Permeabilidad en medios porosos

1. Permeabilidad. La permeabilidad, denotada por K, es la capacidad del medio poroso para dejar pasar los fluidos a través de él. Matemáticamente se expresa por la ley de Darcy y es una medida del grado y tamaño en que los espacios porosos están interconectados. Además, es una medida de la conductividad de los fluidos y, por su analogía con los conductores de electricidad, también se define como el recíproco de la resistencia que un medio poroso ofrece al flujo de fluidos.

2. Tipos de permeabilidad. Según las fases almacenadas en el medio poroso, la permeabilidad se puede clasificar en

tres tipos, a saber:

2.1 Permeabilidad absoluta, k: Cuando existe una sola fase, la cual satura 100% el

medio poroso.

2.2 Permeabilidad efectiva, ki: Cuando existe más de una fase en el medio poroso, las cuales fluyen simultáneamente (i = petróleo, gas o agua). Esta permeabilidad es función de la saturación del fluido considerado y, como es lógico suponer, será siempre menor que la permeabilidad absoluta.

2.3 Permeabilidad relativa, kri: Se refiere a la relación entre la efectiva y la absoluta Esta permeabilidad también es función de la saturación del fluido y siempre será menor o igual a la unidad (¡= petróleo, gas o agua).

3. Factores que afectan la permeabilidad. Como la permeabilidad está estrechamente ligada con la porosidad es por eso que van a estar afectados por los mismos factores, ya que del arreglo de los poros dependerá el desplazamiento de los fluidos.

1. Tipos de Empaques: es el espaciamiento entre grano y grano y la distribución del mismo en el espacio. Para un tamaño de grano consolidado de forma esférica, la permeabilidad depende únicamente del empaque y esto a su vez tiene un efecto sobre la porosidad. Existen cuatro (4) tipos de empaques con diferentes valores de porosidad: Cúbico, Rombohedral, Ortorrómbico y Tetragonal

2. Material Cementante: formado por el cemento que une los granos entre sí. Este material ligante puede ser transportado en solución cuando los sedimentos ya estaban depositados, otras veces es producto de la disolución de los mismos sedimentos, a vez puede ocurrir que este material sea incluido mecánicamente entre los poros de la roca. Los materiales cementantes más comunes son el Sílice y carbonato de calcio, además de la Arcilla. El óxido de Hierro, bajo formas de hematinas y limonitas, es frecuentemente considerado cemento, muchas veces este reduce el número de poros haciendo disminuir la permeabilidad.

3. Geometría y Distribución de los Granos: La orientación de los granos sólidos, es sin duda más importante que la compactación. Afecta más directamente a la permeabilidad, pues los granos que constituyen a la roca, presentan variedad en su forma y tamaño, ocasionando de esta manera que los granos pequeños se

introduzcan en los espacios vacíos de los granos más grande de la roca, reduciendo de esta forma la porosidad y en consecuencia la permeabilidad. Su

acción varía en importancia según que los granos tengan o no forma alargada, lo que entraña una relación con la naturaleza mineralógica. Las mejores rocas productoras, son de una forma general, las arenas de granos finos, bien

clasificadas, limpias, es decir, desprovistas de arcillas y no cementadas, como se puede deducir, de los estudios de los factores que influyen en las propiedades físicas de los almacenes, hay arenas que, aunque alejadas del almacén ideal, pueden proporcionar una buena producción.

4. Descripción de cómo se estima las permeabilidades a través del laboratorio. Los procedimientos convencionales de análisis de laboratorio permiten determinar con gran precisión las permeabilidades usando muestras de núcleos. No obstante, sí la roca no es homogénea, el análisis completo del núcleo probablemente provea valores más aproximados que sí se examinan pequeños cortes. Estos procedimientos que se utilizan para mejorar las medidas que se obtienen en el laboratorio incluyen el corte de los núcleos en muestras a base de lodo y saturados con petróleo del yacimiento, empleando para ello un cilindro a presión. La Figura 1, presenta algunas muestras de núcleos asociadas con estos conceptos de permeabilidad. Se observa, que existen varios factores que deben ser considerados como fuentes de error al determinar la permeabilidad del yacimiento. Estos son: 1. Las muestras pueden no ser representativas, debido a la heterogeneidad del yacimiento. 2. La recuperación en el núcleo puede ser incompleta. 3. La permeabilidad del núcleo puede haberse alterado cuando se realizó el corte, o durante la preparación para realizar la prueba, cuando se limpia y Seca el núcleo. Este problema es frecuente cuando la roca contiene arcillas.

4. El proceso de muestreo es un arte, debe seleccionarse la mejor parte del núcleo. Figura 1. Muestras Representativas de diferentes medios porosos perforados

4.1 Medición de la permeabilidad absoluta Medidas Directas. a. Utilizando Gases. Las mejores medidas de la permeabilidad, al igual que las otras propiedades de la roca porosa, se hacen con núcleos de arena consolidada, cortados del yacimiento mismo en la perforación del pozo. De estos núcleos se extraen posteriormente pequeños tapones cilíndricos (formas geométricas regulares), los cuales son previamente preparados (limpieza, secado) para las posteriores pruebas. Posteriormente se hace fluir a través de él, en sistemas preparados al respecto, aire o nitrógeno generalmente, efectuándose la medida de los correspondientes parámetros que permitan aplicar la Ley de Darcy y así determinar la permeabilidad. En el caso de los gases los valores de permeabilidad deben ser ajustados al equivalente de permeabilidad de líquidos por el método de

Klinkenberg. Esta corrección no es grande y usualmente es despreciable. b. Utilizando Líquidos. La permeabilidad absoluta de un núcleo se determina haciendo fluir a través de él un líquido de viscosidad conocida cuando está saturado 100% de ese líquido. A través del núcleo seco puede hacerse fluir aire, o cualquier otro líquido (aceite, petróleo o agua) siempre que el núcleo esté saturado del mismo líquido. El agua no se usa de ordinario para hallar permeabilidad pues puede causar hinchazón de las partículas de arcilla en el núcleo y por ende reducir la permeabilidad. La permeabilidad del núcleo se calcula usando la ecuación de la Ley de Darcy.

5. Determinación de las permeabilidades mediante correlaciones. Varios autores han relacionado la porosidad del yacimiento (Ø) con la saturación irreducible de agua (Swi) suponiendo que el tipo de roca y el tamaño de los granos; no varía en la zona de interés. Esta relación se define con:

𝐶 = (𝑆𝑤𝑖)(∅) Ec.1 Donde: C: es una constante para una roca en particular que puede correlacionarse con la:

permeabilidad absoluta de la roca. Los métodos más usados son la ecuación de Timur y la ecuación de Morris y Biggs.

5.1. Ecuación de Timur Timur propuso la siguiente correlación para estimar la permeabilidad a partir de la saturación de agua connata y la porosidad.

5.2 Ecuación de Morris y Biggs Morris y Biggs presentaron las siguientes expresiones para estimar la permeabilidad

de yacimientos de petróleo y de gas: * Para un yacimiento de petróleo:*Para un yacimiento de Gas: