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amplios conceptos sobre porosidad de la roca.
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PROPIEDADES DE RESERVORIOS DE PETROLEO
PROPIEDADES PETROFÍSICAS DE LAS ROCAS RESERVORIO
Las acumulaciones de hidrocarburos en el subsuelo se denominan en forma general
yacimientos. Para que exista un yacimiento deben conjugarse diversos factores de
forma simultánea. Algunos de estos factores son: la continuidad, tamaño,
características geológicas y capacidad de almacenamiento de la roca, así como
también su capacidad para permitir el flujo de fluidos. El objetivo del presente capitulo
es definir todas las características que debe poseer una roca para constituir un
reservorio, tales como: Porosidad, permeabilidad y saturación de fluidos. Estas
propiedades constituyen los parámetros básicos con las cuales se puede determinar el
valor comercial de un yacimiento.
POROSIDAD
Para la Ingeniería de yacimientos, la porosidad es la medida del espacio disponible en
la roca reservorio como almacenaje de hidrocarburos. Se le expresa como la relación
del espacio vacío dentro de la roca al volumen total de ella, multiplicada por 100, para
expresarla en tanto por ciento.
∅=(V b−V n)
V b =
V p
V b
TIPOS DE POROSIDAD:
La porosidad puede ser clasificada de dos formas:
Según su Origen Geológico y tiempo de deposición
Según la Comunicación de los poros
1. Según su origen geológico se clasifica en: Porosidad original o primaria y
Porosidad inducida o secundaria
a. La porosidad original.- es la que se desarrolló por la deposición del
material sedimentario, por lo cual se le llama también “intergranular”.
b. La porosidad inducida o Vugular.- es la causada por los procesos
geológicos subsiguientes a la deposición del material sedimentario.
Ing° Gregorio Mechato Quintana Escuela Profesional de Ingeniería de Petróleo Facultad de Minas - Universidad Nacional de Piura
En donde : v b = volumen total v n = volumen neto de los gramos v p = volumen poroso
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La porosidad inducida se divide en :
Porosidad por disolución.- En la cual los espacios vacíos se han
formado por la acción del agua, sea esta proveniente de la superficie,
del subsuelo o de la acción de ciertos ácidos orgánicos, sobre las
porciones solubles de las rocas que se encuentran en contacto con
ella.
Porosidad de fracturas y fisuras.- que se ha originado por alguna
forma de diastrofismo, como plegamientos y fallas. Este tipo de
porosidad es muy difícil de evaluar, debido a su irregularidad.
Porosidad por dolomitización.- que es la que se ha desarrollado por
la transformación de las calizas (CO 3 C a ) en dolomita, Ca .Mg.( CO3 )2
mediante la siguiente reacción .
2 Ca CO3 + Mg CL2 → Ca Mg (CO3 )2 + Cl2 Ca
No obstante que las calcitas y calizas son más solubles que las dolomitas,
éstas últimas son más porosas debido al ordenamiento de sus cristales.
2. Según la comunicación de los poros
a. Absoluta o Total ( ∅|¿|¿ ): Fracción del volumen total de la roca que no está
ocupado por material denso o matriz.
∅|¿|=Volumende espacios paraalmacenar fluidos
Volumentotal¿
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Porosity = φ =V p
V b
=V b − V ma
V b
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Volumen vacío = Vp = volumen poral = Pore volume
Volumen bruto = Vb = volumen total = bulk volume
Volumen Matriz = Vma = volumen granular = matrix volumen
b. Porosidad Efectiva (φe ): Fracción del volumen total de la roca que está
compuesto por espacios porosos que se hallan comunicados entre sí.
c. Porosidad no interconectada o no efectiva: es aquella que representa la
fracción del volumen total de la roca que está conformada por los espacios
que pueden contener fluidos pero no están comunicados
La porosidad total siempre va a ser mayor o igual a la efectiva. Para el ingeniero de
yacimientos la porosidad más importante es la efectiva, pues constituye los canales
porosos interconectados, lo que supone que puede haber importante saturaciones de
hidrocarburos en dichos espacios.
La porosidad es considerada:
Muy Baja cuando es =< 5%
Baja cuando es >5% pero =<10%
Moderada cuando es >10% pero =<15%
Buena cuando es > 15% pero =< 20%
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∅ total=∅ efectiva+∅ no efectiva
Porosidad efectiva = Volumen vacio inter conectadoVolumen total de la roca
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Muy Buena cuando es >20% pero =<25%
Excelente cuando >25%
La porosidad máxima que se puede encontrar es de 47.6% , la cual solo se daría en
un arreglo u ordenamiento cúbico perfecto, tal como se describe a continuación:
ORDENAMIENTOS TEÓRICO DE LOS GRANOS DE ARENA
También se les llama arreglos o empaquetamiento. Existen diversos tipos de
ordenamientos de los granos, siendo principales los siguientes:
1.- Ordenamiento cúbico.- En el cual la hilera tope está directamente encima de la
hilera base. Es el arreglo menos compactado, 1/8 de esfera en cada vértice se
empaqueta en un cubo unitario.
2.- Ordenamiento hexagonal.- En el cual la hilera superior está movida a la derecha
en una longitud de un radio. Presenta menor porosidad debido a una reducción del
espacio poroso.
Ing° Gregorio Mechato Quintana Escuela Profesional de Ingeniería de Petróleo Facultad de Minas - Universidad Nacional de Piura
PROPIEDADES DE RESERVORIOS DE PETROLEO
3.- Ordenamiento romboedral.- En donde la hilera superior está movida a la
izquierda y hacia adelante en una longitud de un radio.
FACTORES GEOLOGICOS QUE AFECTAN LA POROSIDAD
Los valores típicos de la porosidad de una arenisca consolidada y limpia es alrededor
de 20%,y para calizas y dolomitas es de 6 a 8 %. Estos valores se encuentran
afectados en el subsuelo por los siguientes factores:
a) Tipo de empaque: es la forma en que los granos de arena se agrupan. Si
todos los granos son esféricos el sistema es ideal. La porosidad se reduce
cuando la forma y el tamaño de los empaque no es uniforme. El tipo de
empaque ideal puede ser cúbico, ortorrómbico, tetragonal esfenoidal,
rombohedral, etc.
b) Presencia de material cementante: los granos que conforman la matriz de
la roca se encuentran unidos entre si por material cementante, el cual se
encuentra compuesto principalmente por sílice, carbonato de calcio y
arcilla. La presencia de material cementante afecta la firmeza y
compactación de la roca, por lo tanto afecta la porosidad de la misma. A
medida que aumenta la cantidad de material cementante, la porosidad del
sistema disminuye, debido a que este material se aloja en los espacios
disponibles para la acumulación de los fluidos. Por esta razón, la
porosidad de arenas no consolidadas ( las cuales presentan poca cantidad
de material cementante) es mucho mayor que la porosidad de arenas
altamente consolidadas o compactadas.
c) Geometría y distribución del tamaño de los granos: dependiendo del
ambiente depositacional en el cual se originó la roca, los granos que
conforman la roca presentarán una determinada distribución en su tamaño.
Esta variación en el tamaño de los granos se conoce como encogimiento.
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Cuando la distribución del tamaño de los granos de una roca es
homogénea se tiene buen encogimiento y la porosidad es alta. A medida
que aumenta la heterogeneidad en el tamaño de los granos, la porosidad
de la roca disminuye.
La forma de los granos es un factor importante que afecta la porosidad de
las rocas. Un sistema compuesto por granos perfectamente redondeados
presentará una porosidad mayor que un sistema formado por granos
alargados o no redondeados. Los cambios en los granos se deben a
procesos de compactación y diagénesis.
d) Presión de las capas supra yacentes: otro factor que afecta la porosidad es
la compactación mecánica originada por la presión de sobrecarga, la cual
es ejercida por el peso de las capas suprayacentes de la roca. A medida
que aumenta la profundidad, la presión de sobrecarga ejercida por la
columna de sedimentos aumenta, esto genera una fuerza que tiende a
deformar los granos y reducir el volumen de espacios vacios, por lo tanto
se origina una reducción en la porosidad.
VALORES PROMEDIO DE POROSIDAD
Ing° Gregorio Mechato Quintana Escuela Profesional de Ingeniería de Petróleo Facultad de Minas - Universidad Nacional de Piura
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Debido a las diferencias existentes en los valores de porosidad obtenidos de muestras tomadas en diferentes partes del yacimiento, para algunos cálculos de ingeniería es necesario asignar valores promedio de esta propiedad a todo el yacimiento o secciones del mismo. Los promedios comúnmente utilizados para calcular la porosidad son los siguientes:
PROMEDIO ARITMÉTICO
Consiste en determinar la media aritmética de los valores obtenidos.
(Ec. 3)
PROMEDIO PONDERADO POR ESPESOR
Se utiliza cuando se dispone de valores de porosidad y espesor de la formación para
diversos pozos del mismo reservorio, o cuando para un mismo pozo se tienen valores
de porosidad para diferentes secciones de espesores determinados.
(Ec.
4)
PROMEDIO PONDERADO POR ÁREA
Si se tienen valores de porosidad para cada pozo, estos pueden considerarse
representativos del área de drenaje de cada pozo, y puede definirse una porosidad
promedio utilizando la ecuación 5.
(Ec. 5)
PROMEDIO PONDERADO POR VOLUMEN
Si se conoce el área de drenaje de cada pozo, se puede determinar una porosidad
promedio ponderada por volumen si se considera el espesor de la formación en cada
uno de los pozos mediante la siguiente ecuación:
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(Ec. 6)
PROMEDIO ESTADÍSTICO
Este tipo de promedio es el más representativo debido a que toma en cuenta la
distribución estadística de los valores de porosidad en el reservorio.
La descripción de la distribución de porosidad en un reservorio es un aspecto muy
importante en ingeniería de reservorios, y tiene un impacto directo en las decisiones
económicas que se realizan sobre los proyectos de exploración y producción. Una
técnica desarrollada para aplicar métodos estadísticos a los problemas de las ciencias
de la tierra es la geoestadística, la cual se encarga de estudiar la continuidad espacial
de los atributos de un reservorio, con la finalidad de proporcionar caracterizaciones
heterogéneas de los reservorios a través de diversos métodos de estimación.
A continuación muestra un mapa de distribución de porosidad en un reservorio, el
cual fue generado a partir de técnicas geoestadísticas, utilizando la información de
porosidad de los pozos presentes en el campo.
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