Fundamentos de la Permeabilidad y Propiedades Físicas de Rocas Reservorio

Ley de Darcy: Condiciones de Aplicabilidad

La Ley de Darcy es aplicable bajo las siguientes seis condiciones ideales:

• Flujo laminar.
• Fluido incompresible.
• Fluido newtoniano (viscosidad constante).
• Proceso isotérmico.
• Fluido monofásico.
• Altas presiones y velocidades (Nota: La aplicación estricta de Darcy requiere flujo laminar, asociado a bajas velocidades).

Propiedades de la Roca que Afectan la Permeabilidad

La permeabilidad de una roca reservorio está intrínsecamente ligada a sus características físicas. Los factores principales incluyen:

• Tamaño de grano (un menor tamaño de grano generalmente genera mayor pérdida por fricción).
• Geometría de los poros (determinada por el tamaño y la forma de los granos).
• El empaquetamiento.
• La distribución (de los poros y gargantas).
• La litificación (procesos de cementación y consolidación).

Definición de la Unidad Darcy

La unidad de permeabilidad, el darcy (D), se define de la siguiente manera:

Una roca posee una permeabilidad de 1 darcy cuando un fluido con una viscosidad de 1 centipoise (cp) se mueve a un caudal (Q) de 1 cm³/segundo a través de un área de 1 cm², bajo la aplicación de un gradiente de presión de 1 atmósfera (atm) por centímetro.

1 darcy=

Importancia de la Permeabilidad y la Porosidad

La porosidad y la permeabilidad son dos características fundamentales que deben poseer los yacimientos de hidrocarburos. La permeabilidad no puede existir si no existe la porosidad.

La porosidad determina la capacidad de almacenamiento de crudo entre los poros de la roca, mientras que la permeabilidad representa la conductividad de estos poros, esencial para la extracción eficiente del hidrocarburo.

Efecto Klinkenberg (Corrección de Deslizamiento)

El Efecto Klinkenberg se observa en la medición de permeabilidad en gases, especialmente a bajas presiones. Consiste en la aplicación de un gas (como aire o nitrógeno) a una muestra de roca testigo en laboratorio. La permeabilidad medida dependerá de la caída de presión a través de la roca, requiriendo una corrección para obtener la permeabilidad líquida equivalente, debido al fenómeno de deslizamiento molecular del gas en las paredes de los poros.

Daño a la Formación

El Daño a la Formación se define como la reducción en la capacidad de caudal de un yacimiento, producido por la disminución de la permeabilidad efectiva de la formación adyacente al pozo. Este efecto puede considerarse positivo o negativo, dependiendo del contexto operativo.

Factores Contribuyentes al Daño de Formación

Los principales factores que contribuyen a la reducción de la permeabilidad incluyen:

• Diferenciales de presiones.
• Incompatibilidad de los fluidos utilizados en operaciones (perforación, terminación o estimulación).
• Invasión de partículas (sólidos de lodo o cemento).
• Daños causados por migración de finos (arcillas).
• Precipitación orgánica (asfaltenos, parafinas) e inorgánica (sales).

Reducción y Mitigación del Daño

La reducción del daño se logra principalmente a través de estimulaciones, ya sean ácidas o hidráulicas (fracturamiento). El objetivo de estas operaciones es crear una nueva vía de alta permeabilidad o conservar la permeabilidad natural de la roca, restaurando así la capacidad de flujo.

Propiedades Físicas de la Roca Reservorio

1. Porosidad

   Propiedad que define la capacidad de almacenamiento de fluidos.

2. Permeabilidad

   Medida de la capacidad de la roca para transmitir fluidos a través de sus espacios interconectados.

3. Saturación

   Determina la cantidad relativa de hidrocarburos (o agua) presente en los poros de la roca.

4. Compresibilidad

   El cambio de volumen que una sustancia experimenta durante un cambio de presión, manteniendo la temperatura constante.

5. Tensión Interfacial (TI)

   Fuerza mecánica que existe en la superficie de contacto entre dos fluidos inmiscibles, donde las moléculas se atraen con mayor intensidad.

6. Mojabilidad

   Depende del fluido mojante, del tipo de material sólido y de las condiciones de su superficie. Define qué fluido tiende a adherirse a la superficie de la roca.

7. Tensión Superficial (TS)

   Existencia de una película superficial, constituida por una o varias capas de moléculas que actúan como una membrana elástica (aplicable a la interfaz líquido-gas).

8. Presión Capilar

   La diferencia de presión que existe entre el fluido de la fase no mojante y la fase mojante dentro de los poros.

Fenómenos de Interacción Molecular

Fuerzas Cohesivas y Tensión Superficial

Las fuerzas cohesivas son las responsables directas de la tensión superficial. Esta es la tendencia de la superficie de un líquido a resistirse a la ruptura cuando se le somete a tensión o estrés.

Unidades comunes de Tensión Superficial:

• Dina/cm
• grF/cm
• mN/m
• N/m

Adhesión

La adhesión es la atracción de moléculas de un tipo por moléculas de otro tipo. Para el agua, esta fuerza puede ser bastante fuerte, especialmente cuando las otras moléculas (como las de la roca) tienen cargas positivas o negativas.

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