La permeabilidad de una roca reservorio describe la calidad de la comunicación entre los poros y es una medida de la habilidad del fluido para fluir a través de los espacios conectados.
La permeabilidad estará afectada por los tamaños de los conductos interporales, el grado de tortuosidad (linearidad de las conexiones) el tipo de fluido y viscosidad.
Nuevamente, esto puede ser determinado precisamente por análisis de laboratorio en el núcleo y en el pozo sólo puede ser estimado.
La medición en el laboratorio es una medida del volumen de fluido ( de viscosidad conocida) que pasará a través de un volumen conocido de roca en un tiempo dado bajo un diferencial de presión determinado.
Una permeabilidad de 1 Darcy es igual a 1 cm3 de fluido con viscosidad de 1 cP fluyendo a través de un centímetro de roca en un segundo, bajo una presión de una atmósfera.
La permeabilidad de un reservorio generalmente se expresa en milidarcys. (md) Las estimaciones hechas en pozo pueden ser comparando la lectura de gas en la zaranda, con el gas obtenido de los cortes. Por ejemplo, una comparación del gas que pudo escapar de la roca durante el transporte a la superficie con el gas que queda retenido dentro del volumen de roca. Esto proporciona una indicación cualitativa de la porosidad.
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