Densidad y porosidad de la roca

Comprender la densidad y porosidad de las rocas del yacimiento es un factor clave para estimar su potencial hidrocarburífero. La densidad y la porosidad están relacionadas.

Densidad

La densidad se define como la masa por volumen de una sustancia.

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típicamente con unidades de g/cm3 o kg/m3. Otras unidades que podrían encontrarse son lbm / galón o lbm / ft3 (ver Tabla 1).

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  la Tabla 1 Densidad de las conversiones.

Para materiales simples, completamente homogéneos (monofásicos), esta definición de densidad es sencilla. Sin embargo, los materiales de tierra involucrados en la ingeniería del petróleo son mezclas de varias fases, tanto sólidos (minerales) como fluidos. Las rocas, en particular, son porosas, y la porosidad está íntimamente relacionada con la densidad.

Porosidad

La porosidad (Φ) se define como la fracción no sólida o de volumen de poros.

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La porosidad es una relación de volumen y, por lo tanto, adimensional, y generalmente se reporta como una fracción o porcentaje. Para evitar confusiones, especialmente cuando están involucradas porosidades variables o cambiantes, a menudo se reporta en unidades de porosidad (1 PU = 1%).

Varios de volumen definiciones son necesarias para describir la porosidad:

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De estos podemos definir los diversos tipos de porosidad encontrados:

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Relación de densidad y porosidad

Fig. 1 muestra la aparición de estos tipos de porosidad en una piedra arenisca.

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  Fig. 1-Densidad calculada vs. porosidad para arenisca, piedra caliza y dolomita.

De manera similar, las definiciones de las densidades estándar asociadas con las rocas son las siguientes:

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donde Ms, Md, Msat, Mb y Mfl son la masa de la roca sólida, seca, saturada, flotante y fluida, respectivamente.

La densidad de un compuesto como rocas (o lodos de perforación) se puede calcular a partir de las densidades y la fracción de volumen de cada componente. Para un sistema de dos componentes,

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donde pmix es la densidad de la mezcla; pA es la densidad del componente A; pB es la densidad de B; A y B son las fracciones de volumen de A y B respectivamente (y por lo tanto B = 1− A).

Expandiendo esto en un sistema general con n componentes,

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Por ejemplo, explotando ecualizadores. 4, 5 y 6 para una roca formada por dos minerales, m1 y m2, y dos fluidos, f 1 y f 2, encontramos

………………..(8) y ………………..(9)

Eq. 8 es una relación fundamental utilizada en todas las ciencias de la tierra para calcular la densidad de la roca. Dada una porosidad y un fluido específico, la densidad se puede calcular fácilmente si se conoce la densidad mineral o de grano. Las densidades de grano de los minerales rocosos comunes se muestran en la Tabla 2. El resultado de aplicar la Ec. 9 se muestra en la Fig. 1.

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  Tabla 2 – Grano de densidades para el común de los minerales en forma de roca

Nota: en la Tabla 2 que hay varias densidades reportadas para el mismo mineral del grupo, tales como el feldespato y arcilla. La densidad cambiará sistemáticamente a medida que la composición varíe. Por ejemplo, en la serie plagioclasa, la densidad aumenta a medida que el sodio (albita, ρ = 2,61 g/cm3) se reemplaza por calcio (anortita, ρ = 2,75 g/cm3). Los minerales más problemáticos son las arcillas, particularmente las arcillas en expansión (montmorillonita o esmectita) capaces de contener grandes y variables cantidades de agua. En este caso, las densidades pueden variar un 40% o más. Este es un problema particular, porque las arcillas se encuentran entre los minerales más comunes en las rocas sedimentarias.

Las rocas de depósito a menudo contienen cantidades significativas de material orgánico semisólido, como betún. Estos típicamente tendrán densidades de luz similares en magnitud a las de las brasas.

Las densidades de fluidos porosos están cubiertas en detalle en Propiedades de fluidos porosos.

Densidad y porosidad in situ

En general, la densidad aumenta y la porosidad disminuye monótonamente con la profundidad. Esto es de esperar, porque las presiones diferenciales generalmente aumentan con la profundidad. A medida que aumenta la presión, los granos se desplazan y giran para alcanzar un empaque más denso. Se impondrá más fuerza a los contactos de grano. El aplastamiento y la fractura es un resultado común. Además, los procesos diagenéticos, como la cementación, trabajan para llenar el espacio de poros. El material puede disolverse en los puntos de contacto o a lo largo de las estiolitas y luego transportarse para llenar los poros. Algunas de las texturas resultantes de estos procesos se observaron en las fotomicrografías de tipos de roca. En la Fig. 2, se trazan densidades generalizadas en función de la profundidad para esquistos. Las formas y comportamientos generales de estas curvas son similares, a pesar de que provienen de una amplia variedad de ubicaciones con diferentes historias geológicas. Este tipo de curvas a menudo se ajustan a funciones exponenciales en profundidad para definir la tendencia de compactación local.

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  Fig. 2 – Shale density as a function of depth from several sedimentary basins (after Castagna et al. and Rieke and Chillingarian). 1 = Gas saturated clastics: probable minimum density (McCulloh). 2 = lodo del valle del río Po (Almacenador), 3 = esquisto costero promedio del Golfo de México a partir de mediciones geofísicas (Dickinson), 4 = esquisto costero promedio del Golfo de México a partir de troncos de densidad (Eaton), 5 = Pozo de la cuenca de Marcaibo (Dallmus), 6 = densidades húmedas calculadas de Hungría (Skeels), 7 = esquisto seco de Pensilvania y Pérmico (Dallmus), 8 = Este de Venezuela (Dallmus).

Las presiones diferenciales o efectivas no siempre aumentan con el aumento de la profundidad. Las presiones anormalmente altas del fluido de poros («sobrepresión») pueden ocurrir debido a:

• Compactación rápida
• Baja permeabilidad
• Deshidratación mineral
• Migración de fluidos de alta presión

La alta presión de poros da como resultado un diferencial anormalmente bajo de presión efectiva. Esto puede retardar o incluso revertir las tendencias normales de compactación. Tal situación se ve en la Fig. 3. Las porosidades para esquistos y arenas muestran la pérdida de porosidad esperada con el aumento de la profundidad en las partes poco profundas. Sin embargo, a unos 3500 m, la presión de los poros aumenta y la porosidad en realidad aumenta con la profundidad. Esto demuestra por qué es necesaria la calibración local. También indica la dependencia de la presión de las propiedades de la roca.

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  Fig. 3-Porosidad de pizarra y arenisca con profundidad. La porosidad disminuye hasta que las altas presiones de poros (=geopressión) reducen la presión efectiva y causan un aumento de la porosidad (de Stuart).

Técnicas de medición

Laboratorio

Se pueden utilizar numerosos métodos en el laboratorio para determinar la porosidad y la densidad. Los más comunes son por el peso de saturación y la ley de Boyle. Para rocas sin minerales sensibles como las esmectitas, la porosidad y las densidades secas, de grano y saturadas se pueden derivar de la masa saturada, la masa seca y el volumen (o peso flotante). Estas mediciones permiten calcular la densidad saturada, seca y de grano, así como la porosidad y el volumen de minerales y poros mediante el empleo de ecualizadores. del 3 al 5.

La técnica de la ley de Boyle mide los cambios relativos en las presiones de gas dentro de una cámara con y sin una muestra de roca. El volumen de poros interno (conectado) se calcula a partir de estas variaciones de presión, de las que se extraen las porosidades y densidades.

Registro

Varias técnicas de registro están disponibles para medir la densidad o la porosidad. Estas técnicas indirectas pueden tener errores sustanciales dependiendo de las condiciones del pozo, pero proporcionan una medida de las propiedades in situ. Los registros de rayos gamma bombardean la formación con radiación de una fuente activa. La radiación se dispersa de nuevo a la herramienta de registro, dependiendo de la densidad electrónica del material. La densidad de formación se extrae de la amplitud de estos rayos gamma dispersos por la espalda. El registro de neutrones estima la porosidad por interacción de partículas con átomos de hidrógeno. Los neutrones pierden energía al chocar con átomos de hidrógeno, dando así una medida del contenido de hidrógeno. Debido a que la mayor parte del hidrógeno en las rocas reside en el espacio de poros (agua o aceite), esto se relaciona con la porosidad llena de líquido. Tenga en cuenta que el registro de neutrones incluirá agua ligada dentro de las arcillas como porosidad. Además, cuando el gas relativamente pobre en hidrógeno es el fluido de poros, el registro de neutrones subestimará la porosidad. De manera similar, el registro de resonancia magnética nuclear (RMN) resolverá el contenido de hidrógeno. Esta herramienta, sin embargo, tiene la capacidad de diferenciar entre agua a granel libre y agua confinada. Los registros sónicos también se utilizan para mediciones de porosidad, particularmente cuando los minerales anómalos (como la siderita) o las condiciones de perforación hacen que otras herramientas sean menos precisas. La técnica consiste en invertir la velocidad a porosidad utilizando una de las relaciones proporcionadas en las velocidades de onda elásticas. La gravimetría también se ha utilizado en el fondo del pozo para medir las variaciones de densidad. Aunque esta herramienta es insensible a los cambios de escala fina, permite la medición de la densidad hasta el fondo de la formación.

Sísmica

En una escala gruesa, las densidades a veces se pueden extraer de los datos sísmicos. Este método requiere separar el componente de densidad de la impedancia. Esto normalmente requiere un análisis de los datos sísmicos en función del ángulo de desplazamiento o reflexión. Esta técnica probablemente se utilizará más a medida que los datos sísmicos mejoren y se incorporen más en la descripción del yacimiento.

Nomenclature

Artículos destacados en OnePetro

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Gardner, G., Gardner, L., y Gregory, A. 1974. Velocidad y densidad de formación: La base de diagnóstico para trampas estratigráficas. Geophysics 39 (6): 770-780. http://dx.doi.org/10.1190/1.1440465.

Han, D.-H, Nur, A., and Morgan, D. 1986. Efectos de la porosidad y el contenido de arcilla sobre las velocidades de las olas en areniscas. Geophysics 51 (11): 2093-2107. http://dx.doi.org/10.1190/1.1442062

Ver también

Efectos del fluido de poros en la mecánica de rocas

Relaciones de falla de rocas

Resistencia a la compresión de rocas

Velocidades acústicas de roca y porosidad

Determinación de porosidad

Determinación de porosidad con registro RMN

Evaluación de porosidad con registro acústico

Registro de densidad

PEH:Propiedades de roca