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Porosidad efectiva de una muestra




Enviado por sweetkill79



    1. Marco
      Teórico
    2. Tablas
    3. Análisis de
      resultados

    MARCO
    TEÓRICO

    1.- Porosidad:

    Se refiere a la medida del
    espacio intersticial entre grano y grano, la cual representa la
    relación entre el volumen poroso y
    el volumen total de
    la roca.

    La porosidad es el volumen de huecos de
    la roca, y define la posibilidad de ésta de almacenar
    más o menos cantidad de fluido. Se expresa por el
    porcentaje de volumen de poros respecto al volumen total de la
    roca (porosidad total o bruta). Además de esta porosidad
    total, se define como porosidad útil la correspondiente a
    huecos interconectados, es decir, el volumen de huecos
    susceptibles de ser ocupados por fluidos. Este concepto de
    porosidad útil está directamente relacionado con el
    de permeabilidad.

    La porosidad útil es, en general, inferior en un
    20-50% a la total, dependiendo, sobre todo, del tamaño de
    grano de la roca: cuanto menor sea este tamaño de grano,
    más baja será la porosidad útil respecto a
    la total. También influye la forma de los
    granos.

    Para ver el gráfico seleccione la
    opción "Descargar" del menú superior

    2.- Tipos de Porosidad:

    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.

    2.- 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 depositaciòn 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 ooliticas (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 depositaciòn 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 Dolomitizacion:

    Proceso
    mediante el cual las calizas se convierten en dolomitas, que son
    mas porosas.

    Los empaques de granos que presentan las rocas con
    porosidad secundaria son en general del tipo rombohedral, aunque
    es frecuente encontrar sistemas porosos
    de morfología
    compleja.

    Porosidad Total:

    Corresponde a los llamados "yacimientos de doble
    porosidad"

    Øt = øp +
    øs

    3.- Porosimetro de Boyle:

    En 1.662, el físico inglés
    Robert Boyle (1.627 – 1.691), como conclusión de sus
    investigaciones, estableció la
    relación:

    Este modelo se
    basó en la comprensibilidad de los gases.

    En dicho modelo se
    tiene:

    P = Presión
    sobre el gas
    V = Volumen del gas
    cte = Valor
    constante
    P. V = cte

    P1. V1 = P2. V2

    4.- Porosimetro de Coberly Stevens:

    Este porosimetro funciona con la imbicion de
    gas
    preferiblemente helio, dentro una sección de referencia
    cuya medición de presión es
    efectuada con instrumentos de alta precisión electrónica.

    Una vez leída la presión de entrada se
    realiza una expansión del gas dentro del
    portamuestra se lee el resultado a baja presión,
    obteniéndose el volumen de los granos por una simple
    expresión (P1.V1 = P2.V2) El volumen total de la muestra es
    referido si el volumen de la muestra ciega
    equivalente.

    TABLAS

    Tabla # 1

    Tabla de Datos Del
    Porosimetro de Boyle.

    Muestra

    P1

    P2

    V1 (cc)

    V2 (cc)

    ∆V (cc)

    Vs (cc)

    L (cm)

    D (cm)

    Vt (cm)

    1

    5

    25

    8.9

    5.7

    3.2

    11.7

    2.61

    2.57

    13.5

    2

    5

    25

    8.8

    5.0

    3.8

    9.1

    2.45

    2.57

    12.7

    3

    5

    25

    8.9

    5.1

    3.8

    9.1

    2.47

    2.57

    12.8

    4

    5

    25

    8.9

    4.6

    4.3

    6.98

    2.14

    2.47

    10.3

    5

    5

    25

    8.85

    5.4

    3.45

    10.5

    3.0

    2.42

    13.7

    6

    5

    25

    9.4

    7.0

    2.4

    14.9

    3.15

    2.50

    15.5

    7

    5

    25

    9.1

    6.5

    2.6

    14

    2.91

    2.52

    14.5

    Tabla # 2

    Tabla de Datos Del
    Porosimetro de Coberly Stevens.

     

    Portamuestra
    Vació

    Portamuestra Con Muestras
    Ciegas

    Portamuestra Con Muestras
    Estudio

     

    Muestra

    Longitud (pulg)

    Zo (psi)

    Piv (psi)

    Pfv (psi)

    Pic (psi)

    Pfc (psi)

    Pie (psi)

    Pfe (psi)

    No Muestras
    ciegas

    Vol. de Muestra
    Ciega

    Peso de la
    Muestra

    1

    2.71

    -0.30

    100.59

    50.79

    100.47

    65.82

    100.61

    61.85

    1

    12.811

    26.35

    Tabla # 3

    Tabla de
    Resultados.

    Muestra

    ρ (gr/cc)

    Ф Boyle (%)

    Ф Coberly Stevens
    (%)

    1

     

    13.3

     

    2

     

    28.3

     

    3

     

    28.9

     

    4

     

    32.23

     

    5

     

    23.4

     

    6

     

    3.8

     

    7

     

    3.4

     

    8

    2.63

     

    12.6

    CÁLCULOS

    Fórmulas
    Empleadas:

    Porosidad:

    Porosimetro de Boyle.

    Para ver la fórmula
    seleccione la opción "Descargar" del menú
    superior

    Donde:

    Vp = Volumen Poroso (cc)

    Vt = Volumen Total (cc)

    Vs = Volumen Sólido o de los Granos
    (cc)

    Ø = Porosidad (%)

    Volumen Total:

     Para ver
    la fórmula seleccione la opción "Descargar" del
    menú superior

    Porosimetro de Coberly Stevens:

    ( B / Vg )

    Para ver la fórmula
    seleccione la opción "Descargar" del menú
    superior

    Donde:

    Pie = Presión Inicial.

    Pfe = Presión Final.

    Para ver la fórmula
    seleccione la opción "Descargar" del menú
    superior

    Donde:

    B= Volumen de Muestra Ciega.

    Piv = Presión Inicial con Portamuestra del
    vació.

    Pfv = Presión Final con Portamuestra del
    vació.

    Pic = Presión Inicial con Portamuestra
    Ciega.

    Pfc = Presión Final con Portamuestra
    Ciega

    Cálculos
    Obtenidos:

    A partir de Datos Obtenidos del Porosimetro de
    Boyle:

    Muestra # 1

    Para ver la fórmula
    seleccione la opción "Descargar" del menú
    superior

    Vs1 = se obtiene con ∆V e la
    figura nº 1.2 de la curva de calibración de
    Boyle.

    Para ver la fórmula
    seleccione la opción "Descargar" del menú
    superior

    Muestra # 2

     Para ver la fórmula seleccione la opción
    "Descargar" del menú superior

    Muestra # 5

    Para ver la fórmula
    seleccione la opción "Descargar" del menú
    superior

    Muestra # 6

    Para ver la fórmula
    seleccione la opción "Descargar" del menú
    superior

    Muestra # 7

    Para ver la fórmula
    seleccione la opción "Descargar" del menú
    superior

    A partir de Datos Obtenidos del Porosimetro de
    Coberly Stevens:

    Muestra # 8

     Para ver la
    fórmula seleccione la opción "Descargar" del
    menú superior

    ANÁLISIS DE
    RESULTADOS

    Muestra #
    1

    En este núcleo se ha
    determinado por medio de un método
    directo de laboratorio
    una porosidad efectiva por medio de el porosimetro de Boyle de
    13.3 %, perteneciendo este a un yacimiento "regular". Dado que la
    porosidad esta íntimamente relacionado con las reservas de
    hidrocarburos
    este tiene una capacidad de almacenamiento
    regular por lo cual puede ser explotable.

    Muestra # 2, 3, 4 y 5

    A todos estos núcleos analizados se
    les determino una porosidad efectiva por medio del porosimetro de
    Boyle cuyos resultados arrojados son mayores del 20 % Lo que nos
    determina que estas muestras pertenecen a tipo de yacimiento
    según su porosidad bueno. Dado que mayor porosidad hay
    mayor capacidad de reserva, la muestra # 4 es la posee mayor
    prospección con una porosidad 32.23 %.

    Muestra # 6 y 7

    Estos dos núcleos presentaron una
    porosidad efectiva menor del 5% perteneciendo estos a un tipo de
    yacimiento según su porosidad despreciable los cuales no
    resultan prospectivos para ser explotados. Estas muestras
    presenta un Tamayo de grano muy pequeño con respecto a las
    otras muestras analizadas y por lo tanto su porcentaje de
    porosidad es menor.

    Muestra # 8

    A esta muestra le hallamos una porosidad efectiva
    por medio del porosimetro de Coberly Stevens cuyo resultados
    arrojo un porcentaje de porosidad 12.6% lo que nos indica que
    este tipo de yacimiento según su porosidad es regular.
    También analizamos su densidad y este
    núcleo nos presento una roca tipo arena lo que representa
    una posible capacidad de hidrocarburos
    ya que estas son las mayor de almacenamiento de
    crudo.

    Análisis General:

    De los resultados obtenidos en las tablas nos
    percatamos de que a mayor volumen de grano (Vs), el porcentaje de
    porosidad es menor

     

    Luis Roberto Nava
    Hernandez

    Republica Bolivariana de Venezuela.

    Universidad Del Zulia.

    Facultad de Ingeniería.

    Laboratorio de Ingeniería en
    Yacimientos.

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