Técnicas para la evaluación de la porosidad y permeabilidad de las rocas

RESERVORIO Y PROSPECCION
TÉCNICAS PARA LA EVALUACIÓN DE LA POROSIDAD Y
PERMEABILIDAD DE LAS ROCAS
“ESPECIALIDAD EN
GEOLOGÍA”
GEOQUÍMICA

INTRODUCCION
PROPIEDADES PETROFISICAS
DE UNA ROCA RESERVORIO
Al examinar muestras pequeñas de rocas
de acumulación, se puede observar
ciertas variaciones en las propiedades
físicas de la roca.
 Porosidad.
 Saturaciones de petróleo, gas y agua.
 Permeabilidades absoluta, efectiva y
relativa.

INTRODUCCION
• Una roca sedimentaria y de
carbonatos constituye un
yacimiento de HCs
comercialmente cuando presenta
dos propiedades.
• La primera es la capacidad para
acumular y almacenar fluidos
definida como porosidad, y
• La segunda propiedad es la
capacidad para permitir que se
muevan los fluidos a través de
ella y que es definida como
permeabilidad.
Porosidad & Permeabilidad
PROPIEDADES DE LA ROCA

RESERVORIO Y PROSPECCIONPOROSIDAD (Ø):
• Es un espacio disponible en la
roca, sirviendo como receptáculo
para los fluidos presentes en ella;
• La porosidad se puede definir
como la relación del espacio vacío
en la roca con respecto al
volumen total de ella.
• Por lo que un volumen de roca,
está formado por un volumen de
huecos o poros y un volumen de
sólidos.
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POROSIDAD (φ)
Matemáticamente se
expresa como:
Vr = Volumen de roca.
Vp = Volumen de poros.
Vs = Volumen de sólidos.
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POROSIDAD (φ)
 Fracción del volumen total de la roca no
ocupada por el esqueleto no mineral de la
misma.
 En los yacimientos de petróleo la
porosidad representa el porcentaje del
espacio total que puede ser ocupado por
líquidos o gases.
 Existen dos clases de Porosidad:
Absoluta y Efectiva .
 También se la puede considerar según su
formación en: Primaria y Secundaria.

ESPACIO PORAL
Es utilizado para la migración y
acumulación de HCs esta
expresado como una fracción de
roca y generalmente esta dado
en porcentaje.

POROSIDAD
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POROSIDAD ABSOLUTA (Øa):
Es la porosidad total de la roca,
tomando en cuenta los poros
conectados y no conectados
dentro de la roca.
Una roca puede tener una
porosidad absoluta considerable
y aun no tener conductividad a
fluidos debido a la falta de
intercomunicación de los poros.
POROSIDAD EFECTIVA (Øe):
Es la porosidad de la roca,
tomando en cuenta solo los
poros que se encuentras
interconectados.
La porosidad efectiva es una
función de muchos factores
litológicos.

POROSIDAD
Factores litológicos que intervienen en la Porosidad
• Tamaño de los granos,
• Empaque de los granos,
• Grado de Cementación.
• Meteorización y lixiviación,
• Forma de las partículas.
• Cantidad y clase de arcilla y
• Estado de hidratación de las mismas.

POROSIDAD
Factores litológicos que intervienen en la Porosidad

POROSIDAD
POROSIDAD PRIMARIA:
Resulta de los vacíos que quedan
entre los granos y fragmentos
minerales después que se acumulan
como sedimentos.
POROSIDAD SECUNDARIA:
Resulta por acción de
agentes geológicos tales
como lixiviación,
fracturamiento o fisuracion
que ocurren después de la
litificación de los sedimentos.

POROSIDAD (f)
Porosidad Primaria Porosidad Secundaria

POROSIDAD (f)
Arreglo Teórico de Empaquetamiento de los Granos
(A) Empaque cúbico.
fila superior está
directamente encima
de la fila inferior.
(B) Empaquetamiento
hexagonal. fila superior se ha
desplazado un radio a la
derecha.Empaque romboédrico.
fila superior ha sido
movido a la derecha y
reenvía uno radio como se
muestra en la vista frontal.

POROSIDAD (f)
Valores Típicos de Porosidad
• 20% para una arena limpia y consolidada.
• 6% - 8% para carbonatos
Estos valores son aproximados, y ciertamente no se cumplirán en
todos los casos.

PERMEABILIAD:
Se define como la capacidad de la roca para
permitir el flujo de fluido a través de los
espacios porales, y su unidad de medida es
el Darcy.
La permeabilidad puede ser:
 Permeabilidad Absoluta.
Permeabilidad Efectiva.
Permeabilidad Relativa.

PERMEABILIDAD
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PERMEABILIAD ABSOLUTA (K):
La permeabilidad de una roca es la
conductividad de las rocas a los fluidos o la
facultad que la roca posee para permitir que
los fluidos se muevan a través de la red de
poros interconectados.
PERMEABILIAD EFECTIVA (Ko, Kg Y Kw):
Es la conductividad al medio poroso de un
fluido en un estado determinado de
saturación, es obvio que las presencias de
varias fases de fluidos dentro de un medio
poroso reduce la capacidad de flujo al fluido
de prueba.

PERMEABILIDAD
PERMEABILIAD RELATIVA (Kro, Krg Y Krw):
Es la relación o razón
entre la
permeabilidad
efectiva y la
permeabilidad
especifica o absoluta
y se expresa en forma
fraccional.

Toma de núcleo
MÉTODOS DE DETERMINACIÓN DE LA POROSIDAD
EN LABORATORIO
• Las técnicas de medición en el laboratorio determinan dos de los tres
parámetros básicos de la roca (volumen total, volumen poroso y volumen
de los granos).
• Se utilizan núcleos de roca, los cuales son obtenidos durante la etapa de
perforación del pozo.
• La medición de porosidad es realizada generalmente en tapones de
núcleos, son muestras de diámetro pequeño (entre 25 – 40 mm) extraídas
del núcleo o corona, utilizando herramientas de corte especiales.
Medición de la porosidad mediante un análisis directo de
rutina del núcleo

Determinación del volumen total
Puede ser calculado por medición directa de las dimensiones de la muestra
utilizando un vernier.
• Este procedimiento es útil cuando las muestras presentan formas
regulares debido a su rapidez.
Para muestras de volúmenes irregulares consiste en la determinación del
volumen de fluido desplazado por la muestra.
• Algunos de los métodos utilizados para determinar el volumen del fluido
desplazado son:

Determinación del volumen total
Métodos gravimétricos
o El volumen total se obtiene
observando la pérdida de peso de la
muestra cuando es sumergida en un
líquido,
o 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
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
• 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.
» Método del porosímetro de Stevens
• 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.
» Densidad promedio 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 1.19.
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.
» 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
• 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.

Medición de la porosidad mediante un análisis
indirecto por una imagen CT.
• Con la disponibilidad de sistemas de tomografías computarizadas de rayos X (CT) en los laboratorios de
investigación, ahora es posible medir las distribuciones de porosidad en muestras de núcleo.
• Peters y Afzal (1992) hicieron estas mediciones en un paquete de arena artificial y un Berea de arenisca
de aproximadamente 60 cm de largo y 5 cm de diámetro.
• La imagen de CT da lugar a una serie de datos muy grandes, más de 600.000 valores de porosidad en
algunos los casos.
• Es conveniente presentar los resultados de las mediciones en las imágenes. Debe tenerse en cuenta que
en algunos paquetes de arena pueden no ser tan uniformes como siempre asumimos que sea. La técnica
de empaques utilizados en esta prueba introduce importantes variaciones de porosidad en el paquete.

MÉTODO DE DETERMINACIÓN DE LA
POROSIDAD MEDIANTE REGISTROS DE POZOS
• La porosidad in-situ no se puede medir directamente en el campo como
en el laboratorio.
• Sólo solo se realizan mediciones indirectas a través del registro. Estas
mediciones usan energía sónica o inducen radiación.
• La mayoría de registros de evaluación se ocupan principalmente de la
determinación de la porosidad y la saturación de agua in-situ.
• Ni la saturación in-situ de agua, ni la saturación de hidrocarburos se
pueden medir directamente en el pozo.
• Es posible inferir la saturación de agua si la porosidad se conoce mediante
la medición de la resistividad de la formación.
• Las técnicas de registros convencionales para la medición de la porosidad
son los registros de densidad, neutrones y acústicos. Todos estos proveen
una indicación de la porosidad total.

Registro de densidad
• Mide la densidad de electrones de la
formación mediante el uso de una
plataforma química montada, fuente
de radiación gamma y dos detectores
de rayos gamma blindados.
• Los rayos gamma de energía media
emitidos a la formación chocan con los
electrones en la formación.
• En cada colisión, un rayo gamma
pierde algo, pero no toda, su energía a
los electrones y luego continúa con
energía reducida.
• Este tipo de interacción se conoce
como dispersión Compton.
• Los rayos gamma dispersos de llegar al
detector, a una distancia fija de la
fuente, se cuentan como una
indicación de la densidad de la
formación.

Registro de densidad

REGISTRO ACUSTICO
• El perfil sónico mide el tiempo de transito
(en microsegundos) que tarda una onda
acústica compresional en viajar a través de
un pie de la formación, por un camino
paralelo a la pared del pozo.
• La velocidad del sonido en formaciones
sedimentarias depende principalmente
del material que constituye la matriz de la
roca (arenisca, lutita, etc.) y de la
distribución de la porosidad.

REGISTRO DE NEUTRON
• Este perfil responde a la presencia de átomos de
hidrógeno.
• Debido a que la cantidad de hidrógeno por
unidad de volumen contenido en el agua y en el
petróleo es muy similar, la respuesta de este
registro corresponde básicamente a una medida
de la porosidad.
• Debido a que este tipo de registro responde a la
presencia de átomos de hidrógeno, estos
también pueden provenir de aquellos átomos
combinados químicamente con los minerales que
conforman la matriz de la roca.
• El perfil lleva generalmente una escala en
unidades de porosidad basado en una matriz
calcárea o de areniscas.

REGISTRO DE NEUTRON
• Los valores de porosidad aparente
pueden ser leídos directamente de
cualquier registro neutrón, siempre
sujetos a ciertas suposiciones y
correcciones.
• Algunos efectos, como la litología, el
contenido de arcilla, y la cantidad y tipo
de hidrocarburo, pueden ser
reconocidos y corregidos utilizando
información adicional extraída de
registros sónicos y/o de densidad.

Combinación de los registros de
porosidad
En muchas áreas, es común practicar la topa de más
de un registro de porosidad en el pozo.
• Las combinaciones comunes son: densidad-
neutrón, densidad. Acústico, y acústico-neutrón.
Algunas veces, los tres registros son corridos en el
mismo pozo.
• Estos registros usualmente se graban junto con
una curva de rayos gamma y uno de capilaridad.
La combinación de los registros de porosidad son
usados para:
• Diferenciar petróleo o agua de las zonas de gas.
• Calcular cuantitativamente valores para litología.
• Determinar volumen de esquisto en la roca
madre.

Combinación de los registros de
porosidad

GEOQUÍMICA
TÉCNICAS PARA LA EVALUACIÓN DE LA
POROSIDAD Y PERMEABILIDAD DE LAS ROCAS
INSTRUCTOR
M.E. JAVIER ALBERTO TRUJEQUE DE LA CRUZ
ALUMNA
DULCE MARÍA PEÑA JIMÉNEZ
MÉXICO
MMXV

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