Porosidad de la roca

La importancia de la porosidad en el comportamiento físico y mecánico de las rocas sedimentarias es ampliamente reconocida, en especial cuando se trata de formaciones productoras de hidrocarburos. En la actualidad, casi toda la producción de petróleo y gas se extrae de acumulaciones en los espacios porosos de las rocas del yacimiento. El análisis del comportamiento de los parámetros que intervienen en el cálculo de reservas en un yacimiento petrolífero es de particular importancia. La cantidad de petróleo o gas contenida en una unidad volumétrica del yacimiento es el producto de su porosidad por la saturación de hidrocarburos. Además de estos parámetros, se requiere el volumen de la formación para calcular las reservas totales y determinar si es comercial o no.

La porosidad es el volumen de los poros por cada unidad volumétrica de formación; también puede definirse como la fracción del volumen total de una muestra que es ocupada por poros o huecos. Es denotada con el símbolo ø, es un parámetro adimensional, generalmente reportado en porcentaje, y los límites de sus valores para cualquier medio poroso van de 0 a 1. Puede ser calculada mediante la siguiente fórmula:

øtot= Vv/Vt

Fig. 1. Porosidad de la roca

Las porosidades se clasifican según la disposición física del material que rodea a los poros, y a la distribución y forma de estos. Los tipos de Porosidad son:

-Absoluta: la porosidad absoluta es considera como el volumen poroso el total de poros estén o no interconectados.

-Efectiva: la porosidad efectiva se refiere al porcentaje de poros interconectados que permiten la circulación de fluidos. O se considera como el volumen poroso solamente conectados entre si.

-No Efectiva: esta porosidad no efectiva representa la diferencia entre las porosidades anteriores, es decir, la porosidad absoluta y la efectiva.

• Según su origen y tiempo de deposición de las capas:

- Porosidad Primaria: es aquella que se desarrolla u origina en el momento de la formación o depositación del estrato.
Los poros formados en esta forma son espacios vacíos entre granos individuales de sedimento. Es propia de las rocas sedimentarias como las areniscas (Detríticas o Clásticas) y calizas oolíticas (No-Detríticas), formándose empaques del tipo cúbico u ortorrómbico.

- Porosidad Secundaria o Inducida: es aquella que se forma a posteriori, debido a un proceso geológico subsecuente a la depositación del material del estrato o capa.

Esta porosidad puede ser:

Porosidad en solución: disolución de material solidó soluble constitutivo de las rocas.

Porosidad por Fractura: originada en rocas sometidas a varias acciones de diastrofismo.

Porosidad por Dolomitización: proceso mediante el cual las calizas se convierten en dolomitas, que son mas porosas.

Las porosidades de las formaciones subterráneas pueden variar en alto grado. Los carbonatos densos (calizas y dolomitas) y las evaporitas (sal y anhidrita) pueden tener una porosidad práticamente de cero. Las areniscas bien consolidadas pueden tener una porosidad del 10 al 15%; las arenas no consolidadas pueden llegar a 30% o más de porosidad, las lutitas y arcillas pueden tener una porosidad de 40%.

Los factores que afectan la porosidad son:

-Uniformidad del tamaño de los poros: la uniformidad del tamaño de poros (escogimiento)aumenta la porosidad. El tamaño de los poros está determinado por el arreglo de los granos durante la sedimentación.

-Forma de los granos: arreglos de granos alargados producen bajas porosidades, arreglos de granos redondeados generan porosidades altas. Los cambios se producen por procesos de compactación y daigénesis.

-Régimen de depositación: grano con diferente empaque presentan diferente porosidad.

• Empaque cúbico presenta una porosidad de 47,6%.


• Empaque ortorrómbico presenta una porosidad de 39,54%.


• Empaque tetragonal esfenoidal presenta una porosidad de 30,19%.


• Empaque rombohedral presenta una porosidad de 25,9%.

-Compactación mecánica: la reducción del volumen total de los sedimentos como resultado de esfuerzos de compresión causados por los sedimentos suprayacentes, genera una disminución en la porosidad.

Según la forma en que fueron depositados los granos, estos pueden presentar porosidad primaria y secundaria en forma de pequeñas cavidades. Por otro lado, las aguas de infiltración ricas en minerales pueden formar depósitos que sellen parcialmente varios poros o canales de una formación, reduciendo la porosidad de la misma; también cabe mencionar que, en arenas limpias, la matriz de la roca se compone de granos más o menos esféricos y apiñados de manera que los poros se hallan entre los granos.

Fuente: Texto Schlumberger: Principios/ Aplicaciones de la interpretación de registros; http://www.uclm.es/users/higueras/yymm/YM6.html

Permeabilidad de las rocas

La permeabilidad constituye un tema de suma relevancia en la industria petrolera ya que en esta el principal tema de interés es el de la producción de petróleo y sus derivados lo más rápido posible, tanto tiempo como sea posible y con mínimas consecuencias de largo plazo para el medio ambiente y las personas.

Esta propiedad de las rocas está directamente ligada al tema de la producción, ya que se le puede definir como la capacidad que tiene un material para permitir que un fluido (en este caso petróleo) lo atraviese con facilidad y sin alterar su estructura interna, mediante un gradiente de presión. Mientras una roca tenga alta capacidad para permitir el movimiento del petróleo a través de sus poros interconectados y el yacimiento cuente con energía para " empujarlo" hacia la superficie, se podrá garantizar la producción del crudo.

Se afirma que un material es permeable si deja pasar a través de él una cantidad apreciable del fluido en un tiempo dado, para esto la roca debe tener porosidad interconectada (poros, cavernas, fisuras o fracturas). El tamaño, la forma y la continuidad de los poros, también influyen en la permeabilidad de la formación.

En forma general, se puede afirmar que la velocidad con la que el fluido atraviesa el material depende de tres factores básicos:

• La porosidad del material.


• La densidad del fluido considerado, afectada por su temperatura.


• La presión a que está sometido el fluido.
  

Por lo general, a mayor porosidad corresponde mayor permeabilidad, aunque esto no siempre es así. La permeabilidad del suelo suele aumentar por la existencia de fallas, grietas u otros defectos estructurales. Algunos ejemplos de roca permeable son la caliza y la arenisca, mientras que la arcilla o el basalto son prácticamente impermeables. Algunas arenas de granos finos pueden tener un alto índice de porosidad interconectada, aunque los poros individuales y los canales de poros sean bastante pequeños. En consecuencia, las vías disponibles para el movimiento de fluidos a través de los poros estrechos están restringidos; por lo tanto, la permeabilidad de formaciones con granos finos tiende a ser baja. Si el yacimiento está formado por rocas con altas densidades y fracturadas por pequeñas fisuras de gran extensión, su porosidad será pequeña, pero presentará una alta permeabilidad, un ejemplo de esto lo constituye las calizas.

La permeabilidad de una roca determinada por el flujo de un sólo fluido homogéneo es una constante si el fluido no interactúa con la roca. Así tenemos que, la permeabilidad determinada por un solo líquido homogéneo se llama permeabilidad absoluta o intrínseca (K).

La permeabilidad intrínseca de cualquier material poroso se determina mediante la fórmula de Darcy:

K = C.d²

donde:

K, permeabilidad intrínseca [L²].
C, constante adimensional relacionada con la configuración del fluido.
d, diámetro promedio de los poros del material [L].

Cuando dos o más líquidos inmiscibles (por ejemplo agua y petróleo) están presentes en la formación, sus flujos se interfieren mutuamente; por lo tanto, se reduce la permeabilidad efectiva para el flujo de petróleo (Ko) o para el flujo de agua (Kw). La suma de las permeabilidades efectivas es menor o igual a la permeabilidad absoluta (K). Las permeabilidades relativas dependen de las propiedades de la roca, además de las cantidades relativas y propiedades de los diferentes fluidos presentes en los poros, como por ejemplo, la saturación de cada uno de ellos.

Las permeabilidades relativas son las relaciones entre las permeabilidades efectivas y la permeabilidad absoluta. Así, para un sistema de agua-petróleo, por ejemplo, la permeabilidad relativa al agua, Krw, es igual a Kw/K. En general estas permeabilidades son expresadas en porcentajes o en fracciones.

Las mediciones de permeabilidad que se realizan con aire o gas deben corregirse por efectos de "deslizamiento", a permeabilidades equivalentes con líquidos, utilizando las reacciones de Klinkenberg.

La permeabilidad en el SMD se mide en cm2 o m2. La unidad derivada de la Ley de Darcy es el darcy, y habitualmente se utiliza el milidarcy.

Donde la conversión de Darcy a m² es: 1 Darcy = 9,86923 . 10ˉ ¹³ m².

Permeabilidad de las rocas

La permeabilidad constituye un tema de suma relevancia en la industria petrolera ya que en esta el principal tema de interés es el de la producción de petróleo y sus derivados lo más rápido posible, tanto tiempo como sea posible y con mínimas consecuencias de largo plazo para el medio ambiente y las personas.

Esta propiedad de las rocas está directamente ligada al tema de la producción, ya que se le puede definir como la capacidad que tiene un material para permitir que un fluido (en este caso, petróleo) lo atraviese con facilidad y sin alterar su estructura interna, mediante un gradiente de presión. Mientras una roca tenga alta capacidad para permitir el movimiento del petróleo a través de sus poros interconectados y el yacimiento cuente con energía para " empujarlo" hacia la superficie, se podrá garantizar la producción del crudo.

Se afirma que un material es permeable si deja pasar a través de él una cantidad apreciable del fluido en un tiempo dado, para esto la roca la roca debe tener porosidad interconectada (poros, cavernas, fisuras o fracturas). El tamaño, la forma y la continuidad de los poros, también influyen en la permeabilidad de la formación.

En forma general, se puede afirmar que la velocidad con la que el fluido atraviesa el material depende de tres factores básicos:

• 
  
  la porosidad del material;


• 
  
  la densidad del fluido considerado, afectada por su temperatura;


• 
  
  la presión a que está sometido el fluido.

Por lo general, a mayor porosidad corresponde mayor permeabilidad, aunque esto no siempre es así. La permeabilidad del suelo suele aumentar por la existencia de fallas, grietas, juntas u otros defectos estructurales. Algunos ejemplos de roca permeable son la caliza y la arenisca, mientras que la arcilla o el basalto son prácticamente impermeables. Algunas arenas de granos finos pueden tener un alto índice de porosidad interconectada, aunque los poros individuales y los canales de poros sean bastante pequeños. En consecuencia, las vías disponibles para el movimiento de fluidos a través de los poros estrechos están restringidos; por lo tanto, la permeabilidad de formaciones con granos finos tienden a ser bajas. Si el yacimiento está formado por rocas con altas densidades y fracturadas por pequeñas fisuras de gran extensión, su porosidad será pequeña, pero presentará una alta permeabilidad, un ejemplo de esto lo constituye las calizas.

la permeabilidad de una roca determinada la flujo de un solo fluido homogéneo es una constante si el fluido no interactúa con la roca. Así tenemos que, la permeabilidad determinada por un solo líquido homogéneo se llama permeabilidad absoluta o intrínseca (k).

La permeabilidad intrínseca de cualquier material poroso, se determina mediante la fórmula de Darcy:

k = C.d² ,

donde:

k, permeabilidad intrínseca [L2].

C, constante adimensional relacionada con la configuración del fluido.

d, diámetro promedio de los poros del material [L].

Cuando dos o más líquidos inmiscibles (por ejemplo agua y petróleo) están presentes en la formación, sus flujos se interfieren mutuamente. Por lo tanto, se reduce la permeabilidad efectiva para el flujo de petróleo (ko) o para el flujo de agua (kw). La suma de las permeabilidades efectivas es menor o igual a la permeabilidad absoluta (k). Las permeabilidades relativas dependen de las propiedades de la roca, además de las cantidades relativas y propiedades de los diferentes fluidos presentes en los poros, como por ejemplo, la saturación de cada uno de ellos.

Las permeabilidades relativas son las relaciones entre las permeabilidades efectivas y la permeabilidad absoluta. Así, para un sistema de agua-petróleo, por ejemplo, la permeabilidad relativa al agua, Krw, es igual a Kw/k. En general estas permeabilidades son expresadas en porcentajes o en fracciones.

Las mediciones de permeabilidad que se realizan con aire o gas deben corregirse por efectos de "deslizamiento", a permeabilidades equivalentes con líquidos, utilizando las reacciones de Klikenberg.

La permeabilidad en el SMD se mide en cm2 o m2. La unidad derivada de la Ley de Darcy es el darcy, y habitualmente se utiliza el milidarcy.

Donde la conversión de Darcy a m² es:

1 Darcy = 9,86923 . 10ˉ ¹³ m²