Cálculo de la Permeabilidad en Unidades de Campo y SI
A continuación, se presenta una tabla de conversión de unidades para el cálculo de la permeabilidad:
Variable | Unidades de Campo (Oilfield Units) | Unidades SI | Conversión |
---|---|---|---|
Área | acre | m2 | 4.04 x 103 |
Compresibilidad | psi-1 | Pa-1 | 1.45 x 10-4 |
Longitud | ft. | m | 3.05 x 10-1 |
Permeabilidad | md. | m2 | 9.9 x 10-16 |
Presión | psi | Pa | 6.9 x 10+3 |
Caudal (petróleo) | STB/d | m3/s | 1.84 x 10-6 |
Caudal (gas) | MSCF/d | m3/s | 3.28 x 10-4 |
Viscosidad | cp | Pa-seg | 1 x 10-3 |
Condiciones para la Existencia de Gas y Petróleo
Para que existan acumulaciones de gas y petróleo, se deben cumplir las siguientes condiciones:
- Cuenca Sedimentaria
- Roca Generadora o Roca Madre
- Migración y Timing
- Sello
- Reservorio
- Trampa
Características del Reservorio
El petróleo y el gas natural no se encuentran en cavernas, sino que están embebidos (impregnados) en rocas denominadas reservorios. Los reservorios son rocas porosas y permeables capaces de contener hidrocarburos, de manera similar a como una esponja contiene agua.
Un reservorio se caracteriza por tres propiedades fundamentales:
- Porosidad: Es el porcentaje de espacios vacíos respecto al volumen total de la roca. Indica el volumen de fluidos (hidrocarburos o agua de formación) que puede contener el reservorio.
- Permeabilidad: Describe la facilidad con que un fluido puede moverse a través del reservorio. Controla el caudal que puede producir un pozo, es decir, el volumen de producción estimado. A mayor permeabilidad, mayor potencial de producción.
- Saturación de hidrocarburos: Expresa el porcentaje del espacio poral que está ocupado por petróleo o gas. Permite estimar el porcentaje de contenido del fluido del reservorio. A mayor saturación, mayor volumen de hidrocarburos.
Presión del Punto de Burbuja
Correlación de Standing
Donde:
- Pb = Presión del punto de burbuja (psia)
- T = Temperatura del sistema (°R)
Correlación de Vasquez-Beggs
Coeficiente | API <= 30 | API > 30 |
---|---|---|
C1 | 0.0362 | 0.0178 |
C2 | 1.0937 | 1.187 |
C3 | 25.7240 | 23.9310 |
Factores Principales que Afectan la Porosidad de la Formación
Los factores que afectan la porosidad son:
- Tipo de empaque
- Presencia de material cementante
- Geometría y distribución del tamaño de los granos
- Presión de las capas suprayacentes (Overburden Stress)
Efectos sobre la porosidad
- Ordenamiento pobre: La mezcla de partículas pequeñas con grandes reduce la porosidad, ya que las pequeñas se encajan en los espacios entre las grandes.
- Cementación: Los cementos, como las sales de calcio, precipitan y unen los granos, ocupando el espacio poroso y reduciendo la porosidad.
- Angularidad: Las partículas angulares pueden reducir la porosidad en ambientes de alta energía, pero en ambientes de baja energía, pueden aumentar la porosidad al dejar espacios vacíos.
- Overburden Stress: Una alta presión puede reducir la porosidad al compactar el empaquetamiento de las partículas o al precipitar más cementos.
Ejemplo de Cálculo de Petróleo Original en Sitio (POES)
Se tiene un yacimiento de petróleo con una presión de punto de burbuja de 3000 psia y una temperatura de 160°F. El petróleo tiene 42°API y una relación gas-petróleo (Rs) de 600 scf/STB. La gravedad específica del gas en solución es 0.65. Además, se conocen los siguientes datos:
- Área del reservorio = 640 acres
- Espesor promedio = 10 ft
- Saturación del agua connata = 0.25
- Porosidad efectiva = 15 %
Paso 1: Determinar la gravedad específica del petróleo:
γo = 141.5 / (42 + 131.5) = 0.8156
Paso 2: Calcular el factor volumétrico inicial del petróleo (Boi) aplicando la ecuación de Standing:
Boi = 0.9759 + 0.00012 * [600 * (0.65 / 0.8156)0.5 + 1.25 * (160)]1.2
Boi = 1.306 bbl/STB
Paso 3: Calcular el volumen poral:
P.V. = 7758 * 640 * 10 * 0.15 = 7,447,680 bbl
Paso 4: Estimar el petróleo original en sitio (POES):
Permeabilidad Efectiva y Promedios de Permeabilidad Absoluta
Se define como permeabilidad efectiva de una roca a la permeabilidad de un fluido en particular cuando la saturación de este fluido en la roca es menor al 100%.
Tipos de Permeabilidades Absolutas Promedio
- Permeabilidad promedio ponderada
- Permeabilidad promedio armónica
- Permeabilidad promedio geométrica