Glosario Propiedades De La Roca

PROPIEDADES PETROFÍSICAS DE LA ROCA

Descripción litológica: Permite conocer la composición geológica de las Formaciones de interés con el fin de obtener todos los datos posibles que sirvan para calibrar registros, hacer correlaciones y generar modelos matemáticos a cerca del yacimiento.

Porosidad: La porosidad se define como la relación entre el volumen poroso y el volumen total de la roca y representa la capacidad de la roca que tiene una roca para almacenar fluidos.

Φ = V_p/V_t ×100= (V_t-V_s)/V_t

Φ: Porosidad

V_p: Volumen poroso

V_s: Volumen de la matriz

V_t: Volumen total

Porosidad efectiva: La constituyen los poros interconectados

Porosidad total: La constituyen la suma de los poros interconectados y los aislados

Permeabilidad: La permeabilidad de una roca de acumulación puede definirse como la capacidad de la roca para permitir que los fluidos se muevan a través de la red de poros interconectados.

k=(Q*μ*L)/(A*∆p)*1000 (milidarcys)

q : Caudal, cm3/s

A : Área transversal, cm2

k : Permeabilidad, darcy

μ : Viscosidad, cP

∆p: Gradiente de presión, atm

L: Longitud de la muestra, cm

Permeabilidad absoluta (K): Cuando una solo fluido satura el 100% del medio poroso.

Permeabilidad efectiva (Ke): Cuando dos o mas fluidos están saturando el medio poroso, los cuales fluyen simultáneamente. Esta permeabilidad es función de la saturación del fluido considerado, y es siempre mayor que la permeabilidad absoluta.

Permeabilidad relativa (Kr): Se refiere a la relación entre la permeabilidad efectiva de un fluido y la permeabilidad absoluta.

Mojabilidad: Tendencia de un fluido en presencia de otro inmiscible con él, a extenderse o adherirse a una superficie sólida. Los compuestos polares orgánicos en el crudo reaccionan con la superficie de la roca convirtiéndola en mojable por petróleo. Es la tendencia de la roca a preferir estar mojada por agua o por aceite. En un medio poroso el fluido mojante ocupa los poros más pequeños y el no-mojante los más grandes.

Saturación: Relación entre el volumen de fluido en una muestra de núcleo dada y el volumen de los poros de la muestra.

S=V_f/V_p

La suma de todas las saturación debe ser = 1; Sw + So + Sg = 1

Presión capilar: Se define como la diferencia de presión a través de la interfase de fluidos en el punto medio. La presión capilar es normalmente expresada como la presión en la fase no mojante menos la presión en la fase mojante.

Pc=Pnw-Pw

Dónde:

Pc = Presión Capilar.

Pnw = Presión en la fase no mojante.

Pw = Presión en la fase mojante

Análisis granulométrico: Es la medición del tamaño de los granos de una formación sedimentaria y el cálculo de la abundancia de cada uno de ellos y de esta manera evaluar la heterogeneidad de una formación.

PROPIEDADES ELÉCTRICAS DE LA ROCA

Resistividad: es una de las propiedades de las rocas que han sido y son usadas comúnmente para la interpretación de registros

...