2. definiciones basicas

Definiciones de Porosidad, Saturación, Arcillocidad y

Permeabilidad

Contenidos •  Definiciones de porosidad y saturación.

•  Clasificación de la porosidad.

•  Efectos de la distribución de los granos en la porosidad.

•  Relaciones entre porosidad y permeabilidad.

•  Medición de porosidad utilizando diferentes herramientas.

Definición de porosidad •  La porosidad se define como la relación entre el

espacio “vacío” y el volumen total de la roca en la formación.

•  La porosidad indica cuanto fluido (agua, hidrocarburos) puede contener la roca.

Porosidad

Matriz

La porosidad normalmente se expresa como una relación de volumenes: Otra unidad usual para expresar la porosidad son los p.u. (porosity units):

v/v .Total VolumenFluidos Volumen 30===

T

F

VV

φ

p.u. 30 v/v . == 30φ

Arcillocidad •  Porcentaje del volumen total de Roca ocupado por

Arcilla:

Porosidad

Matriz

%v/v .Total VolumenArcilla Volumen 2020 ====

T

A

VVVcl

Arcilla

Saturación de Agua - Sw •  Porcentaje de la porosidad ocupada por agua:

Agua Hidrocarburo

Matriz

%Fluidos VolumenAgua Volumen 45===

φFVSw

X

Z Y

Si el cubo que esquemáticamente representa la formación tiene un volumen unitario, entonces:

%YZ

v/v .XV

v/v .XY

45

20

30

===

===

===

F

W

T

A

T

F

VVSw

VVVcl

VV

φArcilla V

Tipos de porosidad •  La porosidad se puede clasificar respecto a:

Génesis Primaria

Secundaria

Capacidad de fluir

Effectiva

Inefectiva

Porosidad Primaria y Secundaria

•  Primaria: se refiere a la porosidad que se generó al depositarse la roca. Por ejemplo la porosidad intergranular en siliclásticos.

•  Secundaria: se refiere a la porosidad generada o alterada posteriormente a la depositación, por la acción de las aguas de formación, cambios en la composición química de las rocas o la acción de fuerzas tectónicas. Ejemplos son porosidad por disolución, dolomitización, fracturamiento.

Porosidad efectiva e inefectiva •  Porosidad Efectiva: es la porosidad en la cual los

poros están interconectados y el fluido contenidos en los mismos se puede producir. Un ejemplo de porosidad efectiva es una esponja.

•  Porosidad Inefectiva: los poros que la componen no están conectados entre si o la conectividad es tan pobre que no permite que fluyan los fluidos contenidos en la misma. Un ejemplo de porosidad inefectiva es el queso Gruyere, que tiene muchos huecos, pero aislados entre si.

Porosidad Total •  Todas las formaciones tienen en mayor o menor grado

los 4 tipos de porosidad. Estos cuatro tipos de porosidad no son excluyentes: puede haber porosidad primaria efectiva e inefectiva, lo mismo para la porosidad secundaria. Visto de otra forma, la porosidad efectiva puede estar compuesta por porosidad primaria y secundaria, al igual que la inefectiva. La porosidad total se define como:

inefectivaefectivaTotal

undariaprimariaTotal

Φ+Φ=Φ

Φ+Φ=Φ sec

Definiciones y Modelo de Interpretación

Nota: muchas veces en la jerga petrofísica se incluye al agua irreducible (inmóvil, ligada por fuerzas capilares) dentro del la porosidad efectiva. Una alternativa sería denominar a esta porosidad (PIGN = PHIE) como Porosidad Conectada (aunque no toda pueda fluir). Modelos petrofísicos mas avanzados pueden incluir otros tipos de porosidad, como la Porosidad Aislada (por ejemplo vúgulos no conectados en carbonatos, vesículas en rocas volcánicas, etc.)

Porosidad Efectiva Porosidad Inefectiva

Porosidad Total

Definiciones porosidad

Agua Arcilla

Agua Irreducible

Agua Libre

Hidrocarburo

Modelo de Roca

Sólidos

Porosidad Aislada

φ

ELAN Petrofísica

PHIT

PIGN = PHIE

PIGE = Poro producible VISO VXIW VXBW

Empaque de los granos y porosidad

Clasificación (sorting) de los granos

Permeabilidad •  Permeabilidad es la propiedad de la roca que

mide la transmisividad de los fluidos a traves de la misma.

Ley de Darcy

m = k/µ movilidad

Ecuación completa de Darcy

Tipos de permeabilidades •  Permeabilidad intrínseca [mD]: es una medida de la

habilidad que tiene la roca para dejar pasar fluidos a traves de la misma, independientemente del fluido que se trate.

•  Permeabilidad efectiva [mD]: cuando coexisten dos o mas fluidos en la roca, lo mismos se interfieren entre si al intentar fluir a traves de la misma. En consecuencia la permeabilidad efectiva de cada fluido disminuye respecto de la permeabilidad intrínseca de la roca. La permeabilidad efectiva se refiere siempre a un determinado fluido (agua, aceite o gas). La permeabilidad efectiva tiende a la intrínseca cuando la roca esta saturada con un solo fluido.

•  Permeabilidad relativa [adimensional]: se define como la relación entre la permeabilidad efectiva y la intrínseca. Es un número que varía entre 0 y 1.

Sw

kw k o

Curvas de permeabilidad relativa

Swirr Sor

Imbibition Drainage

kw

kw ko ko

Curvas de permeabilidad relativa ELAN Relative Permeability Equations

0.0

0.1

0.2

0.3

0.4

0.5

0.6

0.7

0.8

0.9

1.0

0.0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1.0

Sw (Water Saturation)

Rel

ativ

e P

erm

eabi

lity

rkwrkorkg

Factores que afectan la permeabilidad

•  Empaque: el empaque afecta tanto la porosidad como la permeabilidad. Cuanto mas empacada la arena, menor su permeabilidad.

•  Tamaño de grano: esta propiedad afecta solo a la permeabilidad. Dos arenas bien ordenadas, una de grano fino y la otra de grano grueso, si están empacadas de la misma forma en teoría tendrán la misma porosidad, pero la primera tendrá una permeabilidad mayor. Esto muestra una limitación si se quiere utilizar la porosidad por si sola para estimar la permeabilidad, sin entrar la información de tamaño de grano (a traves de herramientas de NMR por ejemplo).

•  Clasificación: afecta tanto la porosidad como la permeabilidad. Arenas ordenadas tendrán mayor porosidad y permeabilidad.

Respuesta de las diferentes herramientas de porosidad

•  Densidad: La herramienta mide la densidad total de la formación y los fluidos contenidos en sus poros (RHOB, bulk density). Asumiendo una densidad de matriz, la porosidad se puede computar como:

Donde: RHOM = densidad de la matriz RHOB = bulk density de la formación RHOF = densidad del fluido

DPHI es sensible a la porosidad total de la formación.

RHOFRHOMRHOBRHOMDPHID −

−==φ


•  Neutron: Las herramientas que miden porosidad neutron son sensibles al índice de hidrógeno (HI) de la formación. En una formación limpia, de litología conocida y llena con agua, esta herramientas miden la porosidad total.

Muchos factores afectan la respuesta de esta herramienta: –  En presencia de gas, como éste tiene HI ≅ 0.3 – 0.4, la

herramienta tiende a leer de menos. –  En presencia de arcillas la herramienta lee por encima. –  Si en la formación hay absorbedores de neutrones (Cl-) la

herramienta leerá también de mas. –  Si no se conoce la litología la medición de porosidad es

incierta.


•  Sónico: la porosidad se puede derivar a traves de sencillas ecuaciones lineales (por ejemplo la de Wyllie):

Como el sonido siempre busca el camino mas rápido entre dos puntos, los poros aislados serán “bypaseados” a traves de la matriz, y por lo tanto la porosidad sónica será sensible solo a la porosidad conectada, incluyendo el agua de arcillas. SPHI es muy sensible al valor que elijamos para Dtmatrix , y por lo tanto a la litología (y sobre todo al volumen de arcilla).

MatrixFluid

MatrixLOGS DTDT

DTDTSPHI−

−==φ


•  Resonancia Magnética Nuclear (NMR) : Esta familia de herramientas es sensible al índice de hidrógeno de los fluidos contenidos en los poros de la formación. Asumiendo que no haya gas en la región de medición de la herramienta, esta me dará una medida de la Porosidad Total de la formación en forma independiente de la litología. Además, es posible obtener una distribución de la porosidad en función de los tamaños porales. Aplicando un cutoff (dependiente de la litología) es posible separar fluidos irreducibles y producibles, y hacer una estimación de la permeabilidad. Aplicando otras técnicas, con ciertas limitaciones se pueden identificar y caracterizar fluidos en la formación.


Cada herramienta de porosidad responde en forma distinta a la formación. Combinando la respuesta de todas ellas es posible caracterizar sistemas complejos de porosidad.

Agua Arcilla

Agua Irreducible

Agua Libre

Hidrocarburo

Modelo de Roca

Sólidos

Poro Aislada

φ

Densidad DPHI

Neutrón NPHI

Sónico SPHI

CMR

BFV

CMRP_3MS

CMFF

TCMR


Cada herramienta de porosidad responde en forma distinta a la formación. Combinando la respuesta de todas ellas es posible caracterizar sistemas complejos de porosidad.

Agua Arcilla

Agua Irreducible

Agua Libre

Hidrocarburo

Modelo de Roca

Sólidos

Poro Aislada

φ

Densidad DPHI

Neutrón NPHI

Sónico SPHI

CMR

BFV

CMRP_3MS

CMFF

TCMR

EPT EPHI +

2. definiciones basicas

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