Explique los métodos para determinar el volumen
poroso de su muestra
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Los métodos utilizados para determinar el volumen poroso miden el volumen
poroso efectivo, y se basan en la extracción o introducción de fluidos en el
espacio poroso. |
Algunos métodos usados para determinar el volumen poroso efectivo son: |
Método de inyección de mercurio |
Consiste en inyectar mercurio a alta presión en los poros de la muestra. El
volumen de mercurio inyectado representa el volumen poroso efectivo de la
muestra. |
Método del porosímetro de helio |
Su funcionamiento está basado en la Ley de Boyle, donde un volumen conocido de
helio (contenido en una celda de referencia) es lentamente presurizado y luego
expandido isotérmicamente en un volumen vacío desconocido. Después de la
expansión, la presión de equilibrio resultante estará dada por la magnitud del volumen desconocido;
esta presión es medida. Usando dicho valor y la Ley de Boyle, se calcula el
volumen desconocido, el cual representa el volumen poroso de la muestra. |
Método de Saturación de Barnes |
Este método consiste en saturar una muestra limpia y seca con un fluido de
densidad conocida y determinar el volumen poroso por ganancia en peso de la
muestra. |
Medición de la porosidad con registros de pozos |
La porosidad de una roca puede ser determinada a través de mediciones de uno, o
una combinación de varios, de los siguientes registros de pozos: |
- Registro sónico.
- Registro de densidad.
-Registro neutrón. |
Las mediciones de estos registros no solo dependen de la porosidad, sino que
también dependen de la litología de la formación, los fluidos presentes en el
espacio poroso, y, en algunos casos, la geometría del medio poroso. |
Cuando se conoce la litología de la roca, se pueden obtener valores de
porosidad a partir de las mediciones realizadas con estos registros. Si la
litología no es conocida, o es una litología compleja formada por dos o más
minerales en proporciones desconocidas, es más difícil obtener valores
confiables de porosidad a partir de estos registros. |
Registro sónico |
El perfil sónico mide el tiempo de transito tlog (en microsegundos) que tarda
una onda acústica compresional en viajar a través de un pie de la formación,
por un camino paralelo a la pared del pozo. |
La velocidad del sonido en formaciones
sedimentarias depende principalmente del
material que constituye la matriz de la roca (arenisca, lutita, etc.) y de la
distribución de la porosidad. |
Una de las ecuaciones utilizadas para determinar la relación entre la porosidad
y el tiempo de tránsito, es la ecuación de tiempo promedio de Wyllie. Luego de
numerosos experimentos para formaciones limpias y consolidadas con pequeños
poros distribuidos de manera uniforme, Wyllie propuso la siguiente ecuación: |
tlog = Ф tf + (1-Ф)tma |
|
Esta ecuación también puede ser escrita de la siguiente forma:Ф =tlog- tmatf -
tma |
|
Donde:
tlog = tiempo de transito de la ondaleído del registro (µs/pie).
tma = tiempo de transito de la onda en la matriz de la roca (µs/pie).
tf = tiempo de transito de la onda en el espacio poroso. |
Registro de densidad |
Este tipo de perfil responde a la densidad de electrones del material en la formación. La porosidad
se obtiene a partir de los valores de densidad de formaciones limpias y
saturadas de líquidos. Para poder determinar la porosidad utilizando un perfil
de densidad es necesario conocer la densidad de la matriz y la densidad del fluido que satura la
formación. Esta densidad está relacionada con la porosidad de acuerdo a la
siguiente relación:Ф = Pma- PbPmz - Pf |
|
Donde:
ρma = Densidad de la matriz. (gr/cm3)
ρb = Densidad leída del
perfil en la zona de interés. (gr/ cm3)
ρf = Densidad del fluido que satura la formación. (gr/ cm3) |
Registro neutrón |
Este perfil responde a la presencia de átomos de hidrógeno. Debido a que la
cantidad de hidrógeno por unidad de volumen contenido en el agua y en el
petróleo es muy similar, la respuesta de este registro corresponde básicamente
a una medida de la porosidad. Debido a que este tipo de registro responde a la
presencia de átomos de hidrógeno, estos también pueden provenir de aquellos
átomos combinados químicamente con los minerales que conforman la matriz de la
roca. El perfil lleva generalmente una escala en unidades de porosidad basado
en una matriz calcárea o de areniscas. |
Los valores de porosidad aparente pueden ser leídosdirectamente de cualquier
registro neutrón, siempre sujetos a ciertas suposiciones y correcciones.
Algunos efectos, como
la litología, el contenido de arcilla, y la cantidad y tipo de hidrocarburo,
pueden ser reconocidos y corregidos utilizando información adicional extraída
de registros sónicos y de densidad. |
3. Qué factores afectan la porosidad
Tipo de empaque:
Dependiendo del tipo de empaque las rocas pueden variar su porosidad. El
incremento de la presión de confinamiento hace que los granos pobremente
clasificados y angulares muestren un cambio progresivo de empaquetamiento
aleatorio a un empaque más cerrado, reduciendo con ello la porosidad. Según el
tipo de empaque se tienen los siguientes valores de porosidad:
Cúbico, porosidad = 47.6 %
Romboedral, porosidad = 25.9 %
Ortorrómbico, porosidad = 39.54 %
Tetragonal esfenoidal, porosidad = 30.91 %
Grado de cementación o consolidación:
El Cemento que une los granos y que se forma posterior a la depositación ya sea
por dilución de los mismos granos o por transporte afecta el valor de la
porosidad, donde tienen estos parámetros una relación inversa, es decir, a
mayor cementación menor porosidad.
De la calidad del
material cementante dependerá la firmeza y compactación de la roca. Se tiene,
entonces, formaciones consolidados, poco consolidados y no consolidados.
Geometría y distribución de granos:
Se debe a la uniformidad o clasificación de los granos. Dicha clasificación
depende, a su vez, de la distribucióndel tamaño del
material, tipo de depositación, características actuales y duración del proceso
sedimentario. Cuando los granos son más redondeados proporcionan más
homogeneidad al sistema y por ende la porosidad será mayor
Presión de capas suprayacentes:
Las capas suprayacentes pueden compactar el yacimiento y reducir el espacio
poroso. La compactación tiende a cerrar los espacios vacíos, forzar el fluido a
salir y permitir un mayor acercamiento de las partículas minerales,
especialmente en rocas sedimentarias de grano fino.
Presencia de partículas finas: Las partículas finas ocupan el espacio poroso y
por ende reducen la porosidad, la arcillosidad afecta negativamente la
porosidad
4. Calcule las porosidades para empaquetamiento tipo romboedral y tipo
ortorrómbico.
4.1 Tipo rombohedral
De acuerdo con la figura tenemos:
Donde
El volumen total del romboedro es:
Suponiendo que el romboedro contiene 8 granos, hallamos el volumen de estos asi:
De la definición de porosidad tenemos:
4.2 Tipo ortorrómbico
De acuerdo con la figura:
Donde:
El volumen total del ortorrombo es:
El volumen de los granos esta dado por:
Y la porosidad se define entonces mediante:
5. Cuales son las densidades de los principales minerales que componen las
rocas sedimentarias
6. Cual es el rango de variación de la porosidad de una roca según el índice de
redondez y esfericidad de los granos
7. Como se
afecta la porosidad por efecto de lascapas suprayacentes y confinantes.
La porosidad es afectada por la compactación originada por la presión de
sobrecarga, la cual es ejercida por el peso de las capas suprayacentes de la
roca. A medida que aumenta la profundidad, la presión ejercida por la columna
de sedimentos aumenta, esto genera una fuerza que tiende a deformar los granos
y reducir el volumen de espacios vacíos, por lo tanto se origina una reducción
en la porosidad. |
|
Las capas suprayacentes pueden compactar el yacimiento y reducir el espacio
poroso. La compactación tiende a cerrar los espacios vacíos, forzar el fluido
a salir y permitir un mayor acercamiento de las partículas minerales,
especialmente en rocas sedimentarias de grano fino.
8. Investige el rango de variación de la porosidad o la porosidad promedio de
los yacimientos de petróleo de la cuenca
Superior del Magdalena
9. Calcular la porosidad de una muestra de corazón y la litología de la matriz
con la siguiente información:
Peso seco de la muestra: 104.3 gramos
Peso de la muestra saturada con agua: 120.3 gramos
Densidad del agua: 1.02 gr/cm3
Peso de la muestra saturada con agua sumergida en agua: 64.9 gramos
La porosidad calculada es total o efectiva, explique?
Calculo del volumen poroso
Vporoso= peso saturado-peso secodensidad del saturante
Vporoso= 120.3 g -104.3 g1.02 g/cm3
Vporoso=15.69 cm3
Calculo del volumentotal de la muestra
Vmuestra= peso saturado-peso inmersodensidad liquido inmerso
Vmuestra= 120.3g-64.9 g1.02 g/cm3
Vmuestra=54.314 cm3
Calculo de la porosidad de la muestra
=VporosoVmuestra
=15.69
cm354.314 cm3*100
=0.2889=28.89
%
La porosidad calculada es efectiva porque para que el agua sature el núcleo
este debe ocupar el del volumen poroso, pero por obvias razones los poros no
están interconectados no son saturados por el agua ya que no hay acceso a
ellos.
Calculo del volumen de granos
Vgranos=peso seco-peso inmersodensidad liquido
Vgranos=104.3 g-64.9g1.02 g/ cm3
Vgranos=38.63 cm3
* Densidad de los granos
ρgranos=peso secovolumen grano
ρgranos=104.3g38.63 cm3
ρgranos=2.7 g/ cm3
De acuerdo al valor calculado anteriormente de la densidad de la muestra y
según la clasificación de litologías la muestra estudiada pertenece al grupo de
rocas sedimentarias llamadas areniscas, ya que el rango de densidad de estas
oscila entre valores de densidad de 2.2 a 2.8 g/ cm3.
10. 500 mililitros de agua fueron vertidas dentro de un recipiente. El
recipiente y el agua pesan 890 gramos. Pedacitos de roca caliza fueron
adicionados al recipiente hasta que el nivel de los pedacitos coincida con la
superficie del
agua en el recipiente. Calcular el volumen total y la porosidad del material en el recipiente, si el total del pesodel recipiente
es de 3068 gramos. sla porosidad calculada es total o efectiva, explique?
Vagua = 500 ml
WA + WR = 890 gramos
WA + WR + WCALIZA = 3068 gramos
WCALIZA = 3068 – 890
WCALIZA = 2178 gramos; ρcaliza = 2,72 gr/cm3
Vcaliza = 2178 gr2,72 gr/cm3 = 800,73529 cm3
Ф = VH2OVH2O+ VCaliza = 500 cm3(500+ 800,73529) cm3
* Ф = 0.384398 ; Ф = 38.4398 %
La porosidad calculada es absoluta, porque se trata del volumen poroso total. El agua ocupa
todos los poros.
11. Un vaso de precipitados (beaker) de 3000 mililitros, fue llenado hasta 2500
mililitros con dolomita. El peso de la dolomita colocada en el recipiente fue
de 5518 gramos. Calcule la porosidad. sLa porosidad calculada es total o
efectiva, explique?
Vbeaker = 3 L; VT = 2500 ml; WDolomita = 5518gramos; ρDolomita = 2.86
gr/cm3
V = masaρ = 5518 gr2.86 gr/cm3 = 1929.371cm3 matriz
VPoroso = (2500 - 1929.371 ) cm3 = 570.629 cm3
Ф = VPorosoVT = 570.629 cm32500 cm3 = 0.2283 Ф = 22.83 %
La porosidad calculada es absoluta.
12. Usted provee de tres tamaños de partículas. Una es una gravilla uniforme
con el 26% de porosidad. La segunda es una arena de grano áspero uniforme con
el 38% de porosidad, y la tercera es una arena de grano fino uniforme con el
32% de porosidad. Asuma que la arena de grano áspero llena los espacios vacios
de la gravilla, y la arena de grano fino llena los espacios vacios de la arena
de grano áspero. sCuál es el volumen de la gravilla, de la arena de grano fino
y laarena de grano áspero requeridos para obtener un pie cubico de la mezcla
con la mínima porosidad? sCuál es la porosidad de la mezcla?
Vgravilla=1- gravillax
VTotal=1-0.26x1ft3=0.74ft3
Varena gra aspero=1- arena gra asperox1-0.74=
1-0.38x1-0.74=0.1612ft3
Varena gra fino=1- arena gra finox1-0.74-0.1612=
1-0.32x1-0.74-0.1612=0.067184ft3
Vporoso=Vdisponible-Vgravilla-Varena gra aspero-Varena gra fino=
1-0.74-0.1612-0.067184=0.0316ft3
Entonces la porosidad de la mezcla es:
=VporosoVTotalx10=0.0316ft31ft3x100
=3.16%
13. Cuáles son las ventajas de las diferentes herramientas de registro para
determinar la porosidad según la litología de la roca.
14. En un registro sónico indica que el tiempo de transito en una formación de
caliza es 80 microsegundos/pie. scalcule la porosidad?
ΦS=Δtlog-ΔtmaΔtf-Δtma
Donde:
aˆ†tlog=80 microsegundos/pie
aˆ†tma=70 Tiempo de transito intervalo de la matriz
aˆ†tf= Velocidad de propagación en el fluido
(lodo Salad=185 µsg/ft y lodo dulce=189 µsg/ft).
Suponiendo que mi fluido es un lodo salado
s=80μsg/ft-70μsg/ft185μsg/ft-70μsg/ft
*100
s=8.69%
15. En un registro de densidad indica la densidad total en una sección arenisca
es de 2.38 g/cc. Calcule la porosidad de la roca saturada con agua.
=
ρmax-ρbρmax-ρw=2.65-2.38gcm32.65-1.00gcm3=0.1636*100=16.36%
16. Un yacimiento tiene una compresibilidad de la roca de 15*10-6 psi-1. sCuál
es el cambio en el volumen poroso de la formación cuando la presión disminuyede
8000 a 4000 psia? sel volumen poroso aumenta o disminuye? Suponga que la
compresibilidad permanece constante sobre el rango de presión.
C= 15x10-6 psi-1
aˆ†P = 8000 – 4000 psia = 4000 psia
Conociendo el volumen poroso del yacimiento determinado en la prueba de método
volumétrico equivalente a 197977.78 (acre-ft), convirtiendo ese volumen a ft3,
se tiene:
VB=197977.78 acre-ft*43560 ft21 acre
VB=8.62391 x 109 ft3
Hallando el volumen poroso, teniendo en cuenta la porosidad promedio calculada
en la experiencia de método volumétrico, con los datos de los diferentes pozos
del yacimiento El Difícil, se tiene que Φprom=0.1316
VPoroso=8.62391 x 109 ft3*0.1316
VPoroso=1134906556 ft3
Ahora, se despeja el aˆ†v de la ecuación:
C=-1VdVdP
Quedando,
-C*V*dP=dV
-15x10-6 psi-1*1134906556 ft3*(4000 psia)=dV
-68094393.36=dV
Pasando esa variación de volumen a barriles, se tiene
aˆ†V=-68094393.36 ft3*1 Bbl5.615ft3
aˆ†V=-12127229.45 Bbl
Esta variación en el volumen indica que el volumen del yacimiento disminuye a
12127229.45 Bbl cuando la presión cae a 4000 psia.
17. Estime la compresibilidad de una formación que está caracterizada por una
porosidad del 13%, usando la correlación de Hall y la correlación de Newman.
Compare los resultados.
Muchos autores han intentado correlacionar la compresibilidad de los poros con
varios parámetros, incluyendo la porosidad de la formación. Hall correlacionó
la compresibilidad de los poros con la porosidad a través de la
siguienteexpresión: |
|
Cf = 1.782Ф0.438 10-6Cf = 1.7820.130.438 10-6; Cf = 4.3551239x10-6 |
Newman usó 79 muestras de arenas consolidadas y calizas para desarrollar una
correlación entre la compresibilidad de la formación y la porosidad. La
ecuación propuesta por Newman fue: |
Cf = a[1+cb Ф] |
|
Donde:
Para arenas consolidadas se tiene:
a = 97.32x10-6
b = 0.699993
c = 79.8181 |
Para calizas se tiene:
a = 0.8535
b = 1.075
c = 2.202x106Se aplica la correlación de Newman, tomando la Ф=0.13 y las
constantes a, b y c; para arenas consolidadas.Cf = a[1+cb Ф] = 97.32x10-6[
1+(79.8181*0.699993*0.13)] Cf = 1.1777270945x10-5 |
18. Al yacimiento Toldado se le determino en el laboratorio la porosidad
promedio a los intervalos productores de 10 pozos, por método del porosimetro
de expansión de helio. La tabla, resume los resultados de la porosidad,
elaborar el histograma de porosidad y distribución estadística de la porosidad.
Clasifique las porosidades en rangos de 2% y determine la porosidad promedio,
analice el histograma.
POROSIDAD, j,
%
0.149
0.144
0.137
0.17
0.1202
0.1613
0.1059
0.1038
0.1383
0.1573
0.1433
0.13
0.1172
0.1715
0.1424
0.1869
0.1768
0.1763
0.1678
0.1727
0.169 0.1711
0.1397
0.1606
0.1858
0.159
0.1864
0.1641
0.1671
0.1294
0.1654
0.167
0.1745
0.172
0.1675
POROSIDAD, j,
% |
0.149 | 0.1678 |
0.144 | 0.1727 |
0.137 | 0.169 |
0.17 | 0.1711 |
0.1202 | 0.1397 |
0.1613 | 0.1606 |
0.1059 | 0.1858 |
0.1038 | 0.159 |
0.1383 | 0.1864 |
0.1573 | 0.1641 |
0.1433 | 0.1671 |
0.13 | 0.1294 |
0.1172 | 0.1654 |
0.1715 | 0.167 |
0.1424 | 0.1745 |
0.1869 | 0.172 |
0.1768 | 0.1675 |
0.1763
RANGOS DE POROSIDAD % | NUMERO DE MUESTRAS EN CADA RANGO, n | FRECUENCIA Fi (%)
| FRECUENCIA ACUMULADA i=1nFi | VALOR MEDIO EN CADA RANGO % | i=1nΦi*Fi |
10 a 12 | 3 | 0.0857 | 0.0857 | 11 | 0.943 |
12 a 14 | 6 | 0.1714 | 0.2571 | 13 | 2.229 |
14 a 16 | 6 | 0.1714 | 0.4286 | 15 | 2.571 |
16 a 18 | 17 | 0.4857 | 0.9143 | 17 | 8.257 |
18 a 20 | 3 | 0.0857 | 1.0000 | 19 | 1.629 |
| 35 | 1.000 | 15.629 |
Determinando la porosidad promedio usando la ecuación
Φ=i=1nΦi*Fi
Φ=15.629
El histograma señala que el rango de porosidad (%), que más se repite en la
muestra es de 16 a 18 %, lo que indica que la muestra numero 7 analizada por el
subgrupo 7, presenta un grado de porosidad media, ni muy mala, ni excelente, es
una muestra que al parecer según los resultados, tiene una capacidad media de
almacenar fluidos en sus espacio poroso
