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 Sistema Roca - Fluido
- Tensión Interfaccial: Es la fuerza por unidad de longitud que existe entre dos fluidos inmiscibles, la tensión interfaccial actúa para mantener el área interfaccial a un valor mínimo, comúnmente es medida en dinas o milidinas.


-Presión Capilar: Es la diferencia de presión atraves de la interface que separa dos fluidos inmiscibles, cuando se ponen en contacto en un medio poroso.
Pc=Pnm - Pm
Pnm= Presión Capilar de fase mojante.
Pm= Presión Capilar de fase No Mojante.


-Saturación: Es el Porcentaje del espacio poroso de una roca ocupada por un fluido y generalmente esta centuada porcentualmente.
S= Vf / Vp Vf= Volumen del Fluido Vp= Volumen Poroso


-Humectabilidad: Se define Como el Angulo de contacto que lo fluidos forman en la superficie solida de la superficie de la matriz.


-Tortuosidad: Es el indicador de desviación que exhibe el sistema físico real del poro respecto a un sistema equivalente de tubos capilares. La desviación obtenida en la comparación real e ideal.


-Razón de Movilividad: Se conoce como el cociente de las relaciones de viscosidad y permeabilidad de un fluido desplazante a un fluido o con respecto a un fluido desplazado.



Propiedades de la Roca y los Fluidos
Yacimiento: Es una acumulación de hidrocarburos que posee ciertas características adecuadas; que deben ser estudiada para realizar una explotación económicamente rentable.
Es una estructura porosa y permeable que contiene hidrocarburos en cantidades comerciales explotables, para esto debe existir condiciones geológicas necesarias: Debe existir una trampa, una roca madre y migración del hidrocarburo.
Clasificación de los Yacimientos
*Según los criterios Geológicos:
- Estratigráficos: Lentes de Arena, Cambio de Facies, Calizas o Dolomitas.
- Estructurales: Fracturas en Calizas, Fallas, Anticlinales, Semiclinales, Domo.
- Según el Estado de Fluido: Petróleo negro o sub-saturado, condesado de gas, gas.

* Según el mecanismo de Producción Natural:

- Expansión de roca Fluido.
- Por gas en Solución.
- Gravedad.
- Por Capa de Gas.
- Por Empuje Hidráulico.

Propiedades de las Rocas

- Porosidad: Es el espacio vacío dentro de la roca de yacimiento que está disponible para el almacenamiento de los fluidos.
Formula: ô= Vp/Vt === (Vt-Vg)/Vt
Vt= Volumen Total. Vp=Volumen de Porosidad. Vg=Volumen de gramma.
- Existen dos tipos de Porosidad:
*Porosidad Primaria o Absoluta:
Se refiere a la porosidad que se formo en el momento en que los sedimentos del yacimiento fueron depositados.
*Porosidad Secundaria: Se Refiere al espacio creado en la roca luego de los procesos geológicos que sufre la formación después de haber sido depositado.
- Permeabilidad: Es la Capacidad que tiene la roca de permitir que los fluidos contenidos en ella fluya.
Formula: K=Q*ì *L / A*?P
Q= Caudal
- Permeabilidad Relativa: Se define como el cociente de la permeabilidad eficaz a un liquido en una saturación dada a una permeabilidad baja; la mayoría de los yacimientos poseen una permeabilidad no mayor a uno por lo que la unidad darcys es llevada a milidarceys.
K ? 1
Presión de Burbuja (Burbujeo): Es la presión en la cual un sistema que inicialmente se encontraba en estado líquido sub-saturado se encuentra ahora en fase liquida en equilibrio con una cantidad de gas infinitamente de gas libre.
Grafica:
Pi = Py Py ? Pb ==== Liberar Gas

Gas + Petróleo o Petróleo Saturado de Gas
Petróleo Sub-Saturado

Propiedades de los Fluidos

- Viscosidad: Es una propiedad de todos los fluidos y es la resistencia fluir, mostrada por un fluido. Se representa con el símbolo ì (Centipoise).
- Comprensibilidad del Petróleo:
Se representa con (Co), Es el Cambio en Volumen de Petróleo por unidad volumétrica y por cambio unitario de presión.
Co= - (V1 - V2) / V1 * (P1 - P2)
- Factor de comprensibilidad del gas: Es la razón del volumen realmente ocupado por un gas a determinada condiciones de presión y temperatura al volumen si fuera un gas perfecto o ideal. Se representa con la (Z).
Z= Vg real / Vg ideal Z= 35,35 P * Bg / T + 460
-Factor Volumétrico del Petróleo: Es el Volumen que ocupa en el yacimiento un barril normal de petróleo más u gas en solución. Se representa con (Bo)
Grafica:
(Bo) ==== (By / Bn) Bo= Vo yac / Vo CN Vo yac= Volumen del Yacimiento
Vo CN= Volumen en Condiciones Normales

Pi > Pb


Factor Volumétrico de Gas (Bg): Es el volumen ocupado en el yacimiento por un gas en un pie cubico (ft3) (Pie3) en relación como gas libre. Se Representa con la letra (Bg).
Grafica:
(B yac / pen)
Bg= Vg libre yac / Vg libre CN
Pi > Pb


Factor Volumétrico Total (Bt): Es el Volumen en barriles que ocupa a condiciones de yacimientos un barril normal de petróleo más su gas en solución y en gas libre.
Bt = B yac / BN Grafica
Bt=Bo Cy + Vg Libre Cy / Vo CN
Vocy === Volumen de Hidrocarburo Cy
Vg libre Cy ===Volumen de gas libre
Vo CN === Volumen de Hidrocarburo CN

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