Petrofisica

Petrofísica definición

La petrofísica es el estudio de las propiedades físicas y químicas que describen la incidencia y el comportamiento de las rocas, los sólidos y los fluidos. Para caracterizar un depósito de petróleo o de gas, se realizan mediciones tales como resistividad, neutrones y densidad, a partir de las cuales se pueden cuantificar la permeabilidad, las saturaciones y la porosidad efectivas.

La petrofísica es una especialidad que conjuga conocimientos de ingeniería del petróleo, geofísica y geología, la cual determina cuantitativamente las propiedades de la roca y los fluidos presentes en la misma. Adicionalmente, la petrofísica determina la relación existente entre los fluidos y su movimiento a través del medio poroso de la roca de un yacimiento determinado.

Cuando nace la Industria Petrolera, era muy sencillo localizar yacimientos, porque se explotaban los más superficiales, cuya existencia era conocida. Al pasar del tiempo la industria toma una gran importancia en la economía del país, originando a que se realice una búsqueda intensiva de nuevos yacimientos, convirtiéndose entonces, esta actividad en una verdadera ciencia, con aportes de geología, la física, la química, etc.

Actualmente el hallazgo de yacimientos petrolíferos es una tarea científicamente organizada, que se planifica con mucha antelación. El conocimiento de la estructura del suelo es fundamental para la determinación racional de las posibilidades de existencia de los yacimientos. Puesto que el trabajo detallado sobre formaciones que contienen hidrocarburo muestra que la mayor parte de las rocas tienen una naturaleza compleja con respecto a sus propiedades de producción. Esto es debido al desarrollo de heterogeneidades, variación sedimentológica, estructural y procesos díagénicos. El escaneo de estas heterogeneidades sumamente primordial para la precisión geológica y modelación sedimentaria de las rocas del yacimiento.

En nuestros días existen herramientas las cuales a través de la rama de la Petrofísica se pueden estudiar, analizar y esquematizar su uso adecuado, de estos adelantos tecnológicos; exponiendo claramente el paso agigantado un proceso de innovación, que hace mas fácil y eficaz el trabajo en los pozos, ya que se evidencia un conjunto de muestras a través de imágenes micro resistivas emitidas por dispositivos con buenas resoluciones que han ido evolucionando con el pasar del tiempo en función a la cuantía de resultados que se espera; estos avances tecnológicos son las herramientas conocidas con el nombre de ARI (Azimutal Resitivity Image) provee adquisición simultánea de imágenes acústicas y resistivas de alta resolución, para mejorar la evaluación de reservorios y la eficiencia en el pozo. El Otro avance tecnológico es el que se conoce como el FMI (Fullbore Formation MicroImager) es una herramienta muy efectiva en cuanto a su alta resolución, puesto que genera imágenes a partir de señales eléctricas. Debe señalarse que cada una de los aparatos de dimensiones innovadoras anteriormente mencionados, trabaja con lodos de perforación directamente proporcional a las características específicas que emite el pozo.

Tipos de perfiles (usos, principios)

Para establecer un modelo petrofísico en un yacimiento se requiere transitar por dos etapas. En la primera etapa, conocida como evaluación petrofísica, a partir de mediciones en núcleos y de registros geofísicos, se aplican diversos procedimientos de interpretación y estimación de las propiedades petrofísicas: porosidad (φ ), saturación de agua ( wS ) y permeabilidad ( K ). El resultado de esta etapa es un modelo petrofísico a escala de pozo. Mientras que en la segunda etapa se emplean un número de técnicas, principalmente geo estadísticas, que integran de manera sistemática el modelo geológico, la petrofísica previamente obtenida a escala de pozo y la sísmica con el fin de derivar modelos en dos y tres dimensiones de distribuciones de las propiedades petrofísicas de manera que describan correctamente su variabilidad espacial a escala de yacimiento. En aras de ser específicos en lo sucesivo, nos restringiremos sin pérdida de generalidad, a la descripción de los aspectos metodológicos que involucran a la modelación de la propiedad petrofísica porosidad. Evaluación petrofísica La porosidad se define como la relación entre el volumen de espacio de poro y el volumen de grano de la roca del yacimiento. Es un parámetro a dimensional y puede ser expresado en fracción por ciento. Desde el punto de vista del proceso responsable de la formación de la porosidad se clasifica fundamentalmente en dos tipos:

1- Primaria: es la porosidad original después de la deposición de los sedimentos y su compactación inicial.- Secundaria: debida a los esfuerzos tectónicos (fracturas, stylolytes y joints) y a la circulación del agua subterránea (disolución, recristianización, lixiviación y dolo matización). Es más importante en rocas carbonatadas debido a su fragilidad y relativa solubilidad. Otra clasificación tiene que ver con la conectividad de los poros:- Total: incluye toda la porosidad.- Efectiva: es la interconectada. Según la clasificación de Choquette y Pray (1970), existen siete tipos de porosidades en dependencia de su origen y su escala: inter particular, intraparticular, intercristal, moldica, fenestral, fracturas y vugular. Datos de Núcleo Para evaluar la precisión y la representatividad de los datos en núcleos se debe tener en cuenta los siguientes puntos:

a) Precisión

b) Volumen de soporte

c) Fracturas

d) Condiciones de la medición

Registros geofísicos Sónico: mide los trenes de onda acústica en formaciones rocosas. La velocidad de las ondas complexionales es una función de la rigidez y la densidad del material: mientras sea mayor su rigidez y menor su densidad, mayor será la velocidad. Mientras que la porosidad tiende a disminuir la rigidez de la roca y por lo tanto, es inversamente proporcional a la velocidad. En presencia de gas se sobreestima la porosidad. Puede servir en rocas carbonatadas para la estimación de la porosidad secundaria ya que la onda tiende a seguir el camino más corto interconectado a través de la roca ignorando las fracturas y los vúgulos, por lo que si se cuenta con un registro de densidad-neutrón la diferencia entre ambos puede ser un indicador cualitativo del grado de la porosidad secundaria.

La porosidad es el volumen poroso por unidad de volumen de una formación. La porosidad de una formación puede variar considerablemente. Los carbonatos densos (piedra caliza) y las evaporitas pueden tener una porosidad de cero para todos los fines prácticos. Por otra parte, las areniscas pueden tener del 10% al 15% de porosidad, mientras que las

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