1- Definir:

• roca madre: es una unidad sedimentaria que ha generado y expulsado petróleo o gas para que se acumulen y formen los yacimientos de hidrocarburos.

• roca almacén: Es un tipo de roca cuya porosidad es tal que puede albergar volúmenes importantes de hidrocarburos; por lo general, es mucho más extensa que el yacimiento de hidrocarburos que ha sido fijado por la trampa.

• núcleo: consiste en una muestra tomada del pozo a una profundidad específica, preservando su estructura geológica y sus características fisicoquímicas de la mejor manera posible, con la finalidad de hacer análisis petrofísicos y geológicos. Se obtienen generalmente mediante la perforación de la formación con un taladro rotatorio de sección transversal hueca, corte de porciones de paredes, corte con herramientas de cable y con fluidos de perforación. Se obtienen así muestras en forma cilíndrica de más de 10 m de longitud y 11 cm de diámetro.

• poros: espacios vacios (libres de material solido) entre granos, que pueden contener aire, agua, hidrocarburos u otros fluidos. En un cuerpo de roca, el porcentaje de espacio poroso es la porosidad.

• porosidad: la porosidad es el porcentaje del volumen total de la roca almacén ocupado por espacios vacios (intersticios).

las rocas almacén mas productivas tienen porosidades superiores al 10%.

• Porosimetro: Un instrumento para medir el volumen poral, y por ende la porosidad de una muestra de roca. El término se utiliza además para ciertos instrumentos que miden efectivamente el volumen de granos, tal como el método de Doble Celda de la Ley de Boyle. Por consiguiente, el volumen poral se obtiene a partir de la diferencia existente entre el volumen aparente y el volumen de granos. Por lo general, el volumen poral se mide directamente con el método de la Celda Sencilla de la Ley de Boyle, mediante la suma de los fluidos o la saturación del líquido. El volumen aparente se mide en general por la flotabilidad, el desplazamiento del mercurio o una medición física del tamaño (calibrado); el volumen de granos con el método de Doble Celda de la Ley de Boyle o la desagregación de la muestra. Salvo por la desagregación, todas las técnicas determinan la porosidad efectiva, en el sentido de todos los poros salvo los aislados.

• porosidad intercristalina: representa el volumen de espacios vacios existentes entre cristales de ciertas rocas. muchos de estos espacios vacios son subcapilares, es decir, poros menores de 0.002 mm de diámetro.

• porosidad intergranular: es el espacio vacío que queda entre granos que constituyen la roca. el rango de espacios intersticiales va desde tamaños subcapilares hasta supercapilares, pero mayores de 0.5 mm de diámetro.

• porosidad eficaz: se considera como los poros interconectados. Es la relación de los poros interconectados y el volumen total de la roca.

• porosidad efectiva: volumen de los poros interconectados o espacio intersticial presente en una roca, que contribuye al flujo de fluido o a la permeabilidad de un yacimiento.

• porosidad absoluta: es la fracción del volumen total correspondiente al volumen de poros conectados o no entre si.

2- Explique los tipos de porosidad y diga: ¿cual porosidad usted considera que es más importante para el ingeniero de yacimientos?

La porosidad de una roca puede ser clasificada de dos formas:

- según la comunicación de sus poros.

- según su origen.

Según la comunicación de sus poros:

• porosidad absoluta: es la fracción del volumen total correspondiente al volumen de poros conectados o no entre si.

• porosidad efectiva: volumen de los poros interconectados o espacio intersticial presente en una roca, que contribuye al flujo de fluido o a la permeabilidad de un yacimiento.

• porosidad residual o no efectiva: es aquella que representa la fracción del volumen total de la roca que está conformada por espacios que pueden contener fluidos pero no están conectados entre sí. puede ser encontrada en carbonatos, zonas altamente cementadas, y en rocas ígneas

Según su origen:

• porosidad primaria: es aquella que se desarrolla u origina en el momento de la formación o deposición del estrato.

es propia de las rocas sedimentarias como las areniscas (detríticas o clásticas) y calizas oolíticas (no detríticas), formándose empaques del tipo cubico u ortorrómbico. se clasifica en:

a. intergranular: es el espacio vacío que queda entre granos que constituyen la roca. el rango de espacios intersticiales va desde tamaños subcapilares hasta supercapilares, pero mayores de 0.5 mm de diámetro

b. porosidad intercristalina: representa el volumen de espacios vacios existentes entre cristales de ciertas rocas. muchos de estos espacios vacios son subcapilares, es decir, poros menores de 0.002 mm de diámetro.

• porosidad secundaria: es aquella que se origina por algunos procesos naturales o artificiales posteriores al momento en el cual los sedimentos que dieron origen a la roca fueron depositados.

a. Disolución: La disolución es un proceso mediante el cual se origina una reacción química entre los fluidos que saturan el medio poroso y la matriz de la roca. Este proceso origina una modificación en el volumen poroso del sistema y por ende en la porosidad.

b. Fracturas: Las fracturas también contribuyen a la generación de porosidad secundaria. Después de producirse la deposición de sedimentos y originarse la roca, esta se puede encontrar sometida a procesos geológicos de

deformación originados por actividades tectónicas que pueden generar fisuras o desplazamiento de los granos que conforman la matriz de la roca. Estas fracturas originan un aumento en el volumen de espacios que pueden contener fluidos, lo que se traduce en un aumento en la porosidad.

c. Dolomitización: La Dolomitización es un proceso mediante el cual la caliza se transforma en dolomita. La reacción química que permite visualizar el proceso de dolomitización se muestra a continuación:

El proceso de dolomitización ocurre cuando rocas carbonáticas (constituidas por calizas) entran en contacto con agua (con alguna cantidad de magnesio disuelto) que circula a través del medio poroso. Al entrar en contacto el magnesio desplaza al calcio, y debido a que el magnesio es considerablemente más pequeño que el calcio, la roca generada luego del desplazamiento puede presentar una porosidad mucho mayor. Es importante mencionar que la dolomita resultante de un proceso de dolomitización presentará generalmente una porosidad mayor a la caliza de donde se originó, sin embargo, desde el punto de vista teórico, si el proceso de dolomitización fuera total, es decir, el magnesio sustituyera completamente al calcio, la nueva roca podría presentar una porosidad menor a la de la roca original.

Luego de analizar los tipos de porosidad, podemos considerar que la porosidad efectiva es la más importante para la ingeniera de yacimiento, debido a que esta facilita la extracción del hidrocarburo al poseer poros interconectados.

3-¿cuáles son los factores geológicos y químicos que afectan la porosidad?

Factores Geológicos

Condiciones o actos que originan un cambio en algún material, específicamente en el ambiente geológico del mismo

Material cementante: es la presencia de material cementante durante la solidificación de los sedimentos, por un lado invade los espacios porosos afectando de esa forma la porosidad absoluta del material. Por otro lado bloquea la conexión interna de yacimientos, es decir; la porosidad con mayor relevancia en el ámbito de la ingeniería de yacimientos es decir; la porosidad efectiva. Los cementos más comunes son el sílice, el carbonato de calcio y la arcilla, de ellos depende la firmeza y compactación de la roca sedimentaria.

Compactación o presión de la capa suprayacente: Otro factor que afecta la porosidad es la compactación originada por la presión de sobrecarga, la cual es ejercida por el peso de las capas suprayacentes de la roca. A medida que aumenta la profundidad, la presión ejercida por la columna de sedimentos aumenta, esto genera una fuerza que tiende a deformar los granos y reducir el volumen de espacios vacíos, por lo tanto se origina una reducción en la porosidad.

Cuando los fluidos contenidos en el espacio poroso son producidos, la presión interna disminuye, pero la presión externa (presión de sobrecarga) permanece constante, con esto se crea un desequilibrio que origina esfuerzos que tienden a disminuir el volumen bruto y el volumen poroso de la roca, lo que se traduce en una reducción en la porosidad.

Tipo de empaque: la distribución uniforme de los granos de un cuerpo rocoso condiciona en gran escala el valor de la porosidad del mismo, la disposición que un grano tenga con respecto a otro da pie a una mayor o menor porosidad del mismo, en ese sentido se plantean distribuciones de granos denominados empaques con las siguientes características:

Empaque rómbico: representa el extremo más alto de la porosidad que una distribución donde cada grano es tocado por otros cuatro granos en un solo punto, dejando abundante espacio libre entre ellos. La porosidad (haciendo referencia a la porosidad absoluta) de este tipo de empaque (mediante estudios realizados) muestra una porosidad de 46,7 %. En cuanto a la eficiencia del medio de empaque se ha demostrado que es bastante baja, puesto que bloquea los puntos de conexión entre un poro y otro.

Empaque rombohedral: es el empaque con una disposición más favorable respecto a la eficiencia del medio poroso, pero es el empaque de mayor compactación, razón por la cual no favorece el almacenaje de fluidos (sólo 25,96 % de porosidad demostrada).

Otro empaques de distribución de granos son el Tetragonal esfenoidal (30,19 %) y el Ortorrómbico (39,54 %).

Geometría y distribución de los granos: factores como la distribución de los granos, el tamaño de los mismo y su angulosidad han sido de amplio estudio en las investigaciones correspondientes a los factores que afectan la porosidad; en función de esto se ha descubierto que basadas en la redondez y la esfericidad del grano puede predecirse la porosidad del medio. La configuración del espacio poroso de un yacimiento varía con el tamaño de los granos y demuestra que aquellos formado por partículas

más pequeñas son de mayor porosidad que cuentan con partículas mas grandes distribuidas de forma uniforme.

Esfuerzos: todas las fuerzas (que generalmente provienen de los movimientos tectónicos) aplicados sobre el área de la superficie de las rocas produce lo que se conoce como un esfuerzo, éste causa una deformación en los cuerpos que puede ocasionar cambios en la porosidad de un cuerpo rocoso. Las fracturas son un claro ejemplo de un aumento de la porosidad por efecto de una deformación.

Factores Químicos: factores que afectan la porosidad de las rocas mediante la alteración de su composición química.

Meteorización química: se entiende como los complejos procesos que descomponen los componentes de las rocas y las estructuras internas de los minerales- Dichos procesos pueden afectar de manera significativa la porosidad de la roca, modificando ya sea el tamaño de sus granos como su forma. Los principales procesos de meteorización química son los siguientes:

Disolución: siendo uno de los procesos que con mayor facilidad pueden decomponer un mineral, la disolución de un mineral soluble (aún cuando para efectos prácticos la mayoría de los minerales se consideran insolubles en agua pura) en agua puede lograr transformar la suposición de minerales de un grano (recristalización), modificando su angulosidad y pudiendo transformar u paquete a otro y afectar así la porosidad.

Oxidación: proceso químico en el cual un compuesto o radical pierde electrones durante una reacción.

Hidrólisis: básicamente se refiere al momento en que cualquier sustancia reacciona con el agua. Con la

introducción de iones de hidrogeno en la estructura cristalina, se destruye la disposición ordenada original de los átomos y se descompone de el mineral. Cuando el agua ataca los fragmentos rocosos angulosos a través de las grietas, fragmentos tiendes a adoptar una forma esférica, modificando la disposición de los mismos a la hora de sedimentarse.

Los causantes de la porosidad secundaria: Porosidad por lixiviación de aguas subterráneas. Porosidad por dolomitización.

4- ¿cómo afecta la orientación y el tamaño de los granos en el proceso de desplazamiento del hidrocarburo en un yacimiento?

Primero se debe tomar en cuenta el lugar donde fue depositada los granos éstos presentarán una determinada distribución en su forma y tamaño.

La forma de los granos afecta la porosidad de la roca. Un sistema compuesto por granos perfectamente redondeados presentará una porosidad mayor haciendo que el fluido presente en el yacimiento se mueva a través del medio poroso mucho más fácil, en cambio que un sistema formado por granos alargado el fluido se moverá con dificultad.

Cuando la distribución del tamaño de los granos de una roca presenta buen escogimiento, la porosidad de la roca es alta, es decir el fluido se moverá con más libertad a través del medio

poroso. En cambio cuando el medio poroso muestra una distribución de mala escogencia del los granos (alargados) la porosidad es menor haciendo que movimiento a través de este sea pobre o completamente nulo.

5- Entre un yacimiento homogéneo y uno heterogéneo, usted como futuro ingeniero, ¿Cuál escogería para la producción de hidrocarburos y cual presentaría mejor porosidad?

Debido a la naturaleza que presenta el yacimiento, su configuración y arreglo varía de acuerdo a la profundidad pero en una escogencia hipotética entre un yacimiento homogéneo y uno heterogéneo, escogería el homogéneo ya que este presenta una determinada consistencia en tamaño y forma de los granos, ya que este tipo de yacimiento presentan una porosidad relativamente buena y así ayudaría a una mejor producción de hidrocarburos. Sin embargo, estos yacimientos no se encuentran en la práctica y si estuviesen presentes tendrían mayor porosidad que un yacimiento heterogéneo.

6- Explique las formas de calcular la porosidad absoluta. De ejemplos y demuestre matemáticamente si es posible.

Promedios de Porosidad

Debido a las diferencias existentes en los valores de porosidad obtenidos de muestras tomadas en diferentes partes del yacimiento, para algunos cálculos de ingeniería es necesario asignar valores promedio de esta propiedad a todo el yacimiento o

secciones del mismo. Los promedios comúnmente utilizados para calcular la porosidad son los siguientes:

Promedio aritmético

Consiste en determinar la media aritmética de los valores obtenidos.

Øp= ΣØi

n EjemploCalcule la porosidad promedio con la siguiente información.

Profundidad (pies)

Porosidad

2000 750

3000 550

4800 400

6000 300

8000 350

10000 100

Siguiendo la formula Øp= ΣØi

n Entonces tenemos que:Øp= Σ750+550+400+300+350+100 = 408,3333 6

Promedio ponderado por espesor

Se utiliza cuando se dispone de valores de porosidad y espesor de la formación para diversos pozos del mismo yacimiento,

o cuando para un mismo pozo se tienen valores de porosidad para diferentes secciones de espesores determinados.

Øp= ΣØi *hi

Σ hi

Promedio ponderado por área

Si se tienen los valores de porosidad para cada pozo, estos valores pueden considerarse representativos del área de drenaje de cada uno de dichos pozos, y puede definirse una porosidad promedio utilizando la ecuación.

Øp= ΣØi *Ai

Σ Ai

Promedio ponderado por volumen

Si se conoce el área de drenaje de cada pozo, se puede determinar una porosidad promedio ponderada por volumen si se considera el espesor de la formación en cada uno de los pozos mediante la siguiente ecuación:

7-¿Un yacimiento que presente una fractura tendrá la capacidad de poseer mayor o menor porosidad? Explique.

Un yacimiento que posea la característica anteriormente planteada tendrá mayor porosidad, a pesar de que al producirse una fractura muchos poros se tapan, gran cantidad de granos se rompen y reordenan de forma distinta a la que presentaban antes de la fractura produciendo nuevos poros y conectando a los que ya existían, aumentando así la porosidad.

8- Entre los tipos de rocas que se presentarán a continuación, diga cuál de ellos posee mayor porosidad y cual aprovecharía usted para obtener una mayor producción de hidrocarburos; Dolomita, Lutita y Arenisca. Explique.

La Dolomita está compuesta por carbonato de calcio y magnesio, tiene una porosidad entre 5-25%. Sin embargo, por estar constituida por carbonatos presenta porosidades de prácticamente cero. Esta roca no es de interés para el ingeniero de yacimiento.

La Lutita posee una porosidad alta, pero los granos que la forman son muy pequeños y las características de la arcilla, sedimentos a partir de los que se forma la lutita, no permiten que los poros se comuniquen por lo que tiene una permeabilidad casi nula. Debido a esto la lutita no es de interés para el ingeniero de yacimiento para obtener una alta producción de hidrocarburos.

La Arenisca, posee una porosidad entre 10 y 40% ya que tiene granos más grandes que la arcilla, lo que permite también poros interconectados, por lo tanto tiene una porosidad muy buena anexada a una excelente permeabilidad. Esto la lleva a ser una

roca de gran interés para el ingeniero de yacimiento a la hora de la producción de hidrocarburos.

9- Explique cómo funciona el porosímetro de RUSKA, el fluido con que trabaja, los problemas que pudiesen ocasionarse por ducho fluido y porque se utiliza ese fluido.

El porosímetro de Ruska opera con el fin de obtener el volumen de los granos o del esqueleto solido de las muestras, este valor se obtiene usando la copa del instrumento como picnómetro. Por medio de un pistón micrométrico se aplica presión dentro de la copa hasta que el mercurio alcance una marca de referencia establecida en el manómetro, se sugiere dos lecturas de pistón para la misma referencia del manómetro, una cuando la copa contiene la muestra y la otra cuando no la tiene, y designando estas lecturas Rc y Rh, respectivamente.

Las muestras pueden utilizarse para análisis posteriores siempre que no ocurra una penetración del mercurio. Se trabaja en base a mercurio ya que esta sustancia no es mojante y así se ahorra mucho tiempo en secar la muestra. El método es exacto si se utiliza una técnica cuidadosa y se hacen mediciones precisas.

10- Calidad de la roca en función de la porosidad

La porosidad se define como la capacidad de una roca de almacenar hidrocarburos, la roca yacimiento posee cierta calidad que puede ser determinada en función de la porosidad de la siguiente manera:

Calidad ɸ (%)

Muy buena ˃20

Buena 15-20Regular 10-15Pobre 5-10Muy pobre ˂5

11- ¿Cómo le explicaría usted a un niño o familiar de manera más sencilla, el termino de porosidad de un yacimiento? Dibuje si es necesario.

Comenzaría por decirle que las rocas tienen espacios libres de material sólido donde estas pueden almacenar fluidos (petróleo, gas y agua), dicho espacios son huecos que quedan entre los granos que conforman la estructura interna de la roca. Le diría que esto sucede a nivel microscópico, es decir que a simple vista no lo podrán ver. Y eso llevaría a mostrarle de una forma física este fenómeno de manera macro, utilizando en este caso un recipiente de vidrio, que llenaría con metras hasta el tope. Luego le diría que imagine que el recipiente de vidrio es una roca que está conformada por granos que serian las metras y que en este caso los espacios vacios que queden entre metra y metra serán llamados poros.

Siguiendo el experimento, se buscara un mezcla viscosa como la avena cocida y le diré que esta será la mezcla de hidrocarburo. Se vaciara dicha mezcla en el frasco y se podrá ver como esta poco a poco se moviliza por los espacios vacios, hasta quedar atrapada en ellos. Y de esta manera podrá entender como la roca puede almacenar fluidos (petróleo, gas y agua). Dicho experimento se puede percibir en la imagen 1.