ECUACIONES PARA DETERMINAR LA POROSIDAD Y SU INTERPRETACIÓN EN FORMACIONES COMPACTAS Y NO COMPACTAS

ECUACIONES PARA DETERMINAR LA POROSIDAD Y SU INTERPRETACIÓN EN FORMACIONES COMPACTAS Y NO COMPACTAS

• POROSIDAD: Es una propiedad estática que representa la fracción de vacios existentes en una unidad de volumen de roca. Se puede medir directamente en laboratorio o indirectamente a través de registros geofisicos.

Esta propiedad suele clasificarse en porosidad primaria y secundaria; la primera se debe a los procesos que dieron origen a la roca y la segunda se genera a partir de   la acción posterior de factores que afectaron la roca.

Donde:

𝜑= ( Vp / Vt) * (100) = (Vt – Vs) / Vt) * (100)

𝜑 = Porosidad [%]

Vp = Volumen de poros [cm3]

Vt = Volumen total de la roca [cm3]

Vs = Volumen de sólidos [cm3]

Los métodos de medición de porosidad directos emplean el método del porosimetro tipo Boyle. Denominado de esta forma por basarse en ley de Boyle.

La ley de Boyle establece que el volumen de una cantidad fija de gas que se comporta idealmente a temperatura constante es inversamente proporcional a la presión del gas.

V  1/P

VP= K

P1 V1 = P2 V2

En los dispositivos de medición de porosidad tipo Boyle, una muestra de roca seca es sometida a diferentes presiones manteniendo la temperatura constante. Los resultados del análisis y la ley de Boyle se usan para calcular el volumen de los granos, el cual será usado para determinar la porosidad efectiva.

De forma indirecta la medición se puede realizar por la aplicación de fórmulas como la de factor de formación o a partir de la interpretación cuantitativa de los siguientes registros de pozos:

-Sónico de porosidad

-De densidad

-Neutron

La gama de registros conocidos para este estudio es:

-Registros sónicos de porosidad

-Neutrón

-Densidad

-Resistividad

RELACIÓN POROSIDAD -TIEMPO DE TRANSITO, φ vs Δt

Cuando se utiliza el registro sónico para determinar la porosidad se debe considerar que la propagación del sonido en un pozo es un fenómeno complejo, que se rige por las propiedades mecánicas de ambientes acústicos diferentes.  Estos incluyen la formación, la columna de fluido y la misma herramienta de registro.

Las velocidades sónicas de las formaciones comúnmente van de 6,000 a 28,000 [pies/s]. Para evitar el uso de cifras grandes se emplea el inverso de la velocidad en μs/ pie denotado como Δt, es decir el tiempo que tarda una onda sonora en recorrer un pie de roca (tiempo de transito).

Cuando se hace pasar una onda sonora a través de un medio poroso la velocidad de propagación del sonido es afectada por la porosidad de la roca. La velocidad del sonido cae aproximadamente un 60% en una formación si la porosidad varía de 3 a 30 %

En formaciones sedimentarias, por ejemplo, la velocidad del sonido depende de varios parámetros:

a) Naturaleza de la roca.

b) Porosidad de la roca

c) Densidad, tamano, distribución y orientación del grano de la roca.

d) Tamaoo de poros y distribución.

e) Compactación y cementación de la roca.

f) Naturaleza de los fluidos que saturan la roca.

g) Propiedades elásticas de la roca.

h) Temperatura y presión.

FORMACIONES CONSOLIDADAS Y COMPACTADAS

Para una formación consolidada y compactada es posible obtener una gráfica, esta gráfica se obtiene a partir de la lectura del tiempo de tránsito medida por un registro acústico graficada contra la porosidad obtenida en laboratorio.

Δtlog = φ(Δtlf) + ( 1 – φ) Δtm

Por medio de pruebas de laboratorio y de registros de pozos, M.R.J Wyllie (1956) llegó a concluir que en formaciones sometidas a una alta presión efectiva, limpias y con pequenos poros distribuidos uniformemente existe una relación lineal entre la porosidad y el tiempo de tránsito. Esta relación establece básicamente que el tiempo de tránsito total es igual a la suma del tiempo de tránsito de la matriz de la roca más el tiempo de tránsito en el fluido contenido en los poros, por lo que también es conocida como ecuación del tiempo de tránsito promedio:

RELACION POROSIDAD-DENSIDAD. 𝝋 VS ρ

Mediante un registro de densidad es posible estimar la densidad del sistema roca-fluidos, que posteriormente servirá para calcular la porosidad por densidad (𝜑D).

El registro de densidad está basado en el efecto CAMPTON el cual consiste en el aumento de la longitud de la onda de un fotón cuando choca con un electrón libre y pierde energia.

El registro de densidad mide la atenuación de rayos gama, las formaciones densas absorben más rayos gama que las formaciones de baja densidad.

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