Este documento describe las características y propiedades clave de los yacimientos de hidrocarburos. Explica conceptos como porosidad, permeabilidad, saturación, compresibilidad y tensión superficial/interfacial. La porosidad se refiere al espacio vacío en la roca, la permeabilidad a la capacidad del fluido para fluir a través de la roca, y la saturación a la fracción del volumen poroso ocupado por un fluido. Estas propiedades dependen de factores como la forma, tamaño y empaquetamiento de los

1. Características y propiedades de los yacimientos de los hidrocarburos
Introducción.
Sabemos que los yacimientos pueden ser porciones y bloques fragmentados de
roca permeable, muy complejos, que tienen grandes probabilidades de contener
petróleo y gas. Algunos pueden ser yacimientos muy angostos, otros pueden ser
planos como panqueques y otros pueden estar fragmentados. Todas estas formas
de yacimientos tienen cantidades vitales de petróleo y gas que queremos explotar.
También podríamos considerar que los yacimientos petrolíferos son dinámicos.
Los procesos de enterramiento, elevación, compactación y destrucción que se
producen en la tierra, así como lo que hacemos con ellos, cambian sus
propiedades. Es difícil pensar en la cantidad de factores que deben converger
para que hoy existan estos yacimientos y podamos explotarlos.
Objetivo.
IDENTIFICAR LAS DIFERENTES CARACTERÍSTICAS, PROPIEDADES FISICAS
DEL YACIMIENTO
Desarrollo del tema
Porosidad
Para definir porosidad es necesario saber que un poro es el espacio entre las
partículas que conforman un cuerpo sólido, los cuales pueden ser macroporos o
microporos. Conociendo que las rocas reservorios por excelencia son las arenas,
las cuales, por lo general, están constituidas por macroporos que dan una idea de
buena porosidad, entonces se puede decir que Porosidad es la relación entre el
volumen de los poros con respecto al volumen total de la roca y hace referencia al
almacenamiento de los fluidos en la roca.
La porosidad puede clasificarse:
Según la conexión entre los poros:
· Absoluta: toma en cuenta tanto los poros interconectados como los no
interconectados, es decir, es el volumen poroso total de la roca.

2. · Efectiva: sólo toma en cuenta el volumen existente en los poros interconectados.
· No efectiva: hace referencia al volumen existente en los poros no
interconectados
Según su origen:
· Primaria: es la porosidad que adquiere la roca cuando ocurren los procesos de
sedimentación y diagénesis, es decir, los granos no sufren de alteraciones por
otros factores.
La compactación disminuye los espacios porosos, la cementación rellena los
espacios vacíos, quedando una porosidad intergranular, que es la consecuencia
de todo lo ocurrido en la porosidad primaria.
· Secundaria: esta se genera después de los procesos geológicos de la fase
depositacional, como la sedimentación y la diagénesis.
Pueden ser por:
· Disolución
· Fracturamiento
· Cementación
· Presión solución intergranutar
· Presión por compactación

3. · Recristalización
· Según su valor (en porcentaje):
· Muy pobre 0-5
· Pobre 5-10
· Moderada 10-15
· Buena 15-20
· Muy buena 25-30
Factores que afectan la porosidad
· Forma de los granos
Granos redondeados
Granos no redondeados
Las formas de los granos se definen con los procesos geológicos a los cuales
están expuestas las rocas. Los más redondeados poseerán mayor porosidad con
respecto a los no redondeados.

4. · Uniformidad del tamaño de los granos (Escogimiento)
Granos grandes
Granos grandes mezclados
con granos pequeños
Como los granos de las arcillas son menores que los de las arenas, estos suelen
ubicarse entre los espacios vacíos, haciendo que la porosidad de las areniscas
disminuya.
· Cementación
El cemento es una mezcla de material como cuarzo, calcita, dolomita, el cual irá
afectando el espacio vacío de la roca. Mientras más material cementante, la
porosidad disminuirá, esto quiere decir, que mientras más consolidada o
compactada este la roca, menor será su porosidad.
· Régimen de deposición (Empaquetamiento)
Hace referencia a la forma en que se depositan los granos

5. Si los granos son de tamaño menor, pero presentan el mismo arreglo, tendrán la
misma porosidad.
· Compactación mecánica
Las capas suprayacentes causan una disminución en el volumen total de la roca,
esto por motivo de la compresión que causan en los yacimientos. A mayor
profundidad menor será la porosidad debido a las capas suprayacentes.

6. Permeabilidad
Es la capacidad que tiene la roca de dejar pasar un fluido a través de sus poros
interconectados sin que este afecte la estructura interna de la roca.
· Absoluta (K): es la permeabilidad que ocurre cuando el fluido que se moviliza a
través de los poros satura 100% a la roca.
· Efectiva (Kx): es la permeabilidad cuando hay más de un fluido que se moviliza
a través de los poros, es decir, cada fluido tiene una saturación menor al 100%.
La suma de las permeabilidades efectivas es menor a la permeabilidad absoluta.
· Relativa (Kr): es la relación existente entre la permeabilidad efectiva y la
absoluta.
La suma de las Kr es menor que la unidad (1).
Rangos de la permeabilidad
La permeabilidad es medida en Darcy, lo que refiere a la movilidad de un fluido
con una densidad de 1 gr/cc y un centipoise de viscosidad, en un estado
monofásico que satura 100% a la roca, y fluye con una velocidad de 1 cm/s por
medio de 1cm2 de área y un gradiente de presión de 1 atm/cm.
Saturación
Es la fracción en porcentaje del volumen poroso del yacimiento que es ocupado
por un tipo de fluido en específico.
Dependiendo del fluido se tiene:
· Saturación de petróleo
· Saturación de agua
· Saturación de gas

7. La suma de todas las saturaciones que se encuentren en el volumen poroso de la
roca debe ser igual a 1.
Si la roca carece de porosidad, es decir de volumen poroso, carecerá de
saturación de fluidos.
Compresibilidad
Es la variación del volumen por unidad de volumen que sufre cualquier fluido,
cuando ocurre una diferencia de presión, manteniendo la temperatura constante.
Tensión superficial o interfacial
Es el trabajo necesario para crear una nueva unidad de superficie en la interfase
de dos fluidos inmiscibles (que no se mezclan)
· Tensión superficial: los fluidos están en fases distintas
· Tensión interfacial: los fluidos están en fases iguales
Humectabilidad (Molabilidad)
Es el ángulo de contacto que forman los fluidos con respecto a la superficie sólida
de la roca, es decir, es la capacidad que tienen los fluidos de adherirse a la roca
en presencia de otros fluidos inmiscibles, tratando de ocupar la mayor cantidad de
superficie sólida posible.
· Fase mojante: se adhieren más fácilmente a la roca. Por lo general agua y
petróleo.
· Fase no mojante: se adhierente poco o no se adhieren a la roca. Por lo general
el gas es considerado como la fase no mojante.

8. Según la mojabilidad los yacimientos se clasifican en:
· Yacimientos hidrófilos: la fase mojante es el agua.
· Yacimientos oleófilos: la fase mojante es el petróleo.
Presión capilar
Diferencia de presión existente en la interfase que separa a dos fluidos
inmiscibles, cuando se encuentran en contacto con un medio poroso.
Pc = Pnm - Pm
Donde:
Pc: presión capilar
Pnm: presión de la fase no mojante
Pm: presión de la fase mojante
Conclusión.
Cada yacimiento es único en lo que se refiere a las propiedades de los crudos y
del medio poroso, por lo cual se deben diseñar sistemas químicos característicos
para cada aplicación.
Bibliografía:
 Essenfeld Martin, Darberii Efraín E. Yacimientos de Hidrocarburos. Editorial
FONCIED. Pág 22-29. Caracas, Venezuela. 2001.
 Láminas del profesor Gustavo Prato del semestre 1-2008