Valores de Factor de Tortuosidad

8/17/2019 Valores de Factor de Tortuosidad

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UNIVERSIDAD NACIONAL AUTÓNOMADE MÉXICO

FACULTAD DE INGENIERÍA

DIVISIÓN DE INGENIERÍA EN CIENCIAS DE LA TIERRA

Petrofísica y Registros Geofísicos de Pozo

GRUPO 01

Valores de Factor de Tortuosidad, Exponente de Cementación yExponente de Saturación.



La resistividad del agua de formación, de una formación limpia (una formación que nocontiene arcillas en cantidades significativas) es proporcional a la resistividad si laformación esta saturada totalmente con una solución salina, la constante de

proporcionalidad es el factor de formación , ; esto es, si es la resistividad de la formación saturada totalmente con agua salada (una solución salina) y es la

resistividad del agua de la formación entonces se tiene:

=

Los experimentos de Gustav Archie con calizas mostraron que el factor de resistividadde la formación ( ) se podía relacionar con la porosidad por medio de la formulaempírica:

=1

donde es el exponente de cementación , llamado así por que se ha observado que varia principalmente con el grado de consolidación de la roca, además de con la geometría delos poros de la formación, entre mas alta sea la tortuosidad de la formación, mas alto seráel valor de .

Una formula que ajusta mejor los datos para distintos tipos de roca es la siguiente:

=

es el factor de tortuosidad , que depende de la litología, se ha observado que tambiénvaria con el tamaño de grano, la distribución de los mismos y la complejidad de loscaminos entre los poros (tortuosidad).

Para las calizas de los experimentos de Archie, los factores de tortuosidad y exponentede cementación tenían aproximadamente los valores de = 1.0 , = 2.0 ,Aunque también propuso valores del exponente de cementación cercanos a 1.3 paraareniscas pobremente consolidadas, y valores de entre 1.8 y 2.0 para areniscas masconsolidadas .

Sin embargo para distintos tipos de litologías y formaciones de manera empírica se hanestablecido distintos valores tanto para como para .

Algunos de los valores propuestos han sido los siguientes:

= .6

. , llamada la fórmula de Humble, obtenida por Winsauer y otros del análisis de

28 núcleos de areniscas, uno de calizas y una muestra sintética de arenas no consolidadas,



mientras que otra formula que se menciona en la literatura y es utilizada para arenas conun exponente de = 2 es =

. , otros casos son utilizar =

para carbonatos y

= .

con variando de 2.2 a 2.5 para carbonatos compactos.

Algunos de las relaciones mas comunes son:

: Factor detortuosidad

: exponente decementación

Información

1 2 carbonatos 0.81 2 areniscas consolidadas 0.62 2.15 areniscas no consolidadas(formula de Humble) 1.45 1.54 arenas comunes(Carothers, 1968) 1.65 1.33 arenas arcillosas(Carothers, 1968) 1.45 1.7 arenas calcareas(Carothers, 1968)

0.85

2.14

Carbonatos(Carothers, 1968)

2.45 1.08 arenas del Plioceno, del sur deCalifornia(Carothers y Porter, 1970)

1.97 1.29 arenas del Mioceno, costa del golfo de Texas -Louisiana(Carothers y Porter, 1970)

1 ( . − ) Formaciones granulares limpias(Sethi, 1979)

Para una formación que contiene hidrocarburos, siendo estos dieléctricos, la resistividades una función que no depende solamente de la resistividad del agua de formación, sinotambién de la saturación de agua, es la fracción del espacio poroso ocupado por elagua de formación. Se determinó experimentalmente que la saturación de agua de una

formación limpia puede ser expresada en términos de su resistividad verdadera

El exponente, , en la relación del agua de saturación, , con el índice de resistividad,, ( = − ) , este expresa el efecto de la resistividad al “des -saturar” la roca o al

reemplazar el agua con un fluido no conductor.

En muestras “sencillas” es constante para diferentes valores de , y una promedio puede ser encontrada para un reservorio o formación en particular. Un valor común quese utiliza en este caso es 2. En formaciones mas complejas, cambia conforme lo hace

, aunque a menudo se obtiene un valor cercano a 2 cuando = 1 .

Generalmente se manejan valores de 1.8 a 2.2 para .

A pesar de que los valores de los exponentes de cementación y saturación, así como delfactor de tortuosidad son algunos de los mas comúnmente utilizados o expuestos en laliteratura, una vez mas es importante mencionar que estos se obtienen de maneraempírica y pueden haber casos especiales donde estos variar bastante, algunos de estosvalores son mencionados en la página de “The Oilfield Glossary” de Schlumberger



Fuentes:

SCHLUMBERGER Interpretación de perfiles - Vol I Fundamentos SLB

Basic Well Log Analysis , George B. Asquith, Daniel Krygowski

http://www.glossary.oilfield.slb.com/default.cfm

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