Ing. César Carvajal Báez. 01/12/2009
Aprovecho a iniciar este blog acerca de la materia relacionada con la Ingeniería de Yacimientos a raíz de la confusión sobre el concepto de permeabilidad que surgió durante una sesión que trataba acerca del Modelo Petrofísico de una formación
Según Pirson, en su libro titulado Ingeniería de Yacimientos Petrolíferos “la permeabilidad de una roca de acumulación puede definirse como la conductividad de la roca a los fluidos o la facultad que posee una roca para permitir que los fluidos se muevan a través de poros interconectados”.
Según esta definición, la permeabilidad es una característica inherente de la roca o de la formación estudiada, y al estar relacionada con la porosidad efectiva (espacio poroso interconectado), estará afectada por los mismos factores, a saber: el tamaño, la empaquetadura y la forma de los granos y la distribución de los mismos de acuerdo al tamaño, así como el grado de litificación.
Claro que muchos otros factores influyen sobre la permeabilidad y su variabilidad a través del yacimiento, así como muchos son los autores que han tratado de definir empíricamente, la constante de permeabilidad. El primero de ellos fue el hidrólogo francés Darcy, cuando la definió la permeabilidad como una proporción entre el caudal de flujo (q) de un fluido y la presión hidrostática del fluido mas la presión de la superficie libre del líquido que causa ese flujo sobre un trayecto de longitud L.
En la ecuación, es considerada la sección transversal “A” perpendicular a la línea de flujo, y la constante que los relaciona “k” es llamada permeabilidad.
Ahora bien, en la ecuación no está explícito el factor de la viscosidad, ya que la trabajar con agua y tener ésta un valor de viscosidad unitario, no era considerado en la fórmula. Sin embargo, en trabajos posteriores en los cuales se trataba con viscosidades diferentes al agua, éstas fueron incluidas en la fórmula con un elemento inversamente proporcional al caudal de flujo (q), quedando la ecuación de la siguiente forma:
TIPOS DE PERMEABILIDAD
Permeabilidad absoluta: este valor de permeabilidad es arrojado cuando un fluido homogéneo satura una muestra 100%. Según un material bibliográfico suministrado por uno de mis compañeros de clase, este valor es único, y es lógico pensar eso ya dada la proporcionalidad inversa entre viscosidad y caudal de flujo (q).
Sin embargo, en ocasiones este valor puede verse afectado al momento de realizar los cálculos en el laboratorio. Sobre todo al momento de escoger el fluido que se utiliza (aire o agua). En el caso del agua, si ésta es lo suficientemente dulce, podría reaccionar con arcillas que estén presentes en la roca y reducir el valor de la permeabilidad. Si el gas (aire) utilizado se encuentra a una baja presión, el cálculo realizado en el laboratorio sería notablemente mayor.
Generalmente al trabajar con un gas, la permeabilidad obtenida se extrapola a una presión infinita, obteniendo así un valor similar al del agua.
Permeabilidad efectiva: se da cuando una muestra de roca está saturada por dos o más fases. En este caso, cada fase o fluido tendrá anales de flujo y la roca presentara una permeabilidad efectiva hacia ese fluido. En caso de un sistema agua-petróleo se hablará de una permeabilidad efectiva al petróleo y una efectiva al agua.
Permeabilidad relativa: al obtener los valores de permeabilidad efectiva a cada fluido, éstas siempre serán menores al valor de permeabilidad absoluta. A la relación entre permeabilidad efectiva de un fluido y la permeabilidad absoluta de la roca es llamada permeabilidad relativa. Por tanto existirán tantas permeabilidades relativas como fases coexistan en la roca. En caso de los núcleos, éstos se someten a diferentes proporciones de saturación de fluidos, y se determina un valor para dada proporción. Estos valores son graficados en lo que se llaman Curvas de Permeabilidad Relativa.
Espero que este material desarrollado por mi persona aclare sus dudas, y todos los comentarios que puedan aportar serán bienvenidos.
