PERMEABILIDAD RELATIVA

Se define como el cociente de la permeabilidad efectiva de un fluido a una

saturación determinada entre la permeabilidad absoluta de ese mismo fluido a la saturación

total.

El cálculo de la permeabilidad relativa permite comparar dos fluidos inmiscibles

que fluyen uno en presencia del otro en un mismo medio poroso, ya que un fluido en

presencia de otro inhibe el flujo. Esta permeabilidad puede ser expresada en porcentaje o

fracción. Para un sistema de fluido simple, la permeabilidad de ese fluido es 1.

Permeabilidad Relativa Agua-Petróleo, Buckley y Leverett derivaron una

expresión de la Ley de Darcy la cual relaciona el flujo fraccional con la relación de la

permeabilidad relativa. El flujo fraccional de petróleo, agua o gas puede ser determinado de

las pruebas de laboratorio.

Permeabilidad Relativa Gas-Petróleo, es realizada para investigar las

características de flujo del yacimiento, el cual está produciendo por gas en solución,

expansión de la capa de gas o donde una recuperación secundaria por inyección de la capa

de gas esté planeada. El cálculo de la permeabilidad relativa gas petróleo se basa en el

mismo principio físico que la prueba de permeabilidad relativa agua petróleo.

Las principales diferencias son: Debido a las diferencias de viscosidades entre el

gas y el petróleo, el punto de ruptura ocurre muy temprano. La fase no mojante es

representada por el gas y la fase mojante por el petróleo.

PRESIÓN CAPILAR

Siempre que dos o más fluidos coexistan en un sistema de tubos capilares, la

combinación de la tensión superficial y la curvatura debida a los tubos capilares hace que

las dos fases experimenten diferentes presiones. A medida que las saturaciones relativas de

las fases cambian, se ha encontrado que estas diferencias de presión también cambian. La

diferencia entre las presiones de dos fases cualesquiera se define como presión capilar. Las

presiones capilares se pueden determinar para sistemas bifásicos de diferentes clases; de

interés para la industria del petróleo están los sistemas de gas-salmuera, gas-aceite y aceite-

salmuera.

Los datos de presión capilar se utilizan directamente en programas numéricos de

simulación y para calcular la distribución de los fluidos en el yacimiento. Las saturaciones

residuales e irreducibles de los fluidos, obtenidas durante las mediciones de presión capilar,

se pueden utilizar para ayudar a estimar la cantidad de aceite recuperable y las saturaciones

esperadas de agua fósil. En cualquier medio poroso con presencia de fluidos bifásicos, la

fase mojante tendrá siempre la presión más baja. Por lo tanto, las curvas de presión capilar

se pueden también utilizar para determinar las características de mojabilidad del

yacimiento. Las presiones capilares se miden comúnmente con uno de dos instrumentos:

celdas de de saturación de plato poroso o centrífugas. Debido a que los tiempos de prueba

son más cortos, la centrífuga es la técnica de prueba preferida. La ultra-centrífuga permite

realizar la prueba a temperaturas hasta de 150ºC. Existen técnicas para la determinación de

la presión capilar en núcleos consolidados y no consolidados.

MICROESTRUCTURA DE LAS ROCAS

TEXTURAS

Es el tamaño y la forma de los cristales. Se basan en que existe una textura general

cristal oblástica y está ligada a su formación. Están formadas por un conjunto de cristales

llamados blastos. Al fenómeno de formación de blastos se le llama blástesis y éste conlleva

la desaparición de la roca previa que recibe el nombre de protolito. La textura general es

cristaloblástica, y tiene cuatro tipos principales.

Granoblástica: Está formada por un mosaico de cristales equidimensionales con una

estructura de empaquetamiento. Tienen una estructura triple de 120º. Ocurre en mármoles,

en cuarcitas y las corneanas.

Lepidoblástica: Está caracterizada por cristales planares que se orientan según la cara 001.

Dan planos y los cristales son paralelos entre sí. Se da en los filosilicatos.

Nematoblástica: Corresponde a la presencia de cristales aciculares. Se disponen según el

eje C y están formando dentro de la roca paralelos al eje C. Se da en los anfíboles

(inosilicatos) que representan un dispositivo de superficie de exfoliación.

Porfidoblástica: Está caracterizada por la presencia de cristales grandes, generalmente

idiomorfos (simétricos) en una matriz que ser de cualquier otro tipo de textura. La matriz

puede ser afanítica o fanerítica. Fanerítica es aquella que con la roca en la mano vemos los

cristales de la matriz y afanerítica cuando esto no ocurre.

Existe la posibilidad de combinar ls texturas.

MICROESTRUCTURAS

La blástesis se produce en un campo de esfuerzos, los cristales estarán orientados en

la dirección de alivio. Esta orientación le da a la roca una anisotropía clara: esquistosidad.

Dentro de la esquistosidad se pueden encontrar seis microestructuras.

Esquistosidad grosera: Si una roca detrítica sufre una pequeña metarmofosis, puede que

haya filosilicatos que se orientan, pero los granos de arena siguen igual no hay blástesis.

Slaty cleavage grosero: Ya se ha formado una fábrica plana fina de filosilicatos que tienen

una separación entre ellos de menos de 1mm, en un conjunto de una matriz abundante

afanítica. El plano de esquistosidad es neto, y el metamorfismo bajo.

Slaty cleavage: Es una fábrica plana totalmente homogénea y continua definida por la

orientación plana de filosilicatos en toda la roca: pizarras y filitas.

Foliación metamórfica: Hay una microestructura que presenta unos cristales visibles.

Presenta filosilicatos en franjas alternantes con cristales en textura nematoblástica o

granoblástica: Es esquistosidad en sentido estricto.

Esquistosidad de cronulación: Se presenta cuando hay una esquistosidad previa y sufre

una deformación que da lugar a micropliegues. Los micropliegues dan estructuras

diferentes si se unen los flancos.

Esquistosidad milonítica: Se produce en el metamorfismo dinámico. Presentan una

superficie de esquistosidad anastomosada. Existe una dirección de anisotropía y en su

interior se presentan superficies que chocan con las de esquistosidad produciendo

heterogeneidad: milonitas.

Existen otro tipo que tienen interés por la estructura que producen.

Nódulos: Cuando tenemos unas partes de la roca donde existe un grupo de cristales de

estructura granoblástica en una lepidoblástica o nematoblástica: pizarras mosqueadas.

Bandeado composicional: Tenemos unas bandas de composición mineral diferente sobre

una superficie. Se aplica a las rocas que heredan los cristales que forman las bandas.

Sombras de presión: Son zonas que quedan protegidas, son los cristales heredados.

Esquistosidad interna en porfidoblastos y sombras de deformación: Tenemos un

esquisto, un granate, y cuando lo estudiamos, vemos que tiene incursiones de cristales que

siguen una esquistosidad diferente que indica una esquistosidad anterior.

Arcos poligonales: Existe un grupo de cristales que está formando una estructura que

corresponde a charnelas de pliegues previos.

Venas minerales: En un esquisto ocurre que suele haber venas de un mineral concreto que

se han formado después de la roca metamórfica.

FLUJO MULTIFASE

Equilibrio multifase: la zona no saturada no contaminada presenta cuatro fases

diferentes, como se ve en el esquema, aire, suelo, agua y la fase líquida no acuosa o

hidrocarburo. Cuando dos fluidos inmiscibles coexisten en equilibrio en un medio poroso,

están repartidos según las leyes de la hidrostática y de la capilaridad. La repartición de

fluidos depende de la dimensión de los poros, del ángulo de contacto, de la tensión

interfacial y de las saturaciones.

Cuando dos fluidos inmiscibles (agua e hidrocarburo) coexisten en equilibrio en un

medio poroso como es un acuífero, están repartidos siguiendo las leyes de la hidrostática y

de la capilaridad. La distribución de fluidos dependerá, entre otras cosas, de la dimensión

de los poros, del ángulo de contacto, de la tensión interfacial y de las saturaciones.

Dada la complejidad del proceso de transporte de los hidrocarburos por el subsuelo

es conveniente de finir algunos parámetros que sirven para modelizar este movimiento,

también conocido como de flujo multifase.

% Radio de saturación, es la fracción del espacio total del poro llena de líquido. El total

de todos los radios de saturación, incluido el del aire resulta ser la unidad.

% Tensión interfacial, un líquido en contacto con otra sustancia (sólido, líquido o gas)

posee una energía que es el resultado de la diferencia del grado de atracción de las

moléculas de la superficie entre ellas con la del grado de atracción de otra sustancia.

% Mojabilidad, se define como la capacidad de posee un líquido para esparcirse sobre una

superficie dada. Es una función del tipo de fluido y de la superficie sólida.

% Histéresis, fenómeno que ocurre cuando la tensión interfacial y la mojabilidad son

diferentes o cuando la interfase líquido-líquido no acuoso está avanzando o retrocediendo

sobre una superficie sólida. 

% Presión de capilaridad, cuando dos líquidos inmiscibles están en contacto, se forma

entre ellas superficie que tiende a curvarse.