THE CEMENTATION EXPONENT IN THE FORMATION FACTORPOROSITY RELATION: THE EFFECT PERMEABILITY BY JEAN RAIGACLEMENCEAU El factor de formación como propiedad intrínseca de la roca, F=a * φ-m Donde a es una constante que es determinada empíricamente; este valor permite compensar las variaciones en compactación, estructura de poros, tamaño y distribución en la relación entre f y φ . El valor numérico para la constante a está generalmente entre 0.6 y 1.0 El término m representa el exponente de cementación. Está determinado por el tipo y grado de cementación que mantiene los granos de roca juntos y puede variar numéricamente entre 1.3 y 3. Los valores frecuentemente utilizados están en el rango de 1.8 y 2.Como el valor de a y m son constante no se tiene con exactitud valores que me puedan determinar estas variables ya que en función de la porosidad y la cementación ellas varían simultáneamente en base diferentes formaciones Mediante la fórmula de Humble donde (a = 0,62 y m= 2,15), donde m exponente cementación con a = 1, aparece una clara relación respectivamente con la
permeabilidad donde: m = 1.28+
, que permiten obtener valores de “f” más
cercano medidos en muestras de los que se obtienen directamente de de la formula Humble, acompañado a este se supone un grafico para la ayuda del factor de formación:
POR QUE SE ASUME EL EFECTO DE LA PERMABILIDAD? Dado que la permeabilidad asume un rol importante en el exponente de cementación que determinara cuantitativamente con mayor exactitud el valor de m. Al igual que la porosidad, la permeabilidad se ve muy afectada por: el tamaño del poro, grado y tamaño de la conectividad del poro, y grado y tipo de material de cementación entre los granos de la roca. Es por esto que la permeabilidad se ve reducida drásticamente por el crecimiento o la presencia de pequeñas cantidades de minerales de arcilla sobre los granos de arena, cambiando la geometría de los capilares. ( Bigelow, 1995).
La forma y el tamaño del grano afecta la permeabilidad (Tomado de: Bigelow, 1995) La figura muestra claramente el valor de la permeabilidad en función de la disposición horizontal o vertical.
La tabla 1 muestra 40 muestras analizadas en el laboratorio que presentan gran variedad de caracteriscas producto de que cada muestra analizada se caracteriza por tener propiedades físicas diferentes en cuanto al material cementante, porosidad, permeabilidad, factor de permeabilidad, tortuosidad contenido de arcilla como lo muestra la tabla 1, con la finalidad de tener una correlación de estos parámetros específicamente la porosidad con el factor de formación ya que cada una de estas muestras presentan una formación física diferente en cuanto a su textura principalmente no arrojaron una relación que pudiese ajustarse mejor a la que deriva de la formula F= 0.62 * ø
-2.15
. Tomando en cuenta que cada uno de estos factores
físicos presentes en las muestras analizadas influye en la permeabilidad. He allí cuando tomamos en cuenta el efecto de la permeabilidad sobre la roca:
La figura 2 muestra una interacción del exponente de cementación vs la permeabilidad, demostrando que a medida que la permeabilidad es mayor el exponente de cementación disminuirá y viceversa. ANÁLISIS DEl RESULTADO Estos resultados muestran una clara precisión de la relación del Fb (medido), fH a través de la formula de Humble y el nuevo factor de porosidad utilizando un exponente de cementación derivado, dado que este método es más complejo matemático y que permite obtener de manera más asertiva la relación de los factores de formación tanto medido en el laboratorio como la utilización Humble que no es más una correlación entre ellos tomando en cuenta el nuevo índice de permeabilidad en base al nuevo factor de porosidad, aproximándose a la realidad y que podamos interpretar cuantitativamente la saturación de agua presente en el yacimiento, también hay que considerar el comportamiento de la permeabilidad en el yacimiento y que se encuentre de manera vertical u horizontal que nos pueda dar indicios claramente la retención del fluido que allí pudiesen encontrarse. No obstante con ello las características petrofísicas de las rocas y ambiente de formación en la que se encuentre se presentan en el yacimiento (la tortuosidad principalmente, el radio de garganta poral, el tipo de material cementante, la porosidad efectiva o no que pudieran afectar el grado de permeabilidad. Las características petrofísicas de rocas dolomíticas y silisiclasticas en ambientes de llanura costera son altamente variables, alta irregularidad en la geometría de los poros causa relaciones erráticas entre las propiedades petrofísicas. La presencia o ausencia de cemento es el principal control en la productividad de este tipo de rocas (Brennan, 2006). Se recomienda, Que cuando se vaya a derivar el factor de formación F=a * φ
sugiere utilizar:
m = 1.28+
-m
se
que permite evaluar el factor de formación
emitido por la formula de Humble. Permitiendo la aproximación de saturación de agua en una roca yacimiento.
Autores actuales demuestran los cambios significativos que presenta el efecto de permeabilidad en el exponente de cementación dada el factor de formación relacionado con la porosidad.
