cómo se mide la porosidad

Definición de la porosidad
Cómo se mide la porosidad
Tony Smithson
Editor
Mediciones de porosidad
Las herramientas de densidad emiten rayos gamma de energía intermedia
en la pared de un pozo (arriba, a la derecha). Los rayos gamma chocan con
los electrones presentes en la formación, pierden energía y se dispersan
después de sucesivos choques. El número de choques se relaciona con el
número de electrones por unidad de volumen; la densidad de electrones.
La densidad de electrones, para la mayoría de los minerales y fluidos que se
encuentran en los pozos de petróleo y gas, es directamente proporcional a
su densidad volumétrica, ρvolumétrica.
Traducción del artículo publicado en Oilfield Review Otoño de 2012: 24, no. 3.
Copyright © 2013 Schlumberger.
Volumen 24, no.3
La densidad volumétrica medida con la herramienta, ρregistro, resulta de
los efectos combinados del fluido (porosidad) y la roca (matriz) y se utiliza
para computar la medición de porosidad del registro de densidad (fdensidad):
φdensidad =
ρmatriz – ρregistro
ρmatriz – ρfluido
Las rocas yacimiento más comunes son: arenisca (ρmatriz = 2,65 g/cm3),
caliza (ρmatriz = 2,71 g/cm3) y dolomía (ρmatriz = 2,87 g/cm3). Estos valores de
densidad de la matriz son utilizados para computar los valores de porosidad
a partir del registro de densidad. Normalmente, el otro dato de entrada,
ρfluido, es el del agua (1 g/cm3).
La elección correcta de los
Formación
valores ρmatriz, que a menudo se
derivan de otras mediciones, es
crucial para el cómputo de la
Detector con
medición de porosidad a partir
espaciamiento
largo
de la densidad. Si los datos de
Detector con
entrada ρmatriz son incorrectos o
espaciamiento
existe una mezcla de tipos de
corto
rocas, se obtendrá una medición de porosidad incorrecta.
Lo mismo ocurre con el dato de
Fuente
entrada ρfluido.
Las herramientas de porosi- > Herramienta de porosidad derivada de
dad-neutrón emiten neutrones la densidad. Una fuente radioactiva emite
rápidos de alta energía (del rayos gamma en la formación, donde
éstos interactúan con los minerales y los
orden de 106 eV) de fuentes quífluidos; algunos rayos gamma vuelven a
micas o electrónicas (abajo). los detectores donde son contados y se
miden sus niveles de energía.
Pozo
Detector de
espaciamiento
largo
Formación
Detector de
espaciamiento
corto
Fuente de
neutrones
Región de
neutrones
termales
10 6
Energía neutrónica, eV
A la hora de evaluar los yacimientos
Porosidad
Grano de roca
convencionales, a los petrofísicos les
interesan tres aspectos clave: la permeabilidad, la porosidad y la presencia
de hidrocarburos. La permeabilidad es
la medida de la capacidad de una roca
para permitir que los fluidos pasen a
través de ella. La porosidad es el espacio intersticial volumétrico existente
en la roca; el espacio no ocupado por
material sólido (derecha). Sin la presencia de hidrocarburos, la porosidad— que se relaciona directamente > Porosidad. El espacio intersticial
con el potencial de producción— y la de las rocas, no ocupado por
material sólido, puede ser ocupado
permeabilidad pueden resultar de poco
por agua, petróleo o gas.
interés para los analistas de registros.
Si bien la porosidad es un parámetro crucial para evaluar los yacimientos, los primeros registros medían la resistividad de las formaciones.
Introducidas en la década de 1920, las herramientas de resistividad ayudaban a identificar las rocas hidrocarburíferas potenciales. La resistividad
alta es una característica de la presencia de hidrocarburos y la resistividad
baja es indicativa de la presencia de agua. No obstante, los analistas de registros no podían diferenciar las rocas que contenían hidrocarburos de las que
carecían de porosidad porque ambas exhiben alta resistividad. Aun cuando
se identificaran zonas hidrocarburíferas utilizando herramientas de resistividad, el volumen de hidrocarburos no podía determinarse sin una medición
de la porosidad.
Las primeras mediciones de porosidad, que aparecieron a comienzos de la
década de 1950, fueron obtenidas con herramientas de adquisición de registros sónicos, o acústicos. La porosidad derivada de los registros sónicos se
computa mediante la comparación de la velocidad del sonido a través de la
formación con la de las rocas sin porosidad. El sonido viaja más lentamente a
través de las rocas rellenas de fluido que a través de las rocas sin porosidad.
Los científicos han desarrollado una gran variedad de herramientas de
adquisición de registros de porosidad basadas en diversos principios físicos.
Oilfield Review
Hoy, aunque los registros sónicos de porosidadAUTUMN
siguen siendo
12 utilizados, las
dos mediciones de porosidad predominantes Defining
son las mediciones
de 1porosiPorosity Fig.
ORAUT 12-DEFPOR 1
dad derivada del registro de densidad y la porosidad-neutrón.
Fuente electrónica
Fuente química
10 4
10 2
10 0
Energía termal
promedio 0,025 eV
Captura
10 –2
10
Tiempo, ms
100
> Vida de un neutrón rápido. La herramienta de porosidad-neutrón
(izquierda) emite neutrones de alta energía que chocan con las moléculas
presentes en las rocas y los fluidos de formación, pierden energía
(derecha) y finalmente alcanzan el nivel de energía termal (0,025 eV) en
una región situada a cierta distancia de la fuente. Algunos de los neutrones
termales retornan a la herramienta donde son contados por los detectores.
Estos conteos se convierten en una medición del índice de hidrógeno (IH),
que se utiliza para computar la medición de porosidad-neutrón. Finalmente,
los neutrones termales son capturadosOilfield
por los Review
elementos de la formación.
AUTUMN 12
Defining Porosity Fig. 2
ORAUT 12-DEFPOR 2
65
Definición de la porosidad
Formación de arenisca
Los neutrones, que son partículas subatómicas de
Matriz: Arenisca
Matriz: Dolomía
Matriz: Caliza
carga neutra, pierden energía cuando chocan con
Densidad asumida de la matriz:
Densidad asumida de la matriz: Densidad asumida de la matriz:
3
3
2,65 g/cm
2,87 g/cm3
2,71 g/cm
los núcleos de los materiales de formación. La pérdida de energía se relaciona con la masa relativa de
Lutita
Efecto de la lutita
Efecto de la lutita
Efecto de la lutita
las partículas con las que choca el neutrón. El hidróCruzamiento
Cruzamiento
Cruzamiento
Gas
geno, que consta de un núcleo con un único protón,
Petróleo
es el elemento más efectivo para desacelerar los neutrones rápidos. En las rocas yacimiento, el hidrógeno
Agua
se asocia con los líquidos —petróleo o agua— que
60
Porosidad, %
0 60
Porosidad, %
0 60
Porosidad, %
0
rellenan el espacio poroso. El gas posee una densidad
Las curvas se
Diferencia del 4%
Diferencia del 12%
superponen entre sí
de hidrógeno mucho menor que el petróleo y el agua.
Después de múltiples choques, los neutrones
> Efectos de la litología y de los fluidos. Las mediciones de porosidad del registro de densidad (rojo) y
alcanzan un estado de baja energía (0,025 eV) y se
porosidad-neutrón (guiones azules) se computan a partir de relaciones que dependen de la litología.
denominan neutrones termales. El número de neu- Los analistas de registros utilizan las respuestas características de las herramientas para ayudar a
trones termales que resultan de los choques con el determinar el tipo de fluido y la litología. Por ejemplo, en una formación de arenisca, con la porosidad
hidrógeno es proporcional al índice de hidrógeno computada utilizando los parámetros correctos (izquierda), las curvas se superponen entre sí con la
porosidad correcta del 30% en el agua, se cruzan levemente en el petróleo, se cruzan en forma
(IH) de la formación.
considerable en el gas y se separan en las lutitas. Si se utiliza una matriz incorrecta, tal como
Una herramienta convencional de porosidad-neu- caliza (centro) o dolomía (derecha), las porosidades computadas son incorrectas en un 4% y un
trón posee dos detectores localizados a distancias 12%, respectivamente.
fijas respecto de la fuente. Los detectores cuentan
los neutrones que han atravesado la formación y han alcanzado niveles de de las lutitas y su eliminación de la medición de la porosidad total, los anaenergía termal. El IH se deriva de la relación de conteos de estos dos detecto- listas de registros pueden computar la porosidad efectiva, lo que describe
res, y los analistas aplican una transformada que depende de la litología para con mayor precisión el potencial de un yacimiento.
El efecto del gas resulta de dos principios físicos de medición. La herraconvertir el IH en un valor de porosidad-neutrón. Como sucede con la medición
de porosidad a partir del registro de densidad, la obtención de una medición mienta de porosidad-neutrón detecta la porosidad rellena con gas como una
porosidad baja. Por el contrario, la medición de porosidad derivada del
precisa de porosidad-neutrón depende de la utilización de la matriz correcta.
En el caso de las formaciones limpias, sin lutitas, en las que la porosidad registro de densidad puede ser más alta que la porosidad verdadera.
se rellena con agua o petróleo, el registro de neutrón mide la porosidad El resultado es que las curvas de porosidad-neutrón y densidad no se superrellena de fluido. Dado que el gas posee una densidad de hidrógeno mucho ponen entre sí —lo que indicaría la existencia de porosidad rellena con
menor que el petróleo o el agua, la porosidad rellena con gas aparece como agua o con petróleo y la matriz correcta— ni se separan unas respecto de
las otras: el efecto de las lutitas. Dado que la medición de porosidad-neubaja porosidad.
Diversos factores ambientales afectan las mediciones de porosidad-neu- trón es más baja que la de porosidad computada del registro de densidad,
trón y se han desarrollado correcciones para compensarlos. Éstas incluyen el las curvas se cruzan entre sí, lo que da origen al término cruzamiento.
El efecto de las lutitas contrarresta el efecto de cruzamiento; no obstante,
tamaño del pozo, la densidad y la salinidad del lodo, el espesor del revoque de
filtración, la presión hidrostática, la salinidad y la temperatura de formación. los petrofísicos utilizan otras mediciones para la corrección por el volumen de
lutita y la determinación de la porosidad efectiva. El efecto del gas también
puede ser enmascarado por la presencia del fenómeno de invasión profunda,
Mediciones complementarias
Las herramientas de medición de la porosidad responden en formas bien cuando el filtrado de fluido de perforación desplaza el gas original en sitio.
definidas a los atributos físicos del sistema roca-fluido. Como parte del pro- Las herramientas de adquisición de registros durante la perforación (LWD),
datos
antes de que se produzca la invasión, pueden identificar
ceso de interpretación de registros, los analistas de registros dan cuenta de que registran
Oilfield
Review
de
zonas
estas respuestas diferentes. Dos de los ejemplos más fáciles de reconocer de la presencia
AUTUMN 12de gas no detectadas por las herramientas operadas con
se correnPorosity
un tiempo
de la perforación.
las respuestas de las herramientas son el efecto de las lutitas y el efecto del cable, queDefining
Fig.después
4
ORAUT
4
Existen
otras 12-DEFPOR
técnicas de medición
que pueden utilizarse para determigas en el registro de densidad-neutrón (arriba).
En las rocas limpias rellenas con agua, los registros de porosidad-neu- nar la porosidad, tales como las herramientas de resonancia magnética
trón y densidad deben superponerse si se aplica la litología correcta como nuclear (RMN) y las muestras de núcleos. Una herramienta de RMN mide
dato de entrada. Si existe lutita presente, la medición de porosidad-neutrón es directamente la porosidad rellena con líquido. Los datos derivados de los
más alta que la de la porosidad computada del registro de densidad. Esto se núcleos proporcionan un valor empírico de la porosidad, si bien el daño
debe a que el neutrón responde al gran volumen de fluido adsorbido por producido durante el proceso de recuperación de los núcleos puede afectar
la lutita. El efecto neto es que, en las lutitas, existe una separación entre las el valor medido.
curvas de porosidad-neutrón y densidad: el efecto de las lutitas.
Los efectos de las lutitas también dan origen a otro término: porosidad Un parámetro crucial
efectiva. Los petrofísicos derivan los valores de porosidad total mediante la La porosidad es uno de los parámetros más cruciales para la cuantificación
combinación de diferentes mediciones y la corrección por las condiciones de las reservas de hidrocarburos. Los petrofísicos han desarrollado numeroambientales y litológicas. Esta porosidad total incluye los fluidos asociados sas formas de determinar la porosidad para asegurarse de contar con los
con las lutitas. Dado que los fluidos contenidos en las lutitas normalmente datos de mayor precisión posible. El objetivo final es utilizar estos datos
no pueden ser producidos, sus contribuciones a la medición pueden sus- para conocer el potencial de producción de un yacimiento y asegurar la
traerse de la porosidad total. Mediante la cuantificación de la contribución recuperación efectiva de sus hidrocarburos.
66
Oilfield Review