1. CAPITULO 2
2.1 PROPIEDADES DE LAS ROCAS
2.1.1 POROSIDAD
La roca reservorio debe ser capaz de almacenar y permitir la transmisibilidad de los fluidos.
Se define como espacio poroso a los espacios vacios inter granulares entre las partículas
sedimentarias. La porosidad se mide en porcentaje o en fracción.
ܸ‫ ݈ܽݐ݋ݐ ݊݁݉ݑ݈݋ܸ ݋ݏ݋ݎ݋݌ ݊݁݉ݑ݈݋‬െ ܸ‫ݏ݋ݐ݊݁݉݅݀݁ݏ ݁݀ ݊݁݉ݑ݈݋‬
‫׎‬ൌ ൌ
ܸ‫݈ܽݐ݋ݐ ݊݁݉ݑ݈݋‬ ܸ‫݈ܽݐ݋ݐ ݊݁݉ݑ݈݋‬
Tipos de porosidades:
Porosidad absoluta: Es aquella que considera como espacio vacio a los espacios
interconectados y no interconectados entre si.
Porosidad efectiva: Es aquella que considera como espacios vacios solo aquellos que se
encuentran interconectados. Esta porosidad en aquella que se determina con facilidad en
laboratorios.
Para Ingeniería es de interés la porosidad efectiva que considera los espacios
interconectados entre si, pues esta es una contribución al flujo de fluidos.
Métodos de medida:
La porosidad puede ser medida mediante Métodos Directos (Pruebas de laboratorio) y
Métodos Indirectos mediante los registros eléctricos en los análisis de pozos.

2. Tipos de empaquetamiento:
Cúbico: Los granos se encuentran superpuestos uno sobre otro en ángulo de 90°. Se
considera que los granos son perfectamente redondeados. La celda unitaria es un cubo de
lados iguales, el lado es igual a un diámetro es decir dos radios.
ܸ‫ ݐ‬ൌ ܸ‫ ݋ܾݑܿ ݊ݑ ݁݀ ݊݁݉ݑ݈݋‬ൌ ‫ܮ‬ଷ ൌ ‫ ܦ‬ଷ ൌ ሺ2‫ݎ‬ሻଷ ൌ 8‫ ݎ‬ଷ
4ߨ‫ ݎ‬ଷ
ܸ݃ ൌ ܸ‫ ܽݎ݂݁ݏ݁ ݈ܽ ݁݀ ݊݁݉ݑ݈݋‬ൌ
3
య
௏௣ ଼௥ య ିସగ௥ ൗଷ
‫׎‬ൌ ௏௧
ൌ ଼௥ య
ൌ 0.476
Hexagonal: Los granos se encuentran superpuestos en ángulo de 60°. Se considera que los
granos son perfectamente redondeados.
ܸ‫ ݐ‬ൌ ‫ܮ‬ଶ ‫ ߠ݊݁ݏܮ כ‬ൌ ‫ ܦ‬ଶ ‫ °06݊݁ݏܦ כ‬ൌ 8‫ ݎ‬ଷ ‫°06݊݁ݏ כ‬
4ߨ‫ ݎ‬ଷ
ܸ݃ ൌ ܸ‫ ܽݎ݂݁ݏ݁ ݈ܽ ݁݀ ݊݁݉ݑ݈݋‬ൌ
3
ଷ
ܸ‫ ݌‬ሺ8‫ ݎ‬ଷ ‫°06݊݁ݏ כ‬ሻ െ ሺ4ߨ‫ ݎ‬ൗ3ሻ
‫׎‬ൌ ൌ ൌ 0.395
ܸ‫ݐ‬ 8‫ ݎ‬ଷ ‫°06݊݁ݏ כ‬
Romboédrico: Los granos se encuentran superpuestos en ángulo de 45°. Se considera que
los granos son perfectamente redondeados.
ܸ‫ ݐ‬ൌ ‫ܮ‬ଶ ‫ ߠ݊݁ݏܮ כ‬ൌ ‫ ܦ‬ଶ ‫ °54݊݁ݏܦ כ‬ൌ 8‫ ݎ‬ଷ ‫°54݊݁ݏ כ‬
4ߨ‫ ݎ‬ଷ
ܸ݃ ൌ ܸ‫ ܽݎ݂݁ݏ݁ ݈ܽ ݁݀ ݊݁݉ݑ݈݋‬ൌ
3
ଷ
ܸ‫ ݌‬ሺ8‫ ݎ‬ଷ ‫°54݊݁ݏ כ‬ሻ െ ሺ4ߨ‫ ݎ‬ൗ3ሻ
‫׎‬ൌ ൌ ൌ 0.259
ܸ‫ݐ‬ 8‫ ݎ‬ଷ ‫°54݊݁ݏ כ‬
Factores
Factores que afectan a la porosidad:
• La distribución, el tamaño y la forma de los granos.
• El arreglo del empaquetamiento.
• Contenido de arcillas y cementación.
• Compactación y disolución.
poroso:
Procesos que pueden modificar el espacio poroso:
• Cementación
• Re cristalización
• Solución
• Desgaste

3. • Fracturamiento.
Tipos geológicos de porosidad:
Porosidad primaria: se refiere a los espacios porosos que se forman desde la sedimentación
de los granos.
Porosidad secundaria: es aquella que se genera por procesos que modifican el espacio
disponible entre los granos.
Porosidad dual o combinada: Se basa en la capacidad de flujo existente en los espacios
interconectados cuando la porosidad secundaria se presenta en el sistema. En estos casos
solo las porosidades mayores al 10% son de interés comercial.
2.1.2 PERMEABILIDAD
La permeabilidad de una roca es una medida de la capacidad de flujo, puede ser
determinada solamente por experimento del mismo. La permeabilidad depende de la
porosidad de una roca. El Ing. Hidráulico Henry Darcy realizó un estudio en 1856 en donde se
observó que:
࢑ ࢊ࢖
ࢂൌ ൈ
ࣆ ࢊࡸ
La unidad de proporcionalidad K, entre la velocidad y el gradiente de presión es el coeficiente
de permeabilidad y es usualmente medido en Darcy. A su vez, la permeabilidad es una
característica de la roca independiente del fluido usado para el experimento.
Uno de los factores que afecta a la permeabilidad es el tamaño de los granos: Tiene un efecto
considerable sobre la porosidad pero tiene un efecto predominante en cuanto a la
permeabilidad y esto se debe a que el tamaño del grano controla la humectabilidad de su
superficie.
En un empaque granular fino tendremos mayor energía de presión consumida por el fluido
que circula a través de él, menor velocidad y mayor efecto de fricción.

4. Tipos de permeabilidad:
Permeabilidad absoluta: Es la permeabilidad, medida en la roca
cuando ésta se encuentra saturada al 100% del mismo fluido.
Permeabilidad efectiva: Es aquella medida cuando la roca se
encuentra saturada de dos o más fluidos.
Permeabilidad relativa: Es la relación entre la permeabilidad
efectiva y la permeabilidad absoluta. Este tipo de porosidad es
de gran importancia para los estudios de recuperación mejorada
de petróleo pues ligadas a la saturación de fluidos en la roca
permite conocer la cantidad de petróleo extraíble y remanente.
Métodos de medida:
Puede ser determinada por análisis de núcleos, ecuaciones empíricas, pruebas de
producción.
La Ley de Darcy es la expresión cuantitativa de la permeabilidad. Se representa por K y se
mide en Darcy o miliDarcy.
Sistema lineal: Se asume que el flujo ocurre a través de un área constante en planos
paralelos y las presiones de ingreso y salida se mantienen contantes.
K * A * ( P − P2 )
Q= 1
µL

5. El flujo de gas y líquido pueden ser medidos con la misma ecuación, utilizada para medir la
permeabilidad en laboratorios.
Sistema radial: Se usa como una aproximación de la expresión cuantitativa de flujo que se
produce del pozo al reservorio. Se asume el flujo ocurre en dos superficies cilíndricas
concéntricas.
2π * K * A * ( P − Pw )
Q=
r
µ * ln
rw
El siguiente gráfico muestra la variación de la presión vs distancia desde el pozo. Para una
mayor presión diferencial (Pe-Pw) la curva se comprime más a la izquierda, la caída de
presión se puede dar a un porcentaje mayor, considerar que las presiones no cambian en el
tiempo y existe un solo fluido en cuestión.

6. COMBINACIÓN DE PERMEABILIDADES
En la mayoría de reservorios se puede encontrar dos tipos de variaciones de la
permeabilidad:
• Lateral
• Vertical
Para variaciones paralelas o capas paralelas se calcula la permeabilidad promedio
asumiendo que cada capa individual es homogénea y permeable. Se consideran separadas
una de otras y que no ocurre flujo entre ellas. También considera un sistema radial cuyas
dimensiones físicas y presiones límite son las mismas para cada capa.
Permeabilidad promedio en un sistema de capas paralelas:
2π * K avg * H t * ( Pe − Pw )
Qt =
µ * ln re r
w
Qt = Q1 + Q2 + Q3 + ........
K avg * H t = K1 * H1 + K 2 * H 2 + ....
La permeabilidad promedio es el equivalente a la suma de los productos de permeabilidades
individuales y sus respectivos espesores divididos para el espesor total en cuestión.
A la relación K*H se la define también como CAPACIDAD DE PERMEABILIDAD.
Para variaciones en serie los cambios de permeabilidad son el resultado de la completación
del pozo u otras prácticas que inciden en las técnicas de producción.
La K en la zona que rodea al pozo varía acorde la distancia a los límites entre las dos zonas
se asumen como cambios abruptos de permeabilidad y varía la presión.

7. ( Pe − Pw ) = ( Pe − P) + ( P − Pw )
re
ln
rw
K avg =
1 1 re
ln r * ln
K1 rw K r
2
PERMEABILIDADES RELATIVAS
Las permeabilidades relativas pueden ser para gas, petróleo y agua. Estas permeabilidades
varían acorde la saturación del fluido desde el valor de 0 a 100%.
Son medidas bifásicas que se representan gráficamente por un par de curvas de la fase
mojante y no mojante vs la saturación de la fase mojante. La Kr de la fase mojante tiene
forma de cóncava y de la fase no mojante tiene forma de S.

8. Consideraciones:
1. Para que la fase mojante comience a fluir la permeabilidad relativa debe ser mayor que
cero.
2. La permeabilidad relativa de la fase no mojante alcanza un valor de 1.0 antes de llegar a
su saturación del 100%.
3. La variación de saturaciones dispone de mayor espacio poroso a la fase cuya saturación
incrementa.
4. La fase mojante y no mojante se mueven en su propia red de canales selectos.
5. El punto de cruce de las curvas y es indicativo de:
5.1. Si la medida con registros es mayor que la indicada en la grafica de
permeabilidades relativas la producción de petróleo será baja y declinará
rápidamente aumentando al mismo tiempo la producción de agua.
5.2. Mientras mayor sea la curva hacia la derecha y hacia abajo mayor será la
mojabilidad de la roca con respecto al agua.
6. La fase mojante ocupa los espacios porosos más pequeños y la fase no mojante ocupa los
poros mas grandes donde en flujo es mayor.
7. La fase mojante dejará de fluir a una alta saturación de la fase no mojante, debido a que
en los poros pequeños las fuerzas capilares son más grandes.
8. Se llama roca Hidrófila aquella donde el medio poroso tiene preferencia a ser humectado
por agua.
9. Se llama roca Oléfila aquella donde el medio poroso tiene preferencia a ser humectado por
petróleo
Imbibición: Es el proceso en el que sube el porcentaje de agua en la roca y el valor relativo del
agua (Empapa de agua a la roca).
Drenaje: Cuando se reduce la cantidad de agua en la roca porque ingresa petróleo (Empapa
de petróleo a la roca).

9. PARA ESTUDIAR:
Principios del método directos de porosidad.
Principios de los métodos indirectos de medida de porosidad.