Mecanica De Yacimientos

MECANICA DE YACIMIENTOS

Los estudiantes de la carrera de “Ingeniería Petrolera” normalmente encuentran un muro
infranqueable en el primer curso de Ingeniería de Yacimientos, debido principalmente a dos
razones: (1) por ser una materia completamente nueva, donde tienen que utilizar un lenguaje
desconocido hasta entonces para ellos, y , (2) porque carecen de un libro de texto donde se
incluya el curso completo.

La Ingeniería de Yacimientos es una ciencia dinámica, vasta y compleja; día tras día los
investigadores aportan algo nuevo con el afán de ampliar o renovar los métodos y sistemas ya
existentes. Por esta razón, y muchas más, se justifica la necesidad de contar con una guía que
pueda facilitar su estudio, apegándonos estrictamente al programa del curso “Principios de
Mecánica de Yacimientos”

Puede decirse, que este trabajo comprende dos partes: la primera, se dedica al estudio de los
problemas estáticos de los yacimientos. Se presenta en forma sistemática y gradual la evaluación
de los hidrocarburos en el yacimiento. El principal problema estático es la determinación de la
reservas de hidrocarburos en el yacimiento, lo cual requiere el entendimiento de los yacimientos.
Su constitución mineral y estructuras, la evaluación del espacio poroso y volumen efectivo; la
medición de la presión del yacimiento junto con sus respectivas saturaciones. Atendiendo este
problema se tuvo especial cuidado en incluir ciertas normas propuestas por un grupo de analistas
expertos en el calculo de reservas.Con el fin de planear programas futuros de exploración se hace
necesario evaluar la recuperación de fluidos en el inicio de la vida de un campo. Estas
evaluaciones se efectúan muchas veces antes de que se haya establecido, por medio de
programas de perforación, los limites del campo o también antes de que haya suficiente
producción, lo cual dificulta el trabajo por la falta de información. Sin embargo, se pueden hacer
estimaciones cercanas a la realidad a través de la extrapolación de curvas de declinación de la
producción obtenidas de la historia de explotación. Si se desarrolla en este trabajo el”método
empírico de extrapolación” para estimar la vida útil, reserva de hidrocarburos y comportamiento
futuro de un campo. Se describen con detalle y se ilustran en forma esquemática los diferentes
métodos que permiten la determinación del espacio poroso posible en la roca almacenadora y de
la extensión geométrica de las formaciones que pueden contener aceite y/o gas. También se
deducen ecuaciones matemáticas teóricas y se ilustran por medio de ejemplos numéricos y
estudios de yacimientos para describir los tipos de comportamiento de los pozos. Al mismo tiempo,
se estudia el efecto que tiene la fuente, clase y precisión de los datos de información y estudios
sobre los cálculos y análisis. Los datos incluyen informaciones geológicas, estudios petrofìsicos y
propiedades físicas de los fluidos del yacimiento.

La segunda parte de este trabajo, trata sobre los problemas dinámicos de los yacimientos. Se
estudia el comportamiento y control de los yacimientos de gas con y sin entrada de agua; se
desarrolla la ecuación de balance de materia para ambos casos y se ilustra su aplicación práctica
en la evaluación de los parámetros de interés.

Igualmente, se estudia el comportamiento de los yacimientos de gas y condensado, poniendo
énfasis sobre el fenómeno de “condensación retrograda”. Finalmente, se hace un breve estudio a
manera de introducción sobre los problemas de conificacion de gas y agua en los pozos de aceite.

CONTENIDO

PROLOGO

CAPITULO 1

SIMBOLOGÍA, UNIDADES Y FACTORES DE CONVERSIÓN
Reservas de Hidrocarburos 5
Definiciones
Reserva de hidrocarburos
Clasificación de reservas
Reserva probada
Reserva probable
Reserva posible

VOLUMEN ORIGINAL DE HIDROCARBUROS
Limite areal de los yacimientos para reservas probadas
Limite físico
Limite convencional
Métodos volumétricos para el cálculo del volumen original de hidrocarburos a condiciones
de yacimientos
Construcción de secciones transversales
Correlación de secciones transversales
Mapas estructurales
Calculo del volumen bruto de roca
Métodos de isopacas
Método de cimas y bases
Plano de referencia
Determinación de la porosidad media
Porosidad
Determinación de la porosidad
Determinación de la saturación media de agua congénita
Saturación de fluidos
Determinación de la saturación de fluidos
Calculo del volumen original de hidrocarburos a condiciones de yacimientos
Metodo de iso-hidrocarburos o iso-indices de hidrocarburos
Propiedades de los fluidos del yacimiento
Introducción
Propiedades físicas del gas natural
Factor de compresibilidad (Z)
Obtención de Z a partir de la composición de la mezcla
Obtención de Z a partir de la densidad relativa del gas
Viscosidad del gas
Factor de volumen del gas
Densidad del gas
Propiedades físicas del aceite
Viscosidad del aceite
Factor de volumen del aceite
Razón de solubilidad del gas en el aceite o razón gas disuelto aceite
Factor de volumen de la fase mixta
Propiedades físicas del agua de formación o congénita
Razón de gas disuelto –aceite
Factor de volumen del agua de formación

RESERVAS DE ACEITE
Volumen original de aceite a condiciones de yacimiento
Cuando se disponen de estudios geológicos
Cuando no se disponen de estudios geológicos
Volumen de aceite a condiciones atmosféricas
Factor de recuperación
Reserva original
Reserva actual

CURVAS DE DECLINACION DE LA PRODUCCION
Introducción
Curvas típicas obtenidas de la historia de producción
Obtención del gasto limite económico
Clasificación y métodos de extrapolación de las curvas de declinación
Método empírico de extrapolación
Declinación exponencial
Definición de la tendencia lineal
Declinación de la producción
Calculo de la reserva
Gastos futuros y tiempo de vida útil
Declinación hiperbólica
Definición de la tendencia lineal
Declinación de la producción
Método para determinar la reserva
Gastos futuros y tiempo de vida útil
Aplicaciones practicas
Aplicaciones para un yacimiento con declinación exponencial
Aplicaciones para un yacimiento con declinación hiperbólica

RESERVAS DE GAS
Reserva de gas asociado disuelto (G A D)
Volumen original de GAD @ c. s.
Reserva original de GAD
Reserva actual de GAD
Reserva de gas libre no-asociado (GLNA)
Volumen original de GLNA @ c. y.
Cuando se dispone de estudios geológicos previos
Cuando no se dispone de estudios geológicos
Volumen original de GLNA @ c. s.
Reserva original de GLNA
Reserva actual de GLNA
Reserva de gas libre asociado (GLA)
Reserva de gas húmedo
Factor de encogimiento por impurezas
Reservas de gas seco:
Provenientes del húmedo
Factor de encogimiento por licuables
Factor de encogimiento total
Reserva de condensado
Reserva de gas seco convertido a liquido
Reserva de líquidos totales de HC

FUERZAS QUE INTERVIENEN EN EL MOVIMIENTO DE LOS FLUIDOS DENTRO DE
UN MEDIO POROSO Y PERMEABLE
Fuerza de presión
Fuerza de empuje
Fuerza de gravedad
Fuerza de viscosidad
Fuerza de inercia

FLUJO DE FLUIDOS EN MEDIOS POROSOS
Permeabilidad-ley de Darcy
Clasificación de sistemas de flujo en el yacimiento de acuerdo con la geometría de flujo
Flujo lineal-ecuación de Darcy
Ecuación de flujo lineal de gas
Flujo radial-ecuación de Darcy
Importancia y efecto de las variables y parámetro que intervienen en la ecuación de Darcy
Flujo semi-esférico-ecuación de Darcy
Flujo combinado-ecuación de Darcy
Combinación de permeabilidades
Flujo a través de capas en paralelo
Flujo a traves de capas en serie
Efecto Klinkenberg
Conceptos de permeabilidad
Permeabilidad absoluta
Permeabilidad efectiva
Permeabilidad relativa
Índice de productividad
Razón gas-aceite instantáneo

YACIMIENTO DE GAS
Ecuación de balance de materia
Ecuación de balance de materia para yacimientos de gas sin entrada de agua
Ecuación de balance de materia para yacimientos de gas con entrada de agua
Efecto del ritmo de producción sobre la recuperación
Equivalentes en gas del agua y condensados producidos
Potencial absoluto de los pozos

YACIMIENTOS DE GAS Y CONDENSADO
Calculo del volumen original de condensado y gas en yacimiento de gas y condensado
Clasificación de los tipos de yacimientos de acuerdo con los diagramas de fase

INTRODUCCION AL ESTUDIO DE LA CONIFICACION DEL GAS Y DEL AGUA

CAPITULO 1

SIMBOLOGIA, UNIDADES Y FACTORES DE CONVERSION

SIMBOLOS UNIDADES FACTIBLES DE CONVESION

A = AREA m2

m3 g @ c. y
Bg = Factor de volumen del gas (Bg<1)
m3 g @ c. y

Bo = Factor de volumen de aceite (Bo>1) m3o @ c. y + (ad @ c. y )
m3o @ c.s

Bt = Factor de volumen de las dos fases
Bt = Bo + Bg (Rsi – Rs) (m3o + ad ) @ c. y
m3o @ c.s

Bw = Factor de volumen de agua
m3w @ c. y
m3w @ c.s

(Kg / cm2) – 1
C = Comprensibilidad

(Kg / cm2) – 1
Cf = Comprensibilidad de la formación

(Kg / cm2) – 1
Cg = Comprensibilidad del gas
(Kg / cm2) – 1
Co = Comprensibilidad del aceite (Kg / cm2) – 1
Cw = Comprensibilidad del agua

D = Profundidad

E = Esparcimiento m / seg2
g = Aceleración de la gravedad m3g
G = Volumen original de gas @ c. s m3g

Gi = Volumen acumulativo de gas inyectado @ c.s
m3g
Gp = Volumen acumulativo de gas producido @ c. s
m
H = Espesor bruto
m
h = Espesor neto
m3 / dia
i = Gasto de inyección
(m3 / dia) / ( Kg / cm2)
j = Índice de productividad
(m3/dia) / (Kg/cm2)(m)
Js = Índice de productividad especifico
darcy
K = Permeabilidad absoluta
darcy
Kg = Permeabilidad efectiva al gas
darcy
Ko = Permeabilidad efectiva al aceite
darcy
Kw = Permeabilidad efectiva al agua

Kr, Ko, Krw = Permeabilidad relativa al gas, aceite y agua darcy
respectivamente

-
ln = Logaritmo natural (base “e” )
-
log = Logaritmo decimal (base “10” )
lb/mole-lb
M = Peso molecular

SIMBOLOS UNIDADES

N = Volumen original de aceite @ c. s m3o

Np = Volumen acumulativo producido de aceite m3o
@ c. s

p = Presion Kg/cm2

Pb = Presion de burbujeo o de saturacion Kg/cm2

Pe = Presion estatica del yacimiento Kg/cm2

Pi = Presion inicial Kg/cm2

P = Presión media Kg/cm2

Pc = Presión critica Kg/cm2

pPc = Presion pseudo-critica Kg/cm2

pPr = Presion pseudo – reducida -

Pwf = Presion de fondo fluyendo Kg/cm2

Pws = Presion de fondo estatica Kg/cm2

q = Gasto o ritmo de produccion m3/dia

qg = Gasto de gas m3g/dia

qo = Gasto de aceite m3o/dia

qw = Gasto de agua m3w/dia

re = Radio de drene del pozo m

ri = Radio de invasión m

rw = Radio del pozo m

R = Constante universal de los gases lb – pg2/°R – mole – lb

R = Razón gas - aceite instantánea m3g/m3o

Gp
Rp = Razón gas – aceite acumulativa ( ) m3g/m3o
Np
m3g/m3o
Rs = Razón de gas – disuelto – aceite

Rsw = Razón de gas –disuelto – agua m3g/m3w
S = Saturación en general m3f@ c. y / m3 poros

Sg = Saturación de gas m3g@ c. y / m3poros

Sgr = Saturación de gas residual m3g@ c. y / m3 poros

Sgc = Saturación de gas critica m3g @ c. y / m3 poros
So = Saturación de aceite m3o @ c. y / m3 poros
Sor = Saturación de aceite residual m3o @ c. y / m3 poros
Soc = Saturación de aceite critica m3o @ c. y / m3 poros
Sw = Saturación de agua m3w @ c. y / m3 poros
Swi = Saturación de agua congénita o intersticial m3w @ c. y / m3 poros
S. G. = Densidad relativa del gas (aire = 1) -
t = Tiempo días

t = Tiempo adimensional o numero de periodos de
explotación -

T* = Temperatura °C

Ty = Temperatura del yacimiento °C

Tc = Temperatura critica °K

pTc = Temperatura pseudo – critica °K

pTr = Temperatura pseudoreducida -

T = tiempo, solamente para fines de análisis
dimensional

SIMBOLOS UNIDADES
V = Volumen m3
Vp = Volumen de poros m3
Vb = Volumen bruto (total) de roca m3
Vs = Volumen de sólidos m3
W = Volumen de agua m3
We = Entrada acumulativa de agua al yacimiento @ c. y m3
Wi = Volumen acumulativo de agua inyectado @ c. s m3
Wp = Volumen acumulativo producido de agua @ c. s m3
X = Fracción molar de la fase líquida -
Y = Fracción molar de la fase gaseosa -
Z = Fracción molar de la mezcla -
Z = Fracción de comprensibilidad del gas -
∅ = Porosidad m3poros/m3roca
µ = Viscosidad poises
µg, µo, µw = Viscosidad del gas, aceite y agua poises
λ = Movilidad ( λ = K/ µ ) (darcys/poises)
ρ = Densidad gr/cm3
ρ g, ρ o, ρ w = Densidad del gas, aceite y agua gr/cm3
@ c. e. = Medido a condiciones de escurrimiento -
@ c. s. = Medido a condiciones estándar o superficiales −
@ c. y. = Medido a condiciones de yacimiento -

SUB – INDICES FACTORES DE CONVERSION

a = Atmósfera, aire Longitud
b = Burbujeo o saturación
c = Critica, congénita 1pg = 2.54 cm.
d = Disuelto 1 pie = 30.48 cm.
f = Fluidos, fluyendo, formación
g = Gas volumen
i = Inicial, invadido
l = Libre, liberado 1B1 = 1591t. = 42 gal.
o = Aceite 1B1 = 5.615 pie3
p = Producción acumulativa, poros 1 m3 = 6.29b1 = 35.314 pie3
r = Residual, reducido
s = Especifico Presión
w = Agua 1atm. = 760 mm. Hg
y = Yacimiento 1atm. = 14.7lb/pg2 abs.

CONSTANTES

Condiciones superficiales (c. s.) = 1 atm. Y 20°C ò 14.7 lb/pg2
Y 60°F

°k = °C + 273°
Temperatura absoluta =
°R = °F + 460°

Peso molecular medio del aire seco = 28.97

Volumen de 1 mole – gr. de gas @ c. s. = 22.4 litros

Volumen de 1 mole – lb de gas @ c. s. = 379.4 pies3

Peso especifico del agua @ c. s. = 1 gr/ cm3 = 62.4 lb/ pie3

Peso especifico del gas @ c. s. = 0.0764 (lb/pie3)

R = 82.05 ( atm – m3 ) / ( °K – mole – gr )

R = 10.73 ( lb/pg2-pie3 ) / ( °R – mole – lb )

I m = 39.37 pg

1b Kg
p = 3087 X 0.07031 = 217
pg 2 cm2

ReservasHidrocarburos

CAPITULO 2

RESERVAS DE HIDROCARBUROS

1.0 DEFINICIONES

1.10 RESERVA DE HIDROCARBUROS

Se llama así al volumen de hidrocarburos medidos a condiciones atmosféricas, que se puede producir
con cualquiera de los métodos y sistemas de explotación aplicables. (Métodos mecánicos,
Recuperación primaria, Recuperación secundaria).

Se debe hacer notar que los datos de las reservas de hidrocarburos no son fijos, si no que tienen un
carácter dinámico debido a un ajuste continuo a medida que se cuenta con mayor información. Puesto
que la exactitud de las reservas depende de la calidad y cantidad de los datos disponibles, su valor
mas cercano a la realidad se obtendrá a medida que aumente la vida productiva del yacimiento.
Calcular las reservas no significa aplicar mecánicamente los distintos métodos para obtener un valor
promedio de los resultados, si no obtenerle valor mas cercano al real. Dichos volúmenes representan
juicios estrictamente técnicos y no deben estar influenciados por actitudes conservadoras u optimistas
por parte del que los calcula.

1.20 CLASIFICACION DE RESERVAS.

Existen diversos criterios para clasificar las reservas de hidrocarburos dentro de los cuales los mas
importantes son:

a)- Según la cantidad y el grado de exactitud de los datos

1. Reservas Probadas.
2. Reservas Probables.
3. Reservas Posibles.

b)- De acuerdo con el tipo de fluidos

1. Reservas de Aceite.
2. Reservas de gas.
3. Reservas de Condensados.

1.21RESERVA PROBADA.

Es aquella que procede de yacimientos donde existe la “evidencia de producción de hidrocarburos” por
información confiable, tal como la proveniente de: (1) pozos productores, (2) pruebas de información,
(3) pruebas de producción, (4) registros geofísicos, (5) balance de materia, etc.

Página 1 de 32


1.22 RESERVA PROBABLE

Es aquella cuya “existencia” se supone en “áreas vecinas” a las probadas de acuerdo con la
interpretación geológica, geofísica o la aplicación de métodos de balance de materia.

Además, se consideraran como reservas probables, los incrementos que se infieran puedan provenir
de los proyectos de inyección de fluidos o el empleo de mejores técnicas para complementar el
mecanismo de recuperación, podran incluirse como “Probadas” cuando el incremento en la
recuperación ha sido “confirmado” por una prueba piloto representativa o un programa en operación.

1.23 RESERVA POSIBLE

Es aquella que pudiera provenir de áreas donde se hubieran localizado “condiciones geológicas
favorables” para la acumulación de hidrocarburos. Esas condiciones podrán ser en “nuevas”
estructuras o en formaciones ”mas profundas” que las conocidas.

1.24 En forma convencional se entenderá como RESERVA TOTAL (HASTA PROBABLE), a la suma de
las reservas probada y probable, análogamente, RESERVA TOTAL (HASTA POSIBLE) será la suma
de las reservas probada, probable y posible.

Página 2 de 32


CAPITULO 3

-VOLUMEN ORIGINAL DE HIDROCARBUROS -

Con el fin de pronosticar el comportamiento de un yacimiento petrolero se necesita conocer el volumen
original de hidrocarburos en el yacimiento, así como también la energía disponible para expulsar el
aceite y el gas.

Un yacimiento petrolífero está confinado por límites geológicos como también por límites de fluidos, todos
los cuales deben determinarse lo mas exactamente posible. Dentro del confinamiento de tales limites, el
aceite esta contenido en lo que generalmente se refiere a la “zona bruta”. “El volumen neto” es la parte
del yacimiento de donde se produce aceite o gas y se determina de acuerdo con los valores de
permeabilidad, porosidad y saturación de agua. La información que se obtiene de las muestras de
formación del análisis de núcleo y de los registros geofísicos de los pozos “es básica” en la evaluación
antes dicha.

Si se conoce el volumen del espacio poroso y las propiedades de los fluidos que lo saturan, el cómputo
de los hidrocarburos en el yacimiento se convierte en una operación bastante simple. El volumen original
de hidrocarburos se puede calcular básicamente aplicando dos métodos, a saber: método volumétrico,
ecuación de balance de materia y simulación de yacimientos.

Sin embargo, para fines de este capitulo solamente se considerara el “método volumétrico”.

1.00 LIMITE AREAL DE LOS YACIMIENTOS PARA RESERVAS PROBADAS.

1.10 LIMITE FISICO

Se entiende por “limite físico” de un yacimiento aquel definido por algún accidente geológico (fallas,
discordancias, etc.) o por disminución de la saturación de hidrocarburos, porosidad, permeabilidad, o por
efecto combinado de estos parámetros.

1.2- LIMITE CONVENCIONAL.

Son límites convencionales aquellos que se establecen de acuerdo con el grado de exactitud de los
datos o de conformidad con las normas establecidas.

Las normas que a continuación se enlistan, han sido propuestas por un grupo de analistas expertos en
cálculo de reservas; las cuales parecen ser bastante razonables y lógicas pero, de ninguna manera
deberán tomarse como únicas o definitivas ya que éstas pueden cambiar con el criterio de cada analista.

1.21 Si el límite físico del yacimiento se estime a una distancia “mayor de un espaciamiento” entre pozos,
del yacimiento de que se trate; del pozo situado mas al exterior, se fijara como limite convencional la
poligonal formada por las tangentes a las circunferencias vecinas trazadas con un radio igual a la unidad
del espaciamiento entre pozos. (Fig.3-1)

Página 3 de 32


1.22 Si el "límite físico" del yacimiento queda a una distancia menor de un espaciamiento entre pozos, de
el pozo productor situado mas al exterior, se deberá considerar el limite físico.

1.23 En el caso de existir pozos extremadamente improductivos a una distancia menor o igual a la del
espaciamiento entre pozos, el limite físico se estimara a partir de los datos disponibles, y en ausencia de
ellos, a la mitad de la distancia que separa el pozo improductivo y el pozo mas cercano el.(Fig. 3-2).

Página 4 de 32


1.24 En el caso de tener un pozo productor a una distancia de DOS espaciamientos, este se tomara en
cuenta para el trazo de la poligonal que define el área probada, únicamente si existe correlación
geológica confiable o pruebas recomportamiento que indique la continuidad del yacimiento en esa
dirección. De no existir los datos anteriores el pozo se considerara POZO AISLADO, y su reserva se
calculara con el límite convencional o sea con la circunferencia trazada con radio igual a la mitad del
espaciamiento.

1.30 Cuando no se disponga de estudios geológicos que confirme o demuestren la continuidad de los
yacimientos entre pozos vecinos, la reserva se calculará para cada pozo considerándolo como POZO
AISLADO, con un radio de drene "convencional" igual a la mitad del espaciamiento entre pozos del
yacimiento de que se trate o del considerado mejor aplicado entre campos vecinos.

1.40 Para la estimación de las reservas de un yacimiento se tomará como área probada la limitada
físicamente y de no existir ésta, se utilizará la limitada físicamente y de no existir esta, se utilizara la
“limitada convencionalmente".

2.00 METODOS VOLUMETRICOS PARA EL CALCULO DEL VOLUMEN ORIGINAL DE
HIDROCARBUROS A CONDICIONES DE YACIMIENTOS.

La secuela de estudio de un yacimiento desde el punto de vista "estático" comprende los siguientes
pasos:

1.- Construcción de secciones transversales, utilizando los registros geofísicos de todos los pozos
perforados en el área de yacimiento.
2.- Correlación de dichas secciones.
3.- Construcción de mapas estructurales.
4.- Cálculo del volumen de roca.
5.-Determinación de la porosidad media del yacimiento.*
6.- Determinación de la saturación de agua congénita media.*
7.- Cálculo del volumen original de hidrocarburos a condiciones de yacimiento.

2.10 CONSTRUCCION DE SECCIONES TRANSVERSALES.

Las secciones transversales se escogen de una manera arbitraria y las posibles, procurando que unan o
pasen cerca del mayor numero de pozos, tal como se observa en la Fig. (3-3)

Página 5 de 32


2.20 CORRELACION DE SECCIONES TRANSVERSALES.

La correlación de las secciones se hace por medio de los registros geofísicos, dibujando dichos registros
a una escala determinada y uniendo por medio de curvas continuas las marcas que identifiquen las
mismas formaciones teniendo en cuenta que los registros deben dibujarse a partir del nivel del mar o de
un plano de referencia cualquiera Fig. (3-4). La correlación de las secciones se puede hacer también por
medio de cortes de barrena, con registros de calibración de agujero etc., pero con los registros eléctricos
es una forma sencilla y precisa.

2.30 MAPAS ESTRUCTURALES.

Utilizando las secciones ya correlacionadas, se procede a trazar la configuración de "cimas", anotando
en un plano de localizaciones del campo la profundidad de la "cima" de la formación que se está
estudiando y haciendo las interpolaciones necesarias; entre los pozos se unen puntos de igual cota,
obteniéndose de esta manera un "mapa de cimas".

De la misma manera que se realiza la configuración de “cimas”; se puede hacer la de "bases". Para
trazar la de "isopacas" se superponen las dos anteriores coincidiendo los pozos de las dos
configuraciones, y en los puntos en los cuales se crucen las curvas se determina el espesor, teniendo
éstos puntos se procede a configurar las curvas de igual espeso: o de isopacas. También se construye, y
es lo más común, con los datos de espesores de cada pozo. (Espesores netos).

Página 6 de 32


2.40 CALCULO DEL VOLUMEN BRUTO DE ROCA

Para poder calcular el volumen de roca, existen dos métodos:

a) Método de ISOPACAS
b) Método de CIMAS Y BASES

2.41 METODO DE ISOPACAS

Este método tiene como base la configuración de un mapa con curvas de igual espesor de formación,
para cuya preparación se tiene que disponer de un plano con las localizaciones de todos los pozos que
constituyen el campo en estudio. Se anota en cada uno de ellos el espesor neto de la formación y se
hace la configuración por interpolación o extrapolación de datos para tener curvas con valores cerrados,
tal como se observa en la Fig. 3-5, que es un plano de isopacas para un campo hipotético que se toma
como ejemplo (escala 1:50 000).

Las áreas encerradas por las diferentes curvas se miden, sea con ayuda de un planímetro, sea usando
fórmulas de integración numérica o por cualquier otro método conocido. Los valores encontrados se
anotan en la tabla 3-1, columna (4). En la misma tabla aparecen los espesores y las áreas convertidas a
dimensiones reales.

En la figura 3-6 aparece una gráfica en cuyas ordenadas están los espesores netos de la formación que
fueron anotados en la columna (1) de la tabla 3-1 y en las abscisas, las áreas del terreno anotadas en
la columna (5) de la misma tabla.

Se determina el área bajo la curva (figura3-6) entre los límites cero y área máxima. El valor encontrado
se multiplica por la escala de la gráfica para obtener el "volumen neto de roca". Al multiplicar este
volumen neto de roca por la porosidad media de la formación y por la saturación media de
hidrocarburos, da precisamente el volumen de hidrocarburos que se trata de conocer.

EJEMPLO: (31).

Sea el caso de la figura (3-5)

(1) (2) (3) (4) (5)

Espesor de la Área del plano Área del terreno
Pozo No. Espesor neto (m) Isopaca (m) (cm2) (106 m2)
1 18.4 00 207.4 51.85
2 25.1 10 170.1 42.53
3 20.0 15 141.8 35.45
4 19.8 20 86.2 21.55
5 19.0 25 51.0 12.75
6 34.0 30 26.6 6.65
7 34.0 35 8.2 2.05
8 21.3 40 1.2 0.30

Página 7 de 32


Página 8 de 32


Escala vertical: 1 cm. - 4 m
Escala horizontal: 1 cm. – 4 x 106 m2

Por tanto: 1 cm2 (plano) – 16 X 106 m3 (terreno)

61.0 cm2 (pano) – x (terreno)

X= 16 x 106 m3 x 61.0 cm2
1 cm2

X= 976 x 106 m3

Los espesores netos de los pozos 9,10 y 11, están indicados en el plano de Isopacas (Fig. 3-5)

Página 9 de 32


Por lo que el “volumen neto de roca” será igual a:

Vb = 976 x 106 m3

Si se desea calcular el "volumen bruto de roca" se tomarán en cuenta las zonas densas (lentes, cambio
de facies, etc.) y las intercalaciones lutíticas, los cuales pueden ser detectados por los registros
eléctricos tomados en cada uno de los pozos.

En consecuencia para calcular el "espesor neto de roca porosa", se restan del espesor total o bruto del
yacimiento los espesores de las intercalaciones compactas.

Ilustración de como obtener los espesores netos de los pozos. Figura (3-7).

Por definición:

Espesor total o bruto = Prof. Base-prof. Cima

H=DB-DC

Espesor neto Espesor total – suma esp. compactos

h=H- (e1+e2)

2.42 METODO DE CIMAS Y BASES

Este método tiene como base la configuración de mapas con curvas de igual profundidad tanto de las
Cimas como las Bases de la formación para cuya preparación será necesario disponer de planos con las
localizaciones de todos los pozos que constituyen el campo en estudio. Por medio de registros
geofísicos, se puede determinar la Cima y la Base de la formación productora pare cada uno de los
pozos.

En el plano de localización de los pozos se anotan en cada uno de ellos, la profundidad de la cima de la
formación correspondiente y se hace la configuración por interpolación o extrapolación de datos para
tener curvas con valores cerrados, tal como se observa en la Fig. (3-8).

Página 10 de 32


Las áreas encerradas por las diferentes curvas se miden, sea con la ayuda de un planímetros sea
usando fórmulas de integración numérica conocidas. Los valores encontrados se anotan en la tabla
3-111, columna (2). En la misma tabla aparecen las áreas convertidas a dimensiones reales. En la figura
(3-9), aparece una gráfica en cuyas ordenadas están las profundidades de las cimas que fueron
anotados en la columna (1) de la tabla 3-111 y en las abscisas las áreas del terreno anotadas en la
columna (2) de la misma tabla.

Se procede de la misma manera con las bases, cuyas profundidades y áreas reales de las diferentes
curvas de su configuración, se llevan a la gráfica de la figura (3-9), obteniendo de esta forma los perfiles,
tanto de cimas como de bases del yacimiento estudiado.

Se determina el área Fig.3-9, delimitada por los perfiles de cimas y bases. El valor encontrado se
multiplica por la escala de la gráfica para obtener de esta forma, el "volumen bruto de roca", que al
multiplicarse por la porosidad media de la formación y por la saturación media de hidrocarburos, da
aproximadamente el volumen de hidrocarburos que se trata de conocer; puesto que si se conoce el
factor de compacidad del yacimiento el volumen de hidrocarburos deberá multiplicarse por este factor
para obtener un valor mas real, ya que de otra manera se estaría considerando que no existen
intercalaciones compactas.

Tabla 3-II

(1) (2) (3)

Pozo No. Profundidad de las Profundidad de las
Cimas (m.b.n.m.) Bases (m.b.n.m.)
1 2527 2576
2 2535 2575
3 2512 2557
4 2495 2548
5 2528 2575
6 2526 2575
7 2528 2571
8 2528 2576

Página 11 de 32


Tabla 3-III

(1) (2) (3)
Profundidad Área curvas Cimas Área curvas Base
(m.b.n.m.) Plano (cm )2 6
Real (10 m ) 2 2
Plano (cm ) Real (106 m2)
2490
2500 60 0.150
2510 600 1.500
2520 1200 3.000
2530 2400 6.000
2550 40 0.100
2560 400 1.000
2570 1000 2.500
2580 2300 5.750

Profundidad del contacto agua-hidrocarburos = 2540 m.

Página 12 de 32


2.421 PLANO DE REFERENCIA

Con este mismo método, podemos obtener un plano de referencia tal que divida al volumen total de roca
almacenante de hidrocarburos en dos partes iguales.

El fin que se persigue es el de poder referir cualquier parámetro a este plano, siendo éste uno de los
tantos métodos que existen para definir un plano de referencia. La secuela a seguir es bastante sencilla.
A partir de la grafica (Fig.3-9) (Profundidad vs. Área real), se construye una tabla (tabla 3-1V); colocando
en la columna (1) de la misma, los valores de la profundidad y en la columna (2) los valores
correspondientes de las áreas comprendidas entre la curva de "cimas", y la curva de "bases" y la
profundidad fijada.

Como ya se vio anteriormente estas áreas representan volúmenes de roca. Una vez construida la tabla
3-IV, se grafican los valores contenidas en ella en un plano de coordenadas cartesianas, tomando como
ordenadas a las profundidades y como abcisas a los volúmenes correspondientes (Fig. 3-10).

A partir del volumen medio de roca total (1/2 Vb), se baja una línea vertical hasta intersectar la curva;
desde este punto, se traza otra línea horizontal en forma tal que intersecte al eje de coordenadas. El
valor sobre las ordenadas dará la profundidad del plano de referencia.

Del ejemplo anterior; (Fig. 3-l0), se puede apreciar que la profundidad del plano es de:

D = 2529 m.b.n.m.

Página 13 de 32


TABLA 3-1V

Profundidad Volumen de roca
(m.b.n.m.) (106 m3)
2497 0
2510 9.75
2520 32.25
2530 77.25
2540 150.05

Antes de continuar es conveniente puntualizar algunos aspectos relacionados con las “base" de la
formación del yacimiento.

No siempre es conocida la "base de una formación productora. En una estructura acumuladora de
hidrocarburos de tipo cerrada, la "base" puede ser perfectamente diferenciada a partir de los registros
geofísicos tomados en cada uno de los pozos perforados durante el desarrollo del campo, cuando se
pasa de una formación porosa y permeable (arenas, calizas) a otra impermeable o densa (lutitas,
arenas lenticulares, calizas densas, etc.). Sin embargo, en estructuras acumuladoras de hidrocarburos
asociados con un acuífero o agua de fondo, la base o limite inferior del yacimiento será "el agua de
fondo" o contacto "agua-hidrocarburo".

A continuación se presentan algunos casos relacionados con lo anteriormente expuesto.

CASO 1.- (Existencia de un contacto AGUA-HIDROCARBUROS).

Página 14 de 32


CASO II.- (Existencia de bases)

Página 15 de 32


2.50 DETERMINACION DE LA POROSIDAD MEDIA

2.51 POROSIDAD

Porosidad es una medida de los espacios vacíos o huecos contenidos una roca, expresada como una
fracción (o porcentaje) del volumen total de dicha roca.

La definición anterior se puede expresar matemáticamente como sigue:

∅= Vb – Vb Vb (Vol. de poros) ..... (3-1)
=
Vb Vb (Vol. de roca)

Donde:
∅ = Porosidad
Vb= Volumen bruto o total de roca
Vs = Volumen ocupado por los sólidos o volumen de granos
Vp = Volumen de poros = Vol. Total - Vol. de sólidos.

TIPOS DE POROSIDAD.
Existen dos tipos de porosidad:

A) Porosidad absoluta (∅a).- Es la razón del espacio poroso total al volumen total de roca, sin
tomar en cuenta si los poros están comunicados entre si o no.

∅ = Vp (comunicados y no comunicados)............ (3-2)
Vb

B) Porosidad efectiva (Øe). - Es la razón del espacio poroso intercomunicado al volumen total de roca

Øe = Vp (intercomunicados)............ (3-3)
Vb

En atención a la recuperación de los hidrocarburos de los depósitos subterráneos (yacimientos) éstos
deberán desplazarse cientos de metros a través de los poros abiertos de la roca hacia los pozos
productores. Si los hidrocarburos ocupan espacios porosos aislados, éstos no podrán ser recuperados y
en consecuencia tendrán poco interés dentro del campo de la ingeniería petrolera.

Obviamente la "porosidad efectiva" será la que interese al ingeniero petrolero, ya que es una indicación
de la conductividad de los fluidos, aunque no una medida de ellos necesariamente.

La porosidad efectiva es una función de muchos factores litológicos. Los más importantes son: forma de
los granos, distribución o arreglo de los granos, compactación, cementación, cantidad y clase de arcillas
y estado de hidratación de las mismas

Se hace una ilustración gráfica de los conceptos anteriores con la Fig. 3-11, la cual muestra varios
arreglos de empacamiento de esferas y sus porosidades correspondientes.

Página 16 de 32


Geológicamente, la porosidad también puede ser clasificada en dos tipos, de acuerdo con el tiempo de
formación:

1.- Porosidad Primaria (intergranular).- Es la porosidad formada simultáneamente con el depósito de los
sedimentos. Los huecos contribuyentes a este tipo, son los espacios entre los granos individuales de los
sedimentos. Las rocas sedimentarias clásticas o detríticas tienen este tipo de porosidad.

Ejemplo: - Areniscas, conglomerados, caliza, etc.

2.- Porosidad Secundaria. - Está constituida por cavernas, fisuras, fracturas, juntas, etc., formadas
después de que los sedimentos fueron depositados, por agentes tales como soluciones circulantes,
dolomitización, movimientos tectonicos, etc.

Las rocas sedimentarías no clásicas, tienen este tipo de porosidad.

Ejemplo: calizas, dolomitas.

Cabe aclarar que las formaciones almacenadotas pueden presentar simultáneamente ambas
porosidades.

MAGNITUDES TIPICAS DE LA POROSIDAD

Un valor típico de la porosidad para arenas limpias, consolidadas y razonablemente uniformes es de
20%. Las rocas carbonatadas (calizas, dolomitas) normalmente presentan bajos valores, dentro de un
rango aproximado del 6 al 8%. ∅ - 6% ≤ ∅ 20%

Página 17 de 32


2.52 DETERMINACION DE POROSIDAD

Existen dos métodos básicos para la determinación de la porosidad

(1) Método directo y (2) Método indirecto.

1.- METODO DIRECTO

La porosidad de la formación productora se puede obtener directamente a partir de muestras
representativas de dicha formación (núcleos), utilizando métodos de laboratorio”. Se utilizan equipos
relativamente simples y la preparación, de pruebas y cálculos de la porosidad son trabajos rutinarios que
cualquier persona, aun sin experiencia puede aprender rápidamente. Sin embargo, la interpretación y
aplicación de los resultados obtenidos requiere el conocimiento de un técnico familiarizado con la
ingeniería de yacimientos.

Numerosos métodos han sido desarrollados para la determinación de la porosidad de rocas consolidadas
con porosidad intergranular. Muchas de los métodos desarrollados son para muestras pequeñas,

La porosidad de volúmenes considerables de rocas esta representada “estadísticamente” a partir de los
resultados obtenidos sobre numerosas muestras pequeñas. En las mediciones de laboratorio de la
porosidad, es necesario determinar “únicamente” dos de los tres parámetros básicos (volumen de roca,
volumen de poros y volumen de sólidos). Todos los métodos de determinación de volumen de roca son,
en general, aplicables a la obtención tanto de la porosidad absoluta como la efectiva.

VOLUMEN DE ROCA.- Aunque el volumen de roca puede ser calculado directamente midiendo las
dimensiones de una muestra de forma regular el procedimiento usual utiliza la observación del volumen
de fluido desplazado por la muestra. El fluido desplazado por la muestra puede ser observado ya sea
volumetricamente o gravimetricamente. En cualquiera de los procedimientos es necesario evitar que el
fluido penetre dentro de los espacios porosos de la roca.

Esto puede resolverse (1) por revestimiento de la roca con parafina o una sustancia similar, (2) por
saturación de la roca con el fluido dentro del cual este es sumergido, o (3) utilizando mercurio. Las
determinaciones gravimetricas del volumen de roca pueden ser resueltos por la observación de la
perdida en peso de la muestra, cuando es sumergido en un fluido u observando el cambio en peso de un
“picnómetro” cuando ha sido llenado con mercurio solamente y después cuando ha sido llenado con
mercurio y el núcleo de la muestra.

EJEMPLO: 3-3

Una muestra seca ha sido sumergida en un picnómetro lleno con mercurio.

A = Peso de la muestra seca en el aire = 20.0 g.
B = Peso del picnómetro lleno con Hg. @ 20°C = 350 g.
C = Peso del picnómetro lleno con mercurio y la muestra @ 20ºC = 235.9 g.
(Hg = 13.546 g/cm3).

Peso de la muestra + peso del picnómetro lleno con Hg =

A+B=20+350=370g.

Peso del mercurio desplazado = A+B-C = 370- 235.9 = 134.1 g.

Volumen de mercurio desplazado = 134.1/13.546 = 9.9 cm3.
Volumen de roca = Vb = 9. 9 cm3. -

Página 18 de 32


La determinación volumétrica del volumen de roca utiliza una variedad de picnómetros o volumetros
especialmente construidos. Algunos de ellos son: picnómetro eléctrico, volúmetro Russell, etc.

VOLUMEN DE SÓLIDOS.- El volumen de sólidos puede ser determinado a partir del peso de una
muestra seca y de la densidad de los granos de la misma. El procedimiento usual para la determinación
del volumen de sólidos aplica los métodos de Melcher - Nutting, Russell, Stevens, Boyle y otros; estos
dos últimos aplican el principio de expansión de gas.

EJEMPLO: 3-4

Conocida la densidad de los granos de arena, determinar la porosidad absoluta.

E = Densidad de los granos de arena = 2.67 g./cm3
F = Peso de la muestra seca en el aire = 20 g.
G = Volumen total de la muestra = 9.9 cm3 (Ej. anterior).
H = Volumen de los granos o sólidos = F/E 20/2.67 = 7.5 cm3.

Porosidad absoluta (∅a) = G –H = 9.9 – 7.5 = 3.5 cm3
G 9.9

∅a = 24.2 %

VOLUMEN DE POROS.- Todos los métodos de medición de volúmenes de poros conducen a la
determinación de la porosidad efectiva. Los métodos se basan ya sea en la extracción de un fluido de la
muestra o en la introducción de un fluido dentro de los espacios porosos de la muestra rocosa.

El porosimetro Washburn-Bunting, mide el volumen de aire extraído de los espacios porosos, provocando
un vació parcial en el prososimetro y manipulando un deposito de mercurio auxiliar.

El núcleo es expuesto a la contaminación del mercurio y por tanto no sirve para realizar otra prueba
posterior. El método de Stevens, es una modificación del método anterior, con la variante de que se evita
la contaminación del núcleo. Existen otros métodos tales como el porosimetro de Kobe y el porosimetro
por inyección de mercurio.

El método de saturación para la determinación de la porosidad, consiste en saturar una muestra seca y
limpia con un fluido de densidad conocida. El volumen de poros se determina del aumento en peso de la
muestra.

La muestra está usualmente evacuada en un frasco vació al cual el flujo puede ser admitido para la
saturación de la muestra por medio de un embudo separador.

EJEMPLO: 3-5

Porosidad efectiva por el método de saturación.

A = Peso de la muestra seca en el aire = 20 g.
8 = Peso de la muestra saturada en el aire 22.5 g.
C = Densidad del fluido que satura (agua) = 1.0 g./cm3
Peso del agua en los espacios porosos = B –A = 22.5-20 = 2.5 g.
Volumen del agua en los espacios porosos = 2.5 g. = 2.5 cm3
1g/cm3
3
Volumen de poros efectivos =2.5 cm
Volumen de roca = 9.9 cm3 (ejemplo anterior).

Porosidad efectiva = 2.5/9.9 = 0.253
Øe = 25.3 %

Página 19 de 32


La porosidad de las formaciones productoras se puede determinar “indirectamente” por medio de los
registros geofísicos. Es el método mas comúnmente utilizado, ya que se obtiene un valor "promedio" de
la porosidad del yacimiento, valor más aproximado al real.

De acuerdo con la información obtenida, proveniente de los registros eléctricos, registros sonicos de
porosidad, registros de densidades y registros radioactivos, se tendrán los elementos necesarios para
que ayudados por ciertas correlaciones promedio de la formación almacenadora de hidrocarburos.

METODOS DE OBTENCION DE LOS VALORES MEDIOS DE POROSIDAD PARA CADA POZO EN
PARTICULAR Y EL YACIMIENTO.

A) POROSIDAD PROMEDIO PARA EL POZO

El valor medio de la porosidad para un pozo en particular se puede obtener a traves de (1) un “promedio
aritmético”, (2) de una “ponderación” con respecto a los espesores de los intervalos analizados, para
cada yacimiento.

1.- PROMEDIO ARITMETICO

Teniendo como base, el perfil eléctrico del espesor total de la formación productora, se divide en una
serie de intervalos (tramos que tengan características similares), calculándose sus porosidades
correspondientes, Fig. (3-12). El valor medio de la porosidad se calcula, utilizando la siguiente expresión:

n
∑ ∅1 .....(3-4)
∅ pozo i=1
n Donde n = No. De intervalos escogidos

Página 20 de 32


2. - PROMEDIO PONDERADO.

Considerando que la porosidad es una propiedad que varia tanto en el sentido vertical como arealmente,
el promedio aritmético generalmente no es representativo. Basado en las mismas consideraciones que
se hicieron en el primer caso, el valor medio de la porosidad se obtiene ponderando con respecto a los
espesores de los intervalos considerados:

n
∑ ∅1
∅ pozo i=1 …..(3-5)
n
∑ ∅1
i=1 Donde n = No. De intervalos escogidos

B) POROSIDAD PROMEDIO DEL YACIMIENTO

El valor medio de la porosidad del yacimiento se puede obtener en forma similar al obtenido para un
pozo, es decir utilizando un "promedio aritmético” y un "promedio ponderado" en la forma siguiente:

Promedio Aritmético Promedio Ponderado

n n
∑ ∅ Pozo i ∑ ∅ Pozo i Hi
∅ yac i=1 ...(3-6) ∅ yac i=1 ...(3-7)
n n
∑ Hi
i=1

Donde: n = No. De pozos Donde: Hi = espesor total de la formación
productora en cada pozo

Sin embargo, existe un método adicional para el calculo del valor medio de la porosidad del yacimiento.

METODO DE ISOPOROSIDADES

Sobre un plano de localización de los pozos, se anotan los valores medios de porosidad para cada pozo
y se procede a la configuración de curvas de igual valor. Se miden las áreas definidas por las curvas del
plano de isoporosidades y se calcula el valor medio ponderado con la siguiente expresión:

A max.
∅ Yac. = ∫0 ∅ da …..(3-8)
A max.
Donde ∅ = porosidad de cada una de las curvas

.

Página 21 de 32


2.60 DETERMINACION DE LA SATURACION MEDIA DE AGUA CONGENITA

2.61 SATURACION DE FLUIDOS (Sf).

En un yacimiento normalmente está presente más de un fluido. Se acepta que inicialmente los espacios
porosos de la roca fueron llenados con agua de mar en su totalidad. Los hidrocarburos más ligeros se
movieron por gravedad hacia la parte mas alta de la estructura hasta alcanzar posiciones de equilibrio
hidrostático y dinámico, desplazando en su recorrido agua de los intersticios hasta una saturación de
agua congénita, de aquí que cuando un yacimiento es descubierto, este puede contener aceite, gas y
agua.

El término "saturación de fluidos" es utilizado para indicar la presencia de los fluidos en la formación. La
saturación de fluidos se “define” como: “La fracción o porcentaje del espacio poroso ocupado por un
fluido particular a las condiciones del yacimiento.

Matemáticamente se puede expresar la definición anterior como sigue:

Sf = (Vol. de fluidos @ c.y.) …..(3-9)
(Vol. de poros)

Al representar idealmente un poro o intersticio (figura inferior), saturado por aceite, gas y agua, se
encontraría normalmente en la forma siguiente:

So = (Vol. de aceite @ c.y.) …..(3-10)
(Vol. de poros)

Sg = (Vol. de gas @ c.y.) ………(3-11)
(Vol. de poros)

Sw = (Vol. de agua @ c.y.) …..(3-12)
(Vol. de poros)

Si un poro contiene ricamente aceite, gas y agua, se podrá demostrar que

So + Sg + Sw = 1 ……. (3-13)

SHC + Sw = 1 …….(3-14)

Luego:

SHC = ( 1- Sw) …….(3-15)

Página 22 de 32


Por definición todos los valores de saturación están relacionados a “volúmenes porosos” y no a
volúmenes de roca.

2.62 DEFINICIONES DE LAS DIFERENTES SATURACIONES.

Existen dos métodos para determinar la saturación de fluidos:
(1) Método directo Y (2) Método indirecto.

1.- METODO DIRECTO

La saturación de fluidos puede ser obtenida “directamente utilizando métodos de laboratorio”, basados en
el análisis de muestras representativas del yacimiento (núcleos). En la determinación de este parámetro
son necesarias las siguientes consideraciones (1) cómo son medidos éstos valores, (2) que representan
estos valores y (3) conociendo lo que ellos representan, como pueden ser aplicados.

Entendiendo a los valores de las saturaciones originales de la roca se pueden distinguir esencialmente
tres métodos. Estos métodos comprenden ya sea la evaporación de los fluidos en la roca o desplazando
los fluidos de la roca por extracción con un solvente.

Uno de los métodos más populares es el de la "retorta. Este método toma una muestra pequeña de la
roca y la calienta hasta evaporar el agua y aceite, los cuales son condensados posteriormente y
recolectados en un pequeño vaso. Tiene algunas desventajas este método: (1) debido a las elevadas
temperaturas con que se trabaja (1000 a 1100 ºF), se remueve el agua de cristalización de la roca,
causando un aumento en la saturación de agua intersticial y (2) el aceite calentado a altas temperaturas
tiende a desintegrarse térmicamente (CRACKING), cambiando en consecuencia su estructura molecular.

Existo otro método para la determinación de la saturación de agua, que es el de centrifugado del fluido
saturante.

En el cálculo de la saturación de agua congénita o intersticial, la cantidad de agua obtenida en el análisis
debe corregirse a las condicionas de presión y temperatura existentes en el yacimiento; dicha corrección
debe hacerse porque la temperatura del yacimiento y las sales en solución causan un aumento
volumétrico del agua con respecto al volumen determinado en el laboratorio debido a los efectos de
expansión térmica y solubilidad. Sin embargo, la reducción volumétrica debido a la compresión resultante
por la carga hidrostática, compensa, casi en su totalidad, la expansión mencionada.

FACTORES QUE AFECTAN LA SATURACION DE FLUIDOS EN LOS NUCLEOS.

Los núcleos entregados al laboratorio para la determinación de la saturación de fluidos son cortados de
la formación durante la perforación del pozo; en todos los casos, el contenido de fluidos de estas
muestras han sido alteradas por dos procesos: primero, la formación es sometida a presiones
considerables por la columna de lodo en el pozo, lo cual conduce a la invasión de fluidos de
perforaciones las proximidades de la pared del agujero. Los lodos de base agua utilizados como fluidos
de perforación, permite que el agua de filtrado invade al núcleo y desplace algo del aceite y acaso algo
del agua intersticial original. Estos procesos de desplazamiento modifican el contenido original de fluidos
de la roca a las condiciones del yacimiento. Segundo, la reducción de presión cuando la muestra es
llevada a la superficie, provoca la expansión del agua entrampada, aceite y gas. El gas, de alto
coeficiente de expansión expulsa al aceite y agua del núcleo; en consecuencia, los contenidos del núcleo
en la superficie mostrarán cambios con respecto a las saturaciones existentes originalmente en la
formación. Sobre este punto ya se habló en párrafos precedentes.

Página 23 de 32


2. - METODO INDIRECTO.

La saturación de fluidos puede ser obtenida "indirectamente" midiendo algunas propiedades físicas de la
roca. Los métodos más usados son: (1) registros eléctricos y (2) mediciones de presión capilar.

A partir del análisis de los "registros eléctricos" se puede calcular la saturación de agua, utilizando
diversos métodos desarrollados al respecto, tales como ci de las Montañas Rocallosas o de Tixier,
Archie, Shehlumberger, Welex y otros.

La saturación de agua congénita es la información mas importante que se puede obtener del perfil
eléctrico, ya que por medio de esta información se puede determinar si una formación puede o no
contener aceito o gas, aunque no es el único factor que se torna en cuenta antes de “probar” una
formación generalmente si es el decisivo.

La saturación de agua calculada ayuda también a determinar el lugar donde se pueden terminar los
pozos.

DETERMINACION DE LA SATURACION DE AGUA CONGENITA A PARTIR DE MEDICIONES DE
PRESION CAPILAR

Los fluidos en el yacimiento se encuentran inicialmente en un estado de equilibrio, distribuidos
gravitacionalmente de acuerdo con sus densidades; así por ejemplo, el gas ocupará la parte superior
seguido por el aceite y este por el agua. Juntamente con otras características tales como la
profundidad, porosidad y permeabilidad, darán lugar a la distribución del agua congénita a través de las
zonas de aceite y gas. El agua en estas zonas tenderá a ser reducida a su valor mínimo. Las fuerzas que
retienen el agua en las zonas de aceite y gas están referidas a las fuerzas capilares y a las propiedades
humectantes de la roca. Experimentos del laboratorio han sido desarrollados para simular fuerzas
desplazantes en un yacimiento para poder determinar la magnitud de las fuerzas capilares y a partir de
estos valores, calcular la saturación de agua congénita.

La técnica de “presión capilar en estado restaurado” fue desarrollada inicialmente para determinar la
magnitud de la saturación de agua congénita. Brevemente, el procedimiento consiste en saturar al
núcleo al 100% con agua del yacimiento o con otra de las mismas características y colocándolo
posteriormente sobre una membrana semipermeable, la cual se encuentra 100% saturada de agua y es
permeable únicamente al agua, para una caída de presión impuesta durante el experimento.

El aire es admitido al interior de la cámara del núcleo y la presión es incrementada hasta que una
pequeña cantidad de agua es desplazada a través de los poros y de la membrana semipermeable a un
cilindro graduado.

La presión se mantiene constante hasta que no se observe mas desplazamiento de agua, lo cual
requiere muchos días e incluso semanas. Una vez establecidas las condiciones anteriores, el núcleo es
removido del aparato y la saturación de agua es determinada por peso. El núcleo es colocado
nuevamente en el aparato, la presión es incrementada y el procedimiento es repetido hasta que la
saturación de agua es reducida a un mínimo.

A partir de los datos obtenidos del experimento se grafica la figura (3-13)

La presión requerida para desplazar a la fase mojante* del núcleo es exactamente igual a las fuerzas
capilares retenidas por el agua remanente en el núcleo, después de que ha sido alcanzado el equilibrio,
los datos de presión pueden ser graficados como datos de presión capilar. Se puede apreciar de la figura
(3-13), que la saturación mínima alcanzada es equivalente a la saturación de agua congénita.

Página 24 de 32


Se puede relacionar la presión capilar con la altura arriba del nivel de agua libre. Los datos de presión
capilar pueden ser convertidos a una grafica de h vs Sw, tal corno se muestra en la figura (3-13).

La zona de transición se define como “el cambio gradual de un punto de alta saturación de aceite a otro
donde la saturación del agua es deI 100%”

* De acuerdo con las propiedades humectantes de la roca, la fase mojante generalmente es el agua,
ocupando las partes menos favorables del espacio poroso, en forma de una película delgada sobre las
paredes de los granos. La fase no mojante (aceite y/o gas), ocupa las partes más favorables, es decir la
parte central de los poros. Se puede dar el caso de que la fase mojante sea el aceite, pero es muy raro
encontrarse con estos casos.

Página 25 de 32


El contacto “agua-aceite”, se define como ”el nivel por debajo del cual la producción de agua es del
100%”. Otra definición que también se usa y es aceptada por un grupo de investigación es el siguiente:

El nivel ”agua-aceite” es aquel “donde la producción de hidrocarburos deja de ser del 100% (limpia)”.

Los cambios tanto en la porosidad como en la densidad de los fluidos del yacimiento alteraran la forma
de la curva de presión capilar y el espesor de la zona de transición.

Al observar la figura (3-14), se puede apreciar como al aumentar la altura sobre la superficie libre del
liquido (h), la diferencia en la densidad de los fluidos disminuye.

Por simple inspección de la ecuación (3-16), podemos ver que al aumentar el valor del radio del poro, el
valor de (h) disminuye.

Por lo tanto un yacimiento de baja porosidad, presentara una zona de transición mas larga que cuando
tenga alta porosidad. Relacionando la porosidad con la permeabilidad del yacimiento, puede verse que
en formaciones de alta permeabilidad, la zona de transición será mas corta que en el caso de una
formación con baja permeabilidad. En la figura (3-15) se ilustra este concepto.

Debido a las diferencias en la permeabilidad a través del yacimiento, el nivel del contacto agua-aceite no
podra ser horizontal. La figura (3-16), nos muestra este efecto. De lo anterior, se puede enfatizar, que el
factor responsable de estos cambios en la localización del contacto agua-aceite, es le cambio de tamaño
de los poros en el sistema-roca de yacimiento.

Página 26 de 32


Página 27 de 32


METODOS DE OBTENCION DE LA SATURACION PROMEDIO DE AGUA CONGENITA PARA CADA
POZO EN PARTICULAR Y EL YACIMIENTO.

A) SATURACION DE AGUA PROMEDIO PARA UN POZO

Se puede obtener un valor medio de la saturación de agua congénita a través de los mismos
procedimientos seguidos para la obtención de la porosidad promedio, es decir aplicando el promedio
aritmético y el promedio, ponderado con respecto a los espesores de los intervalos asociados.

Se calcula el valor medio de la saturación utilizando las siguientes expresiones:

1.- Promedio Aritmético.

n
∑ Swi
sw pozo. = i=1 .....(3-17)
n

Donde : Swi= Saturación de cada intervalo
n= Numero de intervalos

2.- Promedio Ponderado.
n
∑ Swi @ i
sw pozo. = i=1 .....(3-18)
n
∑ @i
i=1

Donde : @ i = Espesor de cada intervalo
n = Numero de intervalos

B) El valor medio de la saturación de agua congénita del yacimiento se puede obtener en forma similar al
obtenido para cada pozo, utilizando las siguientes expresiones:

Promedio Aritmético Promedio Ponderado

n n
∑ S wpozo i ∑ S wpozo i Hi
i=1 ...(3-19) S i=1 ...(3-19)
S wyac = wyac =
n n
∑ Hi
i=1

Donde: Swpozos i = Saturación media para Donde: Hi = espesor total de la formación
cada pozo productora en cada pozo

n = Numero de pozos

Existe un método semejante al que se utilizó para calcular la porosidad promedio del yacimiento.

Página 28 de 32


METODO DE ISOSATURACIONES.

Sobre un plano de localización de los pozos, se anotan los valores medios de saturación de agua
congénita para cada pozo y se procede a la configuración de curvas de igual valor, plano de
isosaturaciones.

Se miden las áreas encerradas por las curvas y se calcula el valor medio ponderado con la siguiente
expresión:

∫0 A max.
Swi dA …..(3-21)
Swyac =
A max.

Donde Swi = valor de saturación que representa cada curva.

2.70 CALCULO DEL VOLUMEN ORIGINAL DE HIDROCARBUROS A CONDICIONES DEL
YACIMIENTO

Diversos métodos han sido desarrollados y discutidos en las secciones precedentes para poder calcular
los valores medios de la porosidad ( ∅ ) y la saturación de agua ( Sw ) en los yacimientos. También se
han visto dos métodos para el cálculo del volumen “bruto” y “neto” de roca (Vb).

El volumen de hidrocarburos esta definido por la siguiente expresión:

VHC = Vb x ∅ x (1 - Sw ) (Vol. De HC @ c.y.) ….. (3-22)

Donde:

Vb = volumen neto de roca
∅ = porosidad media (fracción)
Sw = saturación media de agua congénita (fracción)
−
(1 - Sw ) = S HC = saturación media de hidrocarburos en le yacimiento (fracción)
Dimensionalmente la ecuación (3-22) se puede escribir como:

(Volumen de HC@C.Y.) = (Vol. De roca) x (vol. de poros) x (vol. de HC@c.y.)
(vol. de roca) (vol. De poros)

EJEMPLO: 3-6.

Calcular el volumen original de hidrocarburos de un yacimiento partir de los siguientes datos:

Vb = 976 x 106 m3 (Obtenido por el método de isopacas, ilustrado en el ejemplo anterior).

∅ = 15% (Obtenido indirectamente a partir de registros geofísicos).

Sw = 20% (Obtenido también a partir de registros eléctricos).
Sustituyendo estos datos en la ecuación 3-22 se tiene:

Página 29 de 32


VHC@c.y. 976 x 106 x 0.15 x (1 - 0.20)

VHC1@c.y. = 117.12 x 106 m3

El volumen original de hidrocarburos a "condiciones de yacimiento" se puede calcular en la forma que se
ha visto anteriormente. Sin embargo, existente un método para poder calcularlo “directamente", se trata
del tercer método lumétrico para poder determinar el volumen original de hidrocarburos.

Los otros dos métodos "indirectos" (Isopacas y el de Cimas y Bases) desarrollaron y discutieron en la
sección correspondiente al cálculo del volumen bruto de roca.

2.71 METODO DE ISOHIDROCARBUROS O ISOINDICES DE HIDROCARBUROS

El método de isohidrocarburos tiene gran similitud con el de isopacas, porque proporciona resultados
más exactos. También se parte de la construcción de un plano, en este caso de isohidrocarburos. Al
igual que en el de isopacas en cada uno de los pozos, se anota el valor del índice de hidrocarburos,
obtenidos a partir del análisis de registros eléctricos.

“Índice de hidrocarburos" de un pozo es el producto del espesor poroso de la formación por su porosidad
y por la saturación de hidrocarburos en el mismo tramo analizado, es decir:

Ihc = hx@ x (1-Sw) (m3 HC@c.y.) …..(3-23)
(m2 roca)

Físicamente el índice de hidrocarburos es una medida del volumen de hidrocarburos, a condiciones del
yacimiento, que exista en la roca proyectada sobre un área de un metro cuadrado (m2) de yacimiento.

Al hacer la configuración de Isoindices de hidrocarburos, para abreviar "Isohidrocarburos", se obtendrá
en cada punto de la superficie del terreno el volumen de hidrocarburos, a condiciones del yacimiento en
un metro cuadrado de terreno alrededor del punto.

Al ponderar estos índices con las áreas respectivas como se indica en el ejemplo que sigue, se podrá
obtener el volumen total de hidrocarburos en el yacimiento.

Las ventajas que ofrece este método sobre los dos anteriores (isopacas y el de cimas y bases), son las
siguientes:

1.- Toma en cuenta la heterogeneidad del yacimiento en cuanto se refiere a la porosidad, saturación de
agua intersticial o congénita y espesor impregnado.

2.- Permite visualizar de inmediato las áreas a desarrollar en los campos.

3.- Permite delimitar los yacimientos por cualquiera de las causas siguientes:

a).- Espesor tendiendo acero (acuñamiento)
b).- Saturación de agua intersticial tendiendo a 100%
c).- Porosidad tendiendo a cero.

En cualquiera de estos casos el índice de hidrocarburos tiende a cero.

4.- No es necesario determinar los valores medios de espesor, saturación de agua y porosidad.

Página 30 de 32


Ejemplo: 3-7

Sea la configuración de isohidrocarburos de la figura 3-17. De la medición con un planímetro de cada
una de las áreas encerradas por las diferentes curvas de isohidrocarburos, se obtuvo para este ejemplo
la tabla .3-VI.

Llevando la primera y tercera columnas de la tabla 3-VI a la gráfica (figura 3-18) se puede obtener el
volumen de hidrocarburos a "condiciones de yacimiento", midiendo el área bajo la curva de esta gráfica
entre la abscisa cero y área máxima.

Página 31 de 32


TABLA 3-V

(1) (2) (1) (2) (3)
Pozo No. IHC Indice de Area del Plano Area del
(M3HC/M2roca) isohidrocarburos (cm2) terreno)
(M3HC/M2terr.) (106m2)
1 3.7 0 200.2 8.01
2 4.6 2 186.0 7.44
3 1.9 3 170.9 6.84
4 5.8 4 153.9 6.16
5 8.6 5 136.2 5.45
6 8.0 6 116.1 4.64
7 7.8 7 96.4 3.86
8 9.0 8 70.5 2.82
9 11.0 9 41.9 1.68
10 11.0 10 21.3 0.85
11 9.0 11 7.8 0.31
12 1.5 0.06

Escala vertical: 1 cm (plano) - 1 (m3 HC@c.y./m2roca)

Escala horizontal: 1 cm (plano) - 1 x 106 m2roca.

1 cm2 (plano) 1 x 106 m3HC@c.y.
52.2 cm2 (plano) - X

x = 52.2 cm2 x 1 x 106 m3 HC@c.y = 52.2 x 106 m3 HC@c.y
1 cm2

= 52.2 ~ io6 m3HC@~c.y.

Por tanto, el volumen original de hidrocarburos a condiciones de yacimiento será:

VHC@C.Y. = 52.2 X 106 m3.

Página 32 de 32

3.00 PROPIEDADES DE LOS FLUIDOS

3.10 INTRODUCCION

Un yacimiento de gas o de aceite no está definido únicamente por la roca en la cual están contenidos los
fluidos, sino también por los fluidos mismos (gas, aceite y agua).

El aceite y gas son mezclas naturales de hidrocarburos sumamente complejas en su composición
química y se encuentra a elevadas temperaturas y presiones en el yacimiento.

El estado de la mezcla de hidrocarburos a las condiciones de superficie depende sobre todo de su
“composición” y de la presión y temperatura a la cual es recuperada; además, el fluido remanente en el
yacimiento en cualquier etapa de agotamiento sufrirá cambios físicos y su presión se verá disminuida por
la producción de aceite o gas de dicho yacimiento.

Por tanto es necesario estudiar las propiedades físicas de los fluidos en el yacimiento y en particular sus
variaciones con la presión y temperatura.

El conocimiento de estas propiedades, capacitara al ingeniero para evaluar la producción a condiciones
de superficie o estándar de un volumen unitario de fluido o de las reservas de que se dispone;
expresadas en las mismas condiciones. Estos datos son necesarios en la estimación del comportamiento
del yacimiento.

Las propiedades del agua que se encuentran asociadas a los hidrocarburos en el yacimiento, son de
interés para el ingeniero, porque contribuyen con su energía a la producción del aceite o gas y además
de que puede ser producida conjuntamente con el aceite y el gas.

Los fluidos pueden ser identificados por medición directa de ciertas propiedades. El procedimiento más
simple de hacer las mediciones de las propiedades, es a partir de muestras de los fluidos producidos.
Para mayor seguridad en la estimación de las propiedades del yacimiento, se pueden hacer las
mediciones en muestras representativas de dichos fluidos, sometiéndolos a varios análisis de laboratorio.
Un muestreo adecuado de fluidos, es de gran importancia en la exactitud de los datos.

Las muestras son recuperadas usualmente por técnicos de campo o de laboratorio especialmente
adiestrados en el desarrollo de esta operación.

El ingeniero de campo o de yacimientos deberá decidir cuando una muestra es requerida, qué técnicas
de muestreo deberán ser utilizadas y como debe estar preparado el pozo para el muestreo.

Existen esencialmente tres técnicas de muestreo para la obtención de muestras de fluido representativo
del yacimiento y su posterior análisis de las relaciones: presión, volumen y temperatura (análisis P.V.T.)

Estas tres técnicas son conocidas como:

1.- Muestreo de fondo.
2.- Muestreo por recombinado.
3.- Muestreo por separación de corrientes de flujo.*

Una vez obtenidas las muestras de fluido, utilizando cualquiera de las técnicas antes citadas, son
llevadas al laboratorio para su análisis completo. El tipo de análisis de laboratorio, dependerá sobre todo
del tipo de yacimiento y de la información deseada. Los análisis de laboratorio son semejantes a los
métodos usados en la obtención de la muestra. *

3.20 PROPIEDADES FISICAS DEL GAS NATURAL.

3.2 1 FACTOR DE COMPRESIBILIDAD (Z).

La ley de los gases perfectos es la relación básica para el cálculo de las propiedades del gas. Sin
embargo, esta misma ley aplicada a los gases reales opera solamente sobre un rango limitado de
presiones y temperaturas. Las razones sobre los que se basan para hacer estas consideraciones
estriban en que la ley de los gases perfectos está derivada considerando que las moléculas del gas no
ocupan espacio y no ejercen fuerzas de atracción entre ellos mismos, lo cual no es el caso para los
gases reales.

Un método usual para estimar la desviación de los gases reales de uno ideal, consiste en introducir un
factor de corrección (Z), dentro de la ley de los gases ideales, esto es:

PV=ZnRT ……..(3-24)

Este factor (Z) es una cantidad adimensional, llamado de "compresibilidad" o "súpercompresibilidad del
gas. Es una función de la presión, temperatura y composición del gas. Figura (3-19).

El valor de (Z) se puede calcular a partir de la composición de la mezcla o por medio de su densidad
relativa (S.G.) utilizando correlaciones de variación del factor de compresibilidad con la presión y
temperatura de mezclas de gases conocidos.

Para mayor información sobre las técnicas de muestreo y análisis de laboratorio ver: JW. AMYX, D. M.
BASS, JR. "Petroleum Reservoir Engineering"
Mc. Graw-Hill Book Co., 1960, págs. 360-367.

Sin embargo, estas correlaciones no están hechas directamente con temperatura y presión, sino con
“temperatura pseudoreducida” y “presión pseudoreducida”, conceptos que están definidos por las
siguientes expresiones:

P T
p Pr = ………(3-25) pTr = ……….(3-26)
pPc pTc

Donde:

pPr = Presión pseudoreducida (adimensional)
pTr = Temperatura pseudoreducida (adimensional)
pPc = Presión pseudocritica (Lb / pg2 abs)
pTc = Temperatura pseudocritica (ºR)
P = Presión absoluta de la mezcla (Lb / pg2 abs)
T = Temperatura absoluta de la mezcla (ºR)

3.211 OBTENCION DE (Z) A PARTIR DE LA COMPOSICION DE LA MEZCLA

Los valores pseudocriticos para mezclas de gases, son calculados suponiendo que cada componente
en la mezcla contribuye a un valor pseudocritico en proporción al número de moles del componente. Así
se puede escribir:

Σ%xpC Σ%YxTc
pPc = ………(3-27) pTc = ……….(3-28)
100 100
donde:
%Y = Por ciento molar de cada uno de los componentes del gas.
Pc = Presión critica de cada uno de los componentes de la mezcla
obtenida de tablas.
Tc = Temperatura crítica de cada uno do los componentes de la
mezcla, obtenido de tablas.

El método consiste, en obtener los valores pseudocriticos de presión y temperatura a partir de la
composición de la mezcla; en la misma forma del ejemplo que se ilustra a continuación. Una vez
obtenidos estos valores, se procede a calcular los valores pseudocriticos de presión y temperatura
utilizando las expresiones (3-27) y (3-28). Con factor de compresibilidad (Z) y se obtiene su
correspondiente valor.

EJEMPLO: 3-8

¿Cuál es el factor de compresibilidad(7), para un gas cuya composición se da en la tabla 3-VII, a una
P = 750 (lb/pg2 abs.) y T = 150°F

(1) (2) (3) (4) (5) (6)
Componentes Yi Tc (ºR) Pc (2) x(3) ( 2) x ( 4)
Ci (% mol.) (lb/pg2 abs.)
100 100
Metano 86.02 343.5 676 296 572
Etano 8.70 550.1 708 42.4 54.5
Propano 4.41 666.2 617 28.4 26.3
Butano (n) 0.87 765.6 551 6.7 4.8

Totales 100.00 373.5 657.6

Luego los valores pseudocriticos serán:

pPc 657.6 (lb/pg2 abs.) y, pTc 373.5 ( °R).

750 (150 + 460)
de donde: p Pr = = 1.14 y pTr = = 1.63
657.6 373.5
Entrando con estos valores a la gráfica de la figura (3-20) se tiene que el valor de (Z) es igual a 0.92.

3.212 OBTENCION DE (Z) A PARTIR DE LA DENSIDAD RELATIVA (S. G.) DEL GAS

Según este método, los valores pseudocriticos son obtenidos de graficas de correlación de presión y
temperatura pseudocriticas para diferentes valores de densidad relativa.

El procedimiento consiste inicialmente en obtener el peso molecular medio (M ) del gas en cuestión, a
partir de sus componentes. La densidad relativa del gas se obtiene utilizando la siguiente expresión:

M gas M gas
S .G. = = ….. (3-29)
M aire 28.97
donde:
n
M gas = Peso molecular medio del gas ∑ Yi x Mi
i =1

M aire = Peso molecular medio del aire
Yi = Fracción molar de cada componente.

Con el valor de la (S.G.) del gas, se entra a las gráficas de correlación figura 3-21 y se encuentran los
valores pseudocriticos en las curvas correspondientes a mezcla de gases. Una vez obtenidos estos
valores, se procede en forma similar al método precedente.

EJEMPLO: 3-9

¿Cuál es el factor de compresibilidad (Z), para un gas cuya composición se da en la tabla 3-VIII, a una
P= 750 (lb/pg2 abs.) y T = 150°F?

TABLA 3-VIII

(1) (2) (3)
Componentes Yi Mi (1) x (2)
Ci (% mol.) (lb/mol-lb)
Metano 0.8602 16 13.763
Etano 0.0870 30 2.610
Propano 0.0441 44 1.940
Butano (n) 0.0087 58 0.505

Totales 1.0000 18.818

Luego el peso molecular medio del gas será: M = 18.818
De donde:

18.818
S .G. = = 0.6496 = 0.65
28.970
De la gráfica de la figura 3-21, los valores pseudocriticos correspondientes para este valor de (S .G.)
son:

pPc = 670 (lb/pg2 abs) pTc = 375ºR

Los valores pseudoreducidos correspondientes serán:

750 (150 + 460)
p Pr = = 1.12 pTr = = 1.626
670 375
El valor de (Z) correspondiente a los anteriores valores a partir de la grafica (fig. 3-20) es de 0.917.

Como se puede apreciar, los valores de (Z) obtenidos por los dos métodos son muy aproximados; el
error proviene únicamente de la apreciación en las lecturas. Un valor de S.G. que se puede tomar con
buena aproximación cuando se carece de información necesaria para el cálculo es de 0.6.

3.22 VISCOSIDAD DEL GAS (ug)

Para un gas perfecto, al incrementarse la temperatura del gas, la viscosidad de este se incrementa. Este
efecto, completamente opuesto para los líquidos, es debido al incremento de la energía cinética del gas
al incrementarse la temperatura. La viscosidad para un gas perfecto es independiente de la presión. Sin
embargo, para los gases reales, ambas condiciones deben ser modificadas, aunque ellas sirven para
una comprensión de las variaciones observadas a bajas presiones, cuando los gases reales se
aproximan al comportamiento de los gases perfectos.

Los gases reales, a altas presiones tienden a comportarse como líquidos. La variación de viscosidad con
la presión y temperatura en esta región es la misma que para los líquidos; tanto las altas presiones como
las bajas temperaturas incrementan la viscosidad.

La medición de viscosidad del gas a condiciones del yacimiento no es una rutina, así como sucede para
la viscosidad de los líquidos. Existen correlaciones para estimar la viscosidad del gas del yacimiento (1).
Posteriormente Beal(2) regrafico los datos de Bicher y katz para mostrar la variación de la densidad del
gas con el peso molecular, como un parámetro.

(1) Becher and Katz, “viscosity of natural gases”, A.I.M.E, Transac. 1944

(2) Beal. “the viscosity of air, water, natural gas, crude oil, … A.I.M.E. Trans. (1946), vol. 165.

En la figura 3-22, se puede observar la completa variación de la viscosidad con la presión y temperatura
para un gas definido. A bajas presiones la variación de viscosidad está más en línea con aquella
requerida para un gas perfecto y las variaciones a alta presión están en la misma dirección que para los
líquidos.

3.23 FACTOR DE VOLUMEN DEL GAS (Bg.)

El factor de volumen del gas es una razón que permite comparar el volumen unitario ocupado por el gas
en la superficie con el volumen que ocuparía al pasar a las condiciones del yacimiento. Es decir; se
define como sigue:

Bg = (Vol. de gas @c.y.) ….. (3-30)
(Vol. de gas @ c.s.)

La expresión que proporciona los valores de factor de volumen del gas en función de la presión y la
temperatura del yacimiento, para una mezcla dada se obtiene aplicando la ecuación de los gases reales
a las condiciones del yacimiento y a las condiciones de superficie o estándar, en la forma siguiente:

Py Vcy = Zy nRTy ….. (3-31)

Vcy = Zy nRTy
Py

Pcs Vcs = zcs nRTcs … (3-32)

Vcs = Zcs nRTcs
Pcs

Por definición:
Bg = Vcy …..(3-33)
Vcs

Sustituyendo en la ecuación (3-33), los valores respectivos de Vcy y Vcs, se tiene:

Zy nRTy Pcs
Bg =
Py Zcs nRTcs

PcsTyZy
Bg = …… (3-34)
Zcs nRTcs

El factor de compresibilidad a las condiciones estándar es igual a uno, Zcs = 1, por lo que:

PcsTyZy
Bg = …… (3-35)
TcsPy

Sustituyendo los valores de Pcs = 1.066 kg/cm2 y Tcs = 20ºC = 293ºK, se obtiene finalmente:

Ty Zy
Bg = 0.003526 …… (3-36)
Py

Donde Zy es una función de Ty, Py y de la composición del gas.

La variación de Bg vs. P, tiene una forma típica tal como se ilustra en la figura (3-23).

Se observa que el factor de volumen del gas tiene valores muy inferiores a la unidad, lo cual se explica
por el gran efecto de compresibilidad de los gases y por la misma definición.

3.24 DENSIDAD DEL GAS( ρg )

La expresión que permito calcular la densidad del gas, se puede derivar a partir de la ecuación de estado
de los gases reales; en la forma siguiente:

. PV=ZnRT...............(3-37)

donde:
W (lb) masa
n (mole-lb) = =
M lb / mol − lb) peso mol.medio
.
Sustituyendo el valor de (n) en la ecuación (3-37), se tiene:

W
PV = Z RT …… (3-38)
M

W
pero: ρg =
V

P ZRT
luego: =
ρg M

M gasP
ρg = ….. (3-39)
ZRT

3.30 PROPIEDADES FISICAS DEL ACEITE.

3.31 VISCOSIDAD DEL ACEITE ( µ o) )

En general, la viscosidad de los líquidos se incrementa al aumentar Ia presión, causando únicamente la
compresión del líquido. La viscosidad disminuye cuando se incrementa la temperatura.

Todas las variaciones concernientes a la viscosidad del aceite tanto a las condiciones de superficie como
a las condiciones del yacimiento deberán ser consideradas. El aceite en el yacimiento se encuentra a
una presión y temperatura mucho mayores que el de la superficie; por tanto el aceite tendrá una cantidad
de gas en solución. El efecto de este gas disuelto es el de disminuir la viscosidad del aceite,
constituyéndose en uno de los efectos mas importantes. Entre las condiciones de superficie y el
yacimiento, el incremento de temperatura tenderá por si solo a disminuir la viscosidad del aceite, pero el
incremento en la presión tenderá por si solo a incrementar la viscosidad del aceite; la magnitud de estos
tres efectos es tal, que los resultados pueden ser atribuidos solamente al gas en solución; puesto que
existe frecuentemente una cantidad apreciable de gas en solución en el aceite, el cambio total en la
viscosidad del aceite es sumamente marcado; claro que si no varia la cantidad de gas en solución,
porque no hay variación en la presión del yacimiento, entonces no habrá cambio en la porosidad debido
al gas en solución. Arriba de la presión de saturación (PB) ** del aceite, una disminución en la viscosidad
resultaría de una disminución en la presión. Abajo de la presión de saturación, un incremento en la
viscosidad, resultará de una disminución en la presión. Se observa estos efectos, en la gráfica típica de
viscosidad del aceite contra presión; figura (3-24). El valor mínimo de la viscosidad se tendrá a la presión
de saturación.

3.32 FACTOR DE VOLUMEN DEL ACEITE (Bo)

Los volúmenes de aceite que se manejas en un yacimiento sufren cambios considerables debidos
principalmente a la presencia del gas disuelto. Estos cambios se contemplan mediante el factor de
volumen del aceite que se define como el “volumen de aceite en el yacimiento con su gas disuelto, entre
volumen de aceite medido a las condiciones superficiales”, y se expresa en la siguiente forma:

Bo = (Vol. (aceite + gas disuelto) @c.y.))
(Vol. de aceite@c.s.)

** Se entiende por presión de saturación (Pb) o de burbujeo, a aquella presión a la cual todo el gas ha
sido incorporado a la fase liquida, es decir, todo el gas ha sido disuelto por el aceite.

La variación típica del factor de volumen del aceite con la presión, a la temperatura del yacimiento y para
una muestra dada, se presenta en la figura (3-25).

De la figura se observa que (Bo) siempre tiene valores mayores que la unidad; esto se debe a que el
aceite al pasar de las condiciones de yacimiento a las atmosféricas se contrae, por la liberación del gas
disuelto como resultado de la disminución de la presión.

Estos efectos se ilustran en el diagrama esquemático de la figura (3-26). También se observa en la figura
(3-25), que arriba de la presión de saturación, donde todo el gas está disuelto, el factor de volumen sufre
una disminución al aumentar la presión, debido a la compresibilidad del aceite.

3.33 RAZON DE SOLUBILIDAD DEL GAS EN EL ACEITE O RAZON GAS-DISUELTO-ACEITE, (Rs)

La razón gas disuelto-aceite es una función de la presión y temperatura del yacimiento así como de la
composición del gas y del aceite. La dependencia de este parámetro con las variables mencionadas, se
explica de la manera siguiente: para un aceite y un gas, de composiciones conocidas, a temperatura
constante, la cantidad de gas en solución aumenta al incrementarse la presión. Para cualquier presión y
temperatura la cantidad de gas disuelto aumenta al parecerse más las composiciones del gas y del
aceite.

La (Rs) se define como la "razón del volumen de gas disuelto a la presión y temperatura del yacimiento y
medido a las condiciones estándar, al volumen de aceite residual y medido también a las condiciones
estándar"; esto es:

Rs = (Vol. De gas disuelto a Py, Ty@c.s.) …… (3-41)
(Vol. De aceite@c.s.)

Una muestra dada, a la temperatura del yacimiento, se comporta con la presión en la forma que se indica
en la figura (3-27).

Del comportamiento de la Rs vs. P, ilustrado en la figura (3-27), y de los diagramas esquemáticos que se
muestran a continuación se observa que al aumentar la presión hasta la presión de saturación, aumenta
la cantidad de gas en solución, hasta incorporarse completamente a la fase liquida. Para cualquier
presión, arriba de la presión de saturación, la cantidad de gas en solución se mantendrá constante.

Mecanica De Yacimientos

Recomendados

Recomendados

Más contenido relacionado

La actualidad más candente

La actualidad más candente (20)

Similar a Mecanica De Yacimientos

Similar a Mecanica De Yacimientos (20)

Mecanica De Yacimientos