Clculo de las propiedades fsicas de las rocasPorosidadSaturacin de fluidosPresin CapilarEspesorPorosidad: se define como la fraccin del volumen total de la roca que corresponde a espacios que pueden almacenar fluidos.Factores que afectan la Porosidad-Tipo de empaque.- Presencia de material cementante.- Geometra y distribucin del tamao de los granos.- Presin de las capas suprayacentes.Tipo de empaque: Arreglo Cbico , Arreglo ortorrmbico, Arreglo rombodrico.La variacin en el tamao de los granos no afecta la porosidad de la roca, siempre y cuando se mantenga el tipo de arreglo o empaque de los granosPresencia de material cementante: Los granos que conforman la matriz de la roca se encuentran unidos entre s por material cementante (slice, CaCO3 y arcilla).El cemento se forma posterior a la depositacin de los granos (por dilucin de los mismos o por transporte).Areniscas altamente cementadas presentan bajas porosidades. Lo contrario ocurre con rocas poco consolidadas. Del material cementante depender la Firmeza y compactacin de la roca.Formaciones consolidadasPoco consolidadasNo consolidadas.Geometra y distribucin del tamao de los granos: Dependiendo del ambiente de posicional, los granos que la conforman la roca presentan una determinada distribucin en su tamao. Esta variacin se conoce como escogimiento. Cuando la distribucin es homognea, la porosidad es alta. La forma de los granos tambin afecta a la porosidad. Un sistema compuesto por granos redondeados presenta una porosidad mayor que un sistema formado por granos alargados.Presin de las capas suprayacentes (Presin de sobrecarga): Con el aumento de la profundidad, la presin ejercida por la columna de sedimentos incrementa, la fuerza ejercida tiende a deformar los granos y reducir el volumen de espacios vacos, por lo tanto se origina una reduccin en la porosidad. Cuando los fluidos contenidos en el espacio poroso son producidos, la presin interna disminuye, pero la presin externa (presin de sobrecarga) permanece constante, con esto se crea un desequilibrio que origina esfuerzos que tienden a disminuir el volumen bruto y el volumen poroso de la roca (reduccin de porosidad).Procedimientos para medir la Porosidad:1. Mtodos Directos (Laboratorio)Las tcnicas de medicin en laboratorio para determinar dos de losTres parmetros bsicos de la roca:1. Volumen total2. Volumen poroso3. Volumen de los granosDeterminacin del volumen total: Medicin directa de las dimensiones de la muestra (muestras regulares). Para muestras irregulares el volumen se determina mediante el volumen de fluido desplazado por la muestra.Mtodos gravimtricos:-Recubrimiento de la muestra con parafina e inmersin en agua.- Saturacin de la muestra e inmersin en el lquido saturante.-Inmersin de la muestra seca en mercurio.Mtodos Volumtricos1. Picnmetro de Hg, se determina el volumen de un picnmetro lleno con Hg hasta una seal, se coloca la muestra y se inyecta Hg hasta la seal. La diferencia entre los dos volmenes de Hg representa el volumen de la muestra.2. Mtodo de inmersin de una muestra saturada, determina el desplazamiento volumtrico que ocurre al sumergir la muestra en un recipiente que contiene el mismo lquido empleado en la saturacin.3. El mtodo de desplazamiento con Hg es prctico para determinar el volumen total de muestras cuando se encuentran bien cementadas, de lo contrario debe emplearse el mtodo de inmersin de una muestra saturada.Determinacin del volumen de los granosUtiliza muestras consolidadas a las cuales se les extraen los fluidos con un solvente que se evapora.1. Mtodo de Melcher Nuting.Consiste en determinar el volumen total de la muestra, triturarla y determinar el volumen de los granos. 2. Porosmetro de Stevens. (Mide el volumen efectivo de los granos).Consta de una cmara de volumen conocido, aislada de la presin atmosfrica. Con el ncleo en la cmara, se hace vaco parcial (manipulacin del recipiente de mercurio), el aire que sale de la muestra es expandido en el sistema y medido a presin atmosfrica. La diferencia entre el volumen de la cmara y del aire extrado es el volumen efectivo de los granos.3. Densidad promedio de los granos. (Mide el volumen de los granos).Este mtodo se utiliza en trabajos que no requieren gran exactitud. Densidad del cuarzo 2.65 gr/cc (promedio del grano).Determinacin del volumen poroso efectivoTodos los mtodos utilizados para determinar el volumen poroso efectivo, se basan en la extraccin o introduccin de fluidos en el espacio poroso.Mtodo de inyeccin de mercurioEl volumen de Hg inyectado a alta presin en los poros de la muestra, representa el volumen poroso efectivo de la muestra. Porosmetro de helio (Basado en la Ley de Boyle) Un volumen conocido de He (contenido en una celda) es presurizado y luego expandido isotrmicamente en una celda que contiene una muestra de volumen poral desconocido. La presin de equilibrio despus de la expansin estar dada por el volumen desconocido. Usando la Ley de Boyle, se calcula el volumen desconocido, el cual representa el volumen poroso de la muestra.V2=P1*V1/P2Mtodo de Saturacin de BarnesConsiste en saturar una muestra limpia y seca con un fluido de densidad conocida. El volumen poroso est determinado por ganancia en peso de la muestra2 . Mtodos Indirectos (Registros elctricos)Las curvas resultantes de la medicin de los registros dependen de: La porosidad Litologa de la formacin Los fluidos presentes en el espacio poroso La geometra del medio poroso.Registro snico.Mide el tiempo de trnsito tlog (microsegundos) que tarda una onda acstica 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 puede depender de: El material que constituye la matriz de la roca (arenisca, lutita, etc.) La distribucin de la porosidad.Ecuacin de tiempo promedio de Wyllie, utilizada para determinar larelacin entre la porosidad y el tiempo de trnsito.Propuesta luego de experimentos para formaciones limpias yconsolidadas con pequeos poros distribuidos de manera uniforme.

Mtodos Indirectos (Registro densidad)Responde a la densidad de electrones del material en la formacin. La porosidad se obtiene a partir de valores de densidad de formaciones limpias y saturadas con lquidos. Es necesario conocer la densidad de la matriz y la densidad del fluido que satura la formacin.

Mtodos Indirectos (Registro neutrn)Este perfil responde a la presencia de tomos de H2 en la formacin. La cantidadde H2 por unidad de volumen contenido en el agua y en el petrleo es muy similar.Las porosidades obtenidas tanto del perfil de densidad como del neutrn,salvo los errores por litologa, son porosidades totales.

Porosidad primariaPorosidad intercristalina (Microporosidad). Muchos de stos poros son sub-capilares, menores de 0.002 mm de dimetro.Porosidad Integranular. Es el espacio vaco entre granos (espacios intersticiales en cualquier tipo de roca) Los espacios porales generalmente tienen un dimetro mayor de 0.5 mm.Planos estratificados. Se debe a la concentracin de espacios vacos paralelos a los planos de estratificacin.Porosidad primariaEspacios Sedimentarios Miscelneos. Se debe a:1. Espacios vacos resultantes de la depositacin de fragmentos detrticos de fsiles2. Espacios vacos resultantes del empaquetamiento de oolitas3. Espacios cavernosos de tamao irregular y variable formados durante el tiempo de depositacin4. Espacios creados por organismos vivos en el momento de la depositacin.

Porosidad secundariaSe origina por procesos naturales o artificiales posteriores a la depositacin de los sedimentos.Dolomitizacin. Ocurre cuando el Ca de las rocas carbonticas (calizas) es deplazado por el Mg disuelto en agua.Disolucin. Originada mediante una reaccin qumica entre los fluidos que saturan el medio poroso y la matriz de la roca.Fracturas. Procesos geolgicos de deformacin, generan fisuras o desplazamiento de los granos que conforman la matriz de la roca. Las fracturas generan un aumento en la porosidad (espacios que pueden contener fluidos).Segn la comunicacin de sus porosEl material cementante puede sellar algunos poros de la roca, aislndolos del resto del volumen poroso.Porosidad total o absoluta. Se define como la fraccin del volumen poral total respecto al volumen total de la roca. Porosidad interconectada o efectiva. Se define como la fraccin del volumen de los espacios comunicados entre s respecto al volumen total.Porosidad no interconectada. Es la fraccin del volumen de espacios que no estn comunicados entre s respecto al volumen de la roca. Para el ingeniero de reservorios la porosidad de mayor importancia es la efectiva, debido a que esta representa el volumen de espacios de la roca que puede estar ocupado por fluidos movibles.

Compresibilidad de FormacinLa presin de sobrecarga (1 psi/pie) aplica una fuerza compresiva al reservorio. La presin en el espacio poroso de la roca es (0.45 psi/pie); debido a que la presin de sobrecarga no se transmite a los fluidos en el espacio poroso (roca consolidada)Presin de sobrecarga efectiva. Diferencia de presin entre la presin de sobrecarga y la presin interna de poro. Durante la produccin, la presin de sobrecarga efectiva aumenta debido a que la presin interna de poro decrece. Esto origina la reduccin del espacio poroso debido a:Reduccin del volumen de la roca.Aumento del volumen de los granos.La compresibilidad generalmente decrece con:1. Incremento de la porosidad2. Incremento de la presin de sobrecarga efectivaCompresibilidad de Formacinse define como: el cambio de volumen causado por una variacin de presin.Compresibilidad de la matriz roca (Cr).temperatura constanteCompresibilidad de los poros (Cp). Cf es usado para describir la compresibilidad total de la formacin. Las compresibilidades tpicas de las rocas reservorio se encuentran en el rango de 3 a 30 x 10-6 psi-1.

Valores promedio de CfArena consolidada 4 5 x10-6 lpc-1Calizas 5 6 x10-6 lpc-1Arenas semiconsolidadas 20 x10-6 lpc-1Arenas no consolidadas 30 x10-6 lpc-1Arenas altamente no consolidadas 100 x10-6 lpc-1

Saturacin de agua connata (Swc)Saturacin de agua existente en el reservorio al momento del descubrimiento.La Swc es considerada inmvil; sin embargo al inyectar agua en un reservorio, el agua producida (Primera instancia) tiene composicin diferente a la inyectada, lo que indica que el agua connata es desplazada por la inyectada.Saturacin residual (Sxr)Saturacin de una fase que queda en el reservorio despus de un proceso de desplazamiento (en la zona barrida).Sor = saturacin Residual de petrleoSgr = saturacin Residual de gasSwr = saturacin Residual de aguaSaturacin Crtica (Sxc)Es la mnima saturacin requerida para que una fase pueda moverse en el Reservorio.Soc = saturacin Crtica de petrleoSgc = saturacin Crtica de gasSwc = saturacin Crtica de aguaSaturacin de agua irreductible (Swirr)Es la mxima saturacin de agua que permanece como fase discontinua dentro del medio poroso.Procedimientos para determinar la SwMtodos Directos (Laboratorio)Mediante la extraccin de fluidos de una muestra de roca provenientedel reservorio (ncleo).Son mtodos directos: Mtodo de la retorta Destilacin con el procedimiento modificado ASTM Centrifugacin de fluidos.Esta medicin debe hacerse conjuntamente con las mediciones de porosidad y permeabilidad (1 muestra cada 25 / 30 cm).Con fluidos de perforacin base agua, todas las saturaciones resultan alteradas, excepto en zonas de petrleo residual, Sor puede resultar de inters en la evaluacin de eficiencias de barrido. En casquetes de gas, puede ser de inters la evaluacin de la Sor en la corona.

Espesor Bruto (Gross pay)Espesor desde la cima de la formacin de inters hasta un lmite vertical determinado por un nivel de agua o por un cambio de formacin. El espesor bruto es considerado como la distancia vertical desde el tope hasta el fondo de la arena (A menos que la formacin tenga alto buzamiento).

Espesor neto (net pay)

Resulta de restar al espesor total las porciones que no tienen posibilidades de producir hidrocarburos. Se define mediante los siguientes criterios:Lmite ms bajo de porosidad y permeabilidad, para eliminar las capas arcillosas con baja porosidad y permeabilidad.Lmite ms alto de Sw, para eliminar las capas con altas saturacionesde agua .Se usan registros elctricos para la determinacin de topes formacionales, contactos aguapetrleo, evaluacin de porosidad, permeabilidad, saturacin de fluidos, temperatura, tipo de formacin e identificacin de minerales. Se usan tambin anlisis de ncleos. Si toda la formacin es productiva, Hneto = Hbruto. Algunas veces se usa una relacin neta/bruta (net to gross ratio) para obtener el net pay.