Definición:
Para poder contener fluidos, una roca debe tener espacios vacios, es por ésto que desde el punto de vista de la Ingeniería de Yacimientos, una de las propiedades más importantes de la roca es la porosidad, una medida del espacio disponible para el almacenamiento de fluidos. Se define como la relación que existe entre el espacio disponible en la roca y el volumen total de la roca, como se muestra en la figura
Permeabilidad (k)
Definición:
La permeabilidad es una propiedad del medio poroso que mide le capacidad y habilidad de la formación para transmitir fluidos, como se ve en la figura 2.3. Esta propiedad de la roca es muy importante ya que controla el movimiento: dirección y gasto de flujo de los fluidos en la formación. A diferencia de la porosidad, que es una propiedad estática, la permeabilidad es una propiedad de flujo (dinámica).
Compresibilidad (C)
Definición:
Se puede definir como la capacidad que tiene un material para reducir su volumen al aplicársele una presión determinada a temperatura constante.
Saturación de fluidos (Sf)
Definición:
Otro factor importante en la Ingeniería de Yacimientos, y particularmente en la caracterización de yacimientos, es el contenido de hidrocarburos, por lo que surge la necesidad de conocer la saturación que existe de los fluidos en el yacimiento.
La saturación cuantifica la cantidad de fluidos que se encuentran contenidos en el espacio poroso, en otras palabras, la distribución que se tiene en el espacio poroso de los tres fluidos propios de un yacimiento, que son: agua, aceite y gas. De ahí que la saturación inicial definida como la fracción del espacio poroso ocupado por aceite, gas o agua, sea la clave para la determinación de las reservas iniciales.
La saturación se puede definir como la fracción, o porcentaje, del volumen de poros ocupado por un fluido en particular que puede ser agua, gas o aceite.
Tensión Interfacial (σ)
Como se mencionó en el capítulo anterior, un yacimiento petrolero contiene tres fluidos: agua, gas y aceite a diferentes saturaciones y distribuciones. Cuando se tiene un sistema con un solo fluido se considera que sólo un tipo de fuerzas se encuentra actuando entre la roca y el fluido, por lo que no es muy complejo su estudio. En el caso de un sistema que contiene varios fluidos es muy importante el estudio de las fuerzas actuantes, ya que no solo es un tipo de fuerzas, son al menos tres fuerzas actuando, que son las de la interacción entre los fluidos y entre los fluidos con la roca, estas fuerzas son las que fundamentan propiedades del sistema roca-fluidos, como la tensión interfacial.
Definición:
Los fluidos presentes en el yacimiento son inmiscibles a las condiciones del subsuelo (presión y temperatura altas). Cuando estos fluidos se encuentran en contacto, están separados por una interfaz gas-aceite, gas-agua y aceite-agua. A esta interfaz se le denomina tensión interfacial o tensión superficial, dependiendo de los fluidos en contacto. Cuando se refiere al contacto o fuerzas superficiales que existen entre un gas y un líquido se usa el término tensión superficial, y cuando se considera el contacto entre dos líquidos inmiscibles, el término utilizado es el de tensión interfacial.
Mojabilidad (W)
En la caracterización de yacimientos, se estudian por separado las características principales de la roca y de los fluidos presentes en ella, pero es el resultado de la interacción que existe entre la roca y los fluidos, llamado sistema roca-fluido, lo que realmente es la clave para poder producirlos, es por esto que la mojabilidad es un parámetro que se tiene que estudiar con detenimiento.
La mojabilidad es un parámetro que está en función de todas las fuerzas combinadas actuando en el sistema roca- fluido del yacimiento y su determinación es fundamental, ya que esta tiene una fuerte influencia en muchas otras características, como son: la distribución de fluidos en el yacimiento, la presión capilar y la permeabilidad relativa, por consiguiente la mojabilidad tiene un gran impacto en la producción de hidrocarburos.
Definición:
La mojabilidad se puede definir como la tendencia que tiene un fluido a esparcirse sobre la superficie de un sólido, en presencia de otro fluido.
Presión Capilar
Definición:
El fenómeno de capilaridad ocurre en el medio poroso por las dimensiones capilares que tienen los poros.
Cuando dos fluidos inmiscibles se encuentran en contacto en el medio poroso, existe una diferencia de presiones entre los dos fluidos, esta diferencia está muy relacionada a la curvatura de la interfaz que separa a los fluidos.
La diferencia que existe entre las presiones de los fluidos se denomina presión capilar y usualmente se denota con . En un yacimiento petrolero, las fuerzas capilares se producen por la combinación de diversos efectos como las tensiones interfacial y superficial, el tamaño de poro y su geometría y la mojabilidad existente en el sistema.
Viscosidad (μ)
Definición:
La viscosidad se puede definir como la resistencia a fluir que caracteriza a un fluido, y se expresa en poises, es un parámetro característico de los fluidos, que determina el flujo de fluidos en el medio poroso, la tendencia a fluir varía dependiendo del tipo de fluido.
Tortuosidad (τ)
Definición:
Cuando los fluidos son producidos viajan a través de la roca del yacimiento al pozo, o sea, desde un punto de mayor energía hasta uno de menor energía. La ruta por la que viajan los fluidos dentro del medio poroso dista mucho de ser un camino recto, la geometría del espacio poroso lo hace sinuoso o curvilíneo. La propiedad de la roca que refleja la complejidad de esta trayectoria es la tortuosidad.
La tortuosidad considera la longitud real de la trayectoria desde un punto A a un punto B y la relación a una línea recta entre los dos puntos mencionados.
