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.
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 | Portamuestra Con Muestras | Portamuestra Con Muestras |
| |||||||||
Muestra | Longitud (pulg) | Zo (psi) | Piv (psi) | Pfv (psi) | Pic (psi) | Pfc (psi) | Pie (psi) | Pfe (psi) | No Muestras | Vol. de Muestra | Peso de la | ||
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 |
Fórmulas
Empleadas:
Porosidad:
Porosimetro de Boyle.
Para ver la fórmula
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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
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superior
Vs1 = se obtiene con ∆V e la
figura nº 1.2 de la curva de calibración de
Boyle.
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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
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.