intrproducción a la ing. de yacimientos y porosidad

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Universidad De OrienteNúcleo De MonagasEscuela De Petróleo

Propiedades De Las Rocas Y Fluidos

Profesor: Asistente:Henry Martínez Maiker Blanco

Maturín, Noviembre 2006

Introducción



Al descubrir el petróleo como fuente de energía, este

sustituye al carbón y se convierte en el principal impulsor

del desarrollo económico industrial. A partir de esto el

hombre comenzó a preocuparse por su obtención y de allí se desplegaron una gran cantidad de ciencias relacionadas

a la explotación del crudo, entre estas tenemos La

Ingeniería de Yacimientos, la cual se encarga de estudiar el

lugar el lugar donde el petróleo se encuentra acumulado, de

los factores que influyen en el comportamiento del mismo y

de cómo se pueden manejar estos desde el yacimientohasta la superficie para obtener una alto índice de

productividad.

Para los ingenieros de petróleo los hidrocarburos son

los compuestos de mayor interés en cualquiera de los

estados de la materia en la cual ellos se presentan como

sólido, semi-sólido, líquido, y gaseoso. Estos se mueven o

migran desde la roca generadora, hasta una roca

yacimiento, proceso que se conoce como migración; y va a

depender de algunas propiedades básicas de las rocas y los

efectos de estas en la distribución de los fluidos.

Las propiedades básicas de las rocas son la porosidad

y la permeabilidad, que miden respectivamente la

capacidad de almacenamiento y la facilidad con que dejan

fluir a los fluidos, otras propiedades se obtienen de



relaciones empíricas así como también el grado de

hidratación de la roca.

De igual forma se debe acotar el esclarecimiento delproblema de las escasas recuperaciones de petróleo y gas,

en arenas de baja permeabilidad con alta saturación de

agua connata, se introdujo el concepto de saturación de

agua, petróleo y gas como porcentaje del espacio total de la

roca porosa en el yacimiento

Reseña Histórica De La Ingeniería De Yacimiento

La ciencia de la ingeniería de yacimientos petrolíferos a

surgido en los últimos 20 años como una rama altamente

técnica y definida de ingeniería de petróleo.

Anteriormente, los ingenieros de petróleo consideraron

las relaciones entre el gas y la energía y reconocieron la

necesidad de dar una información más exacta de las

condiciones físicas existentes en los pozos y yacimientos.

Hoy en día, son comunes las enormes inversiones en

facilidades y personal para la recuperación del petróleo y

gas basada en estudios de yacimiento y predicciones del

comportamiento de los mismos. Una de las más

sobresalientes aplicaciones de la ingeniería de yacimientos



es la recuperación secundaria de importantes cantidades de

petróleo en campos abandonados o considerados agotados.

A través de métodos de investigación, la ingeniería deyacimiento se convirtió en una rama eficaz bien definida de

la ingeniería de petróleo. Además puede definirse como la

aplicación de principios científicos a los problemas de

drenaje que surgen durante el desarrollo y la producción de

gas y petróleo.

Otro adelanto fue el reconocimiento y medición de la

saturación del agua innata o connata, donde las

saturaciones son inherentes a la formación la cual queda

formando parte del espacio poroso después de la

acumulación del petróleo o gas, esto contribuyo a

esclarecer el problema de las escasas recuperaciones de

petróleo y gas en arenas de baja permeabilidad con alta

saturación de agua connata e introdujo el concepto de

saturaciones de agua, petróleo y gas como porcentaje del

espacio poroso total de las rocas del yacimiento.

Las herramientas del ingeniero de yacimiento son las

geologías del subsuelo, las matemáticas aplicadas y las

leyes fundamentales de física y química que controlan el

comportamiento de los estados líquidos y gaseosos del



petróleo crudo, gas natural y agua que se encuentra en la

roca del yacimiento.

1. Ingeniería De Yacimiento

De acuerdo a las definiciones hechas por Craft y

Hawkins y Jones-Parra se puede definir la ingeniería de

yacimiento como una rama de la ingeniería de petróleo q

aplica principios científicos y técnicos ara explicar el

comportamiento de yacimientos de hidrocarburos,solucionar problemas de drenaje y estimar sus condiciones

futuras. Su orientación principal es hacia la recuperación de

la mayor parte posible del petróleo en el yacimiento con el

menor costo de producción.

Estudia la energía y presión del yacimiento como

indicadora de la fuerza utilizable para transportar los

hidrocarburos y el agua desde el yacimiento hasta la

superficie.

Por otra parte, se debe tener un adecuado

conocimiento del yacimiento para poder definirlo y evaluarlo

como función fundamental, es decir:

Definir: es determinar el área total, espesor,

inclinación, límites y condiciones de deposición geológica.



Evaluar: es determinar las propiedades físicas de las

rocas y de los fluidos que contiene y su variación a través

del yacimiento, localización de heterogeneidades, barreras,

entre otros; que puedan afectar el fluido.

1.1 Objetivos finales de la ingeniería de

yacimiento:

• Estimar las reservas o volumen de crudo

recuperable.

• Predecir el comportamiento del yacimiento.

1.2 Aplicaciones de la ingeniería de

yacimiento•Establecer los índices de probabilidad.

• Calcular los hidrocarburos en sitio reserva de

petróleo y/o gas originalmente en sitio, GOES y

POES.

•Adquisición, procesamiento e interpretación de

datos.

•Seguimiento, control y evaluación del

comportamiento del yacimiento durante sus etapas

de vida productiva (primaria, secundaria y terciaria).



•Calcular las reservas y la extracción en relación

con el nivel de energía, con los desplazamientos de

los hidrocarburos y el agua en el yacimiento y con

efectos capilares.• Tipifica y clasifica los yacimientos según: el tipo de

porosidad (ínter granular, fracturas naturales e

inducidas), las relaciones de las fases (saturados,

subsaturados, volátiles y condensados de gas) en

función de la presión y temperatura, y según el

empuje el cual puede ser: gas en solución,segregación gravitacional, expansión del casquete

de gas o del acuífero, compactación.

• Interpretación de gráficos acerca del

comportamiento del yacimiento para hacer un

diagnóstico rápido, para aplicar la ecuación de

influjo en el pozo para las condiciones de flujo en los

estados semi-estables y estables.

•Aplica las técnicas de análisis de incremento y

disminución de la presión.

•Estudia el flujo real del gas; el desplazamiento de,

sustancias inmiscibles, bajo condiciones de flujo

agregado y de fluidos en los yacimientos

estratificados y por otra parte barridos horizontal y

vertical y zona de transición capilar.

• Se aplica a modelos de recuperación adicional

(secundario y mejorado).



• Análisis e investigaciones que requieren de

laboratorios especializados.

• Seguimiento, control y evaluación de

comportamientos del yacimiento durante sus etapasde vida productiva ( primaria, secundaria y terciaria ).

• Simula numéricamente el comportamiento

histórico y práctico del o los yacimientos, dividiendo

en sistemas de bloque utilizando técnicas de

computación.

Finalmente la participación de tantas disciplinas como

sean necesarias para el estudio de un yacimiento

dependerá:

Tamaño del yacimiento.

Importancia de la acumulación petrolífera. Complejidad de los estudios.

2. Perfil Del Ingeniero De Yacimiento

Es aquel que toma un número limitado de datos,

agrega suposiciones y obtiene ilimitadas conclusiones. Sumeta es suministrar hechos, información y conocimientos

necesarios para controlar las operaciones y obtener la

máxima recuperación posible de un yacimiento, a una tasa

de producción adecuada y sin causar daños ambientales.



El ingeniero de petróleo especializado en esta rama

deberá tener conocimientos fundamentales de: las

propiedades de las rocas y los fluidos, mecánica de losfluidos en los medios porosos y entender el comportamiento

de los yacimientos cuando se le extraen o se inyectan

fluidos en el mismo; además de habilidades para trabajar en

equipo con profesionales de otras disciplinas como:

Geología, Química, Geofísica, entre otras. Todo esto con la

finalidad de extraer con la mayor eficiencia posible loshidrocarburos del yacimiento.

Otras herramientas:

Geología del subsuelo; para poder caracterizar el

yacimiento.

Matemáticas aplicadas.

Leyes fundamentales de la física y la química, que

controlan el comportamiento de los estados líquidos y

gaseosos del petróleo, gas natural y agua, que se

encuentran en la roca del yacimiento.

3. Rocas

Es una asociación de una o varios minerales naturales,

es de carácter inorgánico, heterogénea, de composición

química variable y sin forma geométrica definida, que se

origina como resultado de un proceso geológico definido.



3.1 Tipos De Rocas

• Rocas ígneas: son rocas que se originan por la

solidificación y consolidación del magma. El magmaque no sale a la superficie experimenta a grandes

profundidades enfriamiento lento, dando origen a

grandes masas rocosas. Las rocas ígneas se clasifican

en: intrusivas y extrusivas.

• Rocas metamórficas: son las originadas por procesos

externos sobre rocas preexistentes, que experimentancambios químicas y físicos, debido a cambios de

presión y temperatura. Estos procesos se denominan

metamorfismo y pueden ser de contacto y regional.

• Rocas sedimentarías: son aquellas que se originan a

partir de los sedimentos provenientes de la

meteorización y erosión de rocas preexistentes. El

proceso mediante el cual se acumulan los fragmentos

de rocas, es la sedimentación, y aquel a través del cual

estos sedimentos se transformas en rocas

sedimentarías es la mitificación. No sufren alteraciones

causadas por el intenso calor o presiones elevadas, por

lo tanto, son de tipo asociados a depósitos de

hidrocarburos.

4. Petróleo



Es una mezcla natural de distintos hidrocarburos

sólidos, líquidos y gaseosos y también de ciertas impurezas.

En latín petroleum significa “aceite de roca” y considerar el

petróleo como un hidrocarburo implica que se trata de unacombinación química compuesta de carbono e hidrógeno

acumulado en formaciones porosas que han sido cubiertas

por capas impermeables de rocas de la corteza terrestre.

4.1 Origen Del Petróleo

Existen dos teorías acerca de su origen: orgánica e

inorgánica.

Según la teoría orgánica, desde hace millones de años,

los mares y océanos estaban habitados por crustáceos,

moluscos, pequeños peces y plancton. Al morir se depositan

en los fondos oceánicos, donde se mezclan y son cubiertos

por sedimentos finos junto con restos vegetales llevados por

los ríos desde los continentes.

A través del tiempo, los restos orgánicos y sedimentos

arcillosos son materia capaz de convertirse en petróleo y a

su vez formar las cuencas sedimentarias.

Por la acción de las bacterias y las altas temperaturas

y presiones existentes en la tierra, los restos orgánicos se

transforman originando una mezcla llamada kerogeno, que



forma parte de rocas sedimentarias arcillosas conocidas

también como rocas madres. Con el pasar de millones de

años este keroseno se transforma en petróleo y en otros

hidrocarburos. En la actualidad hay regiones en el mundodonde se están formando hidrocarburos.

La teoría inorgánica sostiene el mismo proceso de

formación de las cuencas, pero explica la aparición de

petróleo en esta, como el resultado de reacciones químicas

entre diferentes elementos y compuestos, tales como elcalcio, azufre y agua caliente.

Esta teoría es poco aceptada ya que la cantidad de

estos elementos existentes en la tierra, no son suficientes

para haber producido las grandes cantidades actuales de

petróleo.

Luego de formado la roca madre, el petróleo se movió

a la roca almacén, donde es encontrado actualmente; estas

rocas se caracterizan por ser porosas formando pliegues y

fallas en donde queda el petróleo atrapado, produciéndose

yacimientos.



Figura Nº 1

4.2 Entrampamiento De Hidrocarburos

4.2.1 La Fuente

Productora de hidrocarburos se considera

generalmente que la materia orgánica depositada

simultáneamente con las partículas de roca, que

generalmente son lutitas. La materia es transformada

en hidrocarburos por varios factores (bacterias, presión



y temperatura) que luego son expulsados a medida

que continúa la deposición y la compactación.

4.2.2 La trampaEs la condición geológica que permite la acumulación

de hidrocarburos.

Figura Nº 2

Las trampas pueden ser:

4.2.2.1 Estructural

La roca del yacimiento tiene por tapa una roca

impermeable y la geometría de su configuración permite

que la acumulación de hidrocarburos ocurra en la parte

superior más alta. Estas están formadas por deformacionesde las estructuras del medio rocoso, entre estas existen:

Anticlinal, domo y plegamiento.



Figura Nº 3

4.2.2.2 Estratigráfica

Una trampa estratigráfica resulta de la pérdida depermeabilidad y porosidad en la misma roca que es el

yacimiento. Perdida de permeabilidad generalmente esta

asociada con cambios en el tipo de roca.

Figura Nº 4

4.2.2.3 Combinada



Muchos yacimientos de petróleo y/o gas se consideran

constituidos por combinaciones de trampas. Ello significa

que tanto el aspecto estructural como los cambios

estratigráficos en el estrato que forma el yacimiento,influenciaron el entrampamiento de los hidrocarburos.

Figura Nº 5

4.2.3 El Sello

Para que exista cualquier tipo de trampa efectiva se

requiere un sello o roca impermeable que la recubra. La

roca impermeable puede estar cubriendo la parte superior

del yacimiento como en el caso de un anticlinal o el



yacimiento puede estar entrecortado como en el caso de un

domo salino.

5. Yacimiento

Es la parte de una trampa que contiene petróleo, gas o

ambos como un solo sistema hidráulico conectado a muchos

yacimientos de hidrocarburos se hayan conectados

hidráulicamente a rocas llenas con aguas denominadas

acuíferos, también muchos yacimientos se hayanlocalizados en grandes cuencas sedimentarias y comparten

un acuífero común. En este caso, la producción de fluido de

un yacimiento causa la disminución de presión en otros por

la intercomunicación que existe a través del acuífero. En

ciertos casos, la trampa contiene petróleo y gas y en este

caso, la trampa y el yacimiento son uno mismo.

En los últimos yacimientos de petróleo existen tres (3)

fuerzas de acción: las fuerzas hidrodinámicas, las fuerzas

gravitacionales y las fuerzas interfaciales. Estas fuerzas

determinan la distribución y movimiento de los tres (3)

fluidos que se encuentran en los yacimientos: Petróleo, gas

y agua. La capacidad de estas fuerzas para afectar el

comportamiento de los fluidos depende de una serie de

factores, siendo la máxima importancia las propiedades de



los fluidos y de las rocas que los contiene y los volúmenes

relativos de cada fluido que se encuentra en la roca.

La magnitud de las fuerzas depende en parte de laspropiedades de los fluidos. Las fuerzas hidrodinámicas

dependen de la viscosidad de los fluidos y de su

comportamiento volumétrico a las diferentes presiones a las

cuales se somete en el proceso de producción. Por su parte,

las fuerzas gravitacionales actúan según la densidad de los

fluidos y las fuerzas interfaciales según su tensióninterfacial. En las propiedades de las rocas actúan las

fuerzas hidrodinámicas de acuerdo con la permeabilidad,

porosidad y la uniformidad de la roca.

Figura Nº 6

5.1 Clasificación De Los Yacimientos.



5.1.2 Según el criterio geológico

• Estratigráficos: están constituidos por partículas

en su mayoría de cuarzo y se pueden presentar enforma cementada, lentes de arena, cambios de

fases, calizas, dolomitas porosas, sellos asfálticos y

cambios de permeabilidad.

• Estructurales: contienen considerablemente

calcita (calizas, dolomitas), formándose una roca

impermeable. Fracturas en calizas, discordancias,fallas de areniscas, anticlinales, sinclinales y domos

salinos.

• Combinación de ambos.

5.1.3 Según el número de fases originalmente

presentes

• Cuando se habla de yacimiento de hidrocarburos se

refiere a cualquier yacimiento, ya sea que produzca

dos fases, líquida y gaseosa o que produzca una sola

fase. A la fase líquida se le denomino petróleo líquido o

condensado dependiendo de su composición, el

condensado contiene principalmente hidrocarburos

medianos coincidiendo muchas veces con una gasolina

natural. A la fase gaseosa se le denomino gas natural.

• Cuando en el yacimiento se tiene solo fase líquida, en

la gran mayoría de los casos, existe gas disuelto (en



solución) por lo tanto se produce petróleo crudo y gas

natural. Estos yacimientos se les nombra petróleo no

saturado.

• Cuando se tienen las dos fases en el yacimiento, estaes la zona de petróleo y la capa de gas, la producción

contiene gas natural libre, gas en solución y petróleo

crudo. A este tipo de yacimiento se le denomino

petróleo saturado.

El gas natural, bien sea en solución o libre, que se

encuentran en yacimientos petrolíferos, se denomina gasasociado.

Los yacimientos de petróleo no saturados y saturados

pueden ser identificados por medio de la presión, por

encima de la presión de burbujeo tenemos los no saturados

y por debajo los saturados.

5.1.4 Según comunicación con acuífero

• Yacimientos volumétricos: son aquellos en los

cuales el volumen ocupado originalmente por el

petróleo permanece constante, la tasa de

producción y la presión del yacimiento disminuye

progresivamente hasta su mínima expresión. El

gas presente en el yacimiento, sea libre o en

solución, y las fuerzas gravitacionales representan

el origen de la energía expulsora.



• Yacimientos hidráulicos: son aquellos en los

cuales el volumen ocupado originalmente por el

petróleo es reducido por incursión del borde de

agua de un acuífero existente, con tan suficienterapidez como para mantener mas o menos

constante la tasa de producción de los pozos y la

presión del yacimiento. La intrusión y la expansión

del agua representan el origen de la energía

expulsiva.

5.1.4 Según tipo de fluido

• Yacimientos de gas.

• Yacimientos de condensado.

• Yacimientos de petróleo liviano.• Yacimientos de petróleo mediano.

• Yacimientos de petróleo pesado.

• Yacimientos de petróleo extra-pesado.

• Yacimientos de petróleo bítumen.

5.1.5 De acuerdo con los volúmenes de gas opetróleo que contienen los yacimientos

• Yacimientos de petróleo: en este el petróleo es el

producto dominante y el gas esta como producto

secundario disuelto en cantidades que dependen de la



presión y la temperatura del yacimiento. Reciben el

nombre de yacimientos saturados cuando el petróleo

no acepta más gas en solución bajo las condiciones de

presión y temperatura existentes, lo que ocasiona quecualquier exceso de gas se desplace hacia la parte

superior de la estructura, lo que forma una capa de gas

sobre el petróleo. En yacimientos de petróleo no

saturados también se desarrolla la capa de gas por los

vapores que se desprenden en el yacimiento al

descender la presión. La mayor parte del gas naturalproducido en Venezuela hoy en día, proviene de

yacimientos de gas en solución.

Figura Nº 7

• Yacimientos de gas-petróleo: son aquellasacumulaciones de petróleo que tiene una capa de gas

en la parte más alta de la trampa. La presión ejercida

por la capa de gas sobre el petróleo es uno de los

mecanismos que contribuyen al flujo natural del



petróleo hacia la superficie a través de los pozos.

Cuando baja la presión y el petróleo ya no puede subir

espontáneamente, puede inyectarse gas desde la

superficie a la capa de gas del yacimiento,aumentando la presión y recuperando volúmenes

adicionales de petróleo.

Figura Nº 8

• Yacimientos de condensado: en estos yacimientoslos hidrocarburos se encuentran en estado gaseoso,

por características específicas de presión, temperatura

y composición. El gas esta mezclado con otros

hidrocarburos líquidos, se dice que se halla en estado

saturado. Este tipo de gas recibe el nombre de gas

húmedo. Durante la producción del yacimiento, lapresión disminuye y permite que el gas se condense

en petróleo líquido, el cual al unirse en forma de

película a las paredes de los poros queda atrapado y



no puede ser extraído. Esto puede evitarse inyectando

gas a fin de mantener la presión del yacimiento.

• Yacimientos de Gas seco: en estos el Gas es el

producto principal. Son yacimientos que contienenhidrocarburos en su fase gaseosa, pero al producirlos

no se forman líquidos por los cambios de presión y

temperatura. El gas se genera gracias a un proceso de

expansión, parecido al que ocurre en las bombonas,

donde la cantidad de gas esta relacionada con la

presión del envase.

Figura Nº 9

• Yacimientos de gas asociado: el gas que se

produce en los yacimientos de petróleo, de gas-

petróleo y de condensado, reciben el nombre de gas

asociado, debido a que se produce conjuntamente con

hidrocarburos líquidos. El gas que se genera en los



yacimientos de gas seco se denomina gas no asociado

o gas libre y sus partes líquidas son mínimas.

Figura Nº 10

5.1.6 Según el mecanismo de producción

Los mecanismos de producción son los procesos

mediante el cual los fluidos del yacimiento son movidos a

través del medio poroso hacia el fondo del pozo. Entre los

que se pueden nombrar:

• Empuje hidráulico: resulta de la expansión del agua

de un acuífero adyacente al yacimiento, su efectividad

depende de dos parámetros:

• Tamaño del acuífero.

• Permeabilidad de la roca del yacimiento.



Cuando ocurre una intrusión de agua en un yacimiento

petrolífero en forma natural o artificial, el petróleo es

desplazado delante del agua formando un frente siempreque las condiciones de saturación de fluidos sean

favorables. Una intrusión de agua en forma natural y en

cantidad suficiente puede ocurrir únicamente en el

yacimiento con un acuífero de suficiente extensión para que

el agua pueda reemplazar volumétricamente al petróleo

producido.

La sustitución de petróleo por agua proveniente de un

acuífero puede ocurrir bajo la influencia de varios factores,

que operan individualmente o en combinación. Estos son:

expansión volumétrica como resultado de la reducción en la

presión del yacimiento, flujo hidráulico como resultado de

la infiltración en los afloramientos de las rocas reservorios o

inyección artificial de agua dentro de la zona petrolífera.

Tomando en cuenta que la comprensibilidad del agua

es pequeña, se requieren varias unidades de volumen de

agua para que una unidad de volumen sea desplazada del

yacimiento por reemplazo volumétrico y además que

acuíferos de gran tamaño sean necesarios para un efectivo

empuje hidráulico. Igualmente se requiere una



permeabilidad adecuada para que exista una rápida

comunicación entre yacimiento y acuífero.

Los factores de recobro están entre 40 y 80%. Secaracterizan por los siguientes hechos:

• Rápida declinación en la presión inicialmente, pero

esta se hace cada vez menor con la producción.

• La tasa de producción de petróleo disminuye

lentamente pero en forma continua y a su vez laproducción de agua aumenta.

• La relación gas- petróleo es relativamente cercana al

valor de la razón gas disuelto- petróleo,

correspondiente a la presión inicial del yacimiento.

• La producción de agua aparece relativamente

temprano, principalmente los pozos más cercanos alcontacto agua- petróleo.

Este mecanismo debe ser considerado cuando este

presente una zona de petróleo una porción de roca con alta

saturación de agua. Esta porción de yacimiento percibe el

nombre de acuífero.

A medida que transcurre la explotación del yacimiento

y su presión se va reduciendo, al igual que todos los otros

fluidos, el agua presente en el acuífero se va expandiendo.



Esta expansión producirá un desplazamiento de los

hidrocarburos hacia los pozos de producción. Este efecto se

mantiene hasta que la capacidad expansiva del volumen de

agua contenido en el acuífero se agote.

• Empuje por gas en solución

• Ocurre por la expansión del gas disuelto que salede la solución cuando disminuye la presión.

• Predomina cuando no hay otras fuentes naturales

de energía como un acuífero o capa de gas.

• Factor de recobro de crudo bajo (alrededor de

25%), excepto si el efecto gravitacional es de

importancia. Sus principales indicadores son:

Rápida declinación de la presión y de la tasa

de producción.

La relación gas petróleo (RGP), se eleva

rápidamente por cierto periodo luego baja

nuevamente.

En términos generales se puede decir que es el

mecanismo de producción más corriente y que



generalmente contribuye con la producción de la mayor

parte de los fluidos.

• Empuje por gravedad: Este es característico deyacimientos que presentan un alto grado de

buzamiento. Esto favorece el flujo en contra corriente

mediante el cual el gas migra hacia la parte alta de la

estructura y el petróleo hacia la parte de abajo, por

razones de diferencia de densidad. En este tipo de

yacimientos es frecuente la formación de una capa degas secundaria.

• Empuje por expansión de los fluidos: Este

mecanismo está presente en todos los yacimientos,

pero es mas importante en yacimientos donde la

presión es mayor que la presión de burbujeo y por lo

tanto, los componentes de los hidrocarburos se

encuentran en fase líquida, yacimientos subsaturados.

Cuando se perfora un pozo en un yacimiento la

producción de líquidos favorecen una reducción de

presiones que a su vez genera una expansión del

petróleo y del agua del yacimiento. Conjuntamente

ocurrirá una reducción de peso de estratos

suprayacentes y reducirá la presión en los poros

debido a la producción de los fluidos.



• Empuje combinado: Los mecanismos de producción

en la mayoría de los yacimientos son una combinación

de los mencionados anteriormente. Estos pueden estar

activos en forma simultánea, o en forma secuencialsiendo importante su determinación para la

optimización de la explotación del yacimiento.

• Empuje por compactación: Este esta presente en

todos los yacimientos, ocurre debido a la disminución

del volumen poroso del yacimiento a consecuencia delpeso de las rocas suprayacentes, creando un

diferencial de presión entre la presión a la cual están

los fluidos entre los poros de la formación y la presión

ejercida por el peso de las rocas suprayacentes.

5.2 Características De Los Yacimientos

• La porosidad de la roca: Que indica el

porcentaje de capacidad de almacenamiento del

volumen total de la roca.

• La permeabilidad de la roca: Que representa la

facilidad con que los fluidos se desplazan a través

del medio poroso. No obstante, es importante

apreciar que no existe una determinada relación

de proporcionalidad ni correlación matemática



alguna entre porosidad y permeabilidad, ésta

depende de factores como; la deposición, la

sedimentación, compactación y homogeneidad o

heterogeneidad de los sedimentos, y es medida enDarcy; mientras que la porosidad es la medida de

almacenamiento de la roca y depende de los

espacios insterticiales.

• Para que los hidrocarburos permanezcan

contenidos en el yacimiento: Las capas yestratos sub-adyacentes de los estratos que lo

cobijan deben ser impermeables.

• El volumen total del yacimiento: se estima

tomando en consideración su espesor promedio y

su extensión.

• La presencia de hidrocarburos in-situ: Dado

por el porcentaje de saturación.

• Presión del yacimiento: Es muy importante la

presión del yacimiento porque esta induce al

movimiento del petróleo, desde los confines del

yacimiento hacia los pozos y desde el fondo de

estos a la superficie. De la magnitud de la presión

depende si el fluido fluye naturalmente con fuerza



hasta la superficie, o si, por el contrario, la presión

es solamente suficiente para que el petróleo llegue

hasta cierto nivel en el pozo. Cuando se da este

caso entonces se recurre a la extracción delpetróleo del pozo por medios mecánicos.

A medida que el pozo produce, hay disminución de

presión. En el transcurso de la vida productiva del pozo o el

yacimiento en general, se llega a un límite económico de

productividad, que plantea ciertas alternativas. Se puedeintentar reestablecer la presión y mantenerla por inyección

de gas y/o agua al yacimiento; con fines de proteger su vida

productiva y aumentar el porcentaje de extracción de

petróleo del yacimiento económicamente. O se pueden

abandonar pozos y sus yacimientos en su totalidad.

La presión de un yacimiento se deriva del mismo

proceso geológico que formo el petróleo, del yacimiento que

lo contiene y de fuerzas, como las sobrecargas que

representan las formaciones sub-adyacentes y/o dinámica

sub-adyacente que puede ser factor importante en la

expulsión de petróleo hacia los pozos. De igual manera, el

gas en solución en el petróleo, representa una fuerza

especial para el flujo del petróleo a través del medio poroso.



• Temperatura del yacimiento: En la práctica, se

toman medidas de temperatura en los pozos para

tener una idea del gradiente de temperatura,

generalmente se expresa en 1º C, por cierto intervaloconstante de profundidad. Mientras mayor sea la

profundidad del yacimiento mayor será la

temperatura. Si el gradiente de presión es de 1ºC por

cada 30 metros de profundidad, se tendrá para un

caso hipotético a 1500 metros una temperatura de

50ºC por encima de la temperatura ambiental.

5.3 ¿CÓMO SE PUEDE ENCONTRAR UN YACIMIENTO?

Cuando hay probabilidades de que en subsuelo existan

acumulaciones de petróleo o gas natural, se sigue una serie

de pasos, con la finalidad de ubicar el sitio con mayoresposibilidades de comprobarlas y posteriormente de

extraerlas. El principal trabajo del geólogo consiste en

descubrir las condiciones bajo las cuales se acumulan en

gas y el petróleo; para ello recurre a diferentes métodos de

exploración, siendo los más importantes:

• Métodos Geológicos: Consisten en estudiar lasrocas superficiales buscando indicaciones directa

como menes o manaderos de petróleo, asfalta y gas;

y aplicar la geología de superficie para verificar la

existencia de rocas asociadas al origen y



almacenamiento de hidrocarburos, e interpretar la

existen de trampas en el suelo mediante la

observación y medición de sus efectos en el terreno.

Con este fin también se utilizan las fotografías aéreas.

Los estudios de geología de superficie requieren un

levantamiento topográfico previo con el cual se obtiene un

mapa de relieve. Sobre este mapa, los geólogos grafican los

datos adquiridos y a partir de éstos interpretan el subsuelo

y sus posibilidades petrolíferas.

Figura Nº 11

• Método Gravimétrico: Mide las variaciones de lafuerza gravitacional en función de las densidades de

las rocas.

• Método Magnético: Registra las variaciones locales

del campo magnético y según esto, puede



determinarse la distribución de las rocas que

contienen diferentes propiedades magnéticas.

• Método Sísmico de Reflexión: Mide las

propiedades de las rocas para transmitir las ondasacústicas provenientes de un detonante, las cuales

viajan más rápido en rocas duras y compactas que en

rocas blandas.

Figura Nº 12



6. PETROFÍSICA Y SUS PROPIEDADES

Estudio de las propiedades de las rocas y su relación

con los fluidos que contienen en estado estable o de flujo.

Entre sus propiedades básicas se encuentran:

6.1 PERMEABILIDAD (K )

Facultad de una roca para permitir que los fluidos se

muevan a través de la red de los poros interconectados.

6.2 SATURACIÓN (S)

Propiedad de la roca de estar impregnada de algún tipo

de fluido, con los espacios porosos llenos hasta la

capacidad.

Es así como:

SF (Saturación de fluido)

VF (Volumen de fluido)

VP (Volumen poroso)

So (Saturación del petróleo)

Vo (Volumen del petróleo)

100 xV

V S

P

F

F =

100 xV

V S

P

oo =



Sg (Saturación del gas)

Vg (Volumen del gas)

Sw (Saturación del agua)

Vw (volumen del agua)

Si tenemos presentes los tres fluidos:

6.3 POROSIDAD (φ )

La porosidad es la característica física mas conocida de

un yacimiento de petróleo. Se define como la capacidad que

tiene la roca para almacenar fluido, o bien es la medida de

almacenamiento de una roca en el espacio intersticial

(espacio sin material entre grano y grano)

Figura Nº 13

100 xV

V S

p

g

g =

100 xV

VwSw

P

=

So+Sg+Sw = 1



La recuperación total de petróleo de un yacimiento es

una función directa de la porosidad, ya que ella determina

la cantidad de petróleo presente para cualquier porcentajede saturación de petróleo dado.

Su formula matemática es la siguiente:

Donde:

VP = Volumen Poroso Entre los Granos

V T = Volumen Total

VS = Volumen Real de los Granos

La porosidad es expresada en porcentaje en vez de

fracción convencional, por esto se procede a multiplicar la

ecuación anterior por cien, obteniéndose las siguientes

ecuaciones:



6.3.1 TIPOS DE POROSIDAD

La porosidad se puede clasificar de dos formas:

6.3.1.1 De acuerdo a la comunicación de los poros:

• Porosidad absoluta o total (φ T): se considera como

el porcentaje del espacio total con respecto al volumen

total de la roca sin tener en cuenta si los poros están

interconectados entre si o no, existen casos en los queuna roca de porosidad absoluta alta no presente una

conductividad o fluidos debido a la falta de

intercomunicación de los poros. Como ejemplo: la lava,

y otras rocas ígneas con porosidad vesicular.

• Porosidad efectiva (φ E): es el porcentaje del

espacio poroso interconectados entre si con respecto

al volumen total de la roca, es decir, solo se considera

los poros intercomunicados para el calculo del volumen

poroso. Por consiguiente es una indicación de la

conductividad a fluidos aunque no una medida de ellos

necesariamente.

Realmente la porosidad que nos interesa es la

porosidad efectiva, ya que a partir de ella se podría estimar

la cantidad de gas y petróleo en sitio (GOES y POES). En

este caso la porosidad efectiva depende de muchos



factores, uno de los más importante son: empaque de los

granos, tamaño de los granos, cementación, meteorización,

lixiviación, cantidad y clases de arcillas y el estado de

hidratación de las mismas.

Solo los volúmenes de hidrocarburos almacenados en

los poros interconectados pueden ser extraídos

parcialmente del yacimiento, la diferencia entre la

porosidad efectiva y la porosidad absoluta se denomina

Porosidad residual o no efectiva.

6.3.1.2 De acuerdo al origen y el tiempo de

deposición de los estratos (geológicamente):

• Porosidad Primaria (φ 1): también llamada

porosidad intergranular es aquella que se desarrolla u

origina en el momento de la formación o deposición de

los estratos. Los poros formados de esta forma

constituyen simplemente espacios vacíos entre granos

individuales de sedimentos. Los granos de este tipo de

roca forman empaques de tipo cúbico u ortorrómbico,

ejemplo propio de ello son las rocas sedimentarias

como las areniscas (detríticas o clásticas) y calizas (no

detríticas).



• Porosidad Secundaria (φ 2): es aquella que se forma

posteriormente, debido a un proceso geológico

subsecuente a la deposición del material del estrato o

capa. Los empaques de grano que presentan las rocascon porosidad secundaria, son generalmente de tipo

rombohedral, sin embargo en rocas calcáreas es

frecuente encontrar sistema poroso de configuración

compleja. Se le conoce también como porosidad

inducida.

Este tipo de porosidad a su vez puede clasificarse

en:

Porosidad en solución: se forma por

disolución del material sólido soluble que

esta presente en algunas rocas.

Porosidad por fractura: es la que se

origina en rocas sometidas a varias acciones

de diastrofismo.

Porosidad por dolomitización: proceso

mediante el cual las calizas se forman en

dolomitas, que son más porosas.



Se puede presentar el caso que un solo yacimiento

presente los dos tipo de porosidad, estos son llamados

“Yacimientos de Doble Porosidad”

6.3.1.2.1 Diferencias entre porosidad primaria y

secundaria

Al cotejar ciertas características genéticas se

observaron algunas de gran relevancia. En primer lugar sedice que la porosidad de origen primaria, intergranular, es

posible observarlas en muestras de pequeños tamaños, esto

se debe a que este tipo de roca posee una distribución mas

o menos homogénea y un comportamiento isótropos, es

decir, que cualquier porción que se tome de la roca arroja la

misma tendencia en cuanto a volumen poroso se refiere.

Por su parte las rocas que presentan porosidad secundaria

suelen tener una distribución muy irregular que va a ser

determinada por el proceso que genero dicha porosidad, por

lo que puede existir bloques de gran tamaño absolutamente

carentes de poros separados entre sí por conductos de

mayor o menor envergadura, por lo tanto se infiere que

para el estudio de estas muestras es posible si se

consideran volúmenes grandes de roas, es decir, el

comportamiento genético de las rocas con este tipo de



porosidad es heterogéneo y anisótropos distintos en

diferentes direcciones.

6.3.2 Factores Que Afectan La Porosidad

6.3.2.1 Empaque de los granos

Dependiendo de la forma en que se agrupen los granos

en las arenas, dependerá el espacio poroso que hay en ellas

y para determinar los máximos valores de la porosidad enarenas no consolidadas, se ha llegado a la convención de

usar sistemas ideales como granos perfectamente esféricos

y de igual diámetro en los que se puede señalar los

siguientes:

• Empaque Cúbico: este tipo de empaque presenta un

arreglo de mínima compactación y por lo tanto máxima

porosidad. Los ejes de las esferas forman entre si

ángulos de 90º



El volumen del sólido (VS) lo representa las esferas y el

volumen total (V T) es representado por el volumen del cubo,

se tiene:

Sustituyendo en la ecuación de porosidad:

• Empaque Rombico u Ortogonal: las esferas en este

tipo de empaque se distribuyen formando sus ejes

ángulos de 60º en un plano y de 90º en otro plano.



De la misma manera que en el empaque cúbicorecurrimos a la formula de porosidad, en este caso el

volumen total viene dado por:

Finalmente sustituyendo:

• Empaque Tretagonal Esferoidal: los ejes de las

esferas forman en todos los sentidos ángulos de 60º



Análogamente a los ejercicios anteriores tenemos:

Sustituyendo:

• Empaque Rombohedral (Hexagonal): representa elarreglo de mayor compactación y por esto proporciona

la mínima porosidad, la cual representa un 26,0 % de

la porosidad.



En el análisis del empaque de los granos es de

particular interés el hecho de que el radio (r) se cancela y la

porosidad del empaque de esferas uniformes es una función

del empaque solamente.

Es importante destacar que mientras los empaques

eviten una mayor compactación entre grano y grano la

porosidad por consiguiente va a ser mayor, es por esto que

los empaques cúbicos brindan una mayor porosidad,alcanzando valores de 47,56%; cotejando este tipo de

empaque con el empaque rómbico se debe resaltar que

este tipo de empaque genera una mayor compactación

originando un déficit en los valores de porosidad,

análogamente se paso analizar la influencia de los

empaques tetragonales y los rombohedrales, estos

permiten una gran compactación entre los granos por lo que

los niveles de porosidad bajan significativamente.



Por otra parte el empaquetamiento de las gravas va a

depender de la homogeneidad del tamaño (el grano,

mientras esta sea más regular más regular será el

empaquetamiento y por lo tanto los poros serán mayores.Pero si la formación presenta heterogeneidad del tamaño

del grano, el empaquetamiento será irregular estando

parcialmente ocupados los poros entre los elementos

gruesos por los elementos finos, la porosidad disminuirá.

6.3.2.2 Material cementante

Las rocas poseen elementos internos que les permiten

mantenerse como tal, uno de estos elementos lo constituye

el cemento que une los granos entre si, muchas veces este

reduce el número de poros haciendo disminuir la porosidad

efectiva. Los materiales cementantes más comunes son el

sílice, el carbonato de calcio y la arcilla. Del material

cementante depende la firmeza y compactación de la roca

sedimentaria; por ello los estratos se identifica como

consolidados, poco consolidados y no consolidados y esto es

muy importante porque ello determina el tipo de

terminación del pozo (a hueco entubado, hueco abierto,

empaque con grava, entre otros.)



6.3.2.3 Geometría y distribución de los granos

La porosidad depende de las dimensiones relativas de

los granos debido a que entre menos uniforme sea unamuestra más partículas finas habrá llenando los espacios

vacíos dejados por los granos gruesos y por lo tanto se

disminuye la porosidad. Investigaciones realizadas

reconocen que los materiales que están presentes en una

arena poseen una gran variedad en su tamaño y que no

solamente el empaque, sino la angularidad y la distribucióndel tamaño de las partículas afecta la porosidad. Como

valores reales de porosidad se pueden indicar los

siguientes:

• Areniscas: poseen una porosidad comprendida entre

10 y 40% dependiendo de la naturaleza del cemento y

su estado de consolidación.

• Calizas y dolomitas: su porosidad se encuentra entre

los parámetros de 5 y 25%.

• Arcillas: ubicadas entre 20 y 45% de porosidad.

En términos generales se dice que la porosidad es:

• Despreciable si φ < 5%

• Baja si 5 < φ < 10%

• Buena si 10 < φ < 20%



• Excelente si φ > 20%

6.3.2.4 Presencia de Capas Suprayacentes y

Confinantes

Se dice que la porosidad de las rocas sedimentarias

depende del grado de compactación de la roca. Cuando los

estratos superpuestos o capas suprayacentes ejercen a

través de su peso una presión de sobrecarga las fuerzas

compactantes aumentan, disminuyendo la porosidad de lasrocas que conforman el yacimiento. Este proceso también

va a depender del tipo de matriz que posean las rocas, ya

que este reacomodo de los granos producto de la

compactación va a afectar aún más a rocas de tipo arcillas

que a otras como areniscas, esto se debe a que las arcillas

poseen granos más finos que permiten aumentar la

compactación y consolidación de la roca reduciendo a s vez

los espacios vacíos, es decir la porosidad.

6.3.3 Volumen Poroso De Un Yacimiento

Conocida la porosidad y el volumen total (área y

espesor) de un yacimiento su volumen poroso viene dado

por:



Vp = 7758 bbls/ acrepie × A acre × h pies ×

∅ fracción

Vp = 7758 × A × h× ∅

6.3.4 Interpretación De La Porosidad De La Roca

La porosidad no solo nos permite conocer la capacidad

de almacenamiento de una roca, sino también queutilizando los valores de porosidad podemos conocer un

poco sobre la historia geológica de los yacimientos o rocas

que estamos estudiando (si la porosidad es primaria, los

espacios se formaron al mismo tiempo que los sedimentos

fueron depositados; mientras que si la porosidad es

secundaria, entonces estos se formaron por procesosgeológicos sub-consecuentes a la deposición del material,

movimientos telúricos).

De tal forma que si tenemos una roca de 100m3 de

volumen cuya ∅ = 23% podemos decir que en ella pueden

estar almacenados 23m3 de fluido extraíble del yacimiento.

Observación: Es importante recordar que aunque la

porosidad esta expresada en porcentajes (%), es necesario



dividir unidades iguales, tales como cm3 / cm3 ,m3 / m3,

otras.

6.3.5 TEORIA DE LA COMPACTACION

Generalmente, cuando ocurre la compactación de un

yacimiento se añade una fuente importante de energía para

la explotación de los hidrocarburos en sitio.

La reducción del espesor del yacimiento productor esatribuible a la elasticidad de la roca porosa, en la cual por

compresibilidad se reduce el volumen de poros al disminuir

la presión de los fluidos remanentes allí existente.

También es importante apreciar que, dependiendo de

la resistencia de la roca recipiente, se puede causar la

disminución del espesor de la formación productora. Así que

compactación se denomina el fenómeno que reduce el

volumen de poros y a su vez reduce el espesor por

compresibilidad. Cuando la compactación es severa y la

profundidad del yacimiento no es muy grande, el fenómeno

que ocurre en el subsuelo esta acompañado del

hundimiento de la superficie del suelo sobre el yacimiento.

6.3.6 Determinacion De La Porosidad



La porosidad puede determinarse por:

• Métodos directos en laboratorio.

• Métodos indirectos en el campo.

6.3.6.1 Método Directo

En la determinación de la porosidad en el laboratorio,

es necesario conocer o evaluar los parámetros que lo

definen, es decir, el volumen total, el volumen sólido y el

volumen poroso. Para ello se usan muestras o núcleos

obtenidos en los pozos, previamente tratados y preparados.Según los siguientes parámetros:

6.3.6.2 Evaluación del volumen total

• Medida directa.

• Picnómetro de mercurio.

• Volumen de Russell.

• Método gravimétrico.

6.3.6.3 Evaluación del volumen sólido



• Trituración de la muestra.

• A partir de la densidad de los granos.

• Método de inmersión.

• Porosímetro de Stevens.

• Usando la cámara de presión.

6.3.6.4 Evaluación del volumen poroso

• Medición del volumen de aire contenido en los poros

mediante el porosímetro de E. Vellinger o elporosímetro Washburn Bunting.

• Peso del líquido que llene los poros o método de

saturación.

• Inyección de mercurio.

• Porosímetro de expansión de Burean of Mines.

6.3.6.2 Métodos Indirectos

• A partir del factor de formación.

• A partir de perfiles de macro resistividad.

• A partir de registros de micro resistividad.



• A partir del perfil neutrónico.

• A partir de perfil sónico.

• A partir del perfil de densidad.

Aquí se pueden nombrar algunos ejemplos de los métodos

directos:

• Método de la pérdida de peso o inmersión: este

método consiste básicamente en observar la pérdida

de peso que ocurre cuando un núcleo es saturado por

un líquido. Este método nos permite determinar elvolumen total existente en dicho núcleo. El

procedimiento consta de varios pasos:

Se extraen los fluidos de la muestra; se seca la

muestra y se procede a saturarla con un líquido

especial.

Mediante una balanza obtenemos el peso de la

muestra seca, y el peso de la muestra saturada y

sumergida completamente dentro de una porción

del mismo líquido.

Se calcula la diferencia entre ambos pesos y se

divide entre la densidad del fluido saturante.

Ej.: muestra saturada con agua e inmersa en agua



A: peso de la muestra seca = 20,00grs.

D: peso de la muestra saturada con agua =22,50grs.

E: peso de la muestra saturada con agua, medido en el

mismo liquido a 40.0°F = 12.60grs.

Al introducir la muestra en el líquido, éste aumenta

cierto nivel, y el peso de esta diferencia el volumen es la

diferencia entre el peso de la muestra saturada con aguamedida al aire y el peso de la muestra saturada medida con

agua.

Peso del (V2 – V1) = (22,50 –12,60)grs. =9,90 grs.

V2 – V1= 9.90 grs. × (1/1,00)cc/grs.=9.90 grs.

Volumen de la roca = 9,90cc.

• Método de la saturación de la muestra de unlíquido

Este método es muy parecido al anterior, solo que más

sencillo; el procedimiento es el siguiente:



Se registra el peso de la muestra sin ningún tipo

de fluido en su interior.

Se satura la muestra.

Se pesa con una balanza, teniendo en cuenta la

eliminación de excesos de líquidos que puedan

quedar en la superficie del núcleo.

Se calcula la diferencia entre ambos pesos.Al calcular esta diferencia, se estará calculando el peso

del líquido inmerso en los poros. Luego se divide entre la

densidad del fluido para así finalmente obtener el volumen

poroso de la roca.

Ejm: pesando un líquido que llene los poros (método de

saturación)

A: peso de la muestra seca medida al aire =20,00grs.

B: peso de la muestra saturada con parafina medida al aire

= 20,90 grs.

C: densidad de la parafina = 0,90 grs.

Peso de la parafina contenida en los poros = B – A =

0.90grs.



Volumen ocupado por la parafina = volumen poroso.

Volumen poroso = 0,90grs × (1/0,90)cc/grs. = 1 cc.

• Método De La Inyección De Mercurio: Este método

suele utilizarse cuando se quiere calcular la porosidad

de una muestra que tiene baja permeabilidad, razón

por la cual no es factible aplicar los métodos antes

mencionados. El procedimiento consiste en extraer los

posibles fluidos presentes en la muestra, y secarla;luego el volumen del núcleo se halla por medio del

desplazamiento de mercurio en un picnómetro, como

se muestra en la figura

Ej. :

A: peso de la muestra seca medida al aire =20,00 grs.

F: peso del picnómetro lleno con mercurio = 350,00 grs.

G: peso del picnómetro cuando contiene la muestra y el

mercurio a 20°C = 235,90 grs.

Densidad del mercurio = 13,546 grs./ cc

A + F =20,00 +350,00 = 370,00 grs.

Peso de la diferencia del nivel del mercurio = 370,00 –

235,90 = 134,10 grs.



Diferencia de volumen en el mercurio =134,10

grs.× (1/13,546)cc/grs. = 9.90cc

VOLUMEN DE LA ROCA = 9,90 cc.



Figura Nº 14

• Método de la expansión de gas contenido en los

poros: en este método se utiliza un instrumento

denominado “Porosímetro de Stevens”. El experimento

consiste en una cámara en la cual se encuentra cierto

gas al que se le realiza la medición de su volumen



inicial, luego se deja pasar al gas por el núcleo, y

cuando ya el mismo esté saturado, se realiza una

medición del gas en la cámara.

Ejm: Expansión de gas contenido en los poros.

A: volumen de la cámara del núcleo =15,00 cc

B: volumen total de aire extraído = 7,00 cc.

C: volumen de la muestra medido con un picnómetro =

10,00 cc

Volumen efectivo de los granos = A –B =8,00 cc

Porosidad efectiva = ( (10 –8)/10) × 100 = 20%

• Método de la Retorta: Este es un método

práctico de laboratorio para medir porosidad por

sumatoria de fluidos, es decir, además mide la

saturación de agua y saturación de petróleo. Es

importante decir que solo se utiliza para núcleos

consolidados.



Procedimiento:

Simultáneamente con la toma de muestra tipo tapón,se selecciona un trozo de núcleo fresco (con los fluidos

originales) bien preservados de 3in a 4in de longitud, se

pesa un trozo de núcleo entre (20-30) gramos, utilizando la

parte central del núcleo para evitar que influya la invasión

del lodo de perforación; este trozo debe ser lo más

redondeado posible y se coloca dentro de la bomba demercurio con la finalidad de medir el volumen total ocupado

por esta porción de núcleo. Seguidamente aplicando la

presión se debe medir el volumen poroso no ocupado por

petróleo o por el agua, supuestamente ocupado por gas.

Con los datos generados con la bomba mercurio se

determina:

Densidad natural de la roca.

Saturación de gas y de la roca ocupada por gas

(Sg)

Simultáneamente se toman 100 g de esta misma

muestra y se coloca en celdas cilíndricas dentro de la

retorta para medir la saturación del agua y la saturación de

petróleo.



El volumen de agua se determina colocando la retorta

a 400º F o 500ºF (dependiendo si es una arenisca o una

caliza), y el volumen de petróleo se determina colocando laretorta a 1200ºF. Con los resultados obtenidos en la retorta

se determina la porosidad de la roca ocupada por agua (∅w)

petróleo (∅o) y las saturaciones de petróleo y gas los datos

(bomba de mercurio y retorta), se determina la porosidad

total de la muestra de esta forma:

6.3.7 Valores Promedio De La Porosidad

Cuando hacemos el estudio de un yacimiento, notamosque estos ocupan un espacio considerable en el cual,

generalmente, se obtienen valores de porosidad diferentes

en distintos puntos del volumen poroso.

Sin embargo, existe la necesidad de asignar un valor

de porosidad a todo yacimiento, un valor que represente el

promedio de todos los valores contenidos en el espacio

poroso; es por esto que recurrimos a métodos estadísticos

para calcular el promedio o media aritmética del

yacimiento.

∅ =∅o + ∅w + ∅g



La media aritmética se basa fundamentalmente en el

número de datos que dispongamos al momento de calcular

la porosidad. Ésta se calcula con las n muestras extraídasdel yacimiento, para luego obtener un promedio de las

mismas. Las variantes son las siguientes.

• Método por espesor de arena: se aplica en caso de

tener diferentes capas de arenas de espesor

desconocidos, o bien para valores tomados en

diferentes pozos del yacimiento, cuyo espesor dearena neta petrolífera es conocida.

hi: espesor de arena

• Método por área de arena: Se aplica tomando en

cuenta el área de drenaje de cada pozo del yacimiento.

Ai: área

• Método por volumen de la arena: El cual produce

un valor promedio de porosidad de mayor

confiabilidad.

hi

iXhi

Σ

ΣΦ=Φ

Ai

iXAi

Σ

ΣΦ=Φ

AiXhi

iXAiXhi

Σ

ΣΦ=Φ



6.3.8 Importancia De La Porosidad

La importancia de la porosidad viene dada debido aque es considerada una de las propiedades de las rocas mas

determinantes dentro de la industria petrolera porque por

medio de ella podemos determinar cuantitativamente el

volumen de petróleo o gas presente en las rocas, esto es

esencial para la cuantificación y maximización de la

producción del yacimiento y a su vez para realizaroperaciones de recuperación del crudo, minimizando los

costos de producción, y de esta manera realizar una

gerencia eficaz del yacimiento.

7. Toma De Núcleos

Es una muestra rocosa de un yacimiento, que es

tomada de un pozo petrolífero a una profundidad especifica,

por medio de métodos especiales, preservando su

estructura geológica y sus características físico-químicas de

la mejor forma posible, con la finalidad de hacer posteriores

análisis petrofisicos y geológicos. En la Industria del Petróleo

la toma de núcleo consiste en la toma de una muestra

cilíndrica representativa de roca en el fondo del pozo.



Figura Nº 15: Esquema de muestra de núcleo.

Las muestras de núcleo presentan las siguientes ventajas:

• Se le puede asignar una profundidad.

• Si se toma adecuadamente, está casi completamente

libre de contaminación por los fluidos de perforación.

• En la mayoría de los casos es de absoluta

representatividad.

• Por su volumen y características es de gran

versatilidad, siendo adecuada para realizar análisis

petrofisicos, sedimentológico microtectónicos,

micropaleontológico, etc., que con muestras de menor

volumen no pueden ser realizadas.

• Usado adecuadamente brinda resultados bastantes

confiables.

• Se pueden tomar en formaciones de cualquier litología.

• Sirven para correlacionar registros eléctricos.



7.1 Finalidad De La Toma De Núcleo

Se toman con la finalidad de llevar a cabo con algúnprograma específico que ayuden a resolver problemas de

perforación y producción. Los datos aportados por los

núcleos recuperados por un intervalo de una formación de

un pozo petrolífero, juegan un papel importante en los

programas de exploración, completación de pozos,

operaciones de reparación de pozos y evaluación deformaciones.

Los núcleos también aportan resultados sobre la

capacidad de almacenamiento de fluidos (porosidad), así

como el flujo de fluidos a través del medio poroso

(permeabilidad) y mediante el contenido residual de

petróleo, se puede interpretar la producción probable de

petróleo, gas y agua.

El estudio de los datos generados por el análisis de

núcleos acompañados por pruebas complementarias

desarrolladas en las muestras de estos núcleos,

proporcionan una buena respuesta al tratamiento de futuros

pozos, provee una base sólida para estimación de reservas

y modelaje de yacimientos. Además hace más fácil la

interpretación de los registros mediante el sistema de



correlación, también suministra orientación en programas

de recuperación secundaria y terciaria.

7.2 Selección Del Intervalo Para Tomar Núcleos

Una toma de núcleos puede ser realizada en pozos de

cualquier tipo: Pozos exploratorios, pozos de desarrollo y

pozos de avanzada.

La toma de núcleos pude efectuarse en una forma

continua deteniéndose solamente para repasar el hoyo o enuna forma alterna, es decir seleccionando los intervalos de

interés en base a los criterios siguientes:

• Costo: Una toma de núcleos incrementan los costos

de perforación, en función del área donde se encuentra

el pozo, la profundidad elegida para realizar la toma y

la cantidad de núcleos a ser tomados, de tal forma que

aunque lo ideal seria tomar núcleos de todos los pozos,

esto no es posible, ya que los gastos adicionales que

ocasionan deben tomarse en consideración a la hora

de tomar una decisión.

• Datos De La Traza Sísmica: Los resultados

aportados por la sísmica constituye una valiosa ayuda

para la seleccionar los horizontes prospectivos y



realizar no sólo una perforación sino para elegir el

intervalo de una toma de núcleos.

• En pozos exploratorios generalmente constituye unabuena base de apoyo para seleccionar la perforación

de un pozo y el intervalo para tomar núcleo.

• Correlaciones: Algunas veces se tienen

conocimientos de la estratigrafía de un área, y loreferente a los fluidos del yacimiento, mediante

información de pozos vecinos ver figura Nº 16 esto

ocurre cuando se decide realizar una toma de núcleos

en un campo conocido (pozo de desarrollo), con la

finalidad de llevar a cabo algún programa especifico

que ayude a resolver problemas de producción.



Figura Nº 16: Correlación estratigráfica de pozos.

7.2.1 Tipos De Núcleos

Considerando el tipo de herramienta empleada para

recuperar los núcleos desde los diferentes estratos del

subsuelo, estos se clasifican en:

Convencionales.

Convencionales con tubo P.V.C.

Manga de goma (“Rubber Sleeve”).

Presurizados.

SE

PozoEstratigráfico

SECCION ESTRUCTURAL

JOA 371 JOA 370

NW

TOPE MIEMBRO JOBO

TOPE MIEMBRO YABO

TOPE MIEMBROMORICHAL

JOA 24

CORTE DENUCLEO

690 pies

N



Orientados.

7.2.1.1 Núcleos Convencionales.

Se denominan núcleos convencionales, al muestreoque se realiza en formaciones consolidadas y donde el

núcleo no posee ningún tipo de recubrimiento; la

herramienta usada consiste de:

Un tubo externo, un tubo interno, en el cual recibe el

núcleo, un retenedor (Core Catcher) y una mecha dediamante con un hueco en su parte central por donde

penetra el núcleo para alojarse dentro del tubo interno.

El tubo interno queda suspendido dentro del tubo

externo, mediante un sistema de giro libre con rolineras. En

su parte superior, se asienta la válvula de flujo en un solo

sentido, y en su parte inferior va conectado el retenedor.

Gracias al sistema de suspensión del tubo interno (Inner

Barrel), durante el corte de los núcleos, este permanece

inmóvil, mientras el tubo externo (Outer Barrel), gira junto

con la mecha y toda la sarta de perforación.

El tubo interno es acoplable con otros de su misma

característica, el externo también se acopla con otros de

sus mismas especificaciones de tal forma que con este tipo

de herramienta pueden cortarse 30 pies, 60 pies, o 90 pies



de núcleos por viaje, según se acoplen 1, 2, ó 3 tubos en la

herramienta.

El diámetro de los núcleos cortados puede variar entre1 ¾ de pulgadas y 6 pulgadas, dependiendo del tipo de

mecha y muestrario empleado.

Figura Nº 17 Herramientas para Toma de NúcleosConvencionales

7.2.1.2. Núcleos Convencionales Con Tubo P.V.C

Esta herramienta es similar a la descrita

anteriormente, con la diferencia de que el tubo internocontiene en su interior un tubo P.V.C, tubo P.V.C. (Cloruro de

Polivinilo), dentro del cual queda contenido el núcleo, a

medida que la herramienta va penetrando en la formación.



Este tipo de herramienta encuentra su mejor empleo

en formaciones fracturadas, quebradizas o friables, ya que

al quedar recubierto el núcleo por el tubo plástico, éste

puede manejarse fácilmente sin riesgo a que la muestra sedisgregue.

En Venezuela, ha sido usada esta herramienta en

formaciones semi-consolidadas con bastante éxito; su uso

en formaciones no consolidadas no ha sido del todo

satisfactorio debido a lo siguiente:

Con frecuencia el porcentaje de recuperación es bajo

motivado a que el interior del tubo es liso, luego es

incapaz de sujetar el núcleo en su interior.

Los retenedores usados en este tipo de núcleos

tampoco logran sujetar el núcleo, debido al carácter

friable que presenta.

Se ha notado que esta situación se hace más crítica

cuando la toma de núcleos se lleva a cabo a altas tasas

de penetración y/o cuando se emplean presiones de

bombeo o tasas de circulación del lodo altas.

Se ha observado, que cuando esta herramienta se usa

en arenas no consolidadas impregnadas de petróleo

pesado, como en la Faja Petrolífera del Orinoco, a

causa de alto grado de saturación de petróleo, la alta

porosidad, y su pobre consolidación, estas arenas no



se comportan como materiales rígidos sino como un

material plástico-viscoso y entonces tienden a fluir.

La mayoría de las veces al seleccionar el núcleo en

segmentos, se observan que éste no estabacompletamente lleno, porque parte del núcleo al no ser

retenido cae al pozo.

Tratando de mejorara el porcentaje de recuperación se

ha utilizado retenedores tipo “Full Closed” (Cierre

Total), sin embargo al recobrarse el núcleo se ha

notado, que efectivamente la recuperación seincrementa, pero hay un problema de compactación en

la base del núcleo, mostrando una saturación de

petróleo inferior en la base, que las observadas en el

tope del núcleo, esto tiene su explicación y es que

debido al peso de las muestras superiores las inferiores

se compactan y desalojan los fluidos de su espacio

poroso.

Con este tipo de herramienta, es posible cortar núcleos

de 3 pulgadas hasta 5 ¾ pulgadas de diámetro,

generalmente se usa un retenedor doble y la longitud

máxima por núcleo es de 31 pies.

7.2.1.3. Núcleos En Mangas De Goma

Esta herramienta esta diseñada especialmente para

ser usada en formaciones no consolidadas, su



funcionamiento mecánico de trabajo es diferente al de las

herramientas de tomar núcleos. Figura Nº 18

Figura Nº 18

La herramienta usada consta de: Un tubo externo, un

tubo interno dentro del cual se encuentra una junta de

expansión, que posee una capacidad de estirarse cada 2

pies, un gato mecánico, una válvula con flujo en un solo

sentido, una manga de goma, un retenedor de núcleos y

una mecha de diamante con un hueco en su parte central

que permite la entrada del núcleo al muestrario.

El sistema cuenta también con un sistema de molinera

superior e inferior que permite que la barra del gato y la



manga de goma permanezcan estáticas mientras el tubo

externo y la mecha gire junto con su sarta de perforación.

La manga de goma es elástica y tiene un diámetro

ligeramente menor al diámetro del núcleo esto permite queel núcleo quede sostenido con firmeza. Pero no

apretadamente, por la manga de goma, pudiéndose decir

que funciona como un gran retenedor.

Con este equipo es posible cortar hasta un máximo de

20 pies de núcleo, siendo el diámetro de éstos de 3

pulgadas.

7.2.6. Control De Los Parámetros De Perforación

Una toma de núcleos no debe ser considerada de la

misma manera que se lleva a cabo la perforación del pozo.

Uno de los objetivos principales en la perforación, es

avanzar tan rápido como se pueda, dentro de un rango de

optimización, sin embargo, una vez que se alcanza la

profundidad deseada para tomar núcleos es necesario

controlar los principales parámetros que intervienen el

programa de perforación.

No existe una regla exacta para ser aplicada, pero si

hay un rango de valores confiables para cada parámetro de

perforación, el buen uso que se haga de estos redundará en

una buena recuperación y en la toma de un buen núcleo



que mantenga lo mejor que se pueda las condiciones

originales de la roca y los fluidos contenidos en ésta.

El control de los parámetros de perforación dependerádel tipo de formación: Consolidada, semi-consolidada, no

consolidada, de la profundidad que se realice la toma, del

equipo de perforación disponible: en lo referente a

instrumentación como la parte humana.

Los parámetros de perforación que deben ser controladosson los siguientes:

Peso sobre la mecha: Se comienza con bajo peso

más o menos a 6.000 lbs, hasta llegar a 10.000-

15.000 lbs. En núcleos consolidados; en núcleos

no consolidados, con manga de goma entre 4.000

y 8.000 lbs.

Rotaria: 60-100 R.P.M en formaciones

consolidadas.

Presión de bombeo: 800-1.000 psia en

formaciones consolidadas.

Tasa de penetración: No alta depende de la

litología.

Caudal: No mayor a 200 gal/min.

Torque: 60-100 lbs-pie y 200-400 amp.



Es conveniente medir pie a pie la tasa de penetración,

durante el corte de núcleo, esto da una idea de la litología

del núcleo y también permite correlacionar profundidad con

litología en casos donde la recuperación no es 100 % y/odonde el núcleo éste recubierto por un tubo P.V.C., o manga

de goma.

En núcleos consolidados la tasa de penetración debe

ser baja, una tasa de penetración alta lo que hace es

perforar, y el problema se agrava si utilizamos tubo P.V.C.

7.2.6. Control Del Fluido De Perforación

El lodo de perforación durante los efectos del corte de

núcleo, reviste singular importancia de tal forma que

merece un capitulo aparte. Aún cuando se trate de

minimizar el contacto del lodo de perforación con el núcleo

que se esta cortando, esto no puede evitarse por lo tanto es

importante controlar el lodo de perforación en todo sus

detalles, ver Figura Nº 19, a fin de reducir los efectos

causados por la invasión de filtrado, teniendo presente los

futuros análisis que serán efectuados al núcleo en el

laboratorio.



Figura Nº 19: Supervisión del equipo de control de sólidos

del lodo de perforación.

7.2.6. Operaciones De Extracción De Núcleos

Cuando la capacidad total del mostrario ha sido

cortada, se decide comenzar con las operaciones de sacar

la tubería de perforación, antes de efectuar el viaje deretorno a la superficie del pozo es conveniente rotar la

tubería contra el fondo del pozo tratando de seguir un

efecto de sello con la base del núcleo, tomando en

consideración el efecto de la gravedad al cual estará

sometido el núcleo mientras dure la tarea de sacar la

tubería, esta fase de la toma es muy importante y deben

extremarse las precauciones en lo referente de evitar

paradas bruscas y golpes que hagan vibrar la tubería,

porque el núcleo puede caerse al fondo del pozo.



Es recomendable siempre que se pueda utilizar el

“sistema de cadenas” para sacar la tubería. Cuando el

muestrario esta sobre la planchada del taladro Figura Nº 20,

las operaciones de extracción del núcleo se llevan a cabo dediferentes formas, dependiendo del tipo de núcleo y la

herramienta utilizada. Como regla general se puede decir la

importancia que tiene de no perder de vista jamás el tope y

la base del núcleo o de cualquier segmento perteneciente a

éste.

Figura Nº 20: Extracción del núcleo en la planchada.

7.2.5. Ensamblaje, Orientación Y Medición De

Núcleos



Si la toma de núcleos se realiza con una herramienta

convencional con tubo P.V.C., herramientas convencionales

con manga de goma o herramientas para núcleos

presurizados, no es necesario ensamblar el núcleo; pero sise utiliza una herramienta convencional, el núcleo es

colocado desnudo dentro de las bandejas y necesita un

ensamblaje o reajuste de aquellas partes que se

fragmentaron durante la toma o durante la extracción del

muestrario, esto hay que realizarlo con sumo cuidado, para

darle la orientación natural del núcleo y para que no afectela longitud verdadera del intervalo recuperado.

A continuación, utilizando un trapo ligeramente

húmedo, se limpia una parte del núcleo longitudinalmente,

para permitir trazar con creyones especiales dos líneas

paralelas de diferentes colores, estas tienen la finalidad de

establecer, de una manera que no deje dudas hacia donde

están la base y el tope de todo el núcleo o de cualquier

segmento perteneciente a éste. Colocándose

imaginariamente en la base de núcleo, se usa el creyón con

color más oscuro hacia la derecha y el más claro a la

izquierda; los colores comúnmente usados son amarillo-

anaranjados, amarillo-rojos. Figura Nº 21.



Figura Nº 21. Núcleos orientados. A la derecha núcleo

consolidados, colores amarillo-anaranjados; a la izquierda,

núcleo no consolidado con colores Rojo y Negro.

Cuando se toma una porción del núcleo, para hacer

análisis de campo, es necesario conocer su orientación una

vez que se devuelve a su bandeja original para su

preservación posterior.

Seguidamente el núcleo es medido pie a pie a lo largo

de toda su longitud identificando con un creyón especial

cual es la profundidad de cada pie.

Finalmente el núcleo es medido, para conocer con

exactitud el porcentaje de recuperación.

Antes de orientar y medir el núcleo, es necesario

limpiar en superficie, esta labor debe hacerse con sumo

cuidado, no usando ningún tipo de material absorbente,



esto debe ser efectuado tratando siempre de no alterar la

saturación de los fluidos.

El tiempo de exposición del núcleo a las condicionesambientales (sin preservar), debe ser lo más corto que se

pueda, para evitar perdidas de fluido por evaporación. El

tipo de película usada para preservar, debe ser inerte, ya

que otra clase de ésta puede reaccionar con los minerales

y/o crudo de la roca y permitir que los fluidos se evaporen.

7.2.6.Manejo De Núcleos En El Taladro Y Su

Exposición.

Una vez que el núcleo se encuentra en la superficie, el

núcleo debe ser rápidamente retirado de la mesa rotatoria

para permitir llevar a cabo las operaciones sin retrasos

costosos. Los portanúcleos internos son ideales para este

propósito. Sin embargo, manejo de superficie y

procesamiento de núcleo de cualquier naturaleza

encerrado en líneas (enmangado) exige técnicas y equipos

especiales figura Nº 22, si se pretende evitar daños de

núcleos por flexión e impacto del portanúcleos (core barrel),

esta sección describe los procedimientos claves y

requerimientos de equipos.



Figura Nº 22

7.2.7 Análisis de Extracción del Núcleo.

Una vez que el núcleo ha sido capturado se debe

proceder a extraerlo a superficie. Un núcleo no consolidado

genera muchos problemas sino se extrae con el cuidadoque amerita, porque aún cuando el sistema de la

herramienta de corte es de cierre total, se corre el riesgo de

que no cierren las conchas completamente o bien, que si la

arena es poco compacta y muy friable, los granos escapen y

ocurra pérdida del núcleo sobre todo si las velocidades de

subida del núcleo son muy altas, producen vibraciones en la

herramienta que contribuyen a la perdidas del núcleo.

Otra de la importancia de que el núcleo se extraiga

desde el fondo hasta superficie con mucho cuidado y con

una velocidad baja, es que el mismo se va a someter a



muchos cambios de presiones en el fondo a medida que se

esté subiendo a superficie, debido a que las presiones en el

fondo son mayores a la presión en superficie que es igual a

la presión atmosférica. Las presiones de fondo puedenhacer que el núcleo se particione, se dañe y si contiene gas,

este se expanda dentro de el. Es por esto que la velocidad

de subida debe ser lenta para que el núcleo a medida que

se extrae se vaya aclimatizando con la temperatura

correspondiente a la profundidad que esté atravesando.

7.2.8 Análisis de Preservación de Núcleos.

Existen diferentes maneras de realizar preservación de

los núcleos no consolidados. La preservación del núcleo

tiene inicio desde la culminación de la fase de extracción en

planchada, hasta su congelamiento permanente en

laboratorio por el tiempo necesario hasta realizar los

diferentes análisis requeridos.

Siguiendo con el estudio del análisis de preservación

de los núcleos no consolidados los clasificamos en:

• Según la Sustancia Utilizada.

Hielo Seco.

Nitrógeno Líquido.

Inyección de Resina Epóxica.



• Según la Posición del Núcleo.

Horizontal.

Vertical.

La preservación según su posición y sustancia están

intrínsecamente relacionadas, debido a que cada empresa

realiza las diferentes preservaciones según posición y

sustancia, todo va a depender del tipo de preservación que

desee la empresa que contrata este servicio, en este

estudio se realizó una evaluación detallada de todos estostipos de preservaciones para analizar las ventajas y

desventajas que tienen cada una y que van a reflejarse en

el núcleo en las perturbaciones causadas, daños mecánicos,

particiones, golpes, mala manipulación, entre otros factores.

En este segmento se explicará el procedimiento pararealizar cada tipo de preservación según la sustancia y

posición para posteriormente seleccionar la técnica

adecuada y optima que se utilizarían en los futuros núcleos

para causando el menor daño para que este sea de alta

calidad.

7.2.8.1 Preservación Horizontal y con Nitrógeno

Líquido.



El operador de la compañía cortadora de núcleos

sacará el Liner con el núcleo, desde el portanúcleos, con

mucho cuidado lo elevará en la planchada sujetándolo por

uno de sus extremos (tope), luego se le introduce unavarilla medidora el tope del núcleo dentro del barril. Un

obrero de la operadora sujetará el Liner con el núcleo por el

otro extremo para evitar golpes involuntarios. Un técnico

del Laboratorio que va a realizar la preservación en el

mismo, trazará las líneas paralelas de orientación con

marcadores indelebles (negro y rojo). Sobre la superficieexterior del Liner con el núcleo, visto desde la base del

núcleo, la línea roja estará a la derecha y la línea negra a la

izquierda. Luego se verificará la posición del tope del núcleo

dentro del liner, se hará un orificio a un pie

aproximadamente por encima del tope para permitir la

salida del lodo de perforación, entonces un segundo orificio

se hará justo en el tope del núcleo y se permitirá el drenaje

total del lodo que estaba dentro del Liner en contacto con el

núcleo. Seguidamente en ese mismo orificio se procede a

congelar el tope rociando nitrógeno líquido para pre-

congelarlo creando un tapón de hielo, previo a esto se

colocará en el hueco de ratón un tubo vacío de mayor

diámetro que el diámetro exterior del Liner con el núcleo,

para que éste penetre dentro del tubo que esta en el hueco

de ratón. Ambos, tubo y Liner con el núcleo se terminan de

extraer, se baja de la planchada a través de un riel y se



coloca de forma horizontal, serán izados con una grúa y

transportados a la cesta de congelamiento, Luego de ubicar

el núcleo horizontalmente, en la zona inferior de la

planchada, con un montacargas se procede a trasladarlodesde la planchada hasta las cavas de 30 pies de largo para

congelar el núcleo haciendo uso del hielo seco para

mantener el Liner con el núcleo congelado, en esta fase se

hará un monitoreo de la temperatura de congelamiento con

una termocupla que deberá alcanzar –70ºC ó se dejará el

Liner con el núcleo en el hielo seco por espacio de cinco (5)horas. Finalmente se trasladará el Liner con el núcleo a la

cesta con rodillos para seccionarlo cada 2.5 pies ó 3 pies,

según lo disponga la operadora. En cada extremo

seccionado se colocará una tapa de goma sujetándola con

abrazadera. La identificación de la compañía operadora,

nombre del pozo, número del núcleo, intervalo de

profundidad de la sección y número de la sección se

colocarán en una etiqueta en cada sección sujetándola con

cinta adhesiva especial. Las secciones congeladas serán

colocadas en una cava con hielo seco para mantener la

temperatura de congelamiento durante la transportación al

laboratorio.



Figura Nº 23 Esquemas de los procedimientos para la

preservación Horizontal y con Nitrógeno Liquido.7.2.8.2. Preservación Vertical y con Hielo Seco.

La preservación vertical se lleva a cabo de forma

totalmente diferente a la horizontal, excepto en el

laboratorio donde los núcleos están obligados a permanecer

de forma horizontal.

La operadora de la compañía cortadora de núcleos sacará

el Liner con el núcleo, desde el portanúcleos con mucho

cuidado elevándolo en la planchada y sujetándolo por uno

de sus extremos (tope), un obrero de la operadora sujetará

el Liner con el núcleo por el otro extremo para evitar golpes

involuntarios. Previamente se desarma la herramienta

cortanúcleos y se extrae la manga de 30 pies con guayas

izándolas con una grúa para ser seccionado cada 3 pies de

abajo hacia arriba en la planchada, asegurando el tope con

una tapa plástica y una abrazadera y la base con una



herramienta especial que se utiliza para facilitar el corte en

planchada. Luego cada sección de 3 pies van a ser

trasladadas con guayas desde la planchada hasta el suelo

en forma vertical y con mucho cuidado ubicándolas al ladode la cava, donde la manga con el núcleo es colocado, En

cada extremo seccionado se colocará una tapa de goma

sujetándola con abrazadera, limpiado de residuos de lodo

de perforación, orientado con líneas paralelas (negro y rojo)

usando marcadores indelebles, visto desde la base del

núcleo, la línea roja estará a la derecha y la línea negra a laizquierda. También se colocará el nombre de la compañía

operadora, nombre del pozo, número del núcleo, intervalo

de profundidad de la sección y número de la sección.

Seguidamente le colocan las abrazaderas de la base y son

colocados en contenedores especiales de transporte donde

permanecen aún en forma vertical y para mantener el Liner

con el núcleo congelado, en esta fase se hará un monitoreo

de la temperatura de congelamiento con una termocupla

que deberá alcanzar –70 ºC ,para ser trasladados hasta el

laboratorio.

Es muy importante llenar todos los formatos requeridos

en el informe de campo.

Se recomienda tener una copia del programa del corte del

núcleo y estar atento sobre cualquier modificación del



mismo, el cual debe ser manejado por el geólogo de campo

de la operadora.

Figura Nº 24: Esquemas de los procedimientos de la

preservación vertical y con Hielo seco.

7.2.8.3. Preservación Vertical y con Resina Epóxica.

La operadora de la compañía cortadora de núcleos

sacará el Liner con el núcleo, desde el portanúcleos con

mucho cuidado elevándolo en la planchada y sujetándolopor uno de sus extremos (tope), un obrero de la operadora

sujetará el Liner con el núcleo por el otro extremo para

evitar golpes involuntarios. Previamente se desarma la

herramienta cortanúcleos y se extrae la manga de 30 pies

Se secciona cada 3’Se baja por guaya al sueloEl obrero recibe y traslada al lugar de preservación

Se identifica el núcleoSe introduce en la cava de congelamientoDebe permanecer en el hielo seco hasta sutraslado al laboratorio



con guayas izándola con una grúa para ser seccionado cada

3 pies de abajo hacia arriba en la planchada. Luego cada

sección de 3 pies van a ser trasladadas con guayas hasta el

suelo en forma vertical y con mucho cuidado ubicándolas allado de la cava, donde la manga con el núcleo es colocado,

En cada extremo seccionado se colocará una tapa de goma

sujetándola con abrazadera, limpiado de residuos de lodo

de perforación, orientado con líneas paralelas (negro y rojo)

usando marcadores indelebles, visto desde la base del

núcleo, la línea roja estará a la derecha y la línea negra a laizquierda. También se colocará el nombre de la compañía

operadora, nombre del pozo, número del núcleo, intervalo

de profundidad de la sección y número de la sección.

El método de inyección de resina consiste en posicionar

el núcleo dentro de su camisa de manera vertical y verter en

el espacio anular entre el núcleo y la manga de 3 pies ya

seccionada una resina epóxica que endurece con el tiempo.

Esta resina penetra todos los espacios vacíos y al

endurecerse inmoviliza el núcleo y no permite que el mismo

se perturbe. Esta resina puede permanecer dura por varios

años y por lo tanto puede usarse para preservar el núcleo

para viajes y períodos de tiempo largos.

A cada uno de estos tramos de núcleos se les colocará

una tapa con conector de inyección por resina en el extremo



inferior. Estos pedazos de núcleos serán colocados en forma

vertical y se comenzará a inyectar resina muy lentamente de

abajo hacia arriba hasta que la misma penetre todos los

espacios libres entre la manga y el núcleo. Una vez que laresina desplazada llegue a la superficie superior se colocará

otra tapa de PVC para mantener el núcleo totalmente sellado.

En caso que no se pueda desplazar la resina de abajo hacia

arriba, se verterá la misma desde la parte superior hasta

llenar todo el tramo de la camisa con el núcleo.

7.2.9. Evaluación Manejo de Núcleos.

El manejo de los núcleos involucra el trato que se le

da al núcleo desde que esta en superficie, durante la

preservación y traslado y los estudio realizados pre y post

Seccionamiento. Esta etapa esta interrelacionada con otras

etapas del núcleo (traslado y preservación).

El núcleo debe ser trabajado con sutileza, para evitar

causarle daños que puedan particionarlo y no cumplir con el

objetivo para el cual es destinado: obtener datos confiables

de la formación. Dentro de los principales factores que

afectan al núcleo tenemos:



• Exposición: el núcleo no debe exponerse por

tiempo prolongado al aire libre, ya que

ocasiona evaporación de los fluidos en el

contenido.• Golpes: se debe evitar someter al núcleo a

acciones de fuerzas en la manga que lo

contiene, porque pueden generar daños,

principalmente particionarlo.

• Estudio de Imágenes: la práctica de

tomografía es de vital importancia paracontribuir en la toma de decisiones en la etapa

de Seccionamiento. Luego de seccionado, se

debe practicar la adquisición de fotografías Luz

Blanca y Luz Ultravioleta, que pueden ser

utilizados para estudios posteriores, ya que los

núcleos sufren deterioro el cual no permite

hacerlos perdurables en el tiempo para

estudios.

El manejo no solo involucra tener cuidados sino también

aplicar ciertas herramientas, que permiten hacer una

preevaluación del núcleo entre las cuales están: realizar el

Spectral Core Gamma del núcleo en el campo, tomografías,

recolectar muestras en topes y bases para identificación de

los núcleos, etc. Antes de llegar al laboratorio se deben

practicar los siguientes análisis:



• Realización Del Spectral Core Gamma (SCG): es

un registro que se le toma directamente al núcleo, una

vez que es extraído del pozo. Este puede ser tomadoen el campo o bien cuando llega el núcleo al

laboratorio. Permite realizar un estudio mas profundo

del tipo de arcillas que se encuentra en toda la

columna, esto por medio del análisis de las

concentraciones de Torio, Potasio y Uranio que son los

isótopos utilizados para medir radiaciones y definir eltipo de litología encontrada, además, sus valores

permiten clasificar el tipo de arcillas que se encuentra

en cada litología.

• Realización de las Tomografías: tradicionalmente el

núcleo es traslado, a una clínica donde se le realizan

los estudios de tomografías axiales computarizada

sobre los tubos seccionados cada 3 pies, estas

medidas de barrido lateral son hechas a lo largo del

núcleo para identificar zonas dañadas, perturbadas o

vacías, las cuales no se deben ensayar.

Adicionalmente, otra de las grandes ventajas de este

método de imágenes es que es una técnica no invasiva

la cual permite ensayar internamente y con mucha

presición ciertas características cuando se le realizan



en la misma clínica a estas tomografías cortes

imaginarios a cada tubo de los núcleos que sirven para

determinar zonas de arenas y arcillas, así como

también la orientación de los planos de estratificación,particiones, evaluación de estructuras geológicas

internas, nódulos, cambios litológicos y densidad. Esta

información puede ser usada para marcar los tubos

con una línea de orientación antes del seccionamiento

para identificar las zonas de interés y para que el plano

de la cara de seccionamiento sea normal al plano deestratificación. Lentes y fracturas tan pequeñas como

de 0.2 mm pueden ser reconocidas por el tomógrafo.

• Gamma Ray: Es el registro que se le toma al pozo,

este registro se le puede tomar al pozo piloto previo al

corte de núcleo o bien puede provenir de pozos

vecinos a los que se les haya correlacionado con el

pozo candidato para el corte de núcleos

7.2.10. Estudio de Transporte de Núcleos.

El medio de transporte utilizado para trasladar los

núcleos deben cumplir con ciertas normas de seguridad de

tal manera que evite causarle daños al núcleo. Uno de los

principales factores que puede influir sobre la estabilidad

del núcleo es la velocidad de transporte la cual debe ser



baja, dependiendo del vehículo utilizado como transporte y

la carga contenida.

Conclusión

La ingeniería de yacimiento Tiene como propósito

básico explicar todo lo relacionado al compartimiento del

yacimiento, basándose fundamentalmente en los

parámetros utilizados para predecir el futuro

comportamiento de este; así como también hace uso de las

propiedades más importantes de las rocas como son la

porosidad, la permeabilidad, la saturación y distribución de

los fluidos, la estructura porosa y la radiactividad. Por su

parte el ingeniero de yacimiento se encarga de realizar los

estudios económicos para determinar la rentabilidad de un



proyecto, tomando como punto de regencia los métodos

mas eficaces para el desarrollo del mismo. Siendo a su vez

sus herramientas las geologías del subsuelo, las

matemáticas aplicadas y las leyes fundamentales de Físicay Química que controlan el comportamiento de los líquidos y

gaseosos del petróleo crudo, gas natural y agua que se

encuentran en la roca del yacimiento.

Al principio, descubrir un yacimiento equivalía a recibir

un baño de petróleo y lodo, con el consiguiente desperdicioy el riesgo de explosión; gracias a las válvulas especiales y

a los nuevos instrumentos de medición con que cuenta la

maquinaria actual esto ya no sucede, debido a que dichos

instrumentos permiten alcanzar mayores profundidades con

diámetros menores. A fin de mantener la presión necesaria

para que se eleven el crudo y el gas, se inyecta agua,

sustancias químicas, dióxido de carbono u otro gases, como

el hidrógeno. Dependiendo de la zona, el petróleo puede

presentar diferentes densidades, naturalmente, se prefiere

el crudo ligero por que resulta mas fácil de obtener y

refinar. El ingeniero de petróleo debe conocer a

profundidad esta ciencia debido a que en muchos conceptos

que aquí se aplican tienen una base empírica.



En cuanto a la porosidad esta es la propiedad

primordial que se debe conocer a la hora de estudiar un

yacimiento. Existen varios factores que la afectan como lo

son: el tipo de empaque, el material cementante, lageometría de la distribución de los granos y la presión de

las capas suprayacentes combínante. Los métodos que se

utilizan para calcular el valor de esta propiedad influyen en

sus resultados pero con una pequeña variación.

La porosidad como anteriormente la definimos es lacapacidad de la roca de almacenar fluido, este fluido para

nuestro interés será hidrocarburo, específicamente petróleo.

Estas propiedades que poseen algunas rocas,

específicamente las sedimentarias se ven afectadas por

distintos factores, que aran que aumenten o disminuyan

dependiendo del grado de influencias de dichos factores

sobre la porosidad. Y de igual manera que de otras

propiedades se puedan cuantificar por distintos medios que

se desarrollan de manera directa o indirecta.

Como tema de gran importancia se destaca la el

proceso de toma de núcleo que consiste en la extracción de

una muestra representativa de un determinado yacimiento

a una determinada prefundida, el cual puede realizarse en

diferentes aspectos de la etapa de perforación como lo es

la exploración o producción así como también aporta



conocimientos básicos sobre las características que posee la

porosidad y la permeabilidad, entre otros ya que da un alto

grado de representatividad de lo que se encuentra en el

sub-suelo.

Glosario

Acuífero: formación permeable en el subsuelo a través de

la cual el agua se desplaza libremente.

Agua Connata: Agua atrapada en los sedimentos durante

el tiempo de la deposición de estos.

Condensado: Hidrocarburo ligero, líquido normales a las

condiciones de presión y temperatura en boca del pozo,

pero gaseoso en el yacimiento.

Crudo: petróleo sin refinar, se habla comúnmente de

petróleo crudo.

Diastrofismo: Conjunto de deformaciones, debidas a

fuerzas endógenas{ que afectan a grandes zonas de la

corteza terrestre.



Emulsión: Es la dispersión de gotas muy finas de un líquido

en otro líquido con el cual normalmente no se mezcla.

Estratos: Manto, horizonte, unidad definidas de rocas.

Factor volumétrico del petróleo: Se define como el

volumen que ocupa a condiciones de yacimiento un barril

normal de petróleo más su gas en solución. También puede

definirse como el cambio de volumen que experimenta lafase liquida al pasar a las condiciones de superficie como

consecuencia de la expansión liquida o liberación de gas en

solución. En general el valor de Bo será mayor que la unidad

debido a que el gas entra en solución.

Fluido: Cuerpo cuyas moléculas tienen poca coherencia y

toman siempre la forma del recipiente que los contiene. Se

dividen en líquidos y gases.

Gas asociado: Gas que se encuentra en un yacimiento

donde predominan los hidrocarburos líquidos en forma de

petróleo condensado.

Gas húmedo: Es el que tiene un alto contenido de propano

hasta heptano.



Gas no asociado o libre: Es el producto único con una

baja proporción de hidrocarburos líquidos (propano hasta

heptano) que se encuentran en el yacimiento.

Gas seco: el que tiene un bajo contenido de propano hasta

heptano.

Intersticio: hendidura o espacio que media entre dos

cuerpos o entre dos partes de un mismo cuerpo.

Intersticial: Que ocupa los intersticios que existen en un

cuerpo.

Lixiviación: Operación mediante la cual, haciendo que un

líquido determinado atraviese una sustancia pulverizada, se

logra extraer de estas todos los principios solubles en dicho

líquido.

Poro: Espacio creado por el contacto y agrupación de

granos que conforman una roca.

Presión del yacimiento: Es la que induce al movimiento

del petróleo desde los confines del yacimiento hacia los

pozos y desde el fondo de estos a la superficie.



Roca almacén: Son aquellas que presentan características

adecuadas para la acumulación de hidrocarburos. Las

características más importantes de la roca almacén son:

porosidad y la permeabilidad.

Roca madre: Es la sección estratigráfica de una cuenca

sedimentaría que preferencialmente genera hidrocarburo en

magnitud significativa.

Saturación: Acción y efecto de estar impregnada una rocade fluido, con los espacios porosos llenos hasta la

capacidad, por ejemplo: el petróleo y el gas natural.

Sedimento: Materia que precipita al fondo de un líquido.

Son depósitos procedentes de la acción de las aguas,

vientos o glaciales.

Yacimiento saturado: Petróleo en el cual no se pueden

disolver cantidades adicionales de gas natural.

Yacimiento no saturado: Petróleo en el cual se pueden

disolver cantidades adicionales de gas natural.

Viscosidad: La viscosidad es una de las características más

importantes de los hidrocarburos para los aspectos

operacionales de producción, transporte, refinación y



petroquímica. La viscosidad que es una medida para

apreciar la resistencia que opone el crudo al flujo interno, se

obtiene por varios métodos y valores de medición. Estos

son: Poise o Centipoise (0,01 Poise) que se define como lafuerza requerida en dinas para mover un plano de un

centímetro cuadrado de área, sobre otro de igual área y

separado por un centímetro de distancia entre sí y con el

espacio relleno de líquido investigado, para obtener un

desplazamiento de un centímetro en un segundo.

Viscosidad cinemática: equivalente a la viscosidad en

centipoise dividida

Viscosidad relativa: relación de la viscosidad del fluido

con respecto al agua. A 20°C la viscosidad del agua pura es

de 1,002 CP (centipoise).

Viscosidad universal Saybolt: representa el tiempo en

segundos en que un flujo de 60cm3 salga de un recipiente,

el cual se ha mantenido a temperatura constante.

API: siglas de la American Petroleum Institute, organismo

especializado entre otras cosas en el establecimiento de

normas técnicas para la industria petrolera.



Empuje: es la fuerza que hace posible la expulsión de

hidrocarburos desde los yacimientos a través de los pozos

( Impulsión)

En sitio: dicese del petróleo tal como ocurre en el subsuelo,

en el yacimiento.

Simbología

Bo: Factor Volumétrico Del Petróleo

Sw: Saturación de Agua

Rd: Radio de Drenaje

.

Pwf : Presión Fondo Del Pozo.

Pb: Presión De Burbujeo.



Cw: compresibilidad Del Agua.

Np: Petróleo Producido A Condiciones Normales.

Sf: Saturación Del Fluido.

So: Saturación De Petróleo.

S: Saturación.

Sg: Saturación De Gas.

Vg: Volumen De Gas.

Vw: Volumen De Agua.

µ : Viscosidad.

∅: Porosidad.

Κ : Permeabilidad.

Vs: Volumen Del Sólido.



Bibliografia

DE FERRER PARIS, Magdalena. Inyección de agua y gasen yacimientos petrolíferos

ESSENFELD, Martín. Yacimiento de hidrocarburos.Editorial FONCIED 2000.

PARRA JONES, Juan. Elementos de la ingeniería deyacimiento.

B.C Craft y M. F, Hawkins. Ingeniería aplicada deyacimiento petrolífero.



BARERI, Efraín. Lexico de la industria venezolana de los

hidrocarburos. Ediciones CEPET. Caracas 1994.



Problemas

1.- Calcular el volumen poroso. Si la muestra seca pesa

5.500 gm, se humedece con parafina cuya densidad es de

0,90 gm / cm3 y el peso de la roca cúbica humedecida es de

5.850 gm. Luego calcular la porosidad.



Se tiene una roca de una forma como se indica a

continuación

Usando el método de saturación tenemos que:

Peso de la muestra seca = 5.500 g

Densidad de la parafina = 0,9 g /cm3

Peso de la muestra saturada = 5.850 g

Peso de parafina contenido = m. Saturada – m. Seca

Peso de parafina contenido en los poros = 5.850 g – 5.500

g

Peso de parafina contenido en los poros = 3.050 g

Vp = peso de parafina en los poros × (Densidad

parafina)-1



Vp = 350 g × (0.9 g / cm3)-1

Vp = 388.88cm3

Vp = Vs×∅ →= Vp ⁄ Vs

∅ =3

3

2197

88.388

cm

cmx 100

∅ = 17.70%

Como la porosidad calculada esta en un rango de 10% ∠ ∅

∠ 20% se considera buena en el campo de trabajo.

2.- Se tiene un yacimiento con un área de 1.000 acres,

un espesor de arena de 10 pies, una saturación de agua de

20% y un factor volumétrico de petróleo de 1,2 By / Bn.

Cuando se perforo el segundo pozo en ese yacimiento se

tomo una muestra de 10 pies de largo y con una base de 5

cm de radio, cuyo volumen una vez triturada dio 5.500 cm3.

Determinar el volumen original de petróleo de barriles a

condiciones legales, si la saturación del agua se incrementaen un 6% ¿ Cuál seria el nuevo volumen de petróleo a

condiciones normales y condiciones de yacimiento?

Características del Yacimiento



A = 1000 acres

Espesor = 10 pies

Sw = 20%

Vo = 1,2 ( By / Bn)

Muestra del Segundo pozo del yacimiento

H = 3 pies

R = 5 cmVmt = 5500 cm3

Formulas a usar:

N Bo

Sw xVx )1( −=

φ Para hallar el volumen de petróleo en

barriles (N) en C.N necesitamoscalcular V y de la muestra del segundo pozo.

Muestra del segundo pozo

3 pies

5 cm.



Conversión de unidades: 3 pies× 0,3048 mts/ pies ×

100cm/mts = 91,44 cm

∅ = Vm – Vmt / Vm

Para hallar la porosidad necesitamos calcular el volumen de

la muestra que se representa por medio de la ecuación del

volumen cilíndrico.

Vm = n × H × R2

Vm = 3,14 × 91,44 cm × (5 cm)2

Vm = 7.181,70 cm3

Con el volumen de la muestra podemos hallar la porosidad

sustituyendo en la ecuación anterior.

∅ 3

33

70,181.7

500.570,181.7

cm

cmcm −

=

∅= 0.234 x 100 = 23.4%

La porosidad es una variable adimensional, pero

sin embargo se expresa en porcentaje. Como la ∅ es mayor

a 20% se considera excelente para el almacenamiento de



crudo u otros fluidos en la roca que representa el segundo

pozo del yacimiento.

Se procede a calcular el volumen del yacimiento:

V = A × espesor

V = 1000 acres × 10 pies

V = 1000acres pies

Ya calculado el volumen del yacimiento y laporosidad del segundo pozo del yacimiento, se procede a

calcular N en C.N, con la formula planteada inicialmente.

Entonces tenemos que:

N

)/(2,1

)2,01(234.010000

Bn By

xacrepiesx −

=

Conversión de unidades

1 acre pies ≈ 7.758 barriles

10000 acres pies × acrepies

barrilies1

758.7 = 77.58 x

106 By



La ecuación queda como sigue:

N= 77, 58 x 106 By X 0.234 x 0.8

1, 2 By / Bn

Para encontrar las condiciones a yacimiento la formula

cambia como se muestra a continuación:

N = V × ∅ × (1- Sw)

N = 77, 58 × 106 By × 0,234 × (1 – 0, 26)

N = 13.433.752,8barriles en CY



Esquema de La Herramienta para Toma de

Núcleo

Corona de BajaInvasión

Estabilizador

Estabilizador

TuboExterno

ZapataInferior

Zapata

TUBO

IN T

ERNo

EnsamblajeExterno

Ensamblaje

Interno Mecanismo de

Activación Hidráulica



3 4 7 4 , 0

3 4 9 4 , 0

3 5 1 4 , 0

3 5 3 4 , 0

3 5 5 4 , 0

3 5 7 4 , 0

3 5 9 4 , 0

0 , 0 0 5 0 , 0 01 0 0 , 0 01 5 0 , 0 02 0 0 , 0 02 5 0 , 0 03 0 0 , 0 03 5 0 , 0 0



Carta de Correlación de Núcleo 452.

Muestras de Corona para corte de núcleos no

consolidados.

intrproducción a la ing. de yacimientos y porosidad

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