Porosidad Y Permeabilidad

1. CONCEPTOS BÁSICOS

1.1 Porosidad

El 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.

La 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 determina los volúmenes de petróleo o gas qué pueden estar presentes, y todas las operaciones de recuperación se basan en la determinación de su valor

 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 absoluta, incluye todos los intersticios o huecos interconectados o no).

Sin embargo la medida de porosidad que se usa comúnmente en los estudios sobre reservorios es la razón entre los espacios que ocupan los poros interconectados y el volumen total de la roca, razón a la que se denomina porosidad efectiva.

Se la puede calcular con la siguiente expresión:

Donde la diferencia entre el volumen total de la roca y el volumen de los granos representa el volumen poroso, por lo tanto se puede expresar de la siguiente forma:

A menudo se la expresa en los cálculos del reservorio como acre-pie de espacio poroso o como el volumen en barriles por acre-pie de la roca reservorio.

Como hay 0.1516 m3 en cada barril estadounidense de 42 galones (158.9 litros), un acre-pie tiene un volumen de 7758 Bbls. Una roca con un 10 % de porosidad contiene, pues 775.8 Bbls en capacidad porosa por acre-pie.

La porosidad de por sí no provee entendimiento total para la productividad de la roca o injectividad, porque el valor de porosidad no contiene información relativa hacia la variación en el tamaño del poro dentro de la roca.

Una metodología inicial para la comprensión de la porosidad puede ser explicada modelando una red porosa de esferas en arreglos cúbicos de tamaño uniforme (Figura 1.1A). En esta geometría, la porosidad es exactamente 47.6 % (la distribución menos compacta) y la porosidad es independiente del diámetro de las esferas.

Las Figuras 1.1A, B y C muestran arreglos de esferas cúbicas, hexagonales y romboédricas. El arreglo romboédrico provee el valor mínimo de porosidad, 25.96% (la distribución más compacta), cuándo esferas de tamaño uniforme son consideradas.

En cualquiera de los arreglos cúbicos, hexagonales y romboédricos, la porosidad puede ser disminuida colocando partículas pequeñas en los espacios del poro formados por esferas. Esto sirve para ilustrar la observación geológica de un pozo conociendo que la porosidad de rocas disminuye como el tamaño de la partícula de los minerales de la roca se convierte en menos uniforme.

Tomando como ejemplo, la geología del yacimiento de petróleo, cuyas porosidades han sido observadas en rangos de 0.50 (Areniscas de Kansas) hacia el punto bajo 0.015 (Calizas fracturadas, el cinturón de Colinas de Canadá). Arenisca de Kansas y la caliza de Colinas de Canadá en ambas se ha encontrado una alta productividad, lo cual ilustra otra observación geológica; no se considera que la porosidad sea un criterio exclusivo para la injectividad o productividad de fluidos.

Pero porque el flujo de fluido ocurre a través de una red de poros interconectados; la cantidad, tipo y la distribución de tamaño del poro que se comunican es importante.

Por supuesto, las arenas no son uniformes y estos valores de porosidad representarían el límite superior de porosidades posibles en rocas reales del reservorio.

Las areniscas también tienen material consolidado entre los granos que adicionalmente reduce el volumen disponible para el almacenamiento de hidrocarburos.

FIGURA. 1.1A EMPAQUETAMIENTO CUBICO

FIGURA. 1.1B EMPAQUETAMIENTO HEXAGONAL

FIGURA. 1.1C EMPAQUETAMIENTO ROMBOEDRICO

Considerando el arreglo cúbico de las esferas, la porosidad puede ser calculada de la siguiente forma:

La celda es un cubo con lados iguales, con un ángulo de 90º, d el diámetro de N esferas que pueda contener.

Entonces:

Donde:

Vb = Volumen neto (bulk)

Vesfera = volumen de cada esfera

Considerando el arreglo hexagonal de las esferas, la porosidad puede ser calculada de la siguiente forma:

La celda es un hexágono con las caras, cuyos lados paralelos iguales de dos en dos, con ángulos opuestos iguales, tomando en cuenta el ángulo de 60º y d el diámetro de N esferas que pueda contener.

Entonces:

Donde:

Vb = Volumen neto (bulk)

Vesfera = volumen de cada esfera

Considerando el arreglo romboedral de las esferas, la porosidad puede ser calculada de la siguiente forma:

La celda es un rombo con las caras, cuyos lados paralelos son desiguales de dos en dos, con ángulos opuestos iguales, tomando en cuenta el ángulo de 45º y d el diámetro de N esferas que pueda contener.

Entonces:

Donde:

Vb = Volumen neto (bulk)

Vesfera = volumen de cada esfera

Tickell ha presentado datos experimentales indicando que, para los empaquetamientos de arena Ottawa, la porosidad estaba en función de la simetría de la distribución de tamaño del grano.

La simetría es una medida estadística de la uniformidad de la distribución de un grupo de medidas.

Otros investigadores han medido los efectos de distribución, tamaño del grano, y forma del grano. En general la mayor simetría tiende a incrementar la porosidad, mientras un incremento en el rango de tamaño de la partícula tiende a disminuir porosidad.

FIGURA 1.1 D VARIACIÓN DE LA POROSIDAD CON

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