Correlaciones y Propiedades de los Medios Porosos
1. Permeabilidad
La permeabilidad, denotada por K, es la capacidad del medio poroso para dejar pasar los fluidos a través de él. Matemáticamente se expresa por la Ley de Darcy y es una medida del grado y tamaño en que los espacios porosos están interconectados. Además, es una medida de la conductividad de los fluidos y, por su analogía con los conductores de electricidad, también se define como el recíproco de la resistencia que un medio poroso ofrece al flujo de fluidos.
2. Tipos de Permeabilidad
Según las fases almacenadas en el medio poroso, la permeabilidad se puede clasificar en tres tipos:
- 2.1 Permeabilidad absoluta (k): Cuando existe una sola fase, la cual satura el 100% del medio poroso.
- 2.2 Permeabilidad efectiva (ki): Cuando existe más de una fase en el medio poroso, las cuales fluyen simultáneamente (i = petróleo, gas o agua). Esta permeabilidad es función de la saturación del fluido considerado y, como es lógico suponer, será siempre menor que la permeabilidad absoluta.
- 2.3 Permeabilidad relativa (kri): Se refiere a la relación entre la efectiva y la absoluta. Esta permeabilidad también es función de la saturación del fluido y siempre será menor o igual a la unidad (i = petróleo, gas o agua).
3. Factores que Afectan la Permeabilidad
Como la permeabilidad está estrechamente ligada con la porosidad, ambas se ven afectadas por los mismos factores, ya que del arreglo de los poros dependerá el desplazamiento de los fluidos:
- Tipos de Empaques: Es el espaciamiento entre grano y grano y la distribución del mismo en el espacio. Para un tamaño de grano consolidado de forma esférica, la permeabilidad depende únicamente del empaque. Existen cuatro tipos de empaques con diferentes valores de porosidad: Cúbico, Rombohedral, Ortorrómbico y Tetragonal.
- Material Cementante: Formado por el cemento que une los granos entre sí. Los materiales cementantes más comunes son el sílice, el carbonato de calcio y la arcilla. El óxido de hierro, bajo formas de hematitas y limonitas, frecuentemente reduce el número de poros, disminuyendo la permeabilidad.
- Geometría y Distribución de los Granos: La orientación de los granos sólidos afecta directamente a la permeabilidad. Los granos pequeños pueden introducirse en los espacios vacíos de los granos más grandes, reduciendo la porosidad y, en consecuencia, la permeabilidad.
4. Estimación de Permeabilidades en Laboratorio
Los procedimientos convencionales permiten determinar con gran precisión las permeabilidades usando muestras de núcleos. Si la roca no es homogénea, el examen de núcleos completos provee valores más aproximados que el análisis de pequeños cortes.
Fuentes de error comunes:
- Las muestras pueden no ser representativas debido a la heterogeneidad del yacimiento.
- La recuperación en el núcleo puede ser incompleta.
- La permeabilidad del núcleo puede haberse alterado durante el corte o la preparación (limpieza y secado), especialmente en rocas con arcillas.
- El proceso de muestreo es un arte; debe seleccionarse la mejor parte del núcleo.
4.1 Medición de la Permeabilidad Absoluta
- Utilizando Gases: Se hace fluir aire o nitrógeno a través de tapones cilíndricos preparados. Los valores deben ser ajustados al equivalente de líquidos mediante el método de Klinkenberg.
- Utilizando Líquidos: Se hace fluir un líquido de viscosidad conocida a través de un núcleo saturado al 100%. El agua no se recomienda habitualmente debido a la posible hinchazón de las arcillas.
5. Determinación mediante Correlaciones
Varios autores han relacionado la porosidad del yacimiento (Ø) con la saturación irreducible de agua (Swi):
C = (Swi)(Ø) (Ec. 1)
Donde C es una constante que puede correlacionarse con la permeabilidad absoluta. Los métodos más utilizados son:
- 5.1 Ecuación de Timur: Estima la permeabilidad a partir de la saturación de agua connata y la porosidad.
- 5.2 Ecuación de Morris y Biggs: Presenta expresiones específicas para yacimientos de petróleo y de gas.