Porosidad efectiva

La porosidad efectiva se considera más comúnmente como la porosidad de una roca o sedimento disponible para contribuir al flujo de fluido a través de la roca o sedimento, o a menudo en términos de "flujo hacia un pozo ". La porosidad que no se considera "porosidad efectiva" incluye agua ligada a partículas de arcilla (conocida como agua ligada ) y porosidad "vug" aislada ( vugs no conectados a otros poros o poros sin salida). La porosidad efectiva es de gran importancia al considerar la idoneidad de rocas o sedimentos como depósitos de petróleo o gas , o como acuíferos .

El término carece de una definición única y directa. Incluso algunos de los términos utilizados en su descripción matemática (" ” y “ ”) tienen múltiples definiciones. $V_{cl}$ $Estilo de visualización V_ {sh}}$

Antecedentes de múltiples definiciones

Cuarzo

El "cuarzo" (más acertadamente denominado "minerales no arcillosos") forma parte de la matriz o, en términos de análisis de núcleo, parte del volumen del grano.

Capas de arcilla

Las "capas de arcilla" son arcilla seca (V _cl ) que también forma parte del volumen del grano. Si una muestra de núcleo se seca en un horno seco normal (atmósfera no humidificada), las capas de arcilla y el cuarzo juntos forman el volumen del grano, y todos los demás componentes constituyen la "porosidad total" del análisis del núcleo (sin perjuicio de los comentarios en ^[2] ). Esta porosidad total del núcleo generalmente será equivalente a la porosidad total derivada del registro de densidad cuando se utilizan valores representativos para la densidad de la matriz y del fluido.

Las capas de arcilla contienen grupos OH − (a menudo denominados "agua estructural"). Esta agua estructural nunca forma parte del volumen de los poros. Sin embargo, dado que los registros de neutrones detectan H (hidrógeno) y todo el hidrógeno detectado se asigna como espacio poroso, los registros de neutrones sobreestimarán la porosidad en rocas arcillosas al detectar OH − como parte del espacio poroso.

Superficies y entrecapas de arcilla

Las “superficies arcillosas y las capas intermedias” comprenden agua ligada electroquímicamente (agua ligada a la arcilla o CBW) cuyo volumen varía según el tipo de arcilla y la salinidad del agua de formación (consulte la sección Anexos). La definición más común de porosidad efectiva para areniscas excluye el CBW como parte de la porosidad, mientras que el CBW se incluye como parte de la porosidad total. ^[3]^[4] Es decir:

{\text{Effective porosity}}={\text{Total porosity}}-{\text{CBW}}

Para evaluar la porosidad efectiva, las muestras se secan a una humedad relativa del 40-45% y 60 °C. Esto significa que se pueden retener una o dos capas moleculares de CBW y se puede medir una forma de “porosidad efectiva” en las muestras. Sin embargo, el CBW retenido por los tapones de núcleos secados por humedad no es necesariamente representativo del CBW en la formación en condiciones de yacimiento. Esta falta de representación del yacimiento se produce no solo porque el CBW tiende a un valor mínimo en los núcleos secados por humedad en las condiciones especificadas ^[5], sino también porque la cantidad de CBW en condiciones de yacimiento varía con la salinidad del agua de formación en el espacio poroso “efectivo”. ^[6]^[2] Los núcleos secados por humedad no tienen agua en el espacio poroso “efectivo” y, por lo tanto, nunca pueden representar verdaderamente la condición de CBW del yacimiento. Puede surgir una complicación adicional porque el secado por humedad de los núcleos a veces puede dejar agua de condensación en microporos libres de arcilla. ^[7]

La derivación de registros de porosidad efectiva incluye CBW como parte del volumen de esquisto (V _sh ). V _sh es mayor que el volumen de V _cl no solo porque incorpora CBW, sino también porque V _sh incluye granos de cuarzo (y otros minerales) de tamaño de arcilla (y tamaño de limo), no solo arcilla pura.

Poros pequeños

Los "poros pequeños" contienen agua capilar que es diferente del CBW en que está físicamente (no electroquímicamente) unida a la roca (por fuerzas capilares). El agua capilar generalmente forma parte del espacio poroso efectivo tanto para el análisis de registros como de núcleos. Sin embargo, el espacio poroso microporoso asociado con las lutitas (donde el agua es retenida por fuerzas capilares y, por lo tanto, no es CBW real) generalmente se estima como parte de la Vsh _por los registros y, por lo tanto, no se incluye como parte de la porosidad efectiva. El agua total asociada con las lutitas se denomina más apropiadamente "agua de lutita", que tiene un valor mayor que el CBW. ^[8] Si secamos muestras de núcleos con humedad, (parte de) el CBW unido electroquímicamente se retendría, pero nada del agua microporosa unida por capilaridad (a pesar de los comentarios en ^[7] ). Por lo tanto, aunque la figura infiere que un núcleo secado con humedad podría producir una porosidad efectiva similar a una porosidad efectiva de análisis de registros, la porosidad efectiva del núcleo generalmente será mayor (ver la sección "Ejemplos"), a pesar de los comentarios en [7] ). comentarios en. ^[2] Tradicionalmente, el agua de mar real no se ha medido directamente ni en núcleos ni mediante registros, aunque la medición por RMN es prometedora. ^[9]

A una altura determinada por encima del nivel de agua libre, el agua capilar se vuelve “irreducible”. Esta agua capilar forma la saturación de agua irreducible (“Swi”) con respecto a la porosidad efectiva (a pesar de la inclusión de agua microporosa como Vsh _durante el análisis de registros), mientras que para la porosidad total, el agua capilar y el agua capilar combinados forman la “Swi”.

Poros grandes

Los “poros grandes” contienen hidrocarburos (en una formación que contiene hidrocarburos). Por encima de la zona de transición, solo fluirán hidrocarburos. La porosidad efectiva (con referencia a la figura siguiente) se puede clasificar solo como los espacios de poros grandes llenos de hidrocarburos por encima de la zona de transición. ^[10]

De manera anecdótica, el espacio poroso efectivo se ha equiparado al volumen de poros desplazables de hidrocarburos. En este contexto, si la saturación residual de hidrocarburos se calculara en un 20%, entonces solo el 80% de los poros llenos de hidrocarburos en la figura constituirían espacio poroso efectivo.

Poros aislados

Los “poros aislados” en los clásticos y la mayoría de los carbonatos hacen una contribución insignificante a la porosidad. Hay excepciones. En algunos carbonatos, por ejemplo, las pruebas de organismos microscópicos pueden calcificarse para crear un espacio poroso intraparticular aislado significativo que no está conectado al espacio poroso interparticular disponible para el almacenamiento y flujo de hidrocarburos. En tales casos, el análisis de núcleos solo registrará el espacio poroso interparticular, o “porosidad efectiva”, mientras que los registros de densidad y neutrones registrarán el espacio poroso total. Solo triturando la roca, el análisis de núcleos puede arrojar la porosidad total observada por los registros. La definición tradicional de porosidad efectiva de la ingeniería petrolera y el análisis de núcleos es la suma del espacio poroso interconectado, es decir, excluyendo los poros aislados. ^[11] Por lo tanto, en la práctica, para la gran mayoría de las rocas sedimentarias , esta definición de porosidad efectiva equivale a la porosidad total.

Resumen de términos

Porosidad total: El volumen de la roca del yacimiento que está llena de fluido (petróleo, agua, gas), expresado como un porcentaje o una fracción del volumen bruto (a granel) de la roca.

Porosidad efectiva $\phi _{e1}$: La suma de todos los espacios porosos interconectados. En la gran mayoría de los casos, este análisis de núcleos y la definición de ingeniería petrolera de porosidad efectiva equivalen a la porosidad total.

Porosidad efectiva $\phi _{e2}$: Porosidad efectiva medida en muestras de núcleos que se secan en un horno de humedad para que las arcillas retengan una o dos capas moleculares de agua ligada; sin embargo, este CBW tiende a ser mínimo y es probable que no sea representativo del yacimiento.

Porosidad efectiva $\phi _{e3}$: Porosidad total menos agua ligada a la arcilla (CBW).

Porosidad efectiva $\phi _{e4}$: Porosidad efectiva de registro. En esencia, la porosidad total menos el agua de esquisto, donde los minerales sólidos y el volumen de esquisto (Vsh) constituyen la matriz (porosidad no efectiva) y el volumen restante constituye la porosidad efectiva. Para fines prácticos, Vsh incluye arcillas sólidas y la fracción de tamaño de arcilla y limo de minerales no arcillosos más CBW y agua ligada por capilaridad asociada con microporos de esquisto.

Porosidad efectiva $\phi _{e5}$: En un yacimiento que contiene hidrocarburos por encima de la zona de transición, solo el espacio poroso que está lleno de hidrocarburos. Según el registro de RMN, esto equivale al índice de fluido libre (FFI), es decir, todo el espacio poroso por encima del límite de corte T2.; La determinación de la porosidad y la microporosidad efectivas se puede determinar a partir de la distribución de T2 de RMN y también a partir de la curva de presión capilar. La distribución acumulada para la muestra completamente saturada se compara con la distribución acumulada después de centrifugar a 100 psi. El tiempo de corte que separa la distribución de T2 en macroporosidad y microporosidad se define como el tiempo de relajación en el punto donde la porosidad acumulada de la muestra completamente saturada es igual a la saturación de agua irreducible. ^[12]

Porosidad efectiva $\phi _{e6}$: El volumen del espacio poroso que contiene únicamente hidrocarburos producibles.

Agua ligada con arcilla (CBW)

La cantidad de agua ligada a la arcilla se determina mediante la siguiente ecuación

{\text{CBW}}=\phi _{t}\cdot {\text{SF}}\cdot {\text{Qv}}

^[6]^[2]

¿Dónde está la porosidad total y el factor salinidad ?

\phi _{t}

{\text{SF}}

y es la capacidad de intercambio catiónico , meq/ml de espacio poroso

{\text{Qv}}

Factor de salinidad (FS): $0.6425\cdot S^{-0.5}+0.22$; donde S es la salinidad en g / L ,

Ejemplos

Un ejemplo dramático de una discrepancia entre la porosidad efectiva del núcleo y la porosidad efectiva logarítmica proviene de algunos yacimientos de Greensand en Australia Occidental . Las Greensands son verdes debido a la glauconita que contiene hierro , que generalmente se reconoce como ilita / mica o arcilla de ilita- esmectita en capas mixtas mediante difracción de rayos X. La glauconita per se incorporará agua ligada electroquímicamente (CBW) debido a los tipos de arcilla. Sin embargo, lo que es más importante para la consideración de la porosidad efectiva, los granos de glauconita (parte de la Vsh) tienen un espacio poroso microporoso intraparticular que retiene el agua ligada por capilaridad. La glauconita puede constituir un gran porcentaje de la roca del yacimiento y, por lo tanto, el espacio poroso intraparticular asociado puede ser significativo. Las porosidades efectivas logarítmicas calculadas al 25% en algunos yacimientos de Greensand han producido porosidades efectivas de análisis de núcleo del 35% a profundidades equivalentes. ^{[ cita requerida ]} La diferencia es la microporosidad glauconítica que contiene agua en condiciones de yacimiento y se incluye como parte de la Vsh (porosidad no efectiva) mediante análisis logarítmico. Sin embargo, la microporosidad glauconítica se mide como parte de la porosidad efectiva en los tapones de núcleo, incluso si se secan con humedad.

Las arenas verdes pueden causar distintos grados de dificultad para el análisis de registros de porosidad. Los radicales OH − afectan los registros de neutrones; el componente de hierro es problemático y se debe considerar la hidratación variable de la arcilla para la interpretación de los registros de densidad. El componente de hierro afecta los registros de RMN y la arcilla afecta el registro sónico. Por lo tanto, es esencial tener un núcleo, o al menos una buena comprensión de la geología, antes de invocar relaciones de porosidad total versus efectiva.

Véase también

Notas

Vcl se ha expresado como: arcilla seca; ^[3] arcilla seca más CBW. ^[10] Vsh se ha descrito como: arcilla seca más CBW (una versión de una “esquisto perfecto” ^[8] ); arcilla seca, CBW más limo (el “esquisto perfecto” de Dual Water en el diagrama anterior; ^[13] arcilla seca, limo, CBW más agua microporosa de esquisto (el “esquisto práctico” ^[8] ).
Las diferentes derivaciones de la porosidad efectiva no son necesariamente excluyentes entre sí. Además, el tema subyacente unificador es el espacio poroso interconectado, aunque el espacio poroso no conectado puede ser el resultado de varios mecanismos diferentes, como poros aislados físicamente creados por fósiles calcificados o microporosidad aislada por flujo.
Independientemente de la definición de porosidad que se utilice, el hidrocarburo in situ calculado siempre debe ser el mismo. Por este motivo, el hidrocarburo in situ se puede expresar como un porcentaje del volumen total (bruto) de roca, con lo que se evita por completo el problema de la porosidad. Sin embargo, dado que las herramientas de registro actuales no pueden detectar directamente los hidrocarburos por sí solas, el paso intermedio del cálculo de la porosidad sigue siendo una necesidad básica.

Referencias

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