Las rocas detríticas como almacén de fluidos

Las rocas detríticas gruesas (arenas/areniscas, gravas/conglomerados) están formadas, como sabemos, por granos, de formas más o menos regulares, lo que hace que entre estos granos exista una alta porosidad, en la que a menudo podemos encontrar fluidos, sobre todo agua, pero además otros, como petróleo o gas natural.

La presencia de los correspondientes fluidos en la roca obedece a distintos procesos: el agua puede ser de infiltración de agua de lluvia, o transportada por un río bajo su cauce visible, o almacenada durante el depósito de la roca en forma de fase intergranular. Los hidrocarburos naturales, por su parte, proceden de la liberación de la roca madre en la que se forman, y consecuente migración, hasta acumularse en estas rocas (rocas almacén).Los parámetros litológicos que definen la posibilidad de aprovechar el fluido son dos: la porosidad y la permeabilidad. La porosidad es el volumen de huecos de la roca, y define la posibilidad de ésta de almacenar más o menos cantidad de fluido. Se expresa por el porcentaje de volumen de poros respecto al volumen total de la roca (porosidad total o bruta).

Además de esta porosidad total, se define como porosidad útil la correspondiente a huecos interconectados, es decir, el volumen de huecos susceptibles de ser ocupados por fluidos. Este concepto de porosidad útil está directamente relacionado con el de permeabilidad. La diferencia entre porosidad total y porosidad útil expresa el agua (o fluido en general) inmovilizado dentro de la roca, y recibe la denominación de "agua irreductible" de la roca. La porosidad útil es, en general, inferior en un 20-50% a la total, dependiendo, sobre todo, del tamaño de grano de la roca: cuanto menor sea este tamaño de grano, más baja será la porosidad útil respecto a la total. También influye la forma de los granos (ver figura).



La Permeabilidad representa la facilidad con la que una roca o formación permite a un fluido de viscosidad dada atravesarla. Viene definida por la fórmula de D'Arcy:



Donde: v = q/A= velocidad del fluido o flujo a través de unidad de área medida en cm/sg o en 

K = permeabilidad
N = viscosidad medida en centiposises

dp/dL = gradiente de presión del fluido en la dirección del movimiento, en atmósferas/cm3.

En estas condiciones, la unidad de medida de la permeabilidad es el Darcy, generalmente demasiado grande para los almacenes de hidrocarburos, por lo que se utiliza el milidarcy (md). Este parámetro depende, fundamentalmente, del tamaño medio y de la forma de los granos que constituyen la roca (ver figura).

Si el fluido es homogéneo, y no produce ninguna acción importante sobre la roca, se habla de permeabilidad absoluta; pero si en la roca existen varios fluidos, como es el caso de un yacimiento petrolífero, en el que podemos tener petróleo, agua y gas, se producen interferencias entre ellos que dan origen a permeabilidades efectivas para cada uno de los fluidos diferentes de sus permeabilidades absolutas. Se define así como permeabilidad efectiva de un fluido la expresión de la propiedad de una roca o formación de ser atravesada por ese fluido en presencia de uno o varios otros fluidos. Depende por un lado de las características de la roca, y por otro, de las proporciones o porcentajes respectivos de los distintos fluidos presentes.

La permeabilidad relativa corresponde a la relación entre permeabilidad absoluta y efectiva. Para un fluido dado, varia en función directa con la saturación de ese fluido en la roca, y se expresa en tanto por uno de movilidad de un fluido respecto a otro. En un sistema agua-crudo, la permeabilidad relativa del crudo es máxima, y muy próxima a 1, cuando la saturación del crudo es máxima (100 a 70-80%), y es mínima, mientras que la del agua se hace máxima, para baja saturación en crudo.

Como expresa la figura, la permeabilidad relativa del crudo decrece rápidamente con la disminución de la saturación en éste, pero la del agua permanece muy baja o nula hasta saturación en agua del orden del 45%. A partir de ese momento, crece muy rápidamente hasta alcanzar el valor 1 para una saturación del 100%. En términos de producción, esto se traduce en que en un yacimiento petrolífero con bajo contenido inicial en agua, se podrá extraer petróleo sin agua; al ir aumentando el grado de extracción, al alcanzar una saturación en crudo del orden del 50-55%, se extraerá una mezcla de crudo y agua, en la que la proporción de la segunda irá aumentando progresivamente, hasta un valor de saturación en agua del 80-90%, momento en que solamente se extraerá agua.



En definitiva, la permeabilidad condiciona el ritmo de extracción, así como los límites reales de la zona de la trampa que es posible explotar, lo que explica su importancia en el estudio de los almacenes de hidrocarburos.