Porosidad en Rocas: Conceptos Fundamentales y Herramientas de Medición Geofísica
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Conceptos Fundamentales de Porosidad en Rocas
La porosidad es la fracción de vacío existente en la unidad de volumen de la roca.
Tipos de Porosidad
Porosidad Primaria
La porosidad primaria se debe a los procesos sedimentarios que se originan en el reservorio. Es la porosidad inherente a la matriz rocosa y se divide en dos grupos:
- Intergranular: Se origina durante el proceso de depositación del material que da origen a la roca.
- Intragranular: Se origina durante el proceso de depositación; es típica de fragmentos esqueléticos y raramente se conserva.
Porosidad Secundaria
La porosidad secundaria es aquella que se formó por procesos geológicos posteriores a la sedimentación de la roca. Se debe a movimientos posteriores de la corteza terrestre o a la acción de aguas subterráneas.
Porosidad Secundaria por Fracturación
La porosidad secundaria por fracturación es la originada en las rocas sometidas a procesos y fenómenos geológicos de deformación, alteración o dislocación de la corteza terrestre por efecto de las fuerzas tectónicas internas.
Porosidad Total
La porosidad total es el volumen total de vacíos por unidad de volumen total de la roca.
Porosidad Efectiva
La porosidad efectiva es la relación entre el volumen poroso interconectado y el volumen bruto de la roca, lo que representa la habilidad de la roca para conducir fluidos.
Agua Irreducible
El agua irreducible representa el agua que no ha sido desplazada por los hidrocarburos cuando estos migraron del yacimiento hacia el pozo, debido a que está fuertemente adherida a las superficies de la roca.
Métodos de Medición de Porosidad
Los registros geofísicos miden la porosidad absoluta (derivada de la densidad), mientras que las pruebas de laboratorio en muestras de testigo corona permiten realizar mediciones más detalladas.
Herramientas de Registro Geofísico
Herramienta de Perfil de Densidad
Esta herramienta emite rayos gamma que chocan con los electrones presentes en una formación, los cuales pierden energía y se dispersan tras sucesivos choques. El número de choques está relacionado con el número de electrones por unidad de volumen (la densidad de electrones), la cual, para la mayoría de los minerales y fluidos de los pozos, es proporcional a su densidad volumétrica. La herramienta detecta los rayos gamma dispersados de energía intermedia en la pared del pozo. La densidad volumétrica medida por la herramienta de registro resulta de los efectos combinados del fluido (porosidad) y la roca (matriz), y se utiliza para calcular la porosidad a partir del registro de densidad.
Herramienta Neutrónica
La herramienta neutrónica mide el efecto de la formación sobre los neutrones rápidos emitidos por una fuente. El hidrógeno produce el mayor efecto en cuanto al frenado y la captura de neutrones. Dado que el hidrógeno se encuentra en fluidos intersticiales, el registro de porosidad neutrónica responde principalmente a la porosidad. La matriz y el tipo de fluido también producen un efecto. El registro se calibra para obtener la lectura correcta de la porosidad.
Herramienta Sónica
La herramienta sónica mide el tiempo de tránsito interválico de una onda compresional de sonido que viaja por la formación a lo largo del pozo. Esta herramienta emite un pulso acústico de alta frecuencia que proviene de un transmisor y es detectado por dos o más receptores.
Herramienta de Resonancia Magnética
La herramienta de resonancia magnética excita magnéticamente los núcleos de hidrógeno y analiza las señales emitidas. El objetivo principal de esta herramienta es la medición de la porosidad total, entre otros parámetros.