Tensión Interfacial (σ )

Una propiedad de la interfaz entre dos fases inmiscibles. Cuando ambas fases son líquidas se denomina tensión interfacial: cuando una de las fases es el aire se denomina tensión superficial. La tensión interfacial es la energía de Gibbs por unidad de área de interfaz a temperatura y presión fijas. La tensión interfacial se produce porque una molécula cerca de una interfaz tiene interacciones moleculares diferentes de una molécula equivalente dentro del fluido estándar. Las moléculas surfactantes se sitúan preferentemente en la interfaz y por lo tanto disminuyen la tensión interfacial

Presion capilar

Se define como la diferencia de presión a través de la interfase que separa dos fluidos inmiscibles, cuando se ponen en contacto en un medio poroso.

Viscosidad

Una propiedad de los fluidos y las lechadas que indica su resistencia al flujo, definida como la relación entre el esfuerzo cortante y la velocidad de corte. La viscosidad puede expresarse matemáticamente como sigue: Poise es la unidad de la viscosidad, equivalente a dina-s/cm². Como un poise representa una viscosidad alta se utiliza 1/100 poise, o un centipoise (cp), para las mediciones de lodos. Un centipoise equivale a un milipascal-segundo. La viscosidad debe tener una velocidad de corte indicada o entendida para ser significativa. La medición de la temperatura también debe estar indicada o entendida.

Compresibilidad

La compresibilidad de cualquier material (sólido, líquido o gaseoso) para un intervalo de producción dado y a una temperatura dada es el cambio de volumen por unidad de volumen inicial, causado por una variación de presión que ocurre en el material en cuestión. Viene dada por la siguiente ecuación:

C= -1/V (dV/dP)

Donde:

C = Compresibilidad en el intervalo de presión de P1 a P2.

V = Volumen a la presión P1.

dV/dP = Cambio de volumen por unidad de cambio de presión de P1 a P2.

Saturacion

La saturación de una formación es la fracción del volumen poroso que ocupa un fluido. Con base en este concepto, la saturación del agua se define como la fracción o porcentaje del volumen poroso que contiene agua de formación.
Cuando existe sólo agua en los poros, la formación tiene una saturación de agua del 100%.

Si se toma como símbolo de la saturación la letra “S”, entonces para denotar la saturación de un líquido o fluido en particular se utilizan subíndices en la literal “S”, como se muestra en los siguientes ejemplos:
Sw = Saturación de agua
So = Saturación de aceite
La saturación de petróleo o gas es la fracción del volumen poroso que los contiene. De este modo, la suma de todas las saturaciones de una determinada roca del yacimiento debe ser igual al 100%.
Por lo anterior, algunas teorías sobre el origen del petróleo sostienen que antes de la migración del mismo, los poros de los yacimientos se encontraban ocupados totalmente por agua, parte de la cual fue desplazada al llegar los hidrocarburos, debido a esto en la generalidad de los yacimientos los poros están ocupados por los fluidos: agua, aceite y/o gas.

Tortuosidad

La tortuosidad(T) es la relación entre la longitud del tubo capilar equivalente al medio poroso (Lc) y la longitud del medio poroso(L).

T= (Lc/L)al cuadrado

Lc= Distancia promedio recorrida por el flujo
L = Longitud entre dos superficies donde ocurre el flujo

Mojabilidad

Mojabilidad (θ) que se  define como la preferencia  de una roca a  ser embebida por un determinado fluido, hecho que determina el  comportamiento del  petróleo o del agua a  lo largo de  la  historia de  producción de un yacimiento. Ángulo medido  a través de la fase mojante que conforma  la interfase agua/aceite en contacto con la superficie sólida.

Permeabilidad

La  permeabilidad  (k)  de  una  roca  se  define  como  su  conductividad  a  los  fluidos  o  a  la  facultad  que  esta posee  para  permitir  que  los  fluidos  se  muevan  a  través  de  los  poros  intercomunicados.  Si  los  poros  no están  conectados,  no  existe  permeabilidad;  por  consiguiente,  es  de  esperar  que  exista  una  relación  entre  la permeabilidad  de  un  medio  y  la  porosidad  efectiva. La  permeabilidad  se  ve  afectada  por    la  presión  de  sobre  carga;    el  tamaño,  acomodo  y  forma  de  los granos;  la  distribución  de  los  mismos  de  acuerdo  con  el  tamaño  y  el  grado  de  cementación  y consolidación. Existen  tres  tipos  de  permeabilidad: Absoluta  o  específica.  Es  la  conductividad  de  una  roca  a  un  fluido  cuando  esta  se  encuentra  saturada  al 100  %  de  dicho  fluido.  La  k  del  medio  poroso  debe  ser  la  misma  para  cualquier  líquido  que  no  reaccione con  la  roca  y  que  la  sature  al  100%. Efectiva.  Es  la  conductividad  de  una  roca  a  una  fase  cuando  dos  o  mas  fases  se  encuentran  presentes, también  se  mide  en  Darcys.  Cuando  dos  o  mas  fases  están  fluyendo  simultáneamente  en  el  medio  poroso permeable,  la  permeabilidad  efectiva  de  una  fase  dada  es  menor  que  la  permeabilidad  absoluta  y  está  en función  de  la  saturación  de  la  fase.  Conforme  a  lo  anterior  y  considerando  que  un  medio  puede  estar saturado  por  aceite,  gas  y  agua;  ko,  kg,  y  kw  representan  las  permeabilidades  efectivas  del  aceite,  gas  y   agua,  respectivamente. Permeabilidad  relativa.  Es  la  razón  entre  la  permeabilidad  efectiva  y  una  permeabilidad  base.  Se  pueden utilizar  diferentes  bases,  dependiendo  de  los  cálculos. Una  característica    de  la  permeabilidad  es  que  es  una  cantidad  direccional  expresada  mediante  un  tensor  y que  con  frecuencia  muestra  anisotropía,  la  cual  se  debe  a  la  orientación  y  alineación  de  los  granos,  la presencia  de  arcillas  u  horizontes  limosos.  Desde  el  punto  de  vista  del  concepto  de  integración  se  requiere de  un  entendimiento  profundo  de  las  implicaciones  estáticas  y  dinámicas  de  la  permeabilidad.
Mediciones  de  la  permeabilidad.
A.  Análisis  de  núcleos.
B.  Registros.
C.  Pruebas  de  pozo.  
D.  Correlaciones  Empíricas.
a.  Relaciones  Porosidad-Permeabilidad.
b.  Regresiones  Lineales  Múltiples.
c.  Ecuaciones  empíricas.
E.  Redes  Neuronales.

Porosidad

La  porosidad  (ø)  se  define  como  la  relación  del  volumen  de  espacio  poroso  y  el  volumen  neto  de  la  roca del  yacimiento.  Es  un  parámetro  adimensional  y  se  puede  expresar  en  fracción  o  por  ciento. La  porosidad  puede  ser  un  parámetro  difícil  de  cuantificar,  ya  que  el  volumen  poroso  es  a  menudo  una  red compleja  de  espacios  de  diferentes  formas,  dimensiones  y  origen.  Como  consecuencia  de  esta complejidad,  se  pueden  considerar  diferentes  sistemas  de  clasificación. Una  clasificación  general  y  simple  del  sistema  poroso  se  basa  en  el  proceso  genético  responsable  de  la formación  de  la  porosidad.  Desde  este  punto  de  vista,  podemos  distinguir  2  tipos  fundamentales  de porosidad,  primaria  y  secundaria. La  porosidad  primaria  es  la  porosidad  original  preservada  en  los  sedimentos  después  de  la  depositación  y de  la  compactación  inicial.  Es  fuertemente  dependiente  de  las  características  de  los  sedimentos  (tamaño  de grano,  forma  y  clasificación)  y  tiende  a  decrecer  con  el  tiempo  y  profundidad  del  sepultamiento. La  porosidad  secundaria  se  relaciona  a  los  esfuerzos  tectónicos  que  afectaron  los  sedimentos  después  del sepultamiento  y/o  la  circulación  de  aguas  subterráneas.  Los  procesos  de  formación  tienden  a  generar fracturas  mientras  que  los  últimos  son  responsables  de  la  disolución,  depositación,  recristalización  y procesos  de  dolomitización  que  afectan  la  roca  del  yacimiento  después  de la depositacion.
Otra  forma  simple  y  común  de  clasificar  la  porosidad  hace  uso  del  concepto  de  poros  aislados,  lo  cual permite  la  distinción  entre  la  porosidad  total  y  la  interconectada  o  efectiva.  La  descripción  y  la cuantificación  de  la  porosidad  es  una  etapa  muy  importante  en  los  procesos  de  caracterización. Medición  de  la  porosidad. A.  Mediciones  en  núcleos. B.  Interpretación  de  registros. Herramientas  sónicas.   Herramienta  de  densidad.   Herramienta  de  neutrones.   Resonancia  magnética  nuclear.