Espacio poral del reservorio | Porosidad de la roca reservorio

DEFINICIÓN.

El elemento esencial de una roca reservorio es su porosidad para permitir el almacenamiento de petróleo y gas, sin embargo esta condición no es suficiente, los poros además deben estar interconectados para permitir el paso de los hidrocarburos a través de la roca, es decir la roca debe ser permeable.

Es espacio poral o espacio vacío, denominado a veces espacio reservorio, se expresa como una fracción o porcentaje del volumen total de la roca y se denomina “porosidad”. El espacio poral propiamente dicho es aquella porción de la roca reservorio disponible para la migración, acumulación y almacenamiento del petróleo. El grado de facilidad con que los fluidos puedan moverse a través de los poros interconectados de la roca se denomina permeabilidad de la misma. La porosidad y la permeabilidad son propiedades que dependen de la presencia de un espacio poral. Son de especial interés porque determinan la capacidad de la roca reservorio para contener y rendir petróleo.

La estructura porosa de una roca reservorio clásica es una función de diversos rasgos petrográficos que incluyen:

  • Granos.- su tamaño, forma, selección, composición química, composición mineral.
  • Matriz.- cantidades de cada mineral, como se distribuyen, composición mineral y química.
  • Cemento.- naturaleza, composición, cantidad, distribución con respecto a los granos y a la matriz.

La estructura porosas de las rocas reservorio químicas depende de factores como:

  • Contenido fósil.
  • Fracturación y diaclasamiento.
  • Disolución y resedimentación.
  • Contenido de dolomita.
  • Recristalización.
  • Contenido de arcilla.
  • Planos de estratificación.

El área superficial del material rocoso en contacto con el espacio poral aumenta considerablemente a medida que disminuye el tamaño de partícula. Las áreas superficiales amplias de los minerales en las rocas con partículas de tamaño más fino se hacen importantes cuando se trata de comprender fenómenos del depósito tales como mojabilidad, adsorción, capilaridad, solubilidad y energía de superficie libre Hay una amplia gama de rocas recipientes, que varían en el tamaño de sus poros y en la particular interrelación entre ellos. Estas variaciones se denominan primarias o segundarias.

La lutita común no podría ser una roca recipiente porque sus poros son tan diminutos que la atracción capilar de los fluidos por los granos del mienral retendrían a estos fluidos dentro de la roca.

VARIACIONES PRIMARIAS: 

Si dependen de:

  1. El ambiente de deposición de la roca
  2. El grado de uniformidad del tamaño de la partícula y
  3. La naturaleza de los materiales que componen la roca.

VARIACIONES SECUNDARIAS:

Si dependen de acontecimientos que tuvieron lugar luego de la sedimentación de la roca como ser:

  1. Fracturación y trituración.
  2. Disolución.
  3. Resedimentacion y cementación.
  4. Compactación debida a su carga.

POROSIDAD.

Se define la porosidad como la razón entre el espacio poroso y el volumen total de la roca reservorio, y por lo general se la expresa como un porcentaje:

% de porosidad = vol de poros
————–
vol total
x 100

La porosidad varía mucho en la mayor parte de las rocas reservorio, tanto lateral como verticalmente, generalmente entre un 5 y un 30 % y frecuentemente esta entre el 10 y 20 %. Los reservorios carbonaticos tienen, por lo general, una porosidad ligeramente menor, pero la permeabilidad e las rocas carbonaticos pueden ser superior.

  • Porosidad absoluta o total: Es la razón entre el volumen total que ocupan los poros (incluye a todos los poros interconectados o no), y el volumen total de la roca.
  • Porosidad efectiva: Es la razón que ocupan los poros interconectados y el volumen total de la roca. Esta es la porosidad que se utiliza para el estudio de los reservorios.

Se evalúa la porosidad de la una roca reservorio según los sgts parámetros:

  • Descartable 0%-5%
  • Pobre 5%-10%
  • Regular 10%-15%
  • Bueno 15%-20%
  • Muy bueno 20%-25%

MEDICIÓN.

  • Perfíl eléctrico. En una medición en mili voltios, los potenciales altos indican estratos porosos.
  • Perfil radiactivo. Las mayores emisiones de radiación corresponden a los estratos lutíticos, por tanto de menor porosidad.
  • Microperfiles o perfíles sónicos.
  • Examen microscópico de los recortes de perforación.
  • Perfiles del tiempo de perforación. El aumento repentino en el avance de la perforación indica a menudo una formación porosa.
  • Pérdida de testigo. La recuperación de un testigo que sale como recortes indica zonas de gran porosidad. “si no se puede extraer testigo el pozo es bueno”.

PERMEABILIDAD:

Es la propiedad que permite el pasaje de un fluido atreves de los poros interconectados de una roca. Es la medida de la conductividad de fluidos que tiene una roca, y es considerada la propiedad más importante de una roca reservorio. Esta una propiedad del medio solamente.

La unidad de medida de permeabilidad de una roca se denomina darcy, y se dice que, “Un medio poroso tiene una permeabilidad de un darcy cuando un fluido monofásico de un centipoise de viscosidad, que llena por completo los huecos del medio, lo atraviesa a una velocidad de un centímetro por segundo por centímetro cuadrado de sección, bajo una presión de una atmosfera”. Esto es aplicado a una sección homogénea.

Las permeabilidades de las rocas reservorio se encuentran entre los 5 y 1000 milidarcys, y al igual que la porosidad varían tanto lateral como verticalmente. Se hace una evaluación de la permeabilidad de una roca según los siguientes parámetros:

  • Regular 1-10 md
  • Buena 10-100 md
  • Muy buena 100-1000 md

MEDICIÓN:

La permeabilidad de una roca reservorio se determina en laboratorio mediante el análisis de muestras sacadas de testigos atreves de un permeámetro.

Este equipo consiste de un sostén para el testigo, manómetros para medir la caída de presión a través del testigo y un medidor de flujo para determinar la velocidad de flujo de fluido. Las muestras que se examinan son, por lo general, cilindros de 2 cm de diámetro y 3 cm de largo y el fluido para la prueba es aire o gas seco.

MÉTODOS DE CAMPO PARA DETERMINAR LA PERMEABILIDAD.

Aunque son menos exactos, también son útiles.

  1. La velocidad a la que entra el agua en el pozo es una medida de permeabilidad .
  2. Una pérdida de circulación durante la perforación indica el paso a una formación más permeable.
  3. Cuando se registra una súbita disminución del tiempo de perforación hay indicios de que la formación es más blanda y presumiblemente más poroso y permeable.
  4. Si la formación es muy permeable, el régimen de disminución de la presión del fondo del pozo con un ritmo de producción creciente es bajo o viceversa.
  5. Es posible lograr un perfil de permeabilidad con un piloto eléctrico, que sirve para localizar la zona de contacto entre dos líquidos de distinta conductividad eléctrica y la caída de ese nivel.
  6. Es posible determinar cualitativamente la permeabilidad bombeando barro radiactivo en la roca recipiente y pasando un contador Geiger por el pozo. Una radiactividad elevada indica que ha ingresado una gran cantidad de barro radiactivo y se trata de una zona de alta permeabilidad.
  7. También se puede calcular la permeabilidad de recortes de perforación mediante la relación entre permeabilidad de una roca y su curva de presión capilar

FACTORES QUE INFLUYEN EN LAS MEDICIONES DE PERMEABILIDAD:

  1. La muestra se seca y se extraen de ella todo el gas, petróleo y agua que puede contener, teniendo cuidado también de limpiar toda el agua connata de las paredes de los poros.
  2. Se debe conocer el contenido de arcilla de la muestra antes de realizar la prueba ya que al eliminarse el agua los minerales de arcilla pueden perder el agua que contenían o bien dividirse en partículas pequeñas y cualquiera de estos cambios modifica la medición de la permeabilidad de la roca.
  3. Una desaturacion incompleta del testigo puede producir el entrampamiento de aire o acción de Jamn. De ese modo aumenta considerablemente la resistencia al flujo.
  4. La permeabilidad de una roca al gas es mucho mayor que su permeabilidad al líquido, es probable que esto se deba en gran medida al hecho de que el gas se desliza a lo largo de las paredes de la roca, cosa que no sucede con los líquidos.

PERMEABILIDAD EFECTIVA Y RELATIVA:

La capacidad de la roca para conducir un fluido en presencia de otros fluidos se denomina permeabilidad efectiva a ese fluido. Los factores que influyen en esta relación son la hinchazón de la arcilla, las películas absorbidas, las superficies hidrofóbicas, la presencia de otros fluidos inmiscibles y la presión del gas.

El cociente entre la permeabilidad efectiva y la permeabilidad absoluta se denomina permeabilidad relativa que varía desde 0 cuando la saturación es muy baja y 1 cuando la saturación es del 100 %. Esta depende de la cantidad (saturación) y naturaleza de los otros fluidos que están presentes.

La permeabilidad relativa de una roca a cualquier fluido aumenta a medida que aumenta su grado de saturación con ese fluido.

ORIGEN Y CLASIFICACIÓN DEL ESPACIO PORAL:

Se reconocen dos tipos básicos de espacios porales en las rocas sedimentarias: la porosidad primaria y la porosidad secundaria.

POROSIDAD PRIMARIA O INTERGRANULAR:

Es una característica inherente de la roca, fijada cuando se depositó el sedimento. Está determinada por la distribución y la forma de los poros, su grado de interconexión y su distribución en la roca sedimentaria además también de la naturaleza del empaquetamiento.

En las rocas de grano uniforme, cuanto más pequeños son los granos, mayor es la porosidad.

La porosidad depende de muchas variables: del tamaño y la formna de las partículas, de su selección, de su empaquetamiento y de la naturaleza y la cantidad de material de cementación. La porosidad disinuye rápidamente con el agrafado de partículas finas, matriz, que llenan los intersticios.

Los factores determinantes de una porosidad extremadamente baja son, a menudo, la arena sucia, el tamaño muy irregular de los granos y la existencia de una proporción muy alta de material matriz.

La porosidad prima en una roca Carbonatica se manifiesta como poros dentro de y entre caparazones fosiles, poros entre cristales carbonaticos y en los planos de foliciacion dentro de cristales, en poros asociados con oolitas y caliza oolítica, poros a lo largo de los planos de estratifiacionj, fracturas.

CONDICIONES QUE INFLUYEN EN LA PERMEABILIDAD PRIMARIA:

  • Temperatura.- un aumento en la temperatura hace que disminuya la viscosidad de un liquido y la permeabilidad varia en función inversa a la viscosidad.
  • Gradiente hidráulico.- El régimen de flujo es directamente proporcional al gradiente hidráulico.
  • Forma del grano y empaquetamiento.- cuando el tamaño de los granos varia, la permeabilidad aumenta a medida que la forma de los granos se aparta de las esferas, esto se debe a que los granos angulares están empaquetados menos densamente y desarrollan además interconexiones.

Las fracturas, las trituraciones, los planos de diaclasa y los planos de estratificación aumentan mucho la permeabilidfad debido a las amplias superficies de los cortes transversales de las grietas tabulares que producen.

POROSIDAD SECUNDARIA O INTERMEDIA:

También llamada porosidad inducida, es aquella formada después de la porosidad primaria. Se produce generalmente en rocas carbonaticas o calizas. La porosidad puede deberse y ser modificada por los siguientes aspectos:

  • Disolución.- las aguas de la superficie que contiene ácido carbónico y ácidos orgánicos (zona de meteorización) se infiltran en la roca y la penetran, disolviendo así las bases mas solubles tales como carbonatos de calcio y magnesio y sales de sodio y potasio, de esta forma abren mas canales y grietas y aumentan la porosidad. Sin embargo parte de la materia disuelta se precipita en otras zonas de la roca, formando así un cemento que reduce la porosidad.
  • Fracturas y diaclasas.- Las rocas reservorio quebradizas incluyen a las calizas, las dolomías, las fanitas, las lutitas, las rocas sedimentarias silíceas, las rocas ígneas y las metamórficas. La presencia de fracturas proporcionan canales por donde circulan los fluidos. Se consideran que las causas de las fracturas son: el diastrofismo, tales como pliegues y fallas, la perdida de sobrecarga en las capas superiores y a la reducción en el volumen de las lutitas.
  • Fenómenos de recristalización y dolomitizacion.- Las dolomitas son por lo general productoras mas prolíficas de petróleo, debido especialmente a su alto grado de porosidad. Supuestamente esto se debe a que el reemplazo molecular de la caliza por la dolomita produciría una disminución del volumen de entre el 12 y 13 % y que el empaquetamiento es mas flojo que en la caliza.
  • Cementación y compactación.- Estos fenómenos tienden a reducir el porcentaje de porosidad y de permeabilidad y pueden producirse en cualquier momento tanto durante la sedimentación como luego de que haya concluido. En general la porosidad de las rocas sedimentarias tiende a disminuir a medida que aumenta la profundidad, la temperatura y la edad. en la cementación el material cementante queda sujeto a una posterior recristalización.

RELACIÓN ENTRE LA POROSIDAD Y LA PERMEABILIDAD:

La relación cuantitativa entre la porosidad y la permeabilidad es sumamente difícil de determinar y varia mucho. En general al aumentar la porosidad aumenta también la permeabilidad, pero esto no es definitivo.

POROSIDAD Y PERMEABILIDAD ARTIFICIALES O HECHAS POR EL HOMBRE:

  • MÉTODO PRIMITIVO: Consistía en en disparar en el pozo, es decir, hacer explotar una carga de nitroglicerina en el pozo frente al reservorio, esto aumentaba el radio efectivo del pozo y por ende la producción.
  • ACIDIFICACIÓN.- consiste en introducir ácidos en la roca reservorio por medio de la presión.
  • FRACTURACIÓN HIDRÁULICA.- Consiste en hace entrar un liquido que contiene granos de arena en los poros de una roca reservorio con ayuda de una inyección de presión elevadísima. El liquido luego sale dejando detrás los granos de arena para mantener las fracturas abiertas.

 

La porosidad efectiva y la permeabilidad son características esenciales en la configuración de las roca reservorio.

La porosidad permite el almacenamiento del petróleo y el gas y la permeabilidad permite que estos fluidos circulen a través de la roca.