Factores Que Afectan La Porosidad. Factores Que Afectan La Porosidad.
La porosidad en los sedimentos se forma y se reduce o elimina por procesos geológicos La porosidad en los sedimentos se forma y se reduce o elimina por procesos geológicos naturales. La existencia de porosidad primaria y secundaria se debe a condiciones geológicas. naturales. La existencia de porosidad primaria y secundaria se debe a condiciones geológicas. La
La porosidad primariaporosidad primaria resulta de los vacíos que quedan entre los granos y los fragmentos resulta de los vacíos que quedan entre los granos y los fragmentos minerales después de que se acumulan como sedimentos. La
minerales después de que se acumulan como sedimentos. La porosidad secundariaporosidad secundaria resulta resulta por la acción de agentes geológicos tales como lixiviación, fracturamiento o fisuramiento que por la acción de agentes geológicos tales como lixiviación, fracturamiento o fisuramiento que ocurren después de la litificación de los sedimentos.
ocurren después de la litificación de los sedimentos.
De todos los sedimentos, las rocas más porosas y permeables son las areniscas. Aunque se De todos los sedimentos, las rocas más porosas y permeables son las areniscas. Aunque se asume que los carbonatos contienen la mayor parte de las reservas del mundo.
asume que los carbonatos contienen la mayor parte de las reservas del mundo. Existen varios factores que afectan la porosidad de
Existen varios factores que afectan la porosidad de la roca, entre estos la roca, entre estos podemos mencionapodemos mencionarr los siguientes:
los siguientes:
- Tipo de empaque. - Tipo de empaque. - Presencia de
- Presencia de material cementante.material cementante. - Geometría y distribución del tamaño de
- Geometría y distribución del tamaño de los granos.los granos. - Presión de las capas suprayacentes.
- Presión de las capas suprayacentes. 1.- Tipos De Empaque
1.- Tipos De Empaque
Si se tiene un medio poroso compuesto por esferas de igual tamaño, las cuales se encuentran Si se tiene un medio poroso compuesto por esferas de igual tamaño, las cuales se encuentran dispuestas formando un arreglo cúbico (figura 1.1), la porosidad obtenida es de 47.64%. Si
dispuestas formando un arreglo cúbico (figura 1.1), la porosidad obtenida es de 47.64%. Si modificamos la disposición espacial de las esferas manteniendo el tamaño de las mismas, modificamos la disposición espacial de las esferas manteniendo el tamaño de las mismas, podemos obtener diversos tipos de arreglos, cada uno de los cuales presentará una porosidad podemos obtener diversos tipos de arreglos, cada uno de los cuales presentará una porosidad diferente. Algunos de los arreglos que se pueden obtener son el arreglo ortorrómbico (figura 1.3) diferente. Algunos de los arreglos que se pueden obtener son el arreglo ortorrómbico (figura 1.3) y el arreglo romboédrico (figura 1.4).
y el arreglo romboédrico (figura 1.4).
El arreglo ortorrómbico y el arreglo romboédrico presentan una porosidad inferior a la del El arreglo ortorrómbico y el arreglo romboédrico presentan una porosidad inferior a la del arreglo cúbico, 39.54% y 25.9% respectivamente. Esta disminución en la porosidad se debe a arreglo cúbico, 39.54% y 25.9% respectivamente. Esta disminución en la porosidad se debe a una reducción en el volumen poroso del sistema, ya que parte de las esferas ocupan un volumen una reducción en el volumen poroso del sistema, ya que parte de las esferas ocupan un volumen que anteriormente se encontraba vacío.
que anteriormente se encontraba vacío. A continuación v
A continuación vamos a realiamos a realizar el cálculo dzar el cálculo de la porosidad e la porosidad para un arreglpara un arreglo ortorrómbico o ortorrómbico y paray para un arreglo romboédrico, de forma similar a como lo hicimos para el caso de un arreglo cúbico. un arreglo romboédrico, de forma similar a como lo hicimos para el caso de un arreglo cúbico.
Figura 1.3 Arreglo ortorrómbico Figura 1.3 Arreglo ortorrómbico
Tomando como ejemplo, la geología del yacimiento de petróleo, cuyas porosidades han sido observadas en rangos de 0.50 (Areniscas de Kansas) hacia el punto bajo 0.015 (Calizas fracturadas, el cinturón de Colinas de Canadá). Arenisca de Kansas y la caliza de Colinas de Canadá en ambas se ha encontrado una alta prod uctividad , lo cual ilustra otra observación geológica; no se considera que la porosidad sea un criterio exclusivo para la injectividad o productividad de fluidos.
Pero porque el flujo de fluido ocurre a través de una red de poros interconectados; la cantidad, tipo y la distribución de tamaño del poro que se comunican es importante.
Por supuesto, las arenas no son uniformes y estos valores de porosidad representarían el límite superior de porosidades posibles en rocas reales del reservorio.
Las areniscas también tienen material consolidado entre los granos que adicionalmente reduce el volumen disponible para el almacenamiento de hidrocarburos.
FIGURA. 1.1B EMPAQUETAMIENTO HEXAGONAL
FIGURA. 1.1C EMPAQUETAMIENTO ROMBOEDRICO
Considerando el arreglo cúbico de las esferas, la porosidad puede ser calculada de la siguiente forma:
La celda es un cubo con lados iguales, con un ángulo de 90º, d el diámetro de N esferas que pueda contener. Entonces:
90º
θ
3 bd
V
6
πd
,
2
d
3
4
π
,
3
r
4
π
V
3 3 3 esfera
0.476
6
π
1
3
d
6
π
1
3
d
,
3
d
6
3
πd
3
d
,
b
V
esfera
V
b
V
φ
47.6%
φ
2.- DiagénesisCada etapa de transporte y posterior sedimentación da lugar a una capa de sedimentos. La repetición de dichos fenómenos trae consigo nuevos depósitos sobre los anteriores.
Como consecuencia de este depósito continuado, una capa concreta de sedimentos es sometida a un aumento de presión, debido a la carga superpuesta de los materiales depositados
En estas condiciones se producen una serie de fenómenos en el sedimento, que modifican sus características. Al conjunto de estos fenómenos lo llamaremos litificación o diagénesis y los resultados de la misma son la transformación del sedimento en una roca sedimentaria.
a) El primer proceso que tiene lugar es el de compactación del sedimento, que consiste en la expulsión del agua por reducción de los poros entre minerales debido a la presión.
b) El agua puede quedar todavía retenida o escapar, este agua produce nuevos fenómenos cuando comienza a circular por el sedimento, dando origen principalmente al segundo proceso de la diagénesis que es la cementación, consistente en la deposición en los poros de minerales de precipitación química que estuviesen disueltos.
La acción conjunta de compactación y cementación terminan por consolidar el sedimento transformándolo en roca sedimentaria.
Ejemplo: Arena (sedimento) comprimida en seco no se modifica; pero impregnada, se transforma en arenisca (roca).
3.- La Presión Litostatica
Es la presión que ejerce una columna de roca situada sobre un punto. Depende de la densidad y del espesor de la columna de roca. Es un tipo de presión que actúa por igual en todas las direcciones. Si tenemos en cuenta que el espesor de la corteza continental no es igual que el de la corteza oceánica, resulta que las presiones a las que están sometidas las rocas tampoco son iguales. Así, en la corteza continental la presión que pueden llegar a soportar las rocas pueden ser de hasta 20 kilobares (en la base de los orógenos), mientras que la presión en la corteza oceánica es menor. Sólo en la zona de subducción la presión es muy alta.
4.- Acidicidad 5.- Esfericidad
La forma, esfericidad y redondez de los granos es efecto de intemperismo y erosión que estos sufren por procesos de transporte y durante la sedimentación. Estas propiedades revelan la modificación de granos, angulares de variadas formas por los efectos de abrasión, solución y clasificación.
La forma de los granos en arenisca varia ampliamente, desde esferas hasta discos o tubos. Se define por tres radios o ejes de una partícula largo (L), intermedio (I) y corto (S).
La esfericidad (E) es un parámetro cuantitativo que mide la “lejanía” de un cuerpo a la equidimensionalidad o sea la medida de que tan iguales son las dimensiones axiales de un grano. Para obtener esta medida de manera cualitativa en una lamina delgada se cuanta con un marco de comparación ya establecido, de donde podemos determinar una esfericidad alta y baja.
6.- Permeabilidad
La permeabilidad de un material es la capacidad que este tiene de transmitir un fluido, en este caso agua. Un material será más permeable cuando sea poroso y estos poros sean de gran tamaño y estén conectados.
Los materiales detríticos tienen siempre una porosidad elevada adquirida en el mismo
proceso de sedimentación, siendo mayor en los depósitos arcillosos que en los de mayor tamaño de grano (arenas y gravas), en los primeros puede llegar a ser del 50 % si no están
compactados. Sin embargo los poros de las arcillas son de tan pequeño tamaño que el agua circula muy lentamente a través de ellos por ello su permeabilidad es muy baja.
La granoselección (selección de tamaño de partículas) también incide en el valor de la
porosidad y la permeabilidad, cuanto mejor sea la selección de tamaño (cuanto más homogéneo sea el depósito) más porosas y permeables serán, puesto que en caso contrario las partículas más pequeñas ocupan parte de los poros.
En el proceso de litificación (formación de rocas sedimentarias) la compactación (sobre todo en sedimentos arcillosos) y la cementación hace disminuir ambos valores, por el contrario la disolución hace aumentarlos.
7.- Migración Por Descenso Y Por Ascenso
Se diferencian cuatro tipos principales de migración: migración primaria, migración
secundaria, acumulación y dismigración.
1. La migración primaria se da por el desplazamiento de los hidrocarburos dentro de
la roca madre a la roca almacén, comprendidas dentro de la misma formación
geológica. Esta termina tan pronto se alcance un conductor permeable o medio
poroso. Debido a que la roca madre es sobre-presurizada, la migración primaria se
puede dar lateralmente, hacia arriba o hacia abajo.
2. La migración secundaria es el desplazamiento de los hidrocarburos de la “roca
madre” a una formación adyacente, normalmente no asociada genéticamente con la
“roca madre”, pero sí, hacia rocas más porosas, con menor presión de poro o
reservorio natural.
La migración denominada “per ascensum” se da si el tránsito es de hidrocarburos de
una formación antigua a otra formación estratigráficamente más joven.
La denominación de migración “per descensum” se emplea para el caso en que el
paso de los hidrocarburos se realiza de una unidad estratigráfica joven a otra más
antigua.
3. La desmigración es el desplazamiento de hidrocarburos de la roca generadora o de
una acumulación a la superficie terrestre. Se presenta en algunos casos bajo
manifestaciones superficiales.
El proceso final de la migración de los hidrocarburos en forma de crudo y gas natural
es el proceso de acumulación.
4. La acumulación de los hidrocarburos ocurre al final del proceso de migración
cuando existen los siguentes elementos favorables para el entrampamiento y su
cierre, respectivamente:
roca reservorio o almacén de alta porosidad y permeabilidad que almacene
grandes cantidades de hidrocarburos
roca sello de naturaleza impermeable que actúa como barrera para el escape
del petróleo o del gas
trampa o estructura geológica
8.- Tipo De Falla. Falla Normal
Falla cuya superficie es curva, con buzamiento alto hacia superficie y bajo hacia profundidad; el bloque colgante ha descendido con relación al bloque yacente.
Falla Inversa
Falla cuya superficie es curva, con buzamiento alto hacia superficie y bajo hacia profundidad; el bloque colgante ha ascendido con relación al yacente; también es llamada falla antilístrica.