8 % (valor medio alrededor de 6 %), porosidad media: de 8 a 16 % (valor medio alrededor de 10 %), porosidad alta: de16 a 32 % (valor medio alrededor de 20 % ), porosidad muy alta: mayor de 32 %.

Como la porosidad es una medida de la capacidad de almacenamiento de la roca, la calidad de la roca yacimiento puede ser determinada en funcin a la porosidad,

Tabla 1. Calidad de la roca en funcin a la porosidad

7. Por qu la porosidad es un parmetro geofsico con caracterstica fractal?.Porque como propiedad fsica, se trata de una propiedad elemental y tambin fundamental de las rocas causada mediante agentes naturales. En medios fisurados, la porosidad es debida a fisuras, de esto su caracterstica fractal. Las fisuras se consideran discontinuidades de la fase slida En el estudio de las caractersticas fsicas de las rocas, podemos encontrar dos tipos de porosidad: la intergranular y la de fractura. Ambas revelan cualidades de tipo fractal (que su superficie o rea posee un valor fijo, pero su permetro o longitud es infinito, es decir que no posee lmites) ya que las fracturas se encuentran estrechamente relacionadas al proceso de fragmentacin, mientras que en la Naturaleza nos encontramos con sistemas rocosos conformados por granos de roca, con dimensiones variadas.La importancia del estudio de representaciones fractales, es que puede ser utilizado como modelo de flujo en un medio poroso con una distribucin fractal de porosidad.

8. Por qu la porosidad es una propiedad que varia con el tiempo? Explique.La porosidad como propiedad de las rocas vara con el tiempo a lo largo de una formacin rocosa, por un proceso geolgico o artificial subsiguiente a la depositacin de sedimentos. La variacin de espacios vacos depende de ciertos factores que inciden directamente en la magnitud de sta como la compactacin por efecto de la capa suprayacente, material cementante, tamao y distribucin de los granos, uniformidad, entre otros. Puede ser debida a la solucin o fractura (artificial o natural) o cuando una roca se convierte en otra (caliza a dolomita). Puede ser resultado de un proceso geolgico (diagnesis y catagnesis) que tom lugar despus de la depositacin de los sedimentos. La magnitud, forma, tamao e interconexin de los poros podra no tener relacin directa de la forma de las partculas sedimentarias originales. En consecuencia, los pozos en diferentes lugares de un reservorio pueden tener gran diferencia de nivel de produccin y una determinada roca puede presentar variaciones de porosidad a travs del tiempo correspondientes bien sea a distintos procesos, a distintas generaciones o, frecuentemente, a ambos hechos.

9. Cul es el rol importante que juega la presin de sobrecarga sobre la porosidad?La presin de sobrecarga no es constante y depende de factores como la profundidad, naturaleza de la estructura, consolidacin de la formacin, tiempo geolgico, entre otros. La profundidad de la formacin es la consideracin ms importante, y un valor tpico de presin de sobrecarga es aproximadamente 1 lpc por pie de profundidad.

El peso de sobrecarga simplemente aplica una fuerza compresiva al yacimiento que tiende a reducir el espacio poroso. La compactacin tiende a cerrar los espacios vacos forzando as al fluido a salir hacas zonas de baja presin.

La presin en el espacio poroso de la roca normalmente no se acerca a la presin de sobrecarga. Una presin de poro tpica, comnmente referida como la presin del yacimiento, es aproximadamente 0.5 lpc por pie de profundidad, asumiendo que el yacimiento es suficientemente consolidado as la presin de sobrecarga no se transmite a los fluidos en el espacio poroso.

La diferencia de presin entre la presin de sobrecarga y la presin interna de poro es referida como la presin de sobrecarga efectiva. Durante operaciones de reduccin de presin, la presin interna del poro decrece, por lo tanto, la presin de sobrecarga efectiva aumenta. Este incremento origina los siguientes efectos:

Reduccin 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.

10. Explique los tipos de presiones de poro o de formacin y como se puede realizar su correcta estimacin.La presin de poro (PP) es la presin del fluido entrampado en el medio poroso. Tpicamente la prediccin de la PP emplea la definicin del esfuerzo efectivo de Terzaghi que relaciona el esfuerzo total (esfuerzos vertical y horizontal de compresin debido a la carga gravitacional y el empuje lateral), el esfuerzo efectivo (accin combinada de todos los contactos grano a grano) y la PP mediante la siguiente ecuacin:

S =+ PP

Donde S es el esfuerzo total;es el esfuerzo efectivo y PP es la presin de poro. El esfuerzo vertical total S se obtiene a partir de la sobrepresin (Overburden), que es el peso combinado de los sedimentos y los fluidos confinados. El registro de densidad o de densidad-snico pueden emplearse para determinar la sobrepresin por integracin directa. Muchos mtodos de prediccin de la PP emplean el esfuerzo vertical efectivo (diferencia entre la PP y la sobrepresin) como una aproximacin para el esfuerzo efectivo medio.

Gradientes de sobrepresin, de PP y de esfuerzo efectivo

La prediccin de la PP es un proceso integral en la planificacin de los pozos as como tambin en la evaluacin geolgica de una trampa potencial. Las predicciones estn basadas principalmente en una combinacin de datos remotos, tales como ssmica y el modelo geolgico, y el anlisis cercano al pozo mediante registros. Adicionalmente pueden haber slo algunas medidas de las presiones de poro locales (por ejemplo, pruebas de presin tales como RFT/MDTs o pruebas de produccin tales como DSTs) para calibrar tales estimaciones.

11. Si observaras una roca por un microscopio. Cules serian tus impresiones? Realice un dibujo demostrativo y explique.

Ver su composicin y estructura. Observar la enorme cantidad de granos que la conforma, unidos entre todos mediante el material cementante que la consolida, as como tambin esos pequeos espacios existentes entre grano y grano.

La imagen representa una muestra de roca observada microscpicamente. Los tonos blancos representan los espacios libre de material. Unos conectados y otros no. El color gris representa el material cementante de la roca que une a los pequeos granos. Los pequeos puntos representan los granos de la roca.

12. Para qu es necesario calcular la porosidad no efectiva? demuestre su respuesta.

Para efectos de anlisis ingenieriles, no es de mayor relevancia el clculo de la porosidad residual o no efectiva, sin embargo, su valor aporta un conocimiento exhaustivo de las proporciones del medio poroso; Constituyendo un parmetro que usualmente se compara con la porosidad efectiva, la cual representa el mayor inters para las estimaciones de petrleo y gas en sitio, as como las zonas donde los hidrocarburos presentan una mayor movilidad.

13. Qu significa tener una buena porosidad relativa al petrleo? Qu nos indica?

La porosidad representa una propiedad fsica de la roca que simplemente constituye la capacidad de almacenamiento de hidrocarburos en el yacimiento, por tanto, no est vinculada en referencia a un tipo de fluido en especfico (petrleo), por consiguiente, no existe la llamada porosidad relativa al petrleo, sin embargo, en la industria se maneja el trmino de permeabilidad relativa al petrleo que representa realmente un factor de gran importancia en el estudio integrado de yacimientos.

14. Enuncie la clasificacin de la porosidad en arenas consolidadas (segn Levorsen).

En general, una apreciacin cualitativa para areniscas consolidadas de la porosidad, puede ser expresada de la forma siguiente (Levorsen, 1956):

Despreciable < 5% Pobre 5% < < 10% Mediana 10% < < 15% Buena 15% < < 20% Muy buena > 20%

15. Cul es el comportamiento del paso de flujos multifsicos a travs del medio poroso?

Cuando varias fases de fluidos estn fluyendo en el medio poroso, el comportamiento es bastante complejo, pero en general, depende de la saturacin de cada fluido presente en el medio poroso. La composicin del sistema tiene un gran efecto en el tipo de yacimiento.

Para efectos de clculos y anlisis, es necesario introducir en la ley de Darcy el concepto de permeabilidad efectiva de cada fase y las propiedades fsicas asociadas con cada una de ellas.

Por ejemplo, para el clculo de la tasa de flujo en un sistema radial:

Donde (o,g,w) representan los fluidos: petrleo, gas y agua respectivamente.

Las permeabilidades efectivas pueden expresarse en trminos de las permeabilidades relativas y de la permeabilidad absoluta, de la siguiente manera:

16. Explique cmo ser la porosidad en una fractura y en que beneficia a la planificacin y produccin de hidrocarburos.La porosidad por fractura es originada en rocas sometidas a varias acciones de diastrofismo. Constituye el espacio vaco entre las paredes de una grieta o fisura.

Todas las rocas son fracturables en mayor o menor grado, as que todo movimiento de la corteza terrestre, desde un plegamiento intenso hasta el asentamiento suave, tiende a fracturarlas.

Las fracturas tambin contribuyen a la generacin de porosidad secundaria. Despus de producirse la deposicin de sedimentos y originarse la roca, esta se puede encontrar sometida a procesos geolgicos de deformacin originados por actividades tectnicas que pueden generar fisuras o desplazamiento de los granos que conforman la matriz de la roca. Estas fracturas originan un aumento en el volumen de espacios que pueden contener fluidos, lo que se traduce en un aumento en la porosidad.

Su estudio es notablemente complejo, ya que resultan difciles de observar, sensibles a la creacin de artefactos durante la preparacin o toma de las muestras, y cuando se trata de muestras procedentes de zonas profundas pueden depender del estado tensional del macizo.

A pesar de la baja porosidad que suponen, las fisuras tienen gran importancia en el comportamiento mecnico de las rocas; en este sentido, valores de porosidad superiores al 1 % pueden considerarse elevados, y aunque la porosidad por fracturas, incluso en el mejor de los casos, cae por debajo de los mximos alcanzados por la roca almacn de areniscas y carbonatos, puede ser suficiente para la acumulacin de hidrocarburos en cantidades comerciales.

17. Cmo afecta la heterogeneidad del yacimiento al desplazamiento o movilizacin de los fluidos desde el yacimiento al pozo

La homogeneidad de un yacimiento es una caracterstica difcil de esperar. Los yacimientos son cuerpos originados durante largos procesos geolgicos donde actan diversos ambientes depositacionales tanto en tiempo como en espacio. Como resultado de subsecuentes reorganizaciones fsicas y qumicas, como compactacin, solucin, dolomitizacin y cementacin, las caractersticas del yacimiento son variables. As la heterogeneidad de un yacimiento depende en gran medida de los ambientes depositacionales y eventos subsecuentes.

Las caractersticas geolgicas de las rocas que conforman los yacimientos son extremadamente variables y presentan variaciones laterales y verticales. Estas variaciones pueden ocurrir a grandes distancias, o incluso a distancias muy cercanas.

La heterogeneidad de un yacimiento puede ser definida como la variacin de las propiedades del yacimiento en funcin del espacio. Idealmente, si el yacimiento es homogneo, la medicin de propiedades en cualquier ubicacin describe completamente la distribucin de dicha propiedad en todo el yacimiento. La descripcin de yacimientos homogneos es bastante simple. Si el yacimiento es heterogneo, las propiedades del yacimiento varan en funcin de la localizacin espacial. La estratificacin surge por el depsito alternado de rocas de diferentes tamaos de granos, por ejemplo de arenas de grano fino y de grano grueso o por el depsito alternado de sedimentos de diferente composicin. La consecuencia ms notable y dominante que afecta directamente el desplazamiento de los fluidos desde el yacimiento hasta el pozo es la variacin de permeabilidad tanto en sentido vertical como horizontal, debido a esto, para yacimientos con signos de estratificacin usualmente se maneja una permeabilidad resultante, la cual involucra la variacin (vertical y horizontal) de dicha propiedad.

18. Existeun yacimiento de petrleo en la Cuenca Oriental de Venezuela que se encuentra inicialmente saturado en el punto de burbujeo a una presin de 3000 LPC y 190F.La gravedad especficadelgas en solucines de 0,65.Los siguientes datos adicionalestambin estn disponibles: Radio de drenaje: 2979 pies Espesorpromedio =15 pies Saturacin deagua connata= 0,25 POES= 690 M (BN) Gravedad especifica del petrleo= 0.87 *Calcularla porosidad y discuta el resultado, utilizando las correlaciones correspondientes a esta regin del pas.Solucin

Datos: Estado del yacimiento: saturado Pi=pb=3000 lpc T=190F g=0,65 re=2979 h=15 pies Swc=0,25 Poes(N)=0,25 o=0,87 =?

Primeramente es necesario definir la relacin de la porosidad:

A) Anlisis: se aplicar las correlaciones de Corpoven Total para crudos del Oriente del venezolano.

Siendo:

Considerando que: ;

Boi=? por Corpoven total:

Boi=Bob

De igual forma el Rsb:

Las constantes a emplear (a,b,c,d,e,etc.) han se encuentran tabuladas en dichas correlaciones originales y sern sustituidas de manera directa.

Para la aplicacin de las correlaciones de Corpoven Total es necesario el clculo de los grados API del crudo para la eleccin de los rangos de acuerdo a las constantes tabuladas.

API=31,14 (rango para las constantes 10 <