Propiedades petrofísicas de las rocas (grupo 2)

PROPIEDADES
PETROFÍSICAS DE
LAS ROCAS

CALIFICACIÓN

Integrantes Exposición Preguntas Total Exposición Promedio
Dayuma Álvarez
Holger Armijos
Andrés Centeno
Lizeth Merino
Jessica Paccha

Presentación:
Contenido:
Conclusiones-Recomendaciones:
Total:

2

ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL

INGENIERÍA EN PETRÓLEOS

EVALUACIÓN DE FORMACIONES

PROPIEDADES PETROFÍSICAS DE LAS ROCAS

INTEGRANTES: Álvarez Dayuma
Armijos Holger
Centeno Andrés
Merino Lizeth
Paccha Jessica

QUINTO SEMESTRE

3

1 CONTENIDO

2 INTRODUCCIÓN ........................................................................................................................... 9
3 POROSIDAD ............................................................................................................................... 10
3.1 DEFINICIÓN DE POROSIDAD .............................................................................................. 10
3.2 CLASIFICACIÓN DE LA POROSIDAD.................................................................................... 10
3.2.1 Clasificación de la porosidad según en punto de vista morfológico (interconexión
de los poros) .............................................................................................................................. 10
3.2.1.1 Catenary o Poros Interconectados: ....................................................................... 10
3.2.1.2 Cul-de-sac, conectados o sin salida ....................................................................... 11
3.2.1.3 Poro cerrado o aislado .......................................................................................... 11
3.2.1.4 Porosidad efectiva ....................................................................................... 11
3.2.1.5 Porosidad no efectiva o residual .................................................................. 12
3.2.1.6 Porosidad absoluta o total ........................................................................... 12
3.2.2 Clasificación de la porosidad según su tiempo de posicionamiento ........................ 12
3.2.2.1 Porosidad Primaria ................................................................................................ 12
3.2.2.1.1 Porosidad intergranular o entre partículas ..................................................... 12
3.2.2.1.2 Porosidad intragranular o intrapartícula......................................................... 13
3.2.2.2 Porosidad secundaria ............................................................................................ 13
3.2.2.2.1 Fenestrales ...................................................................................................... 13
3.2.2.2.2 Intercristalina .................................................................................................. 14
3.2.2.2.3 Fractura ........................................................................................................... 14
3.3 FACTORES QUE INFLUYEN EN LA POROSIDAD .................................................................. 15
3.3.1 Factores que afectan la porosidad en las areniscas .................................................. 15
3.3.1.1 Empaquetamiento................................................................................................. 15
3.3.1.2 Clasificación ........................................................................................................... 16
3.3.1.3 Cementación ......................................................................................................... 16
3.3.2 Factores que afectan la porosidad de los carbonatos .............................................. 17
3.3.2.1 Fracturas ................................................................................................................ 17
3.3.2.2 Disolución .............................................................................................................. 17
3.3.2.3 Sustitución química ............................................................................................... 17
3.3.3 Presión de las capas suprayacentes .......................................................................... 18

4

3.4 CARACTERÍSTICAS DE LA POROSIDAD ............................................................................... 18
3.4.1 Características de algunas rocas ............................................................................... 18
3.4.2 Calidad de la roca en función de la porosidad .......................................................... 18
3.5 MÉTODOS DE DETERMINACIÓN DE LA POROSIDAD EN LABORATORIO ........................... 19
3.5.1 Medición de la porosidad mediante un análisis directo de rutina del núcleo .......... 19
3.5.1.1 Determinación del volumen total ......................................................................... 19
3.5.1.1.1 Métodos gravimétricos ................................................................................... 19
3.5.1.1.2 Métodos volumétricos .................................................................................... 20
3.5.1.2 Determinación del volumen de los granos ........................................................... 20
3.5.1.2.1 Método de Melcher – Nuting.......................................................................... 20
3.5.1.2.2 Método del porosímetro de Stevens .............................................................. 20
3.5.1.2.3 Densidad promedio de los granos. ................................................................. 20
3.5.1.3 Determinación del volumen poroso efectivo........................................................ 20
3.5.1.3.1 Método de inyección de mercurio .................................................................. 21
3.5.1.3.2 Método del porosímetro de helio ................................................................... 21
3.5.1.3.3 Método de Saturación de Barnes ................................................................... 21
3.5.2 Medición de la porosidad mediante un análisis indirecto por una imagen CT. ........ 21
3.6 MÉTODO DE DETERMINACIÓN DE LA POROSIDAD MEDIANTE REGISTROS DE POZOS .... 22
3.6.1 Registro de densidad ................................................................................................. 22
3.6.2 Registro acústico ....................................................................................................... 24
3.6.3 Registro de neutrón .................................................................................................. 25
3.6.4 Combinación de los registros de porosidad .............................................................. 26
3.7 APLICACIONES ................................................................................................................... 28
3.7.1 Interpretación del gráfico de profundidad vs. Porosidad. ........................................ 28
4 PERMEABILIDAD ........................................................................................................................ 29
4.1 DEFINICIÓN........................................................................................................................ 29
4.2 CARACTERÍSTICAS.............................................................................................................. 29
4.2.1 Factores que influyen en la permeabilidad ............................................................... 29
4.2.2 Unidades de la Permeabilidad................................................................................... 30
4.2.3 Ley de Darcy .............................................................................................................. 31
4.2.4 Dimensiones de la Permeabilidad ............................................................................. 32
4.2.5 Validez de la Ecuación de Darcy ................................................................................ 32

5

4.2.6 Flujo en estado estable. ............................................................................................ 32
4.2.7 Flujo Laminar ............................................................................................................. 32
4.2.8 La roca se encuentra saturada completamente por un solo fluido. ......................... 32
4.2.9 El fluido no reacciona con la roca.............................................................................. 32
4.2.10 La roca es homogénea e isotrópica ........................................................................... 32
4.3 CLASIFICACIÓN .................................................................................................................. 32
4.3.1 Permeabilidad Absoluta o Intrínseca ........................................................................ 33
4.3.2 Permeabilidad Efectiva.............................................................................................. 34
4.3.3 Permeabilidad Relativa.............................................................................................. 35
4.3.4 Límites de Permeabilidades: ..................................................................................... 35
4.3.4.1 Permeabilidad Efectiva.......................................................................................... 35
4.3.4.2 Permeabilidad Relativa.......................................................................................... 35
4.4 FACTORES QUE AFECTAN A LA MEDICIÓN DE LA PERMEABILIDAD .................................. 35
4.4.1 Deslizamiento del gas – Efecto Klinkenberg.............................................................. 35
4.4.2 Reactividad de los líquidos. ....................................................................................... 36
4.4.3 Presión de sobrecarga. .............................................................................................. 36
4.4.4 Promedios de permeabilidad absoluta ..................................................................... 37
4.4.5 Promedio Ponderado de Permeabilidad ................................................................... 37
4.4.6 Promedio armónico de permeabilidad ..................................................................... 38
4.5 APLICACIONES ................................................................................................................... 39
4.5.1 Interpretación del gráfico permeabilidad vs porosidad sónica en el Bloque 16....... 39
5 SATURACIÓN ............................................................................................................................. 40
5.1 DEFINICIÓN........................................................................................................................ 40
5.2 CLASIFICACIÓN .................................................................................................................. 40
5.2.1 Saturación de agua connata ...................................................................................... 40
5.2.2 Saturación residual de una fase ................................................................................ 40
5.2.3 Saturación crítica de una fase ................................................................................... 41
5.4 FACTORES QUE INFLUYEN EN LA SATURACIÓN ................................................................ 41
5.5 MÉTODOS PARA DETERMINAR LA SATURACIÓN .............................................................. 41
5.5.1 Determinación de la saturación en formaciones limpias .......................................... 41
5.6 RELACIÓN CON LOS REGISTROS ELÉCTRICOS: ................................................................... 42

6

5.7 APLICACIONES ................................................................................................................... 42
6 FUERZAS CAPILARES .................................................................................................................. 43
6.1 HUMECTABILIDAD ............................................................................................................. 43
6.1.1 Definición .................................................................................................................. 43
6.1.2 Clasificación según el ángulo de contacto: ............................................................... 44
6.1.2.1 Humectabilidad intermedia .................................................................................. 44
6.1.2.2 Humectabilidad por agua ...................................................................................... 44
6.1.2.3 Humectabilidad por aceite .................................................................................... 44
6.1.3 La humectabilidad en yacimientos de petróleo puede clasificarse como: ............... 45
6.1.3.1 Humectabilidad por agua o por aceite .................................................................. 45
6.1.3.2 Humectabilidad neutra o intermedia .................................................................... 45
6.1.3.3 Humectabilidad fraccional .................................................................................... 45
6.1.3.4 Humectabilidad mixta ........................................................................................... 45
6.2 MOJABILIDAD .................................................................................................................... 45
6.2.1 Descripción del fenómeno ........................................................................................ 46
6.2.2 Clasificación en base a la Mojabilidad ....................................................................... 47
6.2.2.1 Yacimientos hidrófilos (Mojabilidad por agua) ..................................................... 48
6.2.2.2 Yacimientos oleófilos (Mojabilidad por petróleo)................................................. 48
6.2.2.3 Mojabilidad Mixtas ................................................................................................ 49
6.2.3 Diversos factores pueden ser afectados por la mojabilidad: .................................... 49
6.3 CAPILARIDAD ..................................................................................................................... 50
6.3.1 Tubo capilar ............................................................................................................... 50
6.3.2 La Capilaridad de los Líquidos ................................................................................... 50
7 RESISTIVIDAD............................................................................................................................. 52
7.1 DEFINICIÓN........................................................................................................................ 52
7.3 CLASIFICACIÓN .................................................................................................................. 52
7.3.1 Resistividad aparente ................................................................................................ 52
7.4 FACTORES QUE INFLUYEN EN LA RESISTIVIDAD ............................................................... 54
7.4.1 Litología ..................................................................................................................... 54
7.4.2 Porosidad................................................................................................................... 54
7.4.3 Salinidad de las soluciones acuosas .......................................................................... 54

7

7.4.4 Porcentaje de Saturación .......................................................................................... 54
7.4.5 Temperatura.............................................................................................................. 54
7.4.6 Presión ....................................................................................................................... 54
7.5 MÉTODOS DE DETERMINACIÓN DE LA RESISTIVIDAD ...................................................... 54
7.5.1 Factor de resistividad de la formación ...................................................................... 54
7.5.2 Índice de resistividad................................................................................................. 55
7.5.3 Métodos de determinación de la resistividad........................................................... 55
7.5.3.1 Registros eléctricos ............................................................................................... 55
7.5.3.2 Registro de inducción ............................................................................................ 55
7.5.3.3 Registro de guarda ................................................................................................ 55
7.5.3.4 Registro de contacto ............................................................................................. 55
7.5.4 Limitaciones............................................................................................................... 56
7.6 APLICACIONES ................................................................................................................... 56
8 CONCLUSIONES ......................................................................................................................... 57
9 RECOMENDACIONES ................................................................................................................. 57
10 BIBLIOGRAFÍA ........................................................................................................................ 58

8

2 INTRODUCCIÓN

El presente trabajo está enfocado principalmente en la ampliación del conocimiento sobre las
propiedades petrofísicas de las rocas reservorio, puesto que estas son parte fundamental de la
formación básica del Ingeniero en Petróleos.

La importancia de las propiedades petrofísicas, como porosidad, permeabilidad, saturación,
fuerzas capilares y resistividad, radica en que influyen directamente en la existencia de
hidrocarburos en el yacimiento. Dichas propiedades tienen características específicas, que serán
dadas a conocer en el desarrollo de cada uno de los temas del vigente trabajo.

Para la determinación de las propiedades, existen diversos métodos, tales como la toma de
registros eléctricos y análisis en laboratorio, los cuales presentan un alto índice de confiabilidad.
También se explicará en qué consiste cada uno de estos métodos.

La porosidad de la roca reservorio depende no solo de la forma de los granos que la conforman
sino también de su tiempo de posicionamiento, existen varios factores que podrían alterarla, los
cuales pueden mejorar la circulación del hidrocarburo a través de ella o impedir el flujo del mismo;
se puede determinar una medida de porosidad mediante la utilización de diferentes métodos ya
sean en laboratorio o in situ.

La permeabilidad es imprescindible para la existencia de hidrocarburo en el yacimiento, ya que
gracias a esta propiedad de las rocas, el gas, el agua, y para nuestro interés primordial el petróleo
puede fluir, migrar desde la roca madre, hasta depositarse en el yacimiento.

Siendo la saturación otra de las propiedades petrofísicas de gran importancia que permiten
determinar la distribución de fluidos mediante porcentajes o fracciones ya sea de petróleo, agua o
gas, se debe tomar en cuenta la relatividad de esta propiedad una vez efectuado la fase de
producción.

La resistividad es una propiedad indispensable para determinar, mediante registros eléctricos, la
presencia de los fluidos de interés para la producción petrolera. Esta propiedad puede ser
afectada por distintos factores como porosidad, saturación, temperatura y presencia de sales y
elementos conductores presentes en los fluidos.

Los resultados obtenidos de los análisis son de suma importancia para cada uno de los procesos
que se llevaran a cabo posteriormente en las diferentes fases de la industria petrolera; esperamos
que la información expuesta sea de su agrado, y pueda ser utilizada como material de ayuda, para
fortalecer sus conocimientos.

9

3 POROSIDAD

3.1 DEFINICIÓN DE POROSIDAD
La porosidad nos indica la habilidad de la roca para contener fluidos; es el volumen de los poros
por cada unidad volumétrica de formación; es la fracción del volumen total de una muestra que es
ocupada por poros o huecos.

Es definido como el volumen poroso (volumen entre los granos), dividido para el volumen total de
la roca:

Como el volumen de espacios disponibles para almacenar fluidos no puede ser mayor que el
volumen total de la roca, la porosidad es una fracción y el máximo valor teórico que puede
alcanzar es 1. Muchas veces la porosidad es expresada como un porcentaje, esta cantidad resulta
de multiplicar la ecuación 1.1 por 100.

3.2 CLASIFICACIÓN DE LA POROSIDAD
3.2.1 Clasificación de la porosidad según en punto de vista morfológico
(interconexión de los poros)

3.2.1.1 Catenary o Poros Interconectados:
Este tipo de porosidad tiene más de una garganta poral conectada con otros poros, la extracción
de hidrocarburo es relativamente fácil en este tipo de poros.

10

3.2.1.2 Cul-de-sac, conectados o sin salida
Este tipo de porosidad tiene una garganta poral conectada con otros poros; se puede producir
hidrocarburo por la presión natural del yacimiento.

3.2.1.3 Poro cerrado o aislado
El poro se encuentra completamente cerrado, no tiene ninguna garganta poral conectada con
otros poros; en un proceso normal no es capaz de producir hidrocarburo.

3.2.1.4 Porosidad efectiva
Se define como el volumen total de la roca que representa espacios que pueden contener fluidos y
se encuentran comunicados entre sí; es la relación entre el volumen de poros interconectados con
el volumen total de roca del yacimiento.

11

3.2.1.5 Porosidad no efectiva o residual
Es aquella que representa la fracción del volumen total de la roca que está conformada por los
espacios que pueden contener fluidos pero no están comunicados entre sí; es la relación entre el
volumen total de poro cerrado con el volumen a granel.

3.2.1.6 Porosidad absoluta o total
La sumatoria del volumen de los poros no interconectados más el volumen de los poros
interconectados es igual al volumen total de los poros de la roca, entonces la porosidad absoluta
es igual a la sumatoria de la porosidad efectiva más la porosidad no efectiva (residual).

3.2.2 Clasificación de la porosidad según su tiempo de posicionamiento

3.2.2.1 Porosidad Primaria
La porosidad primaria se puede dividir en dos tipos:

3.2.2.1.1 Porosidad intergranular o entre partículas
Ésta se produce entre los granos de un sedimento, es típica de las areniscas. También se
encuentra generalmente en calizas recién depositado. Sin embargo, a menudo en las calizas se
pierde esta porosidad por la cementación.

En la porosidad intergranular las gargantas porales se encuentran interconectadas unas con
otras. A menos que la cementación se amplíe con el tiempo, este tipo de porosidad es muy buena
y presenta también buena permeabilidad. En este tipo la porosidad efectiva es equivalente a la
porosidad total.

12

3.2.2.1.2 Porosidad intragranular o intrapartícula
Ésta ocurre dentro de los mismos granos del sedimento. Ésta porosidad es típica en el recién
posicionamiento de los esqueletos de la calizas. No es habitual que estos poros se
conserven. Generalmente son rellenados durante el entierro a principios de la cementación, pero
en algunos casos, el cemento puede ser lixiviado para dejar el poro intragranular original.

3.2.2.2 Porosidad secundaria
La porosidad secundaria es la porosidad formada dentro de un depósito después del
posicionamiento primario. Es causada por la acción de fuerzas tectónicas o de fluidos en la roca
madre después del posicionamiento primario. Los principales tipos de porosidad secundaria son:

3.2.2.2.1 Fenestrales
Se desarrolla donde hay una laguna en el marco de la roca, más grande que el normal soportado
por los espacios porosos del grano.

Es característico de lagunares, es causado por la deshidratación, contracción y deformación de las
láminas. Esta tipo de porosidad es la menos frecuente.

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3.2.2.2.2 Intercristalina
Se produce entre los cristales y es el tipo de porosidad encontrado en importantes yacimientos de
petróleo y gas. En calizas recristalizadas, porosidad intercristalina es insignificante. Sin embargo, a
menudo, las dolomitas cristalinas presentan alta intercristalinidad.

3.2.2.2.3 Fractura
La fractura de las formaciones puede ocurrir por el rompimiento de cualquier roca frágil y no por
deformación plástica. Así, hay yacimientos fracturados en las pizarras, cementado duro de
areniscas cuarcitas, calizas, dolomías y, por supuesto, rocas del basamento, como granitos y
metamórficas.
Las fracturas pueden desarrollarse a partir de las fuerzas tectónicas asociadas con el plegamiento y
fallas.

La porosidad por fractura puede resultar en altas tasas de producción durante la prueba inicial de
un pozo, seguido de un rápido descenso en la producción después. Cuando una roca se ha

14

fracturado, las fracturas no necesariamente permanecen abiertas. Pueden cementarse más tarde
por sílice, calcita o dolomita.

3.3 FACTORES QUE INFLUYEN EN LA POROSIDAD
3.3.1 Factores que afectan la porosidad en las areniscas
La porosidad en las areniscas en afectada por el empaquetamiento, clasificación y cementación.

3.3.1.1 Empaquetamiento
Describe el tipo de arreglo de los granos de arena, con respecto uno con otro. En la figura se
muestra tipos teóricos ideales de empaquetamiento. El empaquetamiento cubico tiene una
porosidad máxima del 47.6%, el empaquetamiento hexagonal del 39.5% y el empaquetamiento
romboédrico de 25.9%. Como podemos ver por derivaciones geométricas, la porosidad es muy
independiente del tamaño del grano como también del diámetro de estos.

15

3.3.1.2 Clasificación
Una arenisca bien clasificada consiste en tener aproximadamente el mismo tamaño de granos, en
cambien una arenisca mal o pobremente clasificada consiste en tener una gran variedad de
tamaños de los granos.

La mala clasificación reduce la porosidad de a arenisca, pues los granos pequeños llenas los poros
dejados por los granos más grandes.

A ) Arenisca mal clasificada B ) Empaquetamiento ideal

3.3.1.3 Cementación
En rocas consolidadas, los granos de arena son usualmente cementados juntos por cuarzo o
carbonatos. La cementación reduce la porosidad de la arena.

16

3.3.2 Factores que afectan la porosidad de los carbonatos
En los carbonatos, la porosidad secundaria en usualmente más importante que la porosidad
primaria. Los factores que afectan son la fracturación, la disolución y la sustitución química.

3.3.2.1 Fracturas
Las fracturas son grietas en la roca, una fractura ideal es el espacio formado entre los ladrillos.
Aunque la porosidad es generalmente pequeña, a menudo de 1-2%, las fracturas son muy útiles
para permitir el paso de fluidos de manera más fácil entre las rocas. Por lo tanto mejoran en gran
medida la capacidad de dejar fluir el fluido en la roca.

3.3.2.2 Disolución
La disolución es una reacción química en la cual el agua disuelta con dióxido de carbono reacciona
con el carbonato de calcio para formar bicarbonato de calcio, el cual es soluble. Esta reacción
mejora la porosidad de las calizas.

3.3.2.3 Sustitución química
La sustitución química es una reacción química en la cual un tipo de ión reemplaza a otro teniendo
como resultado una contracción en el tamaño del nuevo compuesto. Un ejemplo es la
dolomitizacíon en la cual algunos de los iones de carbonato de calcio son remplazados por iones
de magnesio para formar carbonato magnésico de calcio (dolomita). Éste reemplazamiento causa
una contracción del 12 al 13 % en el volumen del grano, y como resultado mejora la porosidad
secundaria.

17

3.3.3 Presión de las capas suprayacentes
Otro factor que afecta la porosidad es la compactación originada por la presión de sobrecarga, la
cual es ejercida por el peso de las capas suprayacentes de la roca. A medida que aumenta la
profundidad, la presión ejercida por la columna de sedimentos aumenta, esto genera una fuerza
que tiende a deformar los granos y reducir el volumen de espacios vacíos, por lo tanto se origina
una reducción en la porosidad.

Cuando los fluidos contenidos en el espacio poroso son producidos, la presión interna disminuye,
pero la presión externa (presión de sobrecarga) permanece constante, con esto se crea un
desequilibrio que origina esfuerzos que tienden a disminuir el volumen bruto y el volumen poroso
de la roca, lo que se traduce en una reducción en la porosidad.

3.4 CARACTERÍSTICAS DE LA POROSIDAD
3.4.1 Características de algunas rocas
Las porosidades de las formaciones subterráneas pueden variar en alto grado.
Los carbonatos densos (calizas y dolomitas) y las evaporitas (sal, anhidrita, yeso, silvita,
etc.) pueden tener una porosidad prácticamente de cero.
Las areniscas bien consolidadas pueden tener una porosidad de 10 al 15%.
Las arenas no consolidadas pueden llegar a 30% o más de porosidad.
Las lutitas o arcillas pueden tener una porosidad con contenido de agua de más de 40%,
sin embargo los poros individuales so generalmente pequeños, lo que hace que la roca sea
impermeable al flujo de líquidos.

3.4.2 Calidad de la roca en función de la porosidad
Como la porosidad es una medida de la capacidad de almacenamiento de la roca, la calidad de la
roca yacimiento puede ser determinada en función a la porosidad, como se observa en la tabla
mostrada a continuación.

18

3.5 MÉTODOS DE DETERMINACIÓN DE LA POROSIDAD EN LABORATORIO
3.5.1 Medición de la porosidad mediante un análisis directo de rutina del núcleo
Las técnicas de medición en el laboratorio consisten en determinar dos de los tres parámetros
básicos de la roca (volumen total, volumen poroso y volumen de los granos).

Para ello se utilizan núcleos de roca, los cuales son obtenidos durante la etapa de perforación del
pozo.

La medición de la porosidad es realizada generalmente en tapones de núcleos, los cuales son
muestras de diámetro pequeño (entre 25 – 40 mm) extraídas del núcleo o corona, utilizando
herramientas de corte especiales.

Toma de núcleo

3.5.1.1 Determinación del volumen total
El volumen total puede ser calculado por medición directa de las dimensiones de la muestra
utilizando un vernier. Este procedimiento es útil cuando las muestras presentan formas regulares
debido a su rapidez.

Para muestras de volúmenes irregulares el procedimiento utilizado usualmente consiste en la
determinación del volumen de fluido desplazado por la muestra. Algunos de los métodos
utilizados para determinar el volumen del fluido desplazado son:

3.5.1.1.1 Métodos gravimétricos
El volumen total se obtiene observando la pérdida de peso de la muestra cuando es sumergida en
un líquido, o por el cambio en peso de un picnómetro cuando se llena con mercurio y cuando se
llena con mercurio y la muestra.

Los métodos gravimétricos más utilizados son:

- Recubrimiento de la muestra con parafina e inmersión en agua.

- Saturación de la muestra e inmersión en el líquido saturante.

- Inmersión de la muestra seca en mercurio.

19

3.5.1.1.2 Métodos volumétricos
Los métodos utilizados son el del picnómetro de mercurio y la inmersión de una muestra saturada.

El método del picnómetro de mercurio consiste en determinar el volumen de un picnómetro lleno
con mercurio hasta una señal. Luego se coloca la muestra y se inyecta mercurio hasta la señal. La
diferencia entre los dos volúmenes de mercurio representa el volumen total de la muestra.

El método de inmersión de una muestra saturada consiste en determinar el desplazamiento
volumétrico que ocurre al sumergir la muestra en un recipiente que contiene el mismo líquido
empleado en la saturación.

El método de desplazamiento con mercurio es práctico para determinar el volumen total de
muestras cuando se encuentran bien cementadas, de lo contrario debe emplearse el método de
inmersión de una muestra saturada.

3.5.1.2 Determinación del volumen de los granos
En estos métodos se utilizan muestras consolidadas y se le extraen los fluidos con un solvente que
posteriormente se evapora. Los principales métodos utilizados son:

3.5.1.2.1 Método de Melcher – Nuting
El método de Melcher – Nuting consiste en determinar el volumen total de la muestra y
posteriormente triturarla para eliminar el volumen de espacios vacíos y determinar el volumen de
los granos.

3.5.1.2.2 Método del porosímetro de Stevens
El método de Stevens es un medidor del volumen efectivo de los granos. El porosímetro consta de
una cámara de muestra que puede ser aislada de la presión atmosférica y cuyo volumen se conoce
con precisión. El núcleo se coloca en la cámara, se hace un vacío parcial por la manipulación del
recipiente de mercurio, con esto se logra que el aire salga de la muestra y es expandido en el
sistema y medido a la presión atmosférica. La diferencia entre el volumen de la cámara y el aire
extraído es el volumen efectivo de los granos.

3.5.1.2.3 Densidad promedio de los granos.
Tomando la densidad del cuarzo (2.65 gr/cc) como valor promedio de la densidad del grano, el
volumen de los granos puede ser determinado con el peso de la muestra como se observa en la
ecuación 1.19. Este método se utiliza en trabajos que no requieren gran exactitud.

3.5.1.3 Determinación del volumen poroso efectivo
Todos los métodos utilizados para determinar el volumen poroso miden el volumen poroso
efectivo, y se basan en la extracción o introducción de fluidos en el espacio poroso.

A continuación se presenta un resumen de algunos métodos usados para determinar el volumen
poroso efectivo.

20

3.5.1.3.1 Método de inyección de mercurio
Consiste en inyectar mercurio a alta presión en los poros de la muestra. El volumen de mercurio
inyectado representa el volumen poroso efectivo de la muestra.

3.5.1.3.2 Método del porosímetro de helio
Su funcionamiento está basado en la Ley de Boyle, donde un volumen conocido de helio
(contenido en una celda de referencia) es lentamente presurizado y luego expandido
isotérmicamente en un volumen vacío desconocido. Después de la expansión, la presión de
equilibrio resultante estará dada por la magnitud del volumen desconocido; esta presión es
medida. Usando dicho valor y la Ley de Boyle, se calcula el volumen desconocido, el cual
representa el volumen poroso de la muestra.

3.5.1.3.3 Método de Saturación de Barnes
Este método consiste en saturar una muestra limpia y seca con un fluido de densidad conocida y
determinar el volumen poroso por ganancia en peso de la muestra.

3.5.2 Medición de la porosidad mediante un análisis indirecto por una imagen CT.
Con la disponibilidad de sistemas de tomografías computarizadas de rayos X (CT) en los
laboratorios de investigación, ahora es posible medir las distribuciones de porosidad en muestras
de núcleo. Peters y Afzal (1992) hicieron estas mediciones en un paquete de arena artificial y un
Berea de arenisca de aproximadamente 60 cm de largo y 5 cm de diámetro. La imagen de CT da
lugar a una serie de datos muy grandes, más de 600.000 valores de porosidad en algunos los
casos. Por lo tanto, es conveniente presentar los resultados de las mediciones en las
imágenes. Debe tenerse en cuenta que en algunos paquetes de arena pueden no ser tan
uniformes como siempre asumimos que sea. La técnica de empaques utilizados en esta prueba
introduce importantes variaciones de porosidad en el paquete.

21

3.6 MÉTODO DE DETERMINACIÓN DE LA POROSIDAD MEDIANTE
REGISTROS DE POZOS
La porosidad in-situ no se puede medir directamente en el campo como en el laboratorio. Por lo
tanto, sólo solo se realizan mediciones indirectas a través del registro. Estas mediciones usan
energía sónica o inducen radiación. La mayoría de registros de evaluación se ocupan
principalmente de la determinación de la porosidad y la saturación de agua in-situ. Ni la saturación
in-situ de agua, ni la saturación de hidrocarburos se pueden medir directamente en el pozo. Sin
embargo, es posible inferir la saturación de agua si la porosidad se conoce mediante la medición
de la resistividad de la formación.

Las técnicas de registros convencionales para la medición de la porosidad son los registros de
densidad, neutrones y acústicos. Todos estos proveen una indicación de la porosidad total.

3.6.1 Registro de densidad
El registro de densidad mide la densidad de electrones de la formación mediante el uso de una
plataforma química montada, fuente de radiación gamma y dos detectores de rayos gamma
blindados. Los rayos gamma de energía media emitidos a la formación chocan con los electrones
en la formación. En cada colisión, un rayo gamma pierde algo, pero no toda, su energía a los
electrones y luego continúa con energía reducida. Este tipo de interacción se conoce como
dispersión Compton. Los rayos gamma dispersos de llegar al detector, a una distancia fija de la
fuente, se cuentan como una indicación de la densidad de la formación.

22

El número de colisiones de dispersión de Compton se relaciona directamente con el número de
electrones en la formación. Por lo tanto, la respuesta de la herramienta de densidad está
determinada esencialmente por la densidad de electrones (el número de electrones por
centímetro cúbico) de la formación. La densidad de electrones está relacionada con la densidad
aparente en , que a su vez depende de la la densidad de la roca matriz, la porosidad de la
formación y la densidad de los fluidos en el poro.

23

3.6.2 Registro acústico
El perfil sónico mide el tiempo de transito (en microsegundos) que
tarda una onda acústica compresional en viajar a través de un pie de la
formación, por un camino paralelo a la pared del pozo.

La velocidad del sonido en formaciones sedimentarias depende
principalmente del material que constituye la matriz de la roca
(arenisca, lutita, etc.) y de la distribución de la porosidad.

24

3.6.3 Registro de neutrón
Este perfil responde a la presencia de átomos de hidrógeno.
Debido a que la cantidad de hidrógeno por unidad de volumen
contenido en el agua y en el petróleo es muy similar, la
respuesta de este registro corresponde básicamente a una
medida de la porosidad. Debido a que este tipo de registro
responde a la presencia de átomos de hidrógeno, estos
también pueden provenir de aquellos átomos combinados
químicamente con los minerales que conforman la matriz de la
roca. El perfil lleva generalmente una escala en unidades de
porosidad basado en una matriz calcárea o de areniscas.

Los valores de porosidad aparente pueden ser leídos directamente de cualquier registro neutrón,
siempre sujetos a ciertas suposiciones y correcciones. Algunos efectos, como la litología, el
contenido de arcilla, y la cantidad y tipo de hidrocarburo, pueden ser reconocidos y corregidos
utilizando información adicional extraída de registros sónicos y/o de densidad.

25

3.6.4 Combinación de los registros de porosidad
En muchas áreas, es común practicar la topa de más de un registro de porosidad en el pozo. Las
combinaciones comunes son: densidad-neutrón, densidad. Acústico, y acústico-neutrón. Algunas
veces, los tres registros son corridos en el mismo pozo. Estos registros usualmente se graban junto
con una curva de rayos gamma y uno de capilaridad.

La combinación de los registros de porosidad son usados para:

- Diferenciar petróleo o agua de las zonas de gas.
- Calcular cuantitativamente valores para litología.
- Determinar volumen de esquisto en la roca madre.

26

3.7 APLICACIONES
3.7.1 Interpretación del gráfico de profundidad vs. Porosidad.
Se debe saber si existe alguna relación entre la porosidad y profundidad del reservorio, y de
existir, que porosidades se esperarían encontrar.

La mayor concentración de puntos, nos indicaría que entre la profundidad de 7000 pies hasta 8300
pies habrían porosidades de 17% a 24%. La tendencia del gráfico es la de disminuir la porosidad a
medida que la profundidad del reservorio aumenta, es decir una relación inversamente
proporcional. Así por ejemplo, para un reservorio que se encuentre entre una profundidad de 4
6000 pies y 7000 pies, se esperarían porosidades entre los 28% y 35% aproximadamente, y para
uno que se encuentre a los 9000 y 10000 pies, porosidades entre 10% y 14%

28

4 PERMEABILIDAD

4.1 DEFINICIÓN
La permeabilidad es una característica petrofísica de las rocas reservorios, que se define como la
capacidad que tiene una roca de permitir el flujo de fluidos a través de sus poros interconectados.
Si los poros de la roca no se encuentran interconectados no puede existir permeabilidad.

4.2 CARACTERÍSTICAS
4.2.1 Factores que influyen en la permeabilidad
Los factores que influyen en la porosidad efectiva también influyen en la permeabilidad, es decir:

- El tamaño de los granos.

- El empaquetamiento.

- La redondez y esfericidad de los granos

- La distribución.

- La litificación (cementación y consolidación).

29

Por lo general, a mayor porosidad corresponde mayor permeabilidad, aunque esto no siempre es
así. La permeabilidad del suelo suele aumentar por la existencia de fallas, grietas u otros defectos
estructurales. Algunos ejemplos de roca permeable son la caliza y la arenisca, mientras que la
arcilla o el basalto son prácticamente impermeables. Algunas arenas de granos finos pueden tener
un alto índice de porosidad interconectada, aunque los poros individuales y los canales de poros
sean bastante pequeños. En consecuencia, las vías disponibles para el movimiento de fluidos a
través de los poros estrechos están restringidas; por lo tanto, la permeabilidad de formaciones con
granos finos tiende a ser baja. Si el yacimiento está formado por rocas con altas densidades y
fracturadas por pequeñas fisuras de gran extensión, su porosidad será pequeña, pero presentará
una alta permeabilidad, un ejemplo de esto lo constituyen las calizas.

Por otro lado la cantidad, distribución y clase de arcilla presente en la roca de acumulación tiene
un efecto considerable sobre la permeabilidad a líquidos, especialmente si el fluido reacciona con
las arcillas. Se considera que un flujo de gas no reacciona con las arcillas excepto, tal vez, por un
poco de agua que pueda ser removida.

Sin embargo, las propiedades fisicoquímicas del agua salada o salobre que fluye a través de un
medio poroso controlan el estado físico de las arcillas por consiguiente no afectan a las arcillas
cuando entran en contacto con ellas. La aguas dulces son causa de que cierta arcillas se hinchen
resultando una obstrucción parcial o total de las aberturas de los poros.

En forma general, se puede afirmar que la velocidad con la que el fluido atraviesa el material
depende de tres factores básicos:

- La porosidad del material.
- La densidad del fluido considerado, afectada por su temperatura.
- La presión a que está sometido el fluido

4.2.2 Unidades de la Permeabilidad
La unidad de permeabilidad es el Darcy, en honor a Henry Darcy, un ingeniero hidráulico francés
que fue el primero que realizó estudios relacionados con el flujo de fluidos a través de medios
porosos.

Se dice que una roca tiene una permeabilidad de una darcy cuando un fluido con una viscosidad
de un centipoise avanza a una velocidad de un centímetro por segundo (cm/s) bajo un gradiente
de presión de una atmósfera por centímetro (atm/cm).

Como el Darcy es una unidad relativamente alta para la mayoría de rocas productoras, la
permeabilidad generalmente se expresa en centésimas de Darcy, es decir, milidarcys, 0,001 darcy).

30

4.2.3 Ley de Darcy
Para realizar el cálculo de la permeabilidad, utilizamos la fórmula de la Ley de Darcy, que enuncia
que la velocidad de un fluido homogéneo en un medio poroso es proporcional al gradiente de
presión, e inversamente proporcional a la viscosidad del fluido.

Pero;

Algunos autores emplean la unidad de la permeabilidad denominada permio.

Permio= 1,127 darcys

Obtenemos de esta manera:

Despejamos obviando el signo y obtenemos la permeabilidad:

31

4.2.4 Dimensiones de la Permeabilidad
Si realizamos un análisis dimensional a la ecuación de la permeabilidad obtendremos:

4.2.5 Validez de la Ecuación de Darcy
A pesar de que la ecuación de Darcy ha sido aceptada por la industria petrolera como válida, es
conveniente definir mejor las condiciones bajo las cuales se puede suponer válida. La
determinación experimental de la ecuación de Darcy considera:

4.2.6 Flujo en estado estable.
En las pruebas de laboratorio, debido al tamaño de los núcleos, las condiciones de flujo transitorio
duran usualmente pocos minutos, sin embargo en la práctica, debido a la naturaleza de los fluidos
y las dimensiones del yacimiento, se pueden originar condiciones de flujo transitorio durante
meses o incluso años.

4.2.7 Flujo Laminar
La ecuación de Darcy es inválida para números de Reynolds mayores de uno. Afortunadamente en
aplicaciones prácticas, generalmente el flujo es laminar. Sin embargo, en las cercanías del pozo
cuando las velocidades son elevadas, por ejemplo en producción de gas, puede ocurrir flujo
turbulento.

4.2.8 La roca se encuentra saturada completamente por un solo fluido.
Esto significa que la ecuación de Darcy no aplica en regiones donde fluya más de un fluido; sin
embargo, existen modificaciones para hacerla aplicable a flujo multifásico.

4.2.9 El fluido no reacciona con la roca
Existen casos donde esto no se cumple, por ejemplo cuando un pozo es estimulado durante un
trabajo de fracturamiento hidráulico. Los fluidos usados pueden reaccionar con los minerales de la
roca y reducir la permeabilidad.

4.2.10 La roca es homogénea e isotrópica
Esto significa que la estructura porosa y sus propiedades deben ser iguales en cualquier dirección.
En la práctica, la naturaleza de los procesos que dieron origen a la roca, y las grandes extensiones
arenales del yacimiento pueden producir variaciones en la permeabilidad en varias direcciones

4.3 CLASIFICACIÓN
Existen tres tipos de Permeabilidad

- Permeabilidad absoluta o intrínseca
- Permeabilidad efectiva
- Permeabilidad relativa

32

4.3.1 Permeabilidad Absoluta o Intrínseca
La permeabilidad absoluta se define como la capacidad que tiene una roca de permitir el flujo de
fluidos a través de sus poros interconectados, cuando el medio poroso se encuentra
completamente saturado por un fluido, es decir una saturación del 100%.

Determinación de la permeabilidad absoluta

La permeabilidad es medida en el laboratorio utilizando tapones de núcleos (pequeñas piezas
cortadas del núcleo). Si la roca no es homogénea, el análisis del núcleo completo proporcionará
resultados más exactos que el simple análisis de tapones de núcleos.

Los análisis rutinarios de núcleos generalmente utilizan tapones de núcleos tomados paralelos a la
dirección del flujo de los fluidos en el yacimiento. La permeabilidad obtenida de esta forma es la
permeabilidad horizontal del yacimiento (Kh). La medición de la permeabilidad en tapones
tomados perpendiculares a la dirección de flujo, permiten la determinación de la permeabilidad
vertical del yacimiento (Kv)

Existen muchos factores que deben ser considerados como posibles fuentes de error en la
determinación de la permeabilidad de un yacimiento. Estos factores son:

- La muestra de núcleo puede no ser representativa del yacimiento, debido a la
heterogeneidad del yacimiento
- El núcleo extraído puede encontrarse incompleto
- La permeabilidad del núcleo puede ser alterada cuando se realiza el corte del mismo, o
cuando este es limpiado y preparado para los análisis.

Durante las mediciones de la permeabilidad se deben cumplir las siguientes condiciones:

- Flujo laminar (viscoso).

33

- No reacción entre el fluido y la roca
- Presencia de una sola fase saturando el 100% del espacio poroso

Las mediciones de permeabilidad se restringen a regiones de bajas tasas de flujo (flujo laminar).
Para altas tasas de flujo, la ecuación de Darcy es inapropiada para describir la relación entre la tasa
de flujo y la caída de presión.

Usualmente se utilizan gases secos como N2, He o aire, para determinar la permeabilidad, con la
finalidad de minimizar las reacciones entre el fluido y la roca.

Estas mediciones se realiza con un instrumento llamado Permeámetro a gas, que sirve para
realizar medidas de permeabilidad absoluta de secciones de núcleos consolidadas, forzando el
flujo de un gas de viscosidad conocida a través de una muestra de sección y longitud conocidas.

4.3.2 Permeabilidad Efectiva
Cuando más de una fase se encuentra presente en un medio poroso, la conductividad o capacidad
que tiene una roca de permitir el flujo de cada una de las fases a través de dicho medio poroso se
define como permeabilidad efectiva. La permeabilidad efectiva a una fase dada es menor que la
permeabilidad absoluta y es función de la saturación de la fase.

La sumatoria de las permeabilidades efectivas siempre es menor que la permeabilidad absoluta,
debido a las siguientes razones:

- Algunos canales que normalmente permiten el flujo cuando existe una sola fase, son
bloqueados cuando dos o más fases se encuentran presentes en el medio poroso, por ello,
el número total de canales que permiten el flujo se reduce y la capacidad que tiene la roca
de permitir el flujo de fluidos es menor.
- La presencia de interfaces entre los fluidos que saturan el medio poroso, implican la
presencia de tensiones interfaciales y presiones capilares, por lo tanto se generan fuerzas
que tienden a disminuir la velocidad de flujo de los fluidos a través del medio poroso.

La permeabilidad efectiva se denota con:

Las permeabilidades dependen de la saturación de cada fluido.

34

4.3.3 Permeabilidad Relativa
Es la relación que existe entre la permeabilidad efectiva ( ), con la permeabilidad
absoluta

.

4.3.4 Límites de Permeabilidades:

4.3.4.1 Permeabilidad Efectiva
Va desde cero hasta la permeabilidad absoluta.

4.3.4.2 Permeabilidad Relativa
Debido a que la sumatoria de las permeabilidades efectivas no puede ser mayor que la
permeabilidad absoluta, entonces las permeabilidades relativas (que tienen como base la
permeabilidad absoluta) no pueden ser mayores que 1.

0

4.4 FACTORES QUE AFECTAN A LA MEDICIÓN DE LA PERMEABILIDAD
Existen diversos factores que afectan las mediciones de la permeabilidad realizadas en el
laboratorio. Cuando se usa un gas como fluido para medir la permeabilidad se deben hacer
correcciones por deslizamiento del gas. Cuando es líquido el fluido usado, se debe tener cuidado
de que no reaccione con el sólido de la muestra. También se deben hacer correcciones debido al
cambio en permeabilidad por reducción en la presión de confinamiento en la muestra

4.4.1 Deslizamiento del gas – Efecto Klinkenberg
Klinkenberg descubrió que las mediciones de permeabilidad realizadas con aire como fluido de
medición, muestran resultados diferentes a los valores de permeabilidad obtenidos cuando el
fluido utilizado para las mediciones es un líquido. La permeabilidad de una muestra de núcleo
medida por flujo de aire siempre es mayor que la permeabilidad obtenida cuando se usa un
líquido. Klinkenberg postuló, en base a sus experimentos de laboratorio, que la velocidad del
líquido en la superficie de contacto con la roca es cero, mientras que los gases presentan cierta

35

movilidad en dicha superficie de contacto. En otras palabras, los gases se deslizan en las paredes
de la roca. Este deslizamiento resulta en una elevada tasa de flujo para el gas a determinado
diferencial de presión. Klinkenberg también encontró que para un determinado medio poroso al
aumentar la presión promedio la permeabilidad calculada disminuye

4.4.2 Reactividad de los líquidos.
La Ley de Darcy supone que no debe haber reacción entre el fluido y el medio poroso. En ciertos
casos, el medio poroso contiene sustancias activas, principalmente arcillas, que se hidratan y
aumentan en volumen cuando se ponen en contacto con agua, especialmente si el agua es dulce.
El efecto se disminuye si se usa agua salada y desaparece si se mide la permeabilidad usando un
líquido que no sea polar, como el kerosén. Estos métodos, aún cuando permiten obtener el valor
verdadero de la permeabilidad, no son muy prácticos.

Los reactivos líquidos alteran la geometría interna del medio poroso. Este fenómeno no disminuye
el valor de la Ley de Darcy, más bien resulta en un nuevo medio poroso, cuya permeabilidad es
determinada por la nueva geometría.

4.4.3 Presión de sobrecarga.
Cuando el núcleo es removido de la formación todas las fuerzas de confinamiento son removidas.
Se le permite a la roca expandirse en todas direcciones, cambiando parcialmente la forma de los
canales de flujo dentro del núcleo. La compactación por sobrecarga puede originar hasta un 60%
de reducción de permeabilidad.

Es importante señalar que algunas formaciones son mucho más compresibles que otras, por eso
se requieren de muchos datos para desarrollar correlaciones empíricas que permitan corregir la
permeabilidad debido al efecto de las presiones de sobrecarga.

36

4.4.4 Promedios de permeabilidad absoluta
La propiedad más difícil para determinar en un yacimiento usualmente es la distribución de
permeabilidad. La permeabilidad es más variable que la porosidad y más difícil de medir.

Es extraño encontrar yacimientos homogéneos en la práctica. En muchos casos, el yacimiento
contiene distintas capas, bloques o zonas de variación de la permeabilidad. También, debido a la
existencia de heterogeneidades a pequeña escala, la permeabilidad obtenida de núcleos debe ser
promediada para representar las características de flujo en todo el yacimiento o en capas
individuales.

4.4.5 Promedio Ponderado de Permeabilidad
Este método es usado para determinar la permeabilidad promedio de un yacimiento formado por
capas paralelas de diferente permeabilidad. Consideremos un caso en el cual el flujo del sistema
está comprendido en tres capas paralelas que se encuentran separadas por barreras
impermeables (no ocurre flujo cruzado).

Todas las capas tienen el mismo ancho, W.

El flujo en cada capa puede ser calculado aplicando la ecuación de Darcy para flujo lineal, por lo
tanto la tasa total pueden ser expresada por la siguiente ecuación:

Por lo tanto la permeabilidad promedio se puede escribir asi:

37

4.4.6 Promedio armónico de permeabilidad
Pueden ocurrir variaciones laterales en la permeabilidad de un yacimiento, esto puede ser
ilustrado mediante un conjunto de bloques de diferente permeabilidad conectados en serie.

Para flujo en estado estable, la tasa de flujo es constante y la caída de presión total es igual a la
suma de la caída de presión a través de cada zona:

Y obtenemos el promedio armónico de permeabilidad de la siguiente manera.

38

4.5 APLICACIONES

Podemos observar a continuación una gráfica de permeabilidad vs porosidad sónica, la cual se
obtuvo después del análisis de registros de pozos, realizados por el ingeniero Antonio Torres,
sobre la caracterización regional de la arenisca productora M-1, formación Napo, Cuenca Oriente-
Ecuador.

4.5.1 Interpretación del gráfico permeabilidad vs porosidad sónica en el Bloque 16.

La porosidad sónica varía de 11 a 27% y la permeabilidad lo hace de 250 a 14,000 md. La
mayor concentración de puntos se encuentra en un rango de porosidad de 15 a 20%,
correspondiéndoles una permeabilidad de 1,000 a 9,000 md.

39

5 SATURACIÓN

5.1 DEFINICIÓN
La saturación de un medio poroso con respecto a un fluido se define como la fracción del volumen
poroso de una roca que está ocupada por dicho fluido.

Donde:
Sx = Saturación de la fase X.
Vx = Volumen que ocupa la fase X.
Vt = Volumen poroso total de la roca.

La sumatoria de las saturaciones de todos los fluidos que se encuentran presentes en el espacio
poroso de una roca, debe ser igual a 1 siempre y cuando se considere un medio poroso saturado
por petróleo, agua y gas, es decir:

Donde:
So = Saturación de petróleo.
Sw = Saturación de agua.
Sg = Saturación de gas.

5.2 CLASIFICACIÓN
5.2.1 Saturación de agua connata
La saturación de agua connata (Swc) es la saturación de agua existente en el yacimiento al
momento del descubrimiento, la cual se considera como el remanente del agua que inicialmente
fue depositada con la formación y que debido a la fuerza de la presión capilar existente, no pudo
ser desplazada por los hidrocarburos cuando éstos migraron al yacimiento.

Generalmente la saturación de agua connata se considera inmóvil; sin embargo, al inyectar agua
en un yacimiento, la primera que se produce tiene composición diferente a la inyectada, lo que
indica que el agua connata es desplazada por la inyectada.

5.2.2 Saturación residual de una fase
La saturación residual de una fase, generalmente expresada como Sxr, donde x corresponde a la
fase (petróleo, agua o gas), corresponde a la saturación de dicha fase que queda en el yacimiento
en la zona barrida, después de un proceso de desplazamiento.

40

5.2.3 Saturación crítica de una fase
La saturación crítica de una fase, generalmente expresada como Sxc, donde x corresponde a la
fase (petróleo, agua o gas), corresponde a la mínima saturación requerida para que una fase
pueda moverse en el yacimiento, es decir, corresponde a la máxima saturación a la cual la
permeabilidad relativa de dicha fase es cero.

Geología del lugar.

Presencia de poros (suelo) o intersticios o fisuras (rocas).

Recarga o alimentación de las aguas.

Desplazamiento o movimiento de las aguas subterráneas debido a la porosidad.

5.4 FACTORES QUE INFLUYEN EN LA SATURACIÓN
La saturación de agua connata se correlaciona con:

La permeabilidad
El área superficial
El tamaño de los poros.

Es decir, a mayor área superficial y menor tamaño de partículas, mayor es la saturación de agua
connata.

5.5 MÉTODOS PARA DETERMINAR LA SATURACIÓN
5.5.1 Determinación de la saturación en formaciones limpias
La determinación de la saturación inicial de agua se puede efectuar por tres diferentes métodos:

- Núcleos tomados en pozos perforados
- Cálculos a partir de la presión capilar
- Cálculo a partir de registros eléctricos

La determinación de la saturación de agua a partir de registros eléctricos en formaciones limpias
con una porosidad intergranular homogénea está basada en la ecuación de saturación de Archie’s.

Donde:
Rw = Resistividad del agua de formación.
Rt = Resistividad verdadera de la formación.
F = Factor de resistividad de la formación.

41

F es obtenido usualmente a partir de mediciones de porosidad mediante la siguiente ecuación:

Donde:
m = Factor de cementación
a = Constante

5.6 RELACIÓN CON LOS REGISTROS ELÉCTRICOS:
En la práctica del perfilaje eléctrico es normal considerar al agua de la formación como el líquido
saturante, ya que es el conductor de la electricidad. Si en sus poros existe solamente agua de
formación, decimos que la saturación es del 100%.

La saturación de una roca de almacenamiento puede variar desde el 100% hasta valores
pequeños, pero nunca hasta cero. Siempre queda una cantidad de agua capilar que no puede ser
desplazada por el petróleo. De la misma forma siempre queda una cantidad de petróleo que no
puede extraerse, la Saturación de Petróleo Residual.

5.7 APLICACIONES
Luego de realizar el proceso especial de secado la muestra presenta un peso de 206.00 g y un
VP=21.64 cm3. Los datos son consistentes (aumento de 1 g y disminución del VP en 1 cm 3) pues el
agua unida a la arcilla mantiene una densidad cercana a 1.0 g/cm3. Se pueden expresar los
resultados de la siguiente forma:

Obtenido por una medición independiente luego
3
Volumen poral. 21.64 cm del secado en condiciones de humedad
controlada.

Refleja la disminución del VP en un mismo
Porosidad. 21.64 %
volumen total de roca.

Saturación de El mismo volumen que en el ensayo anterior, pero
67.65 %
petróleo. en un VP menor.

Saturación de
32.35 % El porcentaje del VP no ocupado por petróleo.
agua.

42

6 FUERZAS CAPILARES
Definida como la diferencia de presión que se produce entre dos fases de fluidos inmiscibles en las
gargantas porales y que genera contracción de los mismos ocupando la menor área posible por
unidad de volumen.

En cuanto a la presión capilar en un Yacimiento de petróleo es el resultado combinado de los
efectos de la Tensión superficial e interfacial entre: la roca y los fluidos, el tamaño y la geometría
de los poros, y la humectabilidad del sistema. En procesos de recuperación mejorada se tiene un
proceso de desplazamiento de fluidos inmiscibles en los cuales existe una diferencia de presión
entre les fases, esta diferencia de presión se conoce como presión capilar.

La Tensión superficial se define como la fuerza ejercida en el límite de las superficies entre una
fase líquida y una fase de vapor por unidad de longitud. Esta fuerza es causada por la diferencia
entre las fuerzas moleculares del vapor y de la fase líquida.

El término Tensión superficial es utilizado para el caso en el cual la superficie está entre un líquido
y su vapor o aire.

Si la superficie está entre dos diferentes líquidos o entre un líquido y un sólido se utiliza el término
Tensión interfacial.

La Tensión superficial entre el agua y aire a temperatura ambiente está alrededor de 73 dinas/cm.
La Tensión interfacial entre el agua e Hidrocarburos puros a temperatura ambiente está alrededor
de 30 a 50 dinas/cm.

6.1 HUMECTABILIDAD

6.1.1 Definición
Es la tendencia de una superficie sólida a dejarse mojar preferencialmente por un fluido en
presencia de otros fluidos, con los cuales es inmiscible.

El fluido que se adhiere sobre la superficie se denomina fase humectante. En yacimientos e
hidrocarburos usualmente agua o aceite son las fases humectantes.

El ángulo de contacto es usado como una medida de la humectabilidad.

La humectabilidad de la roca afecta las saturaciones del fluido y las características de
permeabilidades relativas de un sistema fluido-roca. Considerando el efecto de la Humectabilidad
en la distribución de los fluidos es fácil justificar que las curvas de permeabilidad relativa están en
función de la Humectabilidad.

43

6.1.2 Clasificación según el ángulo de contacto:

6.1.2.1 Humectabilidad intermedia
Significa que el sólido no presenta preferencia humectante por agua o aceite.

En este caso el ángulo de contacto θ = 90º.

6.1.2.2 Humectabilidad por agua

Este tipo de humectabilidad nos indica que el sólido tiene preferencia por el agua.

Para esta humectabilidad el ángulo de contacto θ < 90º.

6.1.2.3 Humectabilidad por aceite
Esto significa que el sólido es preferencialmente humectado por aceite.
En este caso el ángulo de contacto θ > 90º.

44

6.1.3 La humectabilidad en yacimientos de petróleo puede clasificarse como:

6.1.3.1 Humectabilidad por agua o por aceite

El fluido humectante ocupará completamente los poros pequeños y entrará en contacto con la
mayor parte de la superficie mineral expuesta. El fluido no humectante ocupará el centro de los
poros grandes.

6.1.3.2 Humectabilidad neutra o intermedia

Todas las porciones de la superficie de la roca presentan igual preferencia a ser humectadas por
agua o por aceite.

6.1.3.3 Humectabilidad fraccional

Para este caso ciertas porciones de la superficie mineral son humectadas por agua y otras son
humedecidas por aceite. Esta humectabilidad puede ocurrir cuando una roca está compuesta de
varios minerales con diferentes propiedades químicas superficiales. Esto ocasiona que algunos
componentes del petróleo sean absorbidos en ciertas áreas de la roca de modo que una parte
queda fuertemente humectada por aceite mientras que el resto de la roca permanece humectada
por agua.

6.1.3.4 Humectabilidad mixta

Este es un caso particular de la humectabilidad fraccional en la cual los poros más pequeños son
humectados por agua y los poros más grandes son humectados por aceite. Inicialmente la roca
yacimiento se encontraba en un ambiente acuoso y se considera que es originalmente humectada
por agua, sin embargo, una vez que ocurre la migración de petróleo al yacimiento, este es capaz
de desplazar el agua que se encuentra en el centro de los poros, pero no puede penetrar los poros
más pequeños debido a las fuerzas capilares de gran magnitud.

6.2 MOJABILIDAD
En los últimos años la Mojabilidad ha sido reconocida como uno de los más importantes
parámetros en un yacimiento.

El único método científico apropiado de medir mojabilidad es obtener el ángulo de contacto entre
dos fluidos y la roca.

La mojabilidad es la preferencia de un sólido por estar en contacto con un fluido en lugar de otro.
Una gota de un fluido preferentemente mojante va a desplazar a otro fluido dispersándose por la
superficie, por el contrario un fluido no mojante formará gotas, disminuyendo su contacto con la
superficie del sólido. El equilibrio de estos casos creará un ángulo de contacto θ entre los fluidos

45

de la superficie, que está determinado por el equilibrio de fuerzas resultante de la interacción de
las tensiones interfaciales.

A menor ángulo de contacto, mayor mojabilidad.

La mojabilidad está relacionada con otros efectos, como la capilaridad.

Gota de petróleo -verde- en una superficie sólida mojada por agua -azul- (izquierda), mojada por
petróleo (derecha) o con mojabilidad intermedia (centro).

6.2.1 Descripción del fenómeno
La mojabilidad depende de las fuerzas intermoleculares de los materiales en contacto; las fuerzas
adhesivas entre el líquido y el sólido provocan que el líquido se extienda por la superficie, mientras
que las cohesivas del líquido hacen que éste se abulte y tienda a evitarla.

El ángulo de contacto θ es el ángulo que forma el líquido respecto a la superficie de contacto con
el sólido, y está determinado por la resultante de las fuerzas adhesivas y cohesivas. Como la
tendencia de una gota a expandirse en una superficie plana aumenta con la disminución del
ángulo de contacto, este ángulo proporciona una medida de la inversa de la mojabilidad.

Tabla donde se exponen los diferentes ángulos de contacto y sus
correspondientes interacciones sólido/líquido y líquido/líquido.
Fuerzas
Grado de intermoleculares:
Ángulo de contacto
mojabilidad
S/L L/L
interacciones interacciones

θ=0 Perfecta fuerte débil

fuerte fuerte
0 < θ < 90° Alta
débil débil

90° ≤ θ < 180° Baja débil fuerte

θ = 180° Nula débil fuerte

46

6.2.2 Clasificación en base a la Mojabilidad
En base a la mojabilidad, los fluidos pueden clasificarse en:

Mojantes: Son aquellos que tienen la mayor tendencia a adherirse a la roca, por lo general
es el agua ya que la mayoría de las rocas yacimiento son preferencialmente mojadas por
agua.

No mojantes: Los que no se adhieren a la roca o lo hacen parcialmente.

El estudio de la mojabilidad se hace a través de un ángulo θ denominado ángulo de contacto el
cual es definido como el ángulo formado entre la superficie y la línea tangente al punto de
contacto entre la gota de líquido con la superficie. Este ángulo depende de la energía superficial
del sólido, la energía interfacial y la tensión superficial del líquido.

Fig. 1 Mojabilidad de los fluidos.

Cuando θ es menor a 90º el fluido es no mojante y mayor a 90º el fluido es mojante.

Una tensión de adhesión de cero indica que los fluidos tienen igual afinidad por la superficie. La
mojabilidad tiene sólo un significado relativo. Teóricamente, debe ocurrir mojabilidad o no
mojabilidad completa cuando el ángulo de contacto es 0° o 180° respectivamente. Sin embargo,
un ángulo de cero es obtenido sólo en pocos casos.

Con referencia a la mojabilidad, los yacimientos pueden ser clasificados en: yacimientos hidrófilos
y yacimientos oleófilos.

47

6.2.2.1 Yacimientos hidrófilos (Mojabilidad por agua)
Poseen un ángulo de contacto θ menor a 90º.

El agua es la fase mojante.

En los canales de flujo más pequeños del yacimiento, habrá solo desplazamiento de agua.

El petróleo se desplaza por los canales de flujo más grandes.

La mayoría de los yacimientos petrolíferos son hidrófilos.

6.2.2.2 Yacimientos oleófilos (Mojabilidad por petróleo)
Presentan un ángulo de contacto θ > 90º

El petróleo es la fase mojante.

En los canales de flujo más pequeños habrá solo desplazamiento de petróleo; el agua se
desplaza por los canales más grandes.

Pocos yacimientos son oleófilos.

48

6.2.2.3 Mojabilidad Mixtas
Actualmente muchos especialistas consideran que la mayoría de los yacimientos de hidrocarburos
tienen condiciones de mojabilidad mixta. Es probable que el petróleo haya migrado hacia una
formación mojable por agua y modifique desde allí la mojabilidad en las superficies de contacto.
Durante la producción, el agua va ocupando el centro de los espacios porosos más grandes, pero
sin entrar en contacto con el agua connata, dejando un intermedio de hidrocarburo adherido por
la mojabilidad preferente hacia el petróleo. La permeabilidad relativa al petróleo disminuye
rápidamente ya que los trayectos más permeables se inundan con agua. En estos casos de
mojabilidad mixta las pruebas de laboratorio indican que la máxima recuperación del hidrocarburo
se consigue para la situación de cuerpos levemente mojables por agua.

6.2.3 Diversos factores pueden ser afectados por la mojabilidad:
- La localización y saturación de agua irreducible.

- La distribución de los fluidos en el yacimiento, es decir, localización de petróleo y agua en
el espacio poroso.

- El valor y la localización del petróleo residual.

- El mecanismo de desplazamiento.

El hecho de que una roca sea mojable por petróleo o por agua, incide en numerosos aspectos del
desempeño del yacimiento, particularmente en las técnicas de inyección de agua y recuperación
mejorada del petróleo. Suponer que una formación es mojable por agua, cuando en realidad no lo
es, puede ocasionar daños irreversibles en el yacimiento.

49

6.3 CAPILARIDAD
La capilaridad es una propiedad de los líquidos que depende de su tensión superficial (la cual a su
vez, depende de la cohesión o fuerza intermolecular del líquido), que le confiere la capacidad de
subir o bajar por un tubo capilar.

Cuando un líquido sube por un tubo capilar, es debido a que la fuerza intermolecular (o cohesión
intermolecular) entre sus moléculas es menor a la adhesión del líquido con el material del tubo (es
decir, es un líquido que moja). El líquido sigue subiendo hasta que la tensión superficial es
equilibrada por el peso del líquido que llena el tubo. Éste es el caso del agua, y ésta propiedad es la
que regula parcialmente su ascenso dentro de las plantas, sin gastar energía para vencer la
gravedad.

Sin embargo, cuando la cohesión entre las moléculas de un líquido es más potente que la adhesión
al capilar (como el caso del mercurio), la tensión superficial hace que el líquido descienda a un
nivel inferior, y su superficie es convexa.

6.3.1 Tubo capilar
Aparato comúnmente empleado para demostrar la capilaridad es el tubo capilar; cuando la parte
inferior de un tubo de vidrio se coloca verticalmente, en contacto con un líquido como el agua, se
forma un menisco cóncavo; la tensión superficial succiona la columna líquida hacia arriba hasta
que el peso del líquido sea suficiente para que la fuerza de la gravedad se equilibre con las fuerzas
intermoleculares.

El peso de la columna líquida es proporcional al cuadrado del diámetro del tubo, por lo que un
tubo angosto succionará el líquido en una longitud mayor que un tubo ancho. Así, un tubo de
vidrio de 0,1 mm de diámetro levantará una columna de agua de 30 cm.

Cuanto más pequeño es el diámetro del tubo capilar mayor será la presión capilar y la altura
alcanzada.

En capilares de 1 µm (micrómetro) de radio, con una presión de succión 1,5 × 103 (hectopascal =
hPa = 1,5 atm), corresponde a una altura de columna de agua de 14 a 15 m.

6.3.2 La Capilaridad de los Líquidos

50

En un recipiente se derrama agua (tintada de un cierto color para poder ver con mayor claridad el
efecto que se produce). Se introduce en el recipiente un tubo de cristal alargado y estrecho.
Inmediatamente parte de agua del recipiente ascenderá por el tubo hasta alcanzar una altura
determinada, esta altura será tal que el peso del líquido que quede dentro del tubo sea igual a la
tensión superficial de dicho líquido. Si cogemos un tubo con un mayor diámetro el agua que
ascenderá por él será menor que en el caso anterior por que para una misma altura el tubo de
mayor diámetro contiene una mayor cantidad de líquido.

Si se tuviese un tubo tan fino como el de un cabello, la cantidad de líquido que ascendería sería
muchísimo mayor, por ello a este fenómeno se le conoce como: Capilaridad líquida.

Tubo delgado Tubo grueso

Si tomamos un tubo de cristal grueso comunicado con uno fino y echamos agua en él se verá como
el tubo grueso alcanza menos altura que el fino. Si hacemos la misma prueba con mercurio en vez
de con agua resultará que el tubo grueso alcanza más altura que el fino además en el primer caso
se puede ver que el agua se une con la pared del tubo de forma cóncava, mientras que con el
mercurio lo hace de forma convexa.

51

7 RESISTIVIDAD

7.1 DEFINICIÓN
Se llama resistividad a la capacidad que una substancia tiene de resistir o impedir el flujo de una
corriente eléctrica, es decir al grado de dificultad que encuentran los electrones en sus
desplazamientos. Un valor alto de resistividad indica que el material es mal conductor.

Una roca, en general, se comporta como un aislante eléctrico con resistividades eléctricas del
orden de 105 –107 , exceptuando el caso de algunos metales de ocurrencia extraña con
resistividades del orden de 10-5-10-7 .

En las rocas de los yacimientos los minerales sedimentarios que componen la matriz no conducen
corrientes eléctricas (no conductores), y por consiguiente, el flujo de corriente está asociado con
el agua contenida dentro de los poros. Las mediciones de resistividad del agua en conjunción con
la porosidad se usan en los cálculos de saturación en agua, y en consecuencia, en la saturación en
hidrocarburos.

Fórmula para calcular la resistividad:

- Es una propiedad independiente de la forma o tamaño de la roca.
- Su unidad es el ohmio-metro.
- La resistividad de una roca no depende solo de su litología, sino que también su capacidad de
alojar en sus poros, soluciones salinas que favorezcan la conducción eléctrica a través de iones
en solución.
- La resistividad es inversamente proporcional a la conductividad. Por lo que una resistividad
alta corresponde a una conductividad baja y viceversa

7.3 CLASIFICACIÓN
7.3.1 Resistividad aparente
El concepto de resistividad aparente puede ser presentado en un simple caso DC con un punto de
poder en un electrodo en un medio homogéneo, isotrópico e infinitamente extendido.

52

Considerando la fuente con DC localizada en el punto A en un medio homogéneo, isotrópico con
resistividad R. (Figura 1). La corriente regresa al electrodo que está puesto lejos desde el electrodo
en el punto A. Dado que el medio es completamente homogéneo, la densidad de la corriente
alrededor de la fuente sólo depende de la distancia, r, desde el punto A. todos los puntos que
equidistan desde el electrodo de poder tienen el mismo potencial.

El sistema de flujo prevaleciente es esférico, con esferas equipotenciales y líneas de flujo de
corrientes radiales

Figura 1

Un medio actual es homogéneo en muchas formas. La existencia de un hueco lleno con lodo
de perforación, la presencia de varias formaciones y la inevitable no homogeneidad en las
formaciones, afectan la configuración de las superficies equipotenciales y las resultan tes
diferencias de potencial observadas en la medida de electrodos.

La figura 2 es un esquema de superficies equipotenciales alrededor de un electrodo de
poder A en un hueco cerca al límite entre dos formaciones de diferentes resistividades,
siendo ambas más resistivas que el lodo.

Figura 2

53

7.4 FACTORES QUE INFLUYEN EN LA RESISTIVIDAD
Para la resistividad de una roca, resultan entonces importantes factores como:

7.4.1 Litología
En general, los carbonatos exhiben resistividades más altas que las rocas clásticas debidas
primordialmente a la geometría de los poros. En el caso de carbonatos el agua sigue vías mucho
más tortuosas y por lo tanto se reduce la conductividad

7.4.2 Porosidad
En ambientes someros cerca de la superficie terrestre, la porosidad de las rocas está ocupada por
soluciones acuosas que facilitan la conducción iónica. La resistividad eléctrica disminuye con
mayor interconexión entre poros, y en general se tiene que a mayor porosidad efectiva menor es
la resistividad.

7.4.3 Salinidad de las soluciones acuosas
A mayor salinidad de las soluciones, mayor es el contenido de iones que pueden conducir
corriente eléctrica.

7.4.4 Porcentaje de Saturación
Si los poros no están ocupados por soluciones acuosas, el medio tendrá una mayor resistividad. La
resistividad disminuye con el grado de saturación según la Ley de Archie.

7.4.5 Temperatura
A mayor temperatura, disminuye la viscosidad de las soluciones acuosas, facilitando la movilidad
de los iones y por lo tanto, disminuye la resistividad.

7.4.6 Presión
Para rocas sedimentarias, a mayor Presión, aumenta el grado de compactación, disminuyendo la
porosidad y aumentando potencialmente la resistividad. Mientras que para rocas muy compactas
(rocas ígneas y metamórficas) la presión provoca fracturamiento, disminuyendo potencialmente la
resistividad de las rocas.

7.5 MÉTODOS DE DETERMINACIÓN DE LA RESISTIVIDAD
7.5.1 Factor de resistividad de la formación

Es la relación que existe entre la resistividad de una formación saturada en 100% de agua (Ro) y la
resistividad del agua ( )

54

7.5.2 Índice de resistividad

Es la relación que existe entre la resistividad real de la formación (Rt) y la resistividad de una
formación saturada en 100% de agua (Ro)

7.5.3 Métodos de determinación de la resistividad

7.5.3.1 Registros eléctricos

El registro consiste en una curva SP, y una combinación de
curvas de resistividad que reciben el nombre de normal o
lateral según la configuración de los electrodos.

- Laterolog
- Doble Laterolog (Dual Laterolog)
- Microlaterolog
.

7.5.3.2 Registro de inducción

El registro de inducción eléctrica como su nombre lo indica, es una combinación de curvas
eléctricas y de inducción por lo tanto. Mide la conductividad de la
formación y es muy efectivo en formaciones con porosidad
intermedia a alta.

7.5.3.3 Registro de guarda

Se obtiene mediante Un Instrumento lo que enfoca una corriente.
Su utilidad principal es en lodos conductivos, estratos delgados y
formaciones alta resistividad.

7.5.3.4 Registro de contacto

El instrumento para el registro de contacto consta de un sistema de electrodos montado el una
almohadilla que se pone en contacto con las paredes del pozo.

55

7.5.4 Limitaciones
El pozo y las formaciones adyacentes pueden afectar de manera considerable las respuestas de los
sistemas eléctricos convencionales de registro.

- En formaciones relativamente delgadas, estos registros se presentan muy
distorsionados, y la resistividad aparente es muy diferente de la resistividad
verdadera.
- En lodos de base agua salada, la corriente es confinada al pozo o las cercanías de
este, por lo que la medida de la resistividad es poco confiable o no es práctico
utilizarla.
- Las formaciones adyacentes pueden afectar de manera considerable las respuestas
de la herramienta.

7.6 APLICACIONES
Se usan de manera exclusiva en pozos llenos de lodos conductivos. Son utilizados para:

- Diferenciar zonas acuíferas de zonas con hidrocarburo.

- Identificar zonas permeables

- Determinar porosidad

56

8 CONCLUSIONES

La porosidad es una propiedad muy compleja, sus características varían y podrían cambiar
de manera muy fácil; el resultado del estudio adecuado de estas características nos
permitirá definir si será o no un yacimiento económicamente rentable; gracias al avance
de la tecnología (utilización de registros eléctricos) ahora es posible obtener datos in situ.
La permeabilidad de las rocas reservorio, forma parte de las propiedades principales de la
misma, ya que es primordial su existencia para encontrar hidrocarburos en los
yacimientos, debido a que permite la migración del petróleo, hacia ellos, mismo, que
posteriormente a diverso estudios realizados, pueden ser perforados y producidos
satisfactoriamente.
En la industria petrolera la saturación de petróleo de los núcleos extraídos de reservorios,
es una característica básica que deben tener dichas muestras ya que de esto depende la
rentabilidad económica de la explotación de un yacimiento.
Las fuerzas capilares en las cuales se encuentra la mojabilidad, humectabilidad, influyen
directamente en las saturación de agua, es por ello que debemos manejar un concepto
claro para determinar ángulos de contacto entre superficies.

Las propiedades petrofísicas de las rocas afectan de manera directa al cálculo de reservas
de hidrocarburos en zonas de interés y a la utilización de diferentes métodos para
determinar las características de reservorio.

9 RECOMENDACIONES

Para un mejor entendimiento de estas propiedades, sería aconsejable realizar prácticas en
laboratorios y de esta manera permitir al estudiante comprobar los conocimientos
presentados en este trabajo.
Para los cálculos de permeabilidades en laboratorio, mediante núcleos, las obtención de
los mismos, debe realizarse cuidadosamente ya que influyen directamente en la
determinación de los resultados.
En los análisis de saturación se debe tomar en cuenta que la saturación es una propiedad
relativa conforme se ejecuta la fase de producción y poder establecer las diferencias
existentes entre la saturación de agua connata, residual de una fase y crítica de una fase
Para comprender de manera satisfactoria las fuerzas capilares podemos establecer de
manera clara y concisa los fluidos humectantes y no humectantes , como también los
ángulos de contacto entre superficies.

Las propiedades de la resistividad influyen directamente en la interpretación registros
eléctricos, por lo que es necesario conocer las características que pueden limitar el uso de
estos métodos en la zona de interés.

57

10 BIBLIOGRAFÍA

- http://www.lacomunidadpetrolera.com/cursos/propiedades-de-la-roca-
yacimiento/procedimientos-para-medir-la-porosidad.php

- TORRES, HAZ; Antonio, Byron; Tesis de grado (caracterización regional de la arenisca
productora M-1, Formación Napo, Cuenca oriente – Ecuador; Guayaquil-Ecuador, 1989

- EKWERE;Peters; Petrophysics; The University of Texas at Austin; USA Páginas 2-1 / 2-138.

- ALKHATHAÁMI; Mohammad; permeability, Porosity & Skin factor; Capítulos 1.0 / 1.4

- HALLIBURTON – WELEX Introducción al análisis de los registros de pozos Cap. VII

- http://www.tecnologia.mendoza.edu.ar/trabajos_alumnos/pasantes/pagina/PETROLEO.ht
m

- http://www.lacomunidadpetrolera.com/cursos/propiedades-de-la-roca-
yacimiento/definicion-de-saturacion.php

- http://www.monografias.com/trabajos/geologia/geologia.shtml

- http://www.inlab.com.ar/Poro_Sw.htm

- http://mct.dgf.uchile.cl/AREAS/geo_mod0.pdf

- http://www.scribd.com/doc/26228291/Registro-o-Perfilaje-de-Pozos

- ZAKI BASSSIOUNI, REGISTROS DE RESISTIVIDAD, Vol. 4, 1994

- PDVSA REGISTRO A HOYO DESNUDO Miranda Ing. Javier

- Maiquiza Palate Klever “Estudio de Recuperación mejorada de petróleo por Inyección de
agua caliente en un Yacimiento de crudos pesados de un campo en el Oriente
ecuatoriano”
- http://ingenieria-de-yacimientos.blogspot.com/2009/01/fundamentos-de-la-
mojabilidad.html

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Propiedades petrofísicas de las rocas (grupo 2)

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