1. Ing. Luis Albán G.

2. Al petróleo no se lo encuentra en grandes lagos
o ríos subterráneos, a diferencia de lo que
muchos piensan.
Al petróleo se lo encuentra almacenado dentro
de los poros de las rocas que componen el
yacimiento.
Para que el petróleo pueda ser producido, la
roca reservorio debe ser porosa y permeable.

3. Los poros de las rocas yacimiento de petróleo
y/o gas están saturadas con los fluidos: agua,
petróleo y/o gas.
La ingeniería de Yacimientos, tiene por
objetivo calcular la cantidad de fluidos
almacenados y la transmisibilidad de esos
fluidos en el yacimiento.
El almacenamiento y transmisibilidad de los
fluidos dentro del yacimiento dependen de las
características y distribución de la roca y los
fluidos.

4. Roca: material compuesto de uno o varios
minerales como resultado final de los
diferentes procesos geológicos.
Reservorio: Roca porosa con la capacidad de
albergar uno o más fluidos en sus
espacios porales.
Yacimiento: Acumulación considerable de
alguna sustancia en el interior de la
roca.

5. Pozo Petrolero: Perforación que conecta el
yacimiento con la superficie, mediante
un arreglo mecánico.
Campo Petrolero: Área delimitada de terreno,
en el cual pueden existir varios pozos y
yacimientos.
Porosidad: Fracción de una roca que es
ocupada por los poros (espacio o
volumen poroso).

6. Saturación: Porcentaje del volumen poroso
ocupado por un fluido.
Permeabilidad: Propiedad de la roca para
permitir el flujo de un fluido a
través de ésta.
Tensión Interfacial: Diferencia en presión
existente en la interfase de dos
fluidos no miscibles.

8. Capilaridad: Propiedad de los líquidos que
depende de su tensión superficial,
que le confiere la capacidad de
subir o bajar por un tubo capilar.
Humectabilidad: Tendencia que tiene un
fluido para adherirse o mojar la
superficie de la roca en presencia
de otro fluido inmiscible.

9. Espesor de Formación (Thickness): Porción
vertical del reservorio, con capacidad
de almacenar y transmitir fluidos.

10. Medida del espacio poroso dentro de una roca,
expresado en fracción o en porcentaje (%) del
volumen total de la roca.

11. La expresión general para la porosidad es:
Vb − Vg Vp
φ= = (2.1)
Vb Vb
Donde:
Vb = Volumen total de la roca
Vg = Volumen ocupado por los granos (sólido)
Vp = Volumen ocupado por los poros.

12. Porosidad Absoluta:
Es la porosidad total de la roca, tomando en
cuenta los poros conectados y no conectados
dentro de la roca.
Porosidad Efectiva:
Es la porosidad de la roca, tomando en cuenta
solo los poros que se encuentras
interconectados.

13. Porosidad Primaria:
Porosidad formada al mismo tiempo que los
sedimentos se fueron depositando. El volumen
poroso depende del espacio entre los granos
individuales del sedimento.
Porosidad Secundaria:
Volumen poroso formado después de la
sedimentación. La magnitud, forma, tamaño e
interconexión de los poros, no dependen de la
forma de las partículas originales de sedimento

14. Porosidad Primaria Porosidad Secundaria

15. Arreglo Teórico de Empaquetamiento de los
Granos

16. Arreglo Teórico de Empaquetamiento de los
Granos

17. Arreglo Teórico de
Empaquetamiento
de los Granos

18. Arreglo Teórico de Empaquetamiento de los
Granos

19. Valores Típicos de Porosidad
 20% para una arena limpia y consolidada.
 6% - 8% para carbonatos
Estos valores son aproximados, y ciertamente
no se cumplirán en todos los casos.

20. Factores que intervienen en la Porosidad
 Uniformidad en el tamaño del grano.
 Grado de Cementación.
 Empaquetamiento.
 Forma de las partículas.

21. Factores que intervienen en la Porosidad

22. Considere un volumen de roca con una
superficie de un (1) acre y espesor de un (1)
pie, este constituye la unidad básica de
medida de volumen de roca en los cálculos
petroleros (acre-pie).
También es práctica estándar expresar el
volumen de líquidos en barriles.

23. Conversiones:
1 acre = 43560 ft3
1 acre-ft = 43560 ft3
1 bbl = 42 gal = 5.61 ft3
1 acre-ft = 43560/5.61 = 7758 bbl

24. Entonces podemos decir que el volumen poroso
de un reservorio de un acre-pie esta dado por:
V p = 7758 * φ [bbl / acre − ft ]
Debemos tomar en cuenta que en un
yacimiento de petróleo siempre encontraremos
cierta cantidad de agua connata o irreductible,
también podemos encontrar gas.

25. Para un reservorio que solo contiene petróleo y
agua, el valor del POES por acre-ft esta expresado
por:
7758 *φ * S o 7758 * φ * (1 − S w )  STB 
N=
βo
=
βo  acre − ft  (2.2)
 

26. Donde:
N = POES/acre-ft
So = Saturación de petróleo
Sw = Saturación de agua
Bo = Factor volumétrico de formación del petróleo
[RB/STB]
So + Sw = Vo/Vp + Vw/Vp = 1
Vo = volumen de petróleo en el espacio poroso
Vw = volumen de agua en el espacio poroso

27. Para un reservorio q solo contiene gas y agua, el
valor del GOES por acre-ft, tenemos q tomar las
siguientes consideraciones:
Ps *Vs P *V p (2.3)
=
Ts zT
Donde el subíndice “s” denota a condiciones
estándar.
P * Ts
GOES = Vs = V p (2.4)
z * T * Ps

28. Conocemos que:
Vp = 43560*φ*(1-Sw) [ft3/acre-ft]
Ts = 460°F + 60°F = 520°R
Ps = 14.7 psia
Entonces tenemos:
520 P
GOES = 43560 * φ * (1 − S w ) * P * (2.5)
14.7 z * T
1540 * φ * (1 − S w ) * P MSCF
GOES = (2.5a)
zT acre − ft