Marco Teorico

Porosidad

La porosidad es un indicador del espacio disponible para almacenar fluidos, siendo esta una propiedad petrofísica muy importante, ya que para que un yacimiento sea comercialmente productivo debe tener una porosidad suficiente en la cual pueda ocurrir un almacenamiento de hidrocarburos apreciable.

Por definición, la porosidad (∅) es la relación entre el volumen ocupado por las oquedades (V_p) en la roca y el volumen total de ella ( V_t). Los valores de la porosidad se pueden expresar en forma decimal o porcentual, puesto que es una magnitud adimencional.

∅=V_p/V_t

La porosidad de las rocas, desde el punto de vista estructural, se puede dividir en: porosidad absoluta y porosidad efectiva. La primera es el espacio poroso que está constuído tanto por los poros comunicados y no comunicados de la roca, mientras que la segunda está constituida únicamente por los poros comunicados.

Por definición, la porosidad absoluta es la fracción del volumen ocupado por los poros comunicados (V_pc) y no comunicados (V_pt) entre el volumen total de la roca.

De acuerdo al origen de los poros de la roca, l porosidad puede clasificarse en porosidad primaria y secundaria.

La porosidad primaria se forma a partir de los espacios vacios entre los fragmentos o partículas durante el proceso de depositación. Dentro de este grupo quedan comprendidas las porosidades intergranulares de las arenas y areniscas y las porosidades oolíticas e intergranulares de algunas calizas.

Este tipo de porosidad se ve afectada por los siguientes factores:

Empaquetamiento

Selección

Cementación

Grado de redondez de los granos

Compactación

El empaquetamiento se refiere a la configuración geométrica de la distribución de las partículas en las rocas. Las formas en que se presenten distribuidas las partículas son: cubica, rómbica o hexagonal.

Para tener una idea general de los valores que toma la porosidad en función de la distribución de las partículas se supone un sistema de partículas esféricas del mismo tamaño apiladas una sobre otra. Con una configuración cubica, la porosidad alcanza un valor máximo de 47.6%, suponiendo las mismas condiciones como un arreglo hexagonal, la porosidad se reduce a 25.9%. Como se puede observar cuando una roca tiene un arreglo en forma cubica , la porosidad es mayor respecto a un arreglo hexagonal.

La selección se refiere al tamaño y forma de las partículas que constituyen la roca. Se dice que una roca está “bien seleccionada” cuando sus partículas son de tamaño y forma uniforme, en tanto que, se considera “mal seleccionada” cuando no hay uniformidad en el tamaño y forma de las partículas. Haciendo una comparación, se puede decir que las primeras tienen porosidades mayores que las segundas.

La cementación junto con otros procesos transforman los sedimentos en roca. Esta consiste en la unión de las partículas por medio de sustancias conocidas como cementantes; las más comunes son la calcita, el sílice y óxidos de hierro. La presencia de estas sustancias disminuye la porosidad de las rocas.

El grado de redondez de las partículas, junto con el empaquetamiento y selección, afectan a la porosidad debido al entrelazamiento de los granos y al relleno de los espacios vacio. Entre más angulosas sean las partículas de la rocas, la porosidad disminuirá.

Por último la compactación es un factor que altera el tamaño, forma y distribución de las partículas, debido a las presiones que ejercen las rocas suprayacentes. En general, a mayor compactación disminuye la porosidad de las rocas.

La porosidad secundaria es la que se origina después de los procesos de formación de la roca y es consecuencia de procesos geológicos tales como: la disolución de minerales, fracturamiento, dolomitización, recristalización y diastrofismo, entre otros.

Generalmente este tipo de porosidad es pequeña, del orden de 1 a 2% pero puede mejorar considerablemente la permeabilidad de la roca.

En México, los yacimientos de mayor producción están formados por carbonatos con porosidad secundaria y un contenido generalmente bajo de arcilla.

Factor Formación

Se ha establecido de manera experimental que la resistividad de una formación pura con contenido de agua (esto es, una que no contenga hidrocarburos ni una cantidad apreciable de arcilla), es proporcional a la resistividad del agua con la cual está completamente saturada. La constante de proporcionalidad se llama factor de resistividad de formación, F.

De este modo, si Ro es la resistividad de una roca de formación no arcillosa, saturada al 100% con agua de resistividad Rw, entonces:

En una porosidad determinada, la proporción Ro/Rw permanece casi contante para todos los valores de Rw por debajo de aproximadamente 1 ohm-m. En el caso de aguas más dulces y con mayor resistividad, el valor de F puede disminuir a medida que aumenta la Rw. Se distribuye este fenómeno a una mayor influencia proporcional de la conductancia superficial de la roca. En el caso de una agua de salinidad dad, mientas mayor sea la porosidad de una formación, menor será la resistividad de la formación Ro, y también el factor de formación F. por consiguiente, el factor de formación esta inversamente relacionado a la porosidad. Es también una función de la estructura porosa y de la distribución del tamaño de los poros.

Archie, basándose en sus observaciones, propuso una fórmula que relaciona la porosidad, ᶲ, y el factor de formación, F; la relación es:

Donde m es el factor o exponente de cementación. El exponente de cementación y la constante a se determinan de manera empírica.

Saturación

La saturación de una formación es la fracción o porcentaje del volumen poroso que ocupa cada uno de los fluidos presentes en el yacimiento. Por lo tanto, la saturación de agua es la fracción o porcentaje del volumen poroso que contiene agua de formación. Si solo existe agua en los poros, una formación tiene una saturación de agua del 100%. El símbolo de saturación es S; se utilizan varios subíndices para denotar la saturación de un líquido en particular (Sw

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