Saturación, Permeabilidad Relativa, Tensión Superficial e Interfacial y Presión Capilar.

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donde ( ∑ Sij * Aj )y ∑ hj van desde j = 1 hasta n.

Área SPi = ( ∑ Sij * Aj ) / ∑ Aj

donde ( ∑ Sij * Aj )y ∑ Aj van desde j = 1 hasta n.

Volumen SPi = ( ∑ Sij * Aj * hj ) / ∑ hj * Aj

donde ( ∑ Sij * Aj * hj ) y ∑ hj *Aj van desde j = 1 hasta n

FACTORES QUE AFECTAN LA SATURACIÓN

Los fluidos en el núcleo no están distribuidos como en el yacimiento, esto es debido a dos factores:

- Invasión de la formación por el filtrado de lodo (el diferencial de presión P entre la columna de lodo y la presión de la formación causa la invasión de filtrado).

El lodo se puede presentar como:

- Lodo base agua: Son aquellas en los cuales el agua es la fase continua y es el medio de suspensión de los sólidos.

La invasión ocurre cuando el filtrado es agua, la cual desplaza agua de formación y el petróleo de los alrededores del pozo.

- Lodo base petróleo: El filtrado petróleo, el cual no afectará en tal grado las saturaciones de los fluidos.

- A medida que el núcleo es traído a la superficie, la presión hidrostática disminuye. Esto incide en el núcleo detenido en la superficie, puede tener saturaciones diferentes a las originales en el yacimiento.

UTILIDAD DE LA SATURACIÓN INNATA EN LA PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO Y/O GAS

La saturación de agua innata es la información mas importante que se puede obtener del perfil eléctrico, ya que por medio de esta información se puede determinar si una formación de interés puede o no producir petróleo y gas. La saturación de agua innata determina también que zonas porosas deben incluirse como zonas productivas.

Aunque no es el único factor que decide si una formación se debe probar o no, generalmente es el factor decisivo.

IMPORTANCIA DE LA SATURACIÓN:

La saturación de los diferentes fluidos en el medio poroso es uno de los datos primordiales para la producción de petróleo y/o gas.

Una adecuada planificación previa, puede brindar datos representativos de lo que esta ocurriendo en la roca reservorio. Como ejemplo de lo dicho, puede mencionarse:

- Selección adecuada del lodo de perforación.

- Determinación de petróleo residual en zonas sometidas a perforación de inyectores en zonas ya barridas.

- En el caso de gas y condensado, como el líquido depositado suele tener una saturación inferior a la saturación crítica, con el empleo de los parámetros PVT, es posible cuantificar la saturación de petróleo en la zona de gas.

Con esto queda claro que la saturación unida a la porosidad y permeabilidad constituyen propiedades que ayudan al reconocimiento de un yacimiento.

Cuando se habla de saturada, en muchos casos se refieren a los compuestos en los que no existen enlaces dobles o triples entre los átomos de carbono de sus moléculas.

Es de saber que los hidrocarburos son compuestos constituidos por carbono o hidrógeno. De allí que se estudie esta propiedad para determinar los tipos de hidrocarburos.

DISTRIBUCIÓN DE FLUIDOS EN UN YACIMIENTO

Es el resultado de la segregación natural, producto de las diferencias de densidades en los fluidos que saturan el medio poroso.

En general se puede decir que hay tres tipos de regiones de saturación en una acumulación de petróleo o gas. Para ilustrar esto usaremos la gráfica 1: (Distribución de fluidos con profundidad en un yacimiento)

[pic 2][pic 1]

La región “saturación” es aquella donde la roca está completamente saturada con el líquido que la humedece y la presión capilar es menor que la presión inicial de desplazamiento.

Esta región esta por debajo del nivel “a” o el nivel 100% de agua, donde todos los poros grandes y pequeños están llenos de agua.

En segundo lugar, está la región funicular o zona de transición: refleja la intercomunicación más abundante entre los poros. Un pequeño aumento en la presión causa gran disminución de la saturación de agua.

Finalmente, esta la región pendular de saturación, la cual representa aquella parte de la curva de la presión capilar que es casi vertical, e indica que un gran aumento de presión causa poca disminución en la saturación. La saturación en esta región es llamada saturación irreducible y se le denomina comúnmente saturación de agua intersticial o agua connata del estrato.

DETERMINACION DE LA SATURACION

La determinación de la saturación de fluidos presentes en los diferentes estratos de un yacimiento puede realizarse de dos formas diferentes:

- Métodos directos en el laboratorio.

Para los métodos directos se tiene que la saturación de fluidos de núcleos, se determina a partir de las muestras recibidas en el laboratorio. Dichas muestras de determinado volumen se calientan a alta temperatura para removerle todo el líquido por vaporización. Los volúmenes del agua condensada y del petróleo se miden y se registran en porcentaje del volumen de poros, usando el valor de porosidad determinado en una muestra adyacente.

Estas saturaciones por lo general, tienen poco o nada de significado cuantitativo, puesto que los núcleos han sido lavados violentamente por el filtrado del lodo y además están sujetos al descenso de la presión mientras que son traídos a la superficie, pero estas (saturaciones) pueden ser de valor bajo ciertas condiciones.

Como por ejemplo las saturaciones de petróleo de núcleos que hayan sido cortados con lodo basándose en agua, no son representativas del petróleo residual por inyección de agua, pero con frecuencia puede ayudar a determinar los contactos de los fluidos en el yacimiento.

A medida que se corta el núcleo, el lavado que ocasiona el filtrado del lodo reducirá la saturación del petróleo a la residual ocasionada por la inyección