FACTORES PETROFÍSICOSINTRODUCCIÓNEl elemento esencial de un yacimiento de petróleo es la roca reservorio, cuyo rasgo esencial es su porosidad, la roca debe tener poros, o huecos, de determinado tamaño y naturaleza, como para permitir el almacenamiento de petróleo y gas en yacimientos suficientemente amplios para que se justifique su explotación.

POROSIDADLa porosidad (ø) es la característica física más conocida de un yacimiento de petróleo, es un parámetro adimensional, generalmente reportado en porcentaje, y los límites de sus valores para cualquier medio poroso van de 0 a 1.

La porosidad de una roca puede estar formada por los intersticios que dejan los granos de arena, por cavernas, por grietas y fracturas, que llegan a intercomunicarse a largas distancias. En un yacimiento dado puede presentarse uno de los anteriores casos o combinaciones de varios de ellos.

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 representa espacios que pueden almacenar fluidos.

GRADO DE POROSIDAD

GRADO PORCENTAJE %

MUY POBRE 1-5

POBRE 5-10

MEDIA A REGULAR 10-15

BUENA 15-20

MUY BUENA >20

CLASIFICACIÓN DE LA POROSIDAD La porosidad de una roca de yacimiento puede ser clasificada de dos maneras:

- Según su origen- Según la comunicación de sus poros

De acuerdo a su origen, la porosidad puede ser clasificada en primaria y secundaria.

La porosidad primaria es aquella que se origina durante el proceso de deposición de material que da lugar a la roca.

La porosidad secundaria es aquella que se desarrolla por algunos procesos naturales o artificiales posteriores a la deposición de la roca.Algunos procesos que dan origen a la porosidad secundaria de una roca son: la disolución, las fracturas y la dolomitización.

La disolución es un proceso en el cual se origina una reacción química entre los fluidos que saturan el medio poroso y la matriz de la roca. Este proceso origina una modificación en el volumen poroso del sistema y por ende en la porosidad

Las fracturas también contribuyen a la generación de porosidad secundaria. Después de producirse la deposición de sedimentos y originarse la roca, esta se puede encontrar sometida a procesos geológicos de deformación que separan los granos que conforman la matriz de la roca.

En general las rocas con porosidad primaria presentan características más uniformes que aquellas que presentan parte de su porosidad secundaria o inducida.

Debido a que el material cementante puede sellar algunos poros de la roca, aislándolos del resto del volumen poroso, los poros se pueden encontrar unidos entre sí, o aislados.

Dependiendo de cómo sea la comunicación de estos poros, la porosidad se puede clasificar de la siguiente manera:

- Total o absoluta.- Interconectada o efectiva.- No interconectada o no efectiva.

La porosidad total o absoluta de una roca se define como la fracción del volumen total de la misma que no está ocupada por matriz.

La porosidad interconectada o efectiva se define como el volumen total de la roca que representa espacios que pueden contener fluidos y se encuentran comunicados entre sí.

La porosidad no interconectada o no efectiva es aquella que representa la fracción del volumen total de la roca que está compuesta por los espacios que pueden contener fluidos pero no están comunicados entre sí

Como la sumatoria del volumen de los poros no interconectados más el volumen de los poros interconectados es igual al volumen total de los poros de la roca, entonces la porosidad absoluta o total del sistema es igual a la sumatoria de la porosidad efectiva más la porosidad no efectiva.

Para el ingeniero de yacimientos la porosidad de mayor importancia es la efectiva, debido a que esta representa el volumen de espacios de la roca que puede estar ocupado por fluidos movibles.

FACTORES QUE AFECTAN LA POROSIDAD

Existen varios factores que afectan la porosidad de la roca, entre estos podemos mencionar los siguientes:

- Tipo de empaque.- Presencia de material cementante.- Geometría y distribución del tamaño de los granos. - Presión de las capas suprayacentes.

Tipo de Empaque

Idealmente se pueden formar los siguientes tipos de empaquetamientos los cuales tienen diferente valor de porosidad. El incremento de la presión de confinamiento hace que los granos pobremente clasificados y angulares muestren un cambio progresivo de empaquetamiento aleatorio a un empaque más cerrado, reduciendo con ello la porosidad.

Según el tipo de empaque se tienen los siguientes valores de porosidad: Empaquetamiento cúbico

Tenemos el empaque cúbico que es mecánicamente inestable, pero es el empaque más poroso, con una porosidad de 47.6% ya que es el arreglo más abierto para los granos en la situación ideal.

Los ejes entre esferas forman un ángulo de 90°

Empaquetamiento Romboedral El arreglo más compacto en el espacio, de esferas uniformes

(átomos y moléculas en los cristales minerales, o granos en las rocas sedimentarias) que hace que la porosidad de una estructura no supere el 26%. El empaque romboédrico es más estable mecánicamente que el empaque cúbico. El empaque cúbico es el empaque más poroso, con una porosidad de aproximadamente 47% en la situación ideal.

Empaquetamiento Ortorrómbico El arreglo ortorrómbico y el arreglo romboédrico presentan una

porosidad inferior a la del arreglo cúbico, 39.54% y 25.9% respectivamente. Esta disminución en la porosidad se debe a una

reducción en el volumen poroso del sistema, ya que parte de las esferas ocupan un volumen que anteriormente se encontraba vacío.

Empaquetamiento Tetragonal Aplicando propiedades geométricas tenemos que

Presencia de Material CementanteLos granos que conforman la matriz de la roca se encuentran unidos entre sí 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 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

Geometría y distribución del tamaño del granoDependiendo del ambiente depositacional en el cual se origina la roca, los granos que la conforman presentaran una determinada distribución en su tamaño. Esta variación en el tamaño de los granos se conoce como escogimiento y es un factor que afecta la porosidad de la roca.Como se puede apreciar en la figura 4, cuando la distribución del tamaño de los granos de una roca es homogénea (buen escogimiento), la porosidad de la roca 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 también afecta la porosidad de la roca. Un sistema compuesto por granos perfectamente redondeados presentará una porosidad mayor que un sistema formado por granos alargado.

Figura 5. Variación en la forma de los granos

Granos redondeado Granos alargadosFigura 4. Distribución del tamaño de los granos

Distribución heterogénea Distribución homogénea

Presión de las capas supra yacentes

Otro factor que afecta la porosidad es la compactación originada por la presión de sobrecarga, la cual es ejercida por el peso de las capas supra yacentes de la roca. A medida que aumenta la profundidad, la presión ejercida por la columna de sedimentos aumenta, esto genera una fuerza que tiende a deformar los granos y reducir el volumen de espacios vacíos, por lo tanto se origina una reducción en la porosidad.

Cuando los fluidos contenidos en el espacio poroso son producidos, la presión interna disminuye, pero la presión externa (presión de sobrecarga) permanece constante, con esto se crea un desequilibrio que origina esfuerzos que tienden a disminuir el volumen bruto y el volumen poroso de la roca, lo que se traduce en una reducción en la porosidad.

Procedimientos para medir la Porosidad

La porosidad de una roca puede ser determinada mediante técnicas de medición en el laboratorio o través de perfiles de pozos. A continuación se presenta un breve resumen de algunas técnicas de medición usadas para determinar la porosidad de una roca.

Medición de la Porosidad en el Laboratorio

Las técnicas de medición en el laboratorio consisten en determinar dos de los tres parámetros básicos de la roca (volumen total, volumen poroso y volumen de los granos). Para ello se utilizan núcleos de roca, los cuales son obtenidos durante la etapa de perforación del pozo.

Determinación del Volumen Total

El volumen total puede ser calculado por medición de las dimensiones de la muestra utilizando un vernier. El procedimiento utilizado usualmente consiste en la determinación del volumen de fluido desplazado por la muestra, con este procedimiento también puede determinarse el volumen de muestras irregulares.

Los métodos utilizados para determinar el volumen del fluido desplazado son:

- Métodos gravimetritos.- Métodos volumétricos.

Métodos gravimétricos

El volumen total se obtiene observando la pérdida de peso de la muestra cuando es sumergida en un líquido, o por el cambio en peso de un picnómetro cuando se llena con mercurio y cuando se llena con mercurio y la muestra. Los métodos gravimétricos más utilizados son:

Recubrimiento de la muestra con parafina e inmersión en agua.

• Saturación de la muestra e inmersión en el líquido saturante.• Inmersión de la muestra seca en mercurio.

Métodos Volumétricos

Los métodos utilizados son el del picnómetro de mercurio y la inmersión de una muestra saturada.

El método del picnómetro de mercurio consiste en determinar el volumen de un picnómetro lleno con mercurio hasta una señal. Luego se coloca la muestra y se inyecta mercurio hasta la señal. La diferencia entre los dos volúmenes de mercurio representa el volumen total de la muestra.

El método de inmersión de una muestra saturada consiste en determinar el desplazamiento volumétrico que ocurre al sumergir la muestra en un recipiente que contiene el mismo líquido empleado en la saturación.

Determinación del volumen de los granos

En estos métodos se utilizan muestras consolidadas y se le extraen los fluidos con un solvente que posteriormente se evapora. Los principales métodos utilizados son:

- Método de Melcher – Nuting.- Método del porosímetro de Stevens.- Densidad promedio de los granos.

El método de Melcher – Nuting consiste en determinar el volumen total de la muestra y posteriormente triturarla para eliminar el volumen de espacios vacíos y determinar el volumen de los granos.

El método de Stevens es un medidor del volumen efectivo de los granos. El porosímetro consta de una cámara de muestra que puede ser aislada de la presión atmosférica y cuyo volumen se conoce con precisión. El núcleo se coloca en la cámara, se hace un vacío parcial por la manipulación del recipiente de mercurio, con esto se logra que el aire salga de la muestra y es expandido en el sistema y medido a la presión atmosférica. La diferencia entre el volumen de la cámara y el aire extraído es el volumen efectivo de los granos.Tomando la densidad del cuarzo (2.65 gr/cc) como valor promedio de la densidad del grano, el volumen de los granos puede ser determinado con el peso de la muestra como se observa en la ecuación 8. Este método se utiliza en trabajos que no requieren gran exactitud. Determinación del volumen poroso efectivo

Todos los métodos utilizados para determinar el volumen poroso miden el volumen poroso efectivo, y se basan en la extracción o introducción de fluidos en el espacio poroso.

A continuación se presenta un resumen de algunos 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 referencia) 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.

Método de saturación de Barnes

Este método 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.

Método de Core Lab

Este método consiste en utilizar dos muestras de la misma formación, una es sometida a inyección de mercurio para determinar el volumen total y el volumen poroso ocupado por gas, y la otra es sometida a un proceso de retorta.

El volumen de agua se obtiene operando la retorta entre 400 – 500 grados Fahrenheit y el volumen de petróleo se determina operando la retorta a 1200 grados

Medición de la Porosidad con perfiles de Pozo

Los perfiles sónicos, de densidad y neutrónico, presentan características que dependen de la porosidad de la formación, por lo tanto la combinación de estos permite evaluar la litología, porosidad y geometría del espacio poroso.

Perfil sónico

El perfil sónico mide el tiempo de transito ∆t, o sea, el tiempo en microsegundos que tarda una onda acústica comprensional en viajar a través de un pie de la formación, por un camino paralelo a la pared del pozo.

Perfil de densidad Este tipo de perfil responde a la densidad de electrones del material en la formación. La porosidad se obtiene de la densidad de formaciones limpias y llenas de líquidos cuando se conoce la densidad de la matriz y la densidad del fluido que satura la formación.

Perfil neutrónico

Este perfil responde a la presencia de átomos de hidrógeno. Si el espacio poroso se encuentra lleno de líquido, la respuesta del registro corresponde básicamente a una medida de la porosidad. El perfil lleva generalmente una escala en unidades de porosidad basado en una matriz calcárea o de areniscas