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Porosidad: Clasificación, Fuentes de Medición e Importancia

Porosidad como parámetro de roca, clasificación y tipos de porosidad. ¿Cómo se mide la porosidad? Importancia de la porosidad en la industria.

Porosidad

La porosidad de la roca es una medida de la capacidad de almacenamiento (volumen poroso) la cual tiene la capacidad de alojar fluidos.

A medida que se depositaban los sedimentos y se formaban las rocas durante tiempos geológicos pasados, algunos espacios vacíos que se desarrollaron se aislaron de los otros espacios vacíos por cementación excesiva. 

Así, muchos de los espacios vacíos están interconectados, mientras que algunos de los espacios porosos están completamente aislados, lo cual pueden influir directamente en los cálculos de ingeniería.

Cuantitativamente, la porosidad es la relación entre el volumen poroso con respecto al volumen total de la roca. 

Esta importante propiedad de la roca es determinada matemáticamente por la siguiente ecuación:


La porosidad es la relación entre el volumen poroso con respecto al volumen total de la roca
(Ec. 1)

Donde:
φ: Porosidad (adm).


Clasificación de la Porosidad

De acuerdo con la Ingeniería de Yacimiento

Durante el proceso de sedimentación y litificación, algunos de los poros que se desarrollaron inicialmente pudieron sufrir aislamiento debido a varios procesos diagenéticos o catagénicos tales como cementación y compactación

Por ende, existirán poros interconectados y otros aislados. Esto conlleva a clasificar la porosidad en absoluta y efectiva dependiendo de qué espacios porales que se miden durante la determinación del volumen de estos espacios porosos.


Porosidad absoluta

Es aquella porosidad que considera el volumen poroso de la roca esté o no interconectado. Esta propiedad es la que normalmente miden los porosímetros comerciales. 

Una roca puede tener una porosidad absoluta considerable y no tener conductividad de fluidos debido a la carencia de interconexión poral.


Porosidad efectiva 

Es la relación del volumen poroso interconectado con el volumen bruto de roca. Esta porosidad es una indicación de la habilidad de la roca para conducir fluidos, sin embargo, esta porosidad no mide la capacidad de flujo de una roca. 

La porosidad efectiva es afectada por un número de factores litológicos como tipo, contenido e hidratación de arcillas presentes en la roca, entre otros.

La porosidad efectiva es el valor que se utiliza en los cálculos de ingeniería de yacimientos, porque representa el espacio poroso interconectado que contiene los fluidos de hidrocarburos recuperables.


Porosidad no efectiva

Es la diferencia que existe entre las porosidad absoluta y efectiva.

 

De acuerdo con la Geología

A medida que los sedimentos se depositaron en los mares antiguos, el agua fue el primer fluido que llenó el espacio poroso. Esta agua se le denomina agua connata

Un método común de clasificación de la porosidad se basa en que si la porosidad se formó inicialmente o si fue producto de una diagénesis subsiguiente (dolomitización), catagénesis, campo de esfuerzos o percolación de agua.


Porosidad primaria o intergranular

La cual se desarrolló al mismo tiempo que los sedimentos fueron depositados. Las rocas sedimentarias con este tipo de porosidad son: areniscas (detríticas o clásticas) y calizas (no detríticas). 

La porosidad primaria a su vez se clasifica en:


  • Porosidad intercristalina: se refiere a los espacios existentes entre los planos de un cristal o espacios vacíos entre cristales. Muchos de estos poros son sub-capilares, poros menores de 0,002 mm de diámetro. La porosidad que se encuentra entre cristales o partículas tamaño lodo se llama comúnmente microporosidad.
  • Porosidad integranular: es función del espacio vacío entre granos, es decir, de los espacios intersticiales de toda clase de roca. Esta porosidad comprende tamaño sub-capilar a super-capilar. Generalmente, los espacios tienen un diámetro mayor de 0,5 mm.
  • Planos estratificados: existe concentración de espacios vacíos de diferentes variedades paralelos a los planos de estratificación. Las geometrías mayores de muchos yacimientos petroleros están controladas por este tipo de porosidad. Entre las causas de espacios vacíos en los planos estratificados se cuentan: diferencias de los sedimentos depositados, tamaño de partículas y arreglo de depositación y ambientes de depositación.
  • Espacios sedimentarios misceláneos: esto se debe a: 
    • Espacios vacíos resultantes de la depositación de fragmentos detríticos de fósiles. 
    • Espacios vacíos resultantes del empaquetamiento de oolitas. 
    • Espacios cavernosos de tamaño irregular y variable formados durante el tiempo de depositación.
    • Espacios creados por organismos vivos en el momento de la depositación.

Porosidad secundaria, inducida o vugular

Ocurre por un proceso geológico o artificial subsiguiente a la depositación de sedimentos

Puede ser debida a la solución o fractura (artificial o natural) o cuando una roca se convierte en otra (caliza a dolomita). 

La porosidad secundaria es el resultado de un proceso geológico (diagénesis y catagénesis) que tomó lugar después de la depositación de los sedimentos. 

La magnitud, forma, tamaño e interconexión de los poros podría no tener relación directa de la forma de las partículas sedimentarias originales. La porosidad secundaria se clasifica en:


  • Porosidad de disolución: integrada por canales resultantes de la disolución del material rocoso por acción de soluciones calientes o tibias que circulan o percolan a través de la roca. Las aperturas causadas por meteorización (juntas alargadas y cavernas).
  • Dolomitización: es el proceso mediante el cual la caliza se transforma en dolomita según la siguiente reacción. Algunas rocas carbonáticas están constituidas solamente por calizas. Si el agua circulante a través del espacio poroso contiene suficientes cantidades de magnesio disuelto, el calcio en la roca puede intercambiarse por el magnesio en solución. Como el magnesio es considerablemente más pequeño que el calcio, la resultante dolomita tendrá una porosidad mayor, cuyo incremento oscila entre el 12-13%.
  • Porosidad de Fractura: son aperturas en la roca producto de fallamiento estructural de las rocas del yacimiento debido a tensión originada por actividades tectónicas tales como doblamiento y falla. Esta incluye juntas, fisuras, y fracturas. Las porosidades de fractura normalmente no superan el 1% en carbonatos.
  • Espacios secundarios misceláneos: En esta clasificación se tienen: 
    • Arrecifes, los cuales son aperturas en las crestas de anticlinales estrechos. 
    • Pinchamientos y llanos, los cuales son aperturas formadas por la separación de estratos sometidos a un suave desplome. 
    • Espacios vacíos causados por brechas submarinas y conglomerados que resultan de movimientos gravitatorios del material del fondo marino después de litificación parcial.


Fuentes de medición de la Porosidad

Los datos de porosidad de las rocas se obtienen mediante mediciones directas o indirectas. Mediciones de laboratorio de datos de porosidad en muestras de testigos son ejemplos de métodos directos. 

Determinaciones de datos de porosidad de datos de registros de pozos se consideran métodos indirectos.


Métodos directos

Las mediciones directas de datos de porosidad en muestras de núcleos en un laboratorio generalmente requieren mediciones de los volúmenes bruto y de poro. 

Para muestras de núcleos de forma irregular, el volumen bruto se determina por métodos gravimétricos o volumétricos. 

En los métodos gravimétricos, la pérdida aparente de peso de la muestra cuando se sumerge completamente en un líquido de densidad conocida es medido. 

Los métodos volumétricos miden el volumen de líquido desplazado por la muestra de roca cuando está completamente sumergido en el líquido. 

Estos métodos utilizan equipos especialmente diseñados para que el líquido no sea absorbido por la muestra de roca. 

Para muestras de forma regular, el volumen bruto se calcula a partir de la medición física de las dimensiones de la muestra central. 

Por ejemplo, si el tapón del núcleo tiene forma cilíndrica, el volumen bruto se calcula como:


Si el tapón del núcleo tiene forma cilíndrica, el volumen aparente se calcula de la siguiente forma
(Ec. 2)


Donde:
V: Volumen bruto.
r: Radio del tapón del núcleo.
l: Longitud del tapón del núcleo.
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Otros métodos directos para medir la porosidad de una muestra de roca incluyen el uso del porosímetro de mercurio y porosímetro de expansión de gas.

La mayoría de las rutinas de laboratorio basadas en métodos directos miden la porosidad total. Es importante distinguir entre los datos de porosidad total obtenidos de las muestras de testigos y la porosidad datos derivados de registros de pozos, que pueden incluir porosidades efectivas. 

Los datos de porosidad obtenidos de las muestras de núcleo que utilizan métodos directos generalmente se consideran precisas y confiables. 

Los datos obtenidos se utilizan para calibrar y validar datos de porosidad derivados de registros que se basan en métodos indirectos.


Métodos indirectos

Los métodos indirectos para derivar datos de porosidad se basan en datos de registros de pozos

Los registros del pozo generalmente para este propósito se utilizan registros de densidad, sónicos, de neutrones y de resonancia magnética nuclear (RMN). 

En la mayoría de los programas de evaluación de formaciones, registros de densidad, sónicos y de neutrones se adquieren de manera rutinaria. 

El registro de RMN se ejecuta con frecuencia en muchos pozos debido a su capacidad de proporcionar otros datos para la evaluación de formación, además de datos de porosidad. 

En la mayoría de los pozos de aguas profundas, es una práctica común ejecute registros de RMN, además de registros de densidad, sónicos y de neutrones. 

Es importante tener en cuenta que la densidad, los registros sónicos y de neutrones dependen de la litología, mientras que los registros de RMN son independientes de la litología para derivación de la porosidad. Los datos de RMN son muy sensibles a las condiciones ambientales. 

Es recomendable que las herramientas de RMN deben ejecutarse junto con registros convencionales, como registros de densidad o registros de neutrones para el control de calidad y validación de los datos de RMN. 

Un resumen de los principios básicos, los requisitos de datos, ventajas y desventajas de todas las herramientas de porosidad se muestran en la Tabla 1.


Tabla 1. Sumario de Principios, Ventajas y Desventajas de los Métodos de Medición Indirectos de la Porosidad.

Atributos Densidad Neutrón Sónico RMN
Principio Básico Atenuación de Gamma Ray. Ralentización de neutrones o captura de Gamma Ray. Tiempos de Tránsito. Excitación del hidrógeno en el espacio poroso.
Datos requeridos Matriz y densidad de los fluidos. Calibración. Tiempos de tránsito de matriz y fluidos. Índice de Hidrógenos.
Ventajas Pocos efectos con la presencia de gas en la formación. Habilidad de detectar la presencia de gas en la formación, puede ser usado en hoyos revestidos. Buena compensación por efectos ambientales, combinable con registros de inducción. Independiente de la litología.
Desventajas Poca profundidad de investigación, afectadas por efectos de lavado de hoyo (washouts). Sensible a las irregularidades de hoyo; requiere de calibración. La profundidad de investigación depende del tipo de formación. Correcciones ambientales; la velocidad de corrida de la herramienta afecta a los resultados.


Importancia de la Porosidad

Uno de los principales datos de propiedades de las rocas que se utilizan en la mayoría de las evaluaciones de yacimientos son los datos de porosidad.

En consecuencia, es importante que se obtengan valores precisos de los datos de porosidad de las rocas del yacimiento, medidos y validado por otros métodos independientes. Los datos de porosidad se utilizan en evaluaciones de yacimientos:


  • Cálculo volumétrico de fluidos en el yacimiento.
  • Caracterización geológica del yacimiento.

Por tanto, la porosidad es un dato fundamental para la evaluación de un proyecto petrolero desde su etapa inicial hasta su etapa final.

Una mala estimación de este parámetro de roca puede repercutir negativamente en los estimados de volúmenes originales de hidrocarburos en sitio.

En consecuencia, afectaría seriamente en la economía del proyecto debido al sobredimensionamiento del diseño de equipos, facilidades de superficie, entre otros.


Fuente:
  • Ahmed, T. Reservoir Engineering Handbook Third Edition. Gulf Professional Publishing, Maine, Estados Unidos (2006).
  • Ezekwe, N. Petroleum Reservoir Engineering Practice. Prentice Hall, Boston, Estados Unidos (2011).
  • Escobar, F. Fundamentos de Ingeniería de Yacimientos. Universidad Surcolombiana, Huila, Colombia.


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Porosidad: Clasificación, Fuentes de Medición e Importancia
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