LAS ROCAS PRODUCTORAS

TEMA II

LAS ROCAS PRODUCTORAS

POROSIDAD

PERMEABILIDAD

SATURACIÓN DE FLUIDOS

RESISTIVIDAD Y CONDUCTIVIDAD ELÉCTRICAS

LEY DE ARCHIE

II.1- LAS ROCAS PRODUCTORAS.

        Un yacimiento es un estrato conteniendo gas o petróleo susceptibles de ser explotados comercialmente. Un yacimiento para ser prospectivo debe tener suficiente espesor y volumen poroso como para producir hidrocarburos a una tasa económicamente satisfactoria. Los hidrocarburos han sido económicamente producidos primariamente en rocas sedimentarias, pero importantes yacimientos han sido descubiertos en rocas volcánicas porosas e intrusivas y metamórficas fracturadas. Dentro de las rocas sedimentarias las areniscas y carbonatos son los mayores productores.

        Una roca generalmente está constituida por un mineral principal que constituye del cincuenta al noventa  por ciento del sólido, siendo el sólido restante ocupado por minerales secundarios. En el caso de las areniscas el mineral principal es cuarzo, siendo los minerales secundarios generalmente arcillas, feldespatos y óxidos de hierro. La porosidad es primaria y depende de la compactación y diagénesis sufridas  por la roca durante su evolución geológica en el subsuelo. Constituyen virtualmente todos los yacimientos de las cuencas sedimentarias del oriente del país y alrededor del 90% de los de la cuenca occidental.

        En los carbonatos el mineral principal es la calcita, formada a partir de los esqueletos y fragmentos de organismos marinos, con cuarzo, minerales arcillosos y materia orgánica como minerales secundarios. La porosidad primaria es generalmente menor que la de las areniscas, siendo el desarrollo de porosidad secundaria por dolomitización o disolución factores más importantes del desarrollo de su potencial como rocas almacén de hidrocarburos. En ellas, por su mayor resistencia a los esfuerzos tectónicos compresionales y tensionales que las areniscas, se desarrollan con mayor facilidad sistemas de fracturas, las cuales influyen notablemente sobre su capacidad de producción.

II.2- POROSIDAD.

        La porosidad se define como la capacidad que tiene una roca de almacenar fluidos y es denotada por la letra griega . Por definición, porosidad es el espacio vacío de la roca dividido por el volumen total de la roca, y puede ser expresada como fracción o como porcentaje. Este espacio es ocupado por el fluido que satura a la roca en el subsuelo. Este fluido puede ser gas o petróleo y agua, o hasta una combinación de los tres dependiendo de la temperatura y presión del yacimiento. La porosidad efectiva se define como la porosidad interconectada.

        En las areniscas los factores que mayormente afectan a la porosidad son el escogimiento y forma de los granos, su forma de empaque y la cementación. Se dice que una arenisca presenta buen escogimiento cuando el rango de tamaño los granos no se desvía notablemente del tamaño promedio del grano, mientras que un conglomerado presentará mal escogimiento por estar constituido por gravas con una matriz de arena, limos y arcillas.

        Cuando los granos de arena son esféricos y de un mismo tamaño la porosidad será máxima, independientemente del tamaño de los granos, siempre y cuando el modo de empaque sea cúbico  (Figura 2.1.a). Geométricamente se calcula que para ese tipo de empaque la porosidad es 47.6%, y la porosidad será siempre la misma no importando que las esferas sean del tamaño de un balón de fútbol o tengan un milímetro de diámetro.

        Si las mismas esferas son empacadas de la forma más cercana posible, con las esferas superiores descansando sobre los valles de las inferiores (Figura 2.1.b), la porosidad se reducirá a 25.9%, y siempre será la misma independientemente del tamaño de las esferas mientras ellas entre sí sean iguales, y se dice que las esferas están empacadas romboédricamente.

En la medida que los granos pierden redondez y se hacen más angulares, se reduce la porosidad debido a que el empaque se hace más estrecho entre los granos. De igual manera, si se mezclan diferentes tamaños de granos, es decir la roca se hace peor seleccionada, los granos más pequeños podrán ocupar los espacios vacíos entre los más grandes, reduciendo así la porosidad

Figura 2.1.- Empaque de esferas iguales. 2.1.a: vista tridimensional y sección transversal del empaque cúbico, y 2.1b: vista tridimensional y sección transversal del empaque romboédrico.

        Los granos deben ser cementados para formar una roca propiamente dicha. El cemento se adhiere a los granos ocupando parte del espacio poroso. El material cementante suele ser sílice o carbonatos, dependiendo de la profundidad de enterramiento. La presión de confinamiento altera el tamaño y forma de los granos y de los poros, reduciendo la porosidad del yacimiento. Mientras este principio es cierto en la mayoría de los casos, tiene sus excepciones en el caso de los carbonatos donde la dolomitización puede incrementar con la profundidad aumentando la porosidad secundaria. No obstante, a partir de profundidades que oscilan entre 18000 y 22000 pies, las probabilidades de encontrar yacimientos económicamente explotables se reducen casi a cero, dependiendo de las características de compactación y diagénesis de las cuencas sedimentarias.

        Aunque en muchas áreas los carbonatos producen a partir de porosidad primaria, ellos constituyen excelentes yacimientos de porosidad secundaria. En yacimientos de caliza los espacios porosos pueden ser muy grandes debido a disolución del carbonato por aguas circulantes en el subsuelo, pero tienden a ser muy localizados, presentando los yacimientos mayores dificultades de explotación debido a la anisotropía de la roca.

        El último factor afectando la porosidad es el agua irreducible, Swi. Cierta fracción del agua de formación  se adhiere por tensión superficial a los granos y no puede ser movida, de allí la denominación de irreducible. En la medida de que el tamaño de los granos sea menor, en los rangos de arena muy fina, limo y arcilla, mayor será la tensión superficial de los granos por unidad de volumen, aumentando así la fracción de agua irreducible y disminuyendo la porosidad efectiva susceptible de ser ocupada por hidrocarburos.

...