🧠 ¿Qué es la permeabilidad absoluta?
La permeabilidad absoluta describe la capacidad de una roca para permitir el paso de un solo tipo de fluido a través de sus poros sin interferencia de otros fluidos. Es una medida clave para evaluar yacimientos y sirve de base para calcular la permeabilidad relativa.
📐 Fórmulas y métodos de cálculo
La fórmula principal es la Ley de Darcy:
k = (q × μ × ΔL) / (A × Δp)
- k: permeabilidad (mD)
- q: caudal (STB/día)
- μ: viscosidad (cp)
- Δp: presión diferencial (psi)
- ΔL: longitud (ft)
- A: área transversal (ft²)
También se consideran componentes en tres ejes (x, y, z) para analizar la anisotropía del medio.
📊 Promedio de permeabilidad en yacimientos
- Promedio ponderado por espesor: considera la permeabilidad y el espesor de cada capa.
- Media geométrica: útil ante grandes variaciones.
🧱 Factores que afectan la permeabilidad
- Tamaño, forma y distribución de los granos
- Porosidad
- Tipo de roca
- Tipo de fluido y comportamiento bajo presión
📉 Rango de valores de permeabilidad
| Valor (mD) | Clasificación |
|---|---|
| >1000 | Excepcional |
| 100–1000 | Muy alta |
| 10–100 | Alta |
| <10 | Moderada o baja |
🧪 Determinación en laboratorio
Se mide haciendo fluir un fluido conocido por una muestra de núcleo. Consideraciones especiales:
- Líquidos: más fáciles de medir.
- Gases: presentan complicaciones como:
- Efecto Klinkenberg: sobreestima la permeabilidad.
- Compresibilidad: requiere correcciones.
🧬 Modelos avanzados con registros NMR
- SDR y Tim-Coates modelan la permeabilidad usando:
- Porosidad total
- FFI (índice de fluido libre)
- BVI (fluido ligado)
- Tiempos de relajación T₂
El punto de corte T₂ varía: ~33 ms en areniscas, ~92 ms en carbonatos.
✅ Aplicación práctica
El modelo de Swanson es útil en formaciones convencionales y compactas, combinando registros NMR con presión capilar para estimar la permeabilidad de forma continua.
Tabla de contenido
- Definición:
- Ecuaciones y fórmulas para el cálculo de la permeabilidad absoluta:
- Unidad de campo
- La fórmula
- Permeabilidad media:
- Método de promedio de espesor-peso:
- Media geométrica:
- Factores que afectan la permeabilidad:
- Rango de valores de permeabilidad:
- Determinación de la permeabilidad absoluta:
- Fórmulas y cálculos avanzados para la permeabilidad absoluta
- Modelos clásicos de cálculo de la permeabilidad absoluta mediante el uso de registros de resonancia magnética nuclear (RMN)
- Referencias de permeabilidad absoluta:
Definición:
La permeabilidad absoluta mide la capacidad de un fluido para fluir a través de la roca permeable. En este caso, se asume que solo un tipo de fluido está presente en los poros de la roca. Este valor de permeabilidad absoluta se utiliza para calcular la permeabilidad relativa de la roca, donde se considera que los fluidos fluyen simultáneamente en los poros.
Ecuaciones y fórmulas para el cálculo de la permeabilidad absoluta:
La ecuación más utilizada en los campos de petróleo y gas para calcular la permeabilidad en medios porosos es la ecuación de Darcy (consulte también Darcy Low ), que se presenta como la ecuación de Darcy para flujo lineal a continuación:
Ecuaciones y fórmulas para la permeabilidad absoluta
Se realiza un experimento de laboratorio para calcular la permeabilidad absoluta de un fluido haciendo fluir un fluido de viscosidad conocida a través de una muestra de núcleo a un caudal y una presión diferencial determinados. Tras obtener todos los requisitos, se introduce en la ecuación de la fórmula absoluta anterior y se calcula el valor de permeabilidad. La configuración simple de este experimento se muestra en la Figura 1:
Permeabilidad absoluta
Figura 1: Diagrama de flujo lineal (Fórmulas de perforación)
En la ecuación:
- q = caudal, cc/seg
- k = permeabilidad, Darcy (D)
- A = área de la sección transversal a fluir, cm2
- μ = viscosidad, cp
- Δ p = diferencia de presión, atm
- Δ L = Longitud del recorrido del fluido, cm
Unidad de campo
La fórmula de la ecuación de Darcy para la permeabilidad absoluta que está escrita arriba, cuando se expresa en unidades de campo, se convierte en:
Dónde;
- q = caudal, STB/día
- k = permeabilidad, (mD)
- A = área de la sección transversal a fluir, ft 2
- μ = viscosidad del fluido, cp
- Δ p = diferencia de presión, psi
- Δ L = Longitud de la trayectoria del fluido, pies
La fórmula
A partir de la ecuación y fórmula anteriores, la permeabilidad absoluta se puede expresar como:
Permeabilidad Absoluta
Si el flujo es tridimensional los siguientes son los signos que representan cada eje del flujo:
k x = Permeabilidad horizontal en la dirección del eje x.
k y = Permeabilidad horizontal en la dirección del eje y.
k z = permeabilidad vertical en la dirección del eje z.
k x y k y muestran las permeabilidades de la estratificación paralela de los espacios porosos de la roca, mientras que k z muestra la permeabilidad perpendicular de un plano de estratificación vertical. Existe una gran variación entre la permeabilidad vertical y la permeabilidad horizontal, y esta variación de permeabilidades a lo largo de diferentes planos se denomina "anisotropía". Este concepto es fundamental en el modelado de yacimientos. Generalmente, los valores de k x y ky son bastante cercanos; sin embargo, los valores de k z difieren significativamente.
Permeabilidad media:
Al tratarse de un yacimiento con diferentes capas de formación, cada capa tiene un valor distinto de permeabilidad absoluta. Por lo tanto, se debe promediar el valor de la permeabilidad para que represente la permeabilidad de todo el yacimiento. Existen dos métodos para calcular la permeabilidad promedio: el método de promedio ponderado por espesor y el método de la media geométrica.
Método de promedio de espesor-peso:
Método de promedio de espesor-peso:
Dónde;
k avg = Permeabilidad promedio
k = Permeabilidad de la capa
h = espesor de la capa
Media geométrica:
Media geométrica: permeabilidad absoluta
Factores que afectan la permeabilidad:
La capacidad del fluido para fluir a través de los espacios porosos de la roca depende de muchos factores como se indica a continuación:
Tamaño, forma y distribución de los granos a lo largo de la roca.
Porosidad de la formación (φ).
Tipo de formación.
Tipo de fluido y su comportamiento de presión en la formación.
Arriba se muestran los factores que afectan las relaciones de permeabilidad absoluta en la roca. Las figuras 2, 3 y 4 ilustran el efecto de las diferentes disposiciones de grano en la formación y su efecto en la permeabilidad.
Drenaje rápido y permeabilidad absoluta
Figura 2: Drenaje rápido (PetroPedia)
Drenaje moderado
Figura 3: Drenaje moderado (PetroPedia)
Drenaje lento/sin drenaje
Figura 4: Drenaje lento/sin drenaje (PetroPedia)
Rango de valores de permeabilidad:
La permeabilidad de las rocas varía significativamente desde 1 nano Darcy (nD) (1*10⁻⁴ D ) hasta 1 micro Darcy (μD) (1*10⁻⁴ D ) en arcillas, lutitas y granitos que contribuyen a la formación de roca de cobertura o que conforman una roca yacimiento con una permeabilidad de varios Darcy, lo que la convierte en un buen yacimiento para la permeabilidad de fluidos. Un mD se considera un umbral por debajo del cual una roca no se considera yacimiento, a menos que se presenten condiciones inusuales, como que el yacimiento sea una formación fracturada, etc. La clasificación de las permeabilidades de la roca yacimiento se detalla en la siguiente tabla:
Tabla 1: Clasificación de la permeabilidad del yacimiento:
Valor de permeabilidad (mD) Clasificación
˃1000 : Excepcional
100 – 1000 : Muy alto
10 – 100 :Alto
˂10 : Justo
Determinación de la permeabilidad absoluta:
Como se describió anteriormente, la permeabilidad se mide en el laboratorio haciendo fluir un fluido de viscosidad conocida a través de la muestra de núcleo, calculando la caída de presión en ambos extremos y estimando el caudal. La permeabilidad se obtiene tras introducir todos los valores en la ecuación de Darcy. Sin embargo, el tipo de fluido influye considerablemente en este cálculo. Es necesario diferenciar entre fluido gaseoso y líquido, ya que las mediciones del flujo de líquido son sencillas, ya que se cumplen los requisitos de incompresibilidad del fluido y flujo laminar en las condiciones superficiales. Sin embargo, en el caso del flujo gaseoso, el proceso presenta dos tipos de complicaciones:
El factor de compresibilidad del gas es la primera complicación. Las moléculas de gas fluirán a través del núcleo más lentamente en el punto de entrada que en el punto de salida, medido en volumen por tiempo. Este factor no está incluido en la ecuación de Darcy, por lo que esta debe modificarse en consecuencia.
En segundo lugar, a menor presión del gas, habrá menos moléculas presentes en los poros más pequeños de la roca, lo que provoca una sobreestimación de los valores de permeabilidad. Este efecto se denomina «efecto Klinkenberg» o «deslizamiento». Este problema se resuelve cuando la presión aumenta y más moléculas por unidad de volumen quedan confinadas en los poros de la roca. Este problema tampoco se presenta en el caso de los líquidos, ya que estos son más densos que los gases.
Fórmulas y cálculos avanzados para la permeabilidad absoluta
