PRÁCTICA Nº 1. POROSIDAD INTRODUCCION La porosidad es una medida de la capacidad de almacenamiento de fluidos que posee una roca y se define como la fracción del volumen total de la roca que corresponde a espacios que pueden almacenar fluidos. Como el volumen de espacios disponibles para almacenar fluidos no puede ser mayor que el volumen total de la roca, la porosidad es una fracción y el máximo valor teórico que puede alcanzar es 1 (asumiendo que no existiese matriz, lo que no es físicamente posible). Muchas veces la porosidad es expresada como un porcentaje, esta cantidad resulta de multiplicar la ecuación 1 por 100.
OBJETIVOS Determinar la porosidad de la roca por los métodos de laboratorios y por medio de ensayos sencillos.
FUNDAMENTOS TEÓRICOS. La porosidad es una propiedad petrofísica estática fundamental para la evaluación de todo yacimiento y es una medida de la capacidad de almacenamiento de fluidos que posee una roca. La porosidad se expresa como la fracción del volumen total de la roca que representa espacios vacíos que pueden almacenar o no fluidos. Esta propiedad puede expresarse en fracción, variando su valor entre 0 y 1, aunque también se expresa por el porcentaje de volumen de poros respecto al volumen total de la roca (porosidad total o bruta). ∅=
=
=
−
CLASIFICACIÓN DE LA POROSIDAD.
De acuerdo a la interconexión de los poros
Porosidad absoluta o total: Es aquella porosidad que considera el volumen poroso de la roca esté o no interconectado.
Porosidad efectiva: Es la fracción del volumen total correspondiente al volumen de poros conectados entre sí. Es la que le interesa a los ingenieros de petróleo para los cálculos de reservas de hidrocarburos.
Porosidad residual o no efectiva: Es la diferencia entre la porosidad absoluta y la efectiva. Puede ser encontrada en carbonatos, zonas altamente cementadas, y en rocas ígneas. -
De acuerdo al origen geológico
Porosidad primaria: Es aquella que se desarrolla u origina en el momento de la formación o deposición del estrato. Es propia de las rocas sedimentarias como las areniscas (detríticas o clásticas) y calizas oolíticas (no detríticas), formándose empaques de tipo cubico u ortorrómbico.
Intergranular: Es espacio vacío que queda entre granos que constituye la roca. El rango de espacio intersticiales va desde tamaño subcapilares hasta supercapilares, pero mayores de 0.5 mm de diámetro.
Intercristalina: Representa el volumen de espacios vacios existente entre cristales de ciertas rocas. Muchos de estos espacios vacios son subcapilares, es decir poros menores de 0.002 mm de diámetro.
Porosidad secundaria: Es el resultado de procesos geológicos (diagénesis y catagénesis) subsecuente
a la deposición del material del estrato o capa
(sedimentos), es de mayor importancia en rocas carbonatos.
Porosidad en solución: Las aguas que se filtran y que circulan por el subsuelo, las cuales son ricas en minerales pueden dar lugar a depósitos que sellen parcialmente algunos de los poros o canales de las formaciones, fenómeno que
reduce su porosidad y/o alteran la geometría de los poros. Sin embargo, puede ocurrir un incremento de la porosidad ocasionada por disolución del material solido soluble constituido de la roca. Si el agua es rica en sales de magnesio, al filtrarse a través de la calcita pueden provocar el fenómeno de Dolomitización.
Porosidad por fractura: Originadas en las rocas sometidas a varias acciones de diastrofismo. La porosidad en fractura es el espacio vacío entre las paredes de una grieta o fisura. Todas las rocas son fracturables en mayor o menor grado, así que todo movimiento de la corteza terrestre, desde un plegamiento intenso hasta el asentamiento suave, tienden a fracturarlas. Aunque la porosidad por fractura, incluso en el mejor caso, cae por debajo de los máximos alcanzados por la roca almacén de arenisca y carbonatos, pueden ser suficientes para la acumulación de hidrocarburos en cantidades comerciales.
Porosidad por Dolomitización: Proceso mediante el cual las calizas se convierten en dolomitas, que son mas porosas. En la Dolomitización ocurre el reemplazo átomo por átomo y molécula por molécula de calcio por magnesio y debido a que el volumen de una molécula de dolomita es de 12% menor que la calcita, da resultado un volumen menor de la matriz y un correspondiente aumento del volumen poroso (mayor porosidad).
Limolita 2Ca3 + +2
Dolomita CaMg(3 )2 + Ca+
FACTORES QUE AFECTAN LA POROSIDAD.
Presión de las Capas Suprayacentes: la alta presión de sobrecarga de un estrato crea el acercamiento entre los granos y reduce los poros. Mientras menor sea su efecto, mayor será el valor de porosidad.
Escogimiento de los granos: mientras los granos de la roca sean más uniformes mayor será la porosidad. Si hay heterogeneidad de granos, los poros que existen
entre los más grandes serán ocupados por los granos más pequeños y reduciendo el tamaño espacio vacío o la porosidad.
Presencia de Partículas de Arcilla: los granos de arcilla son tan finos que tienden a incorporarse en los poros de la roca acumulándose y reduciendo el tamaño de los poros. A mayor contenido de arcilla, habrá menor porosidad.
Tipo de Empaque: para un sistema idealizado que supone que los granos son uniformes y esféricos, los granos pueden disponerse en cuatro arreglos de compactación los cuales poseen diferentes valores de porosidad:
Cubico (∅=47,6%; empaque de menor compactación).
Ortorrómbico ( ∅=39,54)
Tetragonal Esferoidal ( ∅=30,91%)
Rombohedral (∅=25,96%)
Material Cementante: los granos están pegados entre sí mediante una cementación natural que por supuesto resta espacio poroso a ser ocupado por los hidrocarburos. A mayor material cementante, menor será la porosidad. Los cementos más comunes son: el sílice, carbonato de calcio y la arcilla.
Métodos usados para determinar el volumen poroso efectivo
Método de inyección de mercurio: Consiste en inyectar mercurio a alta presión en los poros de la muestra. El volumen de mercurio inyectado representa el volumen poroso efectivo de la muestra.
Método del porosímetro de helio : Su funcionamiento está basado en la Ley de Boyle, donde un volumen conocido de helio (contenido en una celda de referenci a) es lentamente presurizado y luego expandido isotérmicamente en un volumen vacío desconocido. Después de la expansión, la presión de equilibrio resultante estará dada por la magnitud del volumen desconocido; esta presión es medida. Usando dicho valor y la Ley de Boyle, se calcula el volumen desconocido, el cual representa el volumen poroso de la muestra.
Metodo de Saturacion de Barnes: Consiste en saturar una muestra limpia y seca con un fluido de densidad conocida y determinar el volumen poroso por ganancia en peso de la muestra.
Medición de la porosidad con registros de pozos
Registro sónico.
Registro de densidad.
Registro neutrón.
PROCEDIMIENTO EXPERIMENTAL.
Herramientas y Materiales • Gravilla o grava, arena y arcilla • 3 vasos de precipitado, de 500 mililitros cada uno • Un tubo graduado de 100 ml • Agua
Procedimiento del experimento 1. Llena un vaso de precipitado hasta la marca de 350 ml con gravilla, el segundo vaso con 350 ml de arena y el tercero con350 ml de limo. 2. Llena el tubo graduado hasta la marca de 100 ml de agua. 3. Vierte lentamente y con cuidado el agua en el primer vaso hasta que el agua llegue justo al tope de la gravilla. Anota la cantidad exacta de agua que se utilizó. Si necesitas más de 100 ml de agua, llena el tubo graduado nuevamente. 4. Repite el paso 3 nuevamente para el vaso con arena y también para el vaso con limo.
CALCULOS
Tipo de material
Volumen del Agua (ml)
Volumen de Volumen Poros (cc) la Grava (cc)
Grava
100
150
Arcilla
100
150
Arena
100
150
−
205
73 %
46
200
77%
= %
Para la arcilla
∅=
Para la arena ∅=
−
Porosidad
55
Para la grava ∅=
Volumen Total
= %
CUESTIONARIO 1. Que es porosidad? es una propiedad petrofísica estática fundamental para la evaluación de todo yacimiento y es una medida de la capacidad de almacenamiento de fluidos que posee una roca.
2. Como se expresa la porosidad? La porosidad se expresa como la fracción del volumen total de la roca que representa espacios vacíos que pueden almacenar o no fluidos. Esta propiedad puede expresarse en fracción, variando su valor entre 0 y 1, aunque también se expresa por el porcentaje de volumen de poros respecto al volumen total de la roca (porosidad total o bruta).
3. Cual es la ecuación para determinar la porosidad de una roca? ∅=
=
− =
4. De acuerdo a que se puede clasificar la porosidad? De acuerdo a la interconexión de los poros
5. Indicar la clasificación de la porosidad en las rocas
Porosidad Porosidad Porosidad Porosidad Porosidad Porosidad Porosidad Porosidad
absoluta efectiva residual primaria secundaria en solución por fractura por dolomitazion
6. Que es la porosidad efectiva? Es la fracción del volumen total correspondiente al volumen de poros conectados entre sí. Es la que le interesa a los ingenieros de petróleo para los cálculos de reservas de hidrocarburos.
7. Que es porosidad por dolomitazion? Proceso mediante el cual las calizas se convierten en dolomitas, que son mas porosas
8. Cuales son los factores que afectan la porosidad?
Presión de las capas subprayente Tamaño de los granos Prescencia de partículas de arcillas Tipo de empaque
Material cementante
9. Cuales son los métodos utilizados para determinar el volumen poroso efectivo?
Método de inyección de mercurio Método del porosímetro de helio Metodo de Saturacion de Barnes
10. Indique los registros de pozo para la medición de la porosidad
Registro sónico.
Registro de densidad.
Registro neutrón.
CONCLUSION La porosidad es una propiedad petrofísica estática fundamental para la evaluación de todo yacimiento y es una medida de la capacidad de almacenamiento de fluidos que posee una roca, por lo tanto esta nos ayuda a determinar la cantidad exacta de los hidrocarburos con los que puede contar un reservoria una vez al ser encontrado.
