porosidad [modo de compatibilidad].pdf

ING. FERNANDO WILSON LONDOÑO GALVIS

ANÁLISIS PETROFÍSICOS:ANÁLISIS PETROFÍSICOS:ANÁLISIS PETROFÍSICOS:ANÁLISIS PETROFÍSICOS:

POROSIDADPOROSIDADPOROSIDADPOROSIDAD

Universidad Industrial de Santander Bucaramanga

2010

CONTENIDOCONTENIDOCONTENIDOCONTENIDO PRACTICA No. 1: DESCRIPCION LITOLOGICA

1. TIPOS DE ROCA 2. COMPOSICION 3. TEXTURA 4. DENSIDAD

PRACTICA No. 2: ANALISIS GRANULOMETRICO

1. TAMAÑO DEL GRANO 2. TAMAÑO DE MALLA 3. CURVAS DE DISTRIBUCION ESTADISTICA

PRACTICA No. 3: POROSIDAD

1. DEFINICION DE POROSIDAD 2. TIPOS DE POROSIDAD 3. MEDIDAS EN EL LABORATORIO 4. TECNICAS DE ANALISIS 5. COMPRESIBILIDAD DE LA ROCA Y EFECTO DE LA POROSID AD

CONTENIDOCONTENIDOCONTENIDOCONTENIDO PRACTICA No. 4: PERMEABILIDAD

1. LEY DE DARCY 2. PERMEABILIDAD ABSOLUTA 3. PERMEABILIDAD EFECTIVA 4. PERMEABILIDAD RELATIVA 5. EFECTO KLIKEMBERG 6. CONDUCTIVIDAD Y TORTUOSIDAD

PRACTICA No. 5: FABRICACION DE TAPONES SINTETICOS

1. CORAZONES DE ROCA Y USO 2. CORAZONES SINTETICOS 3. FABRICACION Y APLICACION

PRACTICA No. 6: SATURACION DE FLUIDOS

1. METODOS DE DETERMINACION SW, SO, SG. 2. FACTORES QUE AFECTAN LA SATURACION 3. IMPORTANCIA Y APLICACIÓN DE LA SATURACION 4. PRUEBAS DE SATURACION INICIAL 5. PRUEBAS DE FLUORESCENCIA

� Introducción

� Porosidad.

� Definición.

� Tipos de porosidad.

� Factores que afectan la porosidad.

� Métodos de medición de la porosidad.

� Bibliografía

CCCCONTENIDOONTENIDOONTENIDOONTENIDO

En la industria de

hidrocarburo, el cálculo de la

porosidad es determinante

para cuantificar y establecer

reservas probadas existentes

en la formación.

ANALISIS PETROFISICOANALISIS PETROFISICOANALISIS PETROFISICOANALISIS PETROFISICO

DEFINICIÓN DEFINICIÓN

FUNDAMENTOS DE POROSIDAD CONCEPTOS

Volumen total

Vt

Volumen de grano

Vg Vp

EsferasNVg *= VgVtVp −=

Volumen poroso

Volumen de la roca disponible para contener fluidos


DEFINICIÓN Se define como la relación entre el volumen poroso y el volumen total de la roca

DEFINICIÓN DE POROSIDAD FUNDAMENTOS

Vb

Vp=φ

VmVpVb −=

Matemáticamente se define como la relación entre el volumen poroso y el volumen total de la roca

(%)100*Vb

VmVb−=φ

Vb = Volumen total. Vp = Volumen poroso. Vm = Volumen de la matriz.

Se expresa en porcentaje y/o en fracción Para los cálculos siempre es menor de uno.

Clasificación

< 5 % Muy baja

5 – 10 % Baja

10 – 15 % Media

15 – 20 % Buena

> 20 % Excelente


DEFINICIÓN Es la capacidad de la roca para contener fluidos

DEFINICIÓN DE POROSIDAD FUNDAMENTOS

Matemáticamente se define como la relación

entre el volumen poroso y el volumen total de la roca

Se expresa en porcentaje. Para los cálculos siempre

es menor de uno.

TIPOS

Primaria Poros que quedan en el momento de la sedimentación. Proceso de depositación del material.


TIPOS DE POROSIDADES Geología

Secundaria Es aquella desarrollada por procesos geológicos subsiguientes a la depositación de los sedimentos. Ejemplo: Fracturas, fallas, disolución de granos.

TIPOS

Absoluta Fracción de espacios interconectados o no, con respecto a el volumen.


TIPOS DE POROSIDADES Ingenieril

Efectiva

Fracción de poros interconectados con respecto al volumen total. 1 – 40 %

No efectiva Fracción de espacios no interconectados, con respecto a el volumen. Es la diferencia que existe entre las porosidad absoluta y efectiva.

b

tadosInterconecPorososEspacios

e V

V=φ

TIPOS

Conectada Poros conectados por un solo lado


TIPOS DE POROSIDADES Conexión

Interconectada

Poros conectados por varios lados.

Aislada

Poros aislados.


RANGOS DE POROSIDADES TIPOS DE ARREGLOS DE GRANOS

rrrr LLLL

61

πφ −=

Porosidad

Vb

VmVb−=φVb

Vp=φ

3

33

6

L

LL

−

=

π

φ

476.0=φ

3LVb =Volumen del cubo

3

2

=r

Ln

Numero de esferas en el cubo

3

34

rnVm π=

= 3

3

34

2r

r

LVm π

6

3LVm

π=

Volumen de las esferas


POROSIDAD VARIACIÓN Factores

FACTORES

Tipo de empaquetamiento

Forma de las partículas

Distribución de tamaño

Grado de cementación

Fracturas


ARREGLOS CUBICO

Valor Φ = 47.6 %

D = Diámetro

L = Longitud

r = radio

Vista superior

Vista lateral

FACTORES QUE AFECTAN LA POROSIDAD Tipos de empaquetamiento


D = Diámetro

θ

θ = 60º

L = Longitud

ARREGLO HEXAGONAL

Valor Φ = 39.5 %

Vista superior

Vista lateral

Vista superior

Vista lateral

θ

D = Diámetro

θ = 45º

ARREGLO ROMBOHEDRICO

Valor Φ = 25.9 %

FACTORES QUE AFECTAN LA POROSIDAD Tipos de empaquetamiento

ANALISIS PETROFISICOANALISIS PETROFISICOANALISIS PETROFISICOANALISIS PETROFISICO FACTORES QUE AFECTAN LA POROSIDAD

Tipos de empaquetamiento

ARREGLO ORTORROMBICO

Valor Φ = 39.5 %

Vista lateral

Vista superior

D = Diámetro

θ

ARREGLO TETRAGONAL

θ

D = Diámetro

Valor Φ = 30.2 %

Vista lateral

Vista superior


TALLER


Volumen poroso

Impacto del sorteamiento en la porosidad

FACTORES QUE AFECTAN LA POROSIDAD Sorteamiento

Aumentos de la porosidad a partir del incremento de la angularidad de las partículas.

ESPACIO POROSO

CEMENTO

QUARZO

FELDESPATO DE POTACIO

CHERT

CALIZAS

FELDESPATO PLAGIOCLASAS


Formas de los granos

FACTORES QUE AFECTAN LA POROSIDAD

0

10

20

30

40

50

0 1000 2000 3000 4000 5000 6000

Shale

Areniscas

PROFUNDIDAD, ft

PO

RO

SID

AD

, %


ARREGLO DE LAS PARTICULAS Rango de porosidades


GRADO DE CEMENTACIÓN Rango de porosidades

CEMENTACIÓN

La porosidad disminuye a medida que el material intersticial aumenta.

La porosidad disminuye a medida que la cantidad de cemento aumenta.

La arena limpia tiene poco material intersticial.


FRACTURAS Rango de porosidades

FRACTURAS

Las fracturas contribuyen al aumento del volumen de espacios de poro.

El tamaño de las fracturas varia altamente la porosidad.

Una roca porosa no necesariamente es permeable.

Ejemplo: SHALES


COMPACTACIÓN Vs POROSIDAD Efecto

Compactación es el proceso de reducción de volumen debido a la aplicación de una presión externa.


COMPACTACIÓN Vs POROSIDAD Efecto

COMPRESIBILIDAD

Definición

Cambio de volumen con respecto a la presión.

dP

dV

Vc f

1=

cf = Compresibilidad. V = Volumen. P = Presión.

( )12

12

PPc fe −= φφ

• www.tamu.edu. PETE 311, Petrofisica.

• American Petroleum Institute. “Recommended Practices for Core Analysis” API RP 40. 1998.

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