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):

A la hora de evaluar los yacimientos convencionales, a los petrofísicos les interesan tres aspectos clave: la per-meabilidad, 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 espa-cio intersticial volumétrico existente en la roca; el espacio no ocupado por material sólido (derecha). Sin la pre-sencia de hidrocarburos, la porosi-dad— que se relaciona directamente con el potencial de producción— y la permeabilidad pueden resultar de poco interés para los analistas de registros.

Si bien la porosidad es un parámetro crucial para evaluar los yacimien-tos, los primeros registros medían la resistividad de las formaciones. Introducidas en la década de 1920, las herramientas de resistividad ayuda-ban 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 regis-tros 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 resisti-vidad, 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 regis-tros 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. Hoy, aunque los registros sónicos de porosidad siguen siendo utilizados, las dos mediciones de porosidad predominantes son las mediciones de porosi-dad derivada del registro de densidad y la porosidad-neutrón.

Mediciones de porosidadLas 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.

Oilfield Review AUTUMN 12 Defining Porosity Fig. 1ORAUT 12-DEFPOR 1

Porosidad Grano de roca

> Porosidad. El espacio intersticial de las rocas, no ocupado por material sólido, puede ser ocupado por agua, petróleo o gas.

Volumen 24, no.3 65

Definición De la porosiDaD

cómo se mide la porosidad

Traducción del artículo publicado en Oilfield Review Otoño de 2012: 24, no. 3.Copyright © 2013 Schlumberger.

Tony smithsonEditor

Oilfield Review AUTUMN 12 Defining Porosity Fig. 2ORAUT 12-DEFPOR 2

Detector con espaciamiento largo

Detector con espaciamiento corto

Fuente

Formación

> Herramienta de porosidad derivada de la densidad. Una fuente radioactiva emite rayos gamma en la formación, donde éstos interactúan con los minerales y los fluidos; algunos rayos gamma vuelven a los detectores donde son contados y se miden sus niveles de energía.

Oilfield Review AUTUMN 12 Defining Porosity Fig. 3ORAUT 12-DEFPOR 3

Ener

gía

neut

róni

ca, e

V

Tiempo, ms

Fuente electrónicaFormación

Detector deespaciamiento

largo

Pozo

Detector deespaciamiento

corto

Fuente deneutrones

Región deneutronestermales

Fuente química

Energía termal promedio 0,025 eV

Captura

10–2

10 100

100

102

104

106

> 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 capturados por los elementos de la formación.

matriz – fluidodensidad = φ matrizρ ρ

ρ ρregistro –

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 valores ρmatriz, que a menudo se derivan de otras mediciones, es crucial para el cómputo de la medición de porosidad a partir de la densidad. Si los datos de entrada ρmatriz son incorrectos o existe una mezcla de tipos de rocas, se obtendrá una medi-ción de porosidad incorrecta. Lo mismo ocurre con el dato de entrada ρfluido.

Las herramientas de porosi-dad-neutrón emiten neutrones rápidos de alta energía (del orden de 106 eV) de fuentes quí-micas o electrónicas (abajo).

Los neutrones, que son partículas subatómicas de carga neutra, pierden energía cuando chocan con los núcleos de los materiales de formación. La pér-dida de energía se relaciona con la masa relativa de las partículas con las que choca el neutrón. El hidró-geno, que consta de un núcleo con un único protón, es el elemento más efectivo para desacelerar los neu-trones rápidos. En las rocas yacimiento, el hidrógeno se asocia con los líquidos —petróleo o agua— que rellenan el espacio poroso. El gas posee una densidad de hidrógeno mucho menor que el petróleo y el agua.

Después de múltiples choques, los neutrones alcanzan un estado de baja energía (0,025 eV) y se denominan neutrones termales. El número de neu-trones termales que resultan de los choques con el hidrógeno es proporcional al índice de hidrógeno (IH) de la formación.

Una herramienta convencional de porosidad-neu-trón posee dos detectores localizados a distancias fijas respecto de la fuente. Los detectores cuentan los neutrones que han atravesado la formación y han alcanzado niveles de energía termal. El IH se deriva de la relación de conteos de estos dos detecto-res, y los analistas aplican una transformada que depende de la litología para convertir 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 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 se rellena con agua o petróleo, el registro de neutrón mide la porosidad rellena de fluido. Dado que el gas posee una densidad de hidrógeno mucho menor que el petróleo o el agua, la porosidad rellena con gas aparece como baja porosidad.

Diversos factores ambientales afectan las mediciones de porosidad-neu-trón y se han desarrollado correcciones para compensarlos. Éstas incluyen el 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.

Mediciones complementariasLas herramientas de medición de la porosidad responden en formas bien definidas a los atributos físicos del sistema roca-fluido. Como parte del pro-ceso de interpretación de registros, los analistas de registros dan cuenta de estas respuestas diferentes. Dos de los ejemplos más fáciles de reconocer de las respuestas de las herramientas son el efecto de las lutitas y el efecto del gas en el registro de densidad-neutrón (arriba).

En las rocas limpias rellenas con agua, los registros de porosidad-neu-trón y densidad deben superponerse si se aplica la litología correcta como dato de entrada. Si existe lutita presente, la medición de porosidad-neutrón es más alta que la de la porosidad computada del registro de densidad. Esto se debe a que el neutrón responde al gran volumen de fluido adsorbido por la lutita. El efecto neto es que, en las lutitas, existe una separación entre las curvas de porosidad-neutrón y densidad: el efecto de las lutitas.

Los efectos de las lutitas también dan origen a otro término: porosidad efectiva. Los petrofísicos derivan los valores de porosidad total mediante la combinación de diferentes mediciones y la corrección por las condiciones ambientales y litológicas. Esta porosidad total incluye los fluidos asociados con las lutitas. Dado que los fluidos contenidos en las lutitas normalmente no pueden ser producidos, sus contribuciones a la medición pueden sus-traerse de la porosidad total. Mediante la cuantificación de la contribución

de las lutitas y su eliminación de la medición de la porosidad total, los ana-listas de registros pueden computar la porosidad efectiva, lo que describe con mayor precisión el potencial de un yacimiento.

El efecto del gas resulta de dos principios físicos de medición. La herra-mienta de porosidad-neutrón detecta la porosidad rellena con gas como una porosidad baja. Por el contrario, la medición de porosidad derivada del registro de densidad puede ser más alta que la porosidad verdadera. El resultado es que las curvas de porosidad-neutrón y densidad no se super-ponen entre sí —lo que indicaría la existencia de porosidad rellena con 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-neu-trón es más baja que la de porosidad computada del registro de densidad, 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, 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, cuando el filtrado de fluido de perforación desplaza el gas original en sitio. Las herramientas de adquisición de registros durante la perforación (LWD), que registran datos antes de que se produzca la invasión, pueden identificar la presencia de zonas de gas no detectadas por las herramientas operadas con cable, que se corren un tiempo después de la perforación.

Existen otras técnicas de medición que pueden utilizarse para determi-nar la porosidad, tales como las herramientas de resonancia magnética nuclear (RMN) y las muestras de núcleos. Una herramienta de RMN mide directamente la porosidad rellena con líquido. Los datos derivados de los núcleos proporcionan un valor empírico de la porosidad, si bien el daño producido durante el proceso de recuperación de los núcleos puede afectar el valor medido.

Un parámetro crucialLa porosidad es uno de los parámetros más cruciales para la cuantificación de las reservas de hidrocarburos. Los petrofísicos han desarrollado numero-sas formas de determinar la porosidad para asegurarse de contar con los datos de mayor precisión posible. El objetivo final es utilizar estos datos para conocer el potencial de producción de un yacimiento y asegurar la recuperación efectiva de sus hidrocarburos.

Oilfield Review66

Definición De la porosiDaD

Oilfield Review AUTUMN 12 Defining Porosity Fig. 4ORAUT 12-DEFPOR 4

Cruzamiento Cruzamiento Cruzamiento

Efecto de la lutita Efecto de la lutita Efecto de la lutita

Form

ació

n de

are

nisc

a Lutita

Matriz: AreniscaDensidad asumida de la matriz:2,65 g/cm3

Las curvas se superponen entre sí

Diferencia del 4% Diferencia del 12%

Matriz: CalizaDensidad asumida de la matriz: 2,71 g/cm3

Matriz: DolomíaDensidad asumida de la matriz:2,87 g/cm3

Gas

Petróleo

Agua

Porosidad, %60 0 Porosidad, %60 0 Porosidad, %60 0

> Efectos de la litología y de los fluidos. Las mediciones de porosidad del registro de densidad (rojo) y porosidad-neutrón (guiones azules) se computan a partir de relaciones que dependen de la litología. Los analistas de registros utilizan las respuestas características de las herramientas para ayudar a determinar el tipo de fluido y la litología. Por ejemplo, en una formación de arenisca, con la porosidad 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 considerable en el gas y se separan en las lutitas. Si se utiliza una matriz incorrecta, tal como caliza (centro) o dolomía (derecha), las porosidades computadas son incorrectas en un 4% y un 12%, respectivamente.