Porosidad y Permeabilidad de las Rocas

 La porosidad es una medida del espacio vacío dentro de una roca, expresada como una fracción (o porcentaje) del volumen total de esa roca. Para ser comercialmente productivo, un reservorio debe tener suficiente espacio poroso para contener un volumen apreciable de hidrocarburos.

La porosidad define la capacidad de almacenamiento de una formación sedimentaria para petróleo, gas y agua. La expresión general para la porosidad es:


Donde:  
f = Porosidad
Vb = Volumen a granel de la roca
Vs = Volumen neto ocupado por sólido (volumen de grano)
Vp = volumen de poros
 
En las rocas del yacimiento, la porosidad se clasifica como Porosidad absoluta (porosidad total de una roca) y Porosidad efectiva (la porosidad de los espacios vacíos que están interconectados). La porosidad efectiva es de interés para la industria petrolera y los ingenieros de yacimientos, ya que es la cantidad de porosidad capaz de transmitir fluido.

 En formaciones no consolidadas y moderadamente cementadas, la porosidad efectiva se aproxima a la porosidad absoluta. Sin embargo, en las areniscas y carbonatos altamente cementados, la porosidad absoluta es mucho más grande que la porosidad efectiva.


NB: cuando se usa en cálculos, la porosidad se expresa como un número entre cero y uno. Por ejemplo, 20% = 0.2, 8% = 0.08
 
Geológicamente, la porosidad se ha clasificado en dos tipos, según el tiempo de formación.

• Porosidad primaria

La porosidad se formó en el momento en que se depositó el sedimento. Los vacíos que contribuyen a este tipo son los espacios entre los granos individuales del sedimento. La porosidad primaria es una función de los efectos de empaque, clasificación, redondeo, compactación y cementación. Es la porosidad intergranular de las areniscas y la porosidad oolítica o intercristalina de los carbonatos.
 

• Porosidad secundaria

La porosidad se formó después de que se depositó el sedimento. La magnitud, la forma, el tamaño y la interconexión de los vacíos no tienen relación con la forma de las partículas sedimentarias originales. La porosidad secundaria se ha dividido en tres clases basadas en el mecanismo de formación.

1. Porosidad de la solución : vacíos formados por la solución de las porciones más solubles de la roca mediante la filtración de aguas superficiales y subsuperficiales. Las inconformidades en las rocas sedimentarias son objetivos excelentes para zonas de porosidad de solución.
2. Fracturas, fisuras y articulaciones: vacíos formados por la falla estructural de la roca bajo cargas causadas por varias formas de diastrofismo, como plegamiento y fallas. Este tipo de porosidad es extremadamente difícil de evaluar debido a su irregularidad.
3. Dolomitización : se forman vacíos cuando la piedra caliza se transforma en dolomita. La porosidad formada por la dolomitización se debe a los efectos de la solución mejorados por un cambio químico previo en la piedra caliza.

 
Es erróneo suponer que hay un límite de porosidad mínimo único que define todas las rocas del yacimiento. Un valor típico para una arena limpia, consolidada y razonablemente uniforme es el 20%. Un promedio aproximado de rocas carbonatadas es del 6 al 8%. Sin embargo, recuerde que estos valores son aproximados y no se ajustarán a todas las situaciones.




 La permeabilidad es una medida de la capacidad de las rocas para transmitir fluidos. Además de ser porosa, una roca de yacimiento debe permitir que los fluidos fluyan a través de su red de poros a velocidades prácticas bajo razonables diferencias de presión.
 
Los controles de permeabilidad incluyen:
• El tamaño de los poros disponibles.
• Los pasajes de conexión entre los poros.
 

1. Permeabilidad absoluta : la capacidad de transmitir un fluido cuando está saturado al 100% con un fluido.
2. Permeabilidad efectiva : la capacidad de transmitir un fluido en presencia de otro fluido cuando los dos son inmiscibles.
3. Permeabilidad relativa : relación entre efectivo y absoluto.

 
La permeabilidad, como unidad de darcy, se define como:

Donde: 
q = 1 cc / s (tasa volumétrica de flujo de fluido)
A = 1 cm 2 (área de la sección transversal)
m = 1 centipoise (viscosidad del fluido que fluye)
D p / L = 1 atmósfera / cm (gradiente de presión)
 

La permeabilidad de un darcy suele ser mucho mayor que la que se encuentra comúnmente; En consecuencia, una unidad más común es el milidarcy , donde:
1 darcy = 1000 millidarcy
 
Una regla práctica para la clasificación de la permeabilidad es:

• pobre a normal = 1.0 a 15 md
• moderado = 15 a 50 md
• bien = 50 a 250 md
• muy bueno = 250 a 1000 md
• excelente = 1 darcy

Además de la permeabilidad de la matriz típica, algunas rocas del yacimiento pueden tener canales de solución, bultos o sistemas de fractura que aumentarán la permeabilidad.
 
La permeabilidad de los canales de solución está directamente relacionada con el tamaño de los canales;

donde: d = diámetro del canal, (en.)
 
La permeabilidad de las fracturas es una función directa del ancho de la fractura:

donde: w = ancho de fracción, (en.)
 
La permeabilidad del yacimiento es una propiedad direccional. La permeabilidad horizontal (k H ) se mide paralelamente a los planos de la cama. La permeabilidad vertical (k V ) en los planos de las camas es generalmente más baja que la horizontal. La relación k H / k V normalmente varía de 1.5 a 3.
 
Cuando solo un fluido fluye a través de la roca, se usa el término permeabilidad absoluta. Sin embargo, dado que los reservorios de petróleo contienen gas y / o aceite y agua, se debe considerar la permeabilidad efectiva para fluidos dados en presencia de otros.  

Cabe señalar que la suma de permeabilidades efectivas siempre será menor que la permeabilidad absoluta. Esto se debe a la interferencia mutua de los diversos fluidos que fluyen.
 
Permeabilidad del yacimiento a partir de datos de registro

 

 

 

No es suficiente encontrar grandes yacimientos de petróleo o gas en un campo. Definitivamente, es motivo de alegría pero hay más. La siguiente interrogante es qué tan fácil será producir el hidrocarburo a partir de la roca del yacimiento.

 Algunas rocas no permiten que los hidrocarburos sean producidos facilmente. Por ejemplo, cuando sumerges arcilla seca en agua, la arcilla se volverá pegajosa y más pesada porque ha absorbido agua. Lograr que el agua entre en la arcilla no es el problema, sino conseguir que salga de ella.

Aquí es donde entra la permeabilidad. No se trata solo del volumen de hidrocarburos que contiene una roca, la permeabilidad nos dirá cuán fácil la roca liberará estos hidrocarburos cuando perforamos un pozo.

Cuanto más permeable es una roca, mejor. Pero hay esperanza si la roca no es permeable, , solo que la compañía tendrá que gastar algo más de dinero y llevar a cabo ciertos procedimientos para tratar de encontrar una manera de hacer que la roca libere los hidrocarburos atrapados en sus poros.


@talkoilandgas - Understanding oil and gas terminologies - permeability It is not enough to find huge deposits of oil or gas in a field. Definitely, you should be excited but there's more. The next question you will be asked is how easy it will be to produce the hydrocarbon from the reservoir rock. Some rocks won't just release their hydrocarbons without a fight. Take this example, when you immerse dry clay in water, the clay will become sticky and heavier because it has absorbed water. Getting the water into the clay is not the problem, getting the same water out of the clay is where it all gets complicated. This is where permeability comes in. It's not just about the volume of hydrocarbons a rock contains, permeability will tell us just how easy the rock will release these hydrocarbons when we drill a well. The more permeable a rock is, the better. But all hope is not