Propiedades petrofísicas de las rocas sedimentarias Autor: Perez Lang, Juan. Institución: Universidad Nacional de La Pampa, Facultad de Ciencias Exactas y Naturales. Geología. Dirección Postal: Valerga Nº 567, Santa Rosa, La Pampa, Argentina. E-mail:
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[email protected] Número de páginas: 18
Propiedades petrofísicas de las rocas sedimentarias. Tipos de propiedades. Porosidad. Permeabilidad. Importancia como reservorio y sello de hidrocarburos.
Índice Resumen………………………………………………………….. pág. 3 Introducción………………………………………………………. pág. 3 Tipos de propiedades……………………………………………... pág. 4 Porosidad (tipos)………………………………………………….. pág. 4 Permeabilidad…………………………………………………….. pág. 13 Medición………………………………………………………….. pág. 14 Parámetros para evaluación………………………………………. pág. 15 Importancia como reservorio y sello de hidrocarburos………….... pág. 16 Conclusión……………………………………………………...… pág. 17 Bibliografía……………………………………………………….. pág. 17
Propiedades petrofísicas de las rocas sedimentarias. Tipos de propiedades. Porosidad. Permeabilidad. Importancia como reservorio y sello de hidrocarburos.
Resumen El estudio y el análisis de las propiedades petrofísicas de las rocas sedimentarias se han convertido en alguna medida, importantes, para el aprovechamiento de los reservorios de hidrocarburos. Por consiguiente, es valorable conocer y entender las relaciones que tienen las propiedades como son la porosidad y la permeabilidad con las rocas más preferentes para albergar combustibles fósiles, las cuáles son, rocas carbonáticas como dolomías y calizas, silicoclásticas principalmente areniscas y en algunos casos aislados las volcánicas. Pero también es indispensable relacionar estas propiedades y las rocas con los ambientes de depositación (aunque esto no se tratará), porque infieren también en el tipo de porosidad y permeabilidad que tengan esas rocas. Además existen parámetros que responden a modelos teóricos que determinan los valores de porosidad y permeabilidad, y son necesarios para tener un cálculo razonable y aproximable a la realidad de los ambientes depositacionales y de reservas de hidrocarburos. Y por último es importante que además que existan rocas con porosidad alta como para contener petróleo y gas, deben existir capas o estratos en los cuales la porosidad sea baja y principalmente la permeabilidad nula o casi nula, entonces, hacen de sello al reservorio. Palabras clave: propiedades petrofísicas, porosidad, permeabilidad, reservorio, hidrocarburo, dolomías, calizas, areniscas.
Abstract The study and analysis of the petrophysical properties of sedimentary rocks have become somewhat important for the exploitation of hydrocarbon reservoirs. Therefore, it is valuable to know and understand the relationships that have properties such as porosity and permeability with the most preferred to accommodate fossil fuels rocks, which are carbonate rocks such as dolomite and limestone, mainly siliciclastic sandstones and in some cases isolated volcanic rocks. But it is also essential to relate these properties and rocks with depositional environments (although this will not be discussed), because we also infer the type of porosity and permeability are those rocks. There are also parameters that match theoretical models that determine the values of porosity and permeability, and are required to have a reasonable and approachable to the reality and the depositional environments of hydrocarbon reserves calculation. Finally it is important that there are also rocks with high porosity to contain oil and gas, there should be layers or strata in which the porosity is low and permeability primarily zero or near zero, then the reservoir they seal. Keywords: properties petrophysical, porosity, permeability, reservoir, hydrocarbons, dolostones, limestones, sandstones.
Introducción Esta monografía consiste en describir y relacionar las propiedades petrofísicas de las rocas sedimentarias con el importante aprovechamiento que le da el hombre para la extracción de combustibles fósiles. Para esta tarea se van a explicar conceptos para obtener una mejorada
Propiedades petrofísicas de las rocas sedimentarias. Tipos de propiedades. Porosidad. Permeabilidad. Importancia como reservorio y sello de hidrocarburos. evaluación de la calidad de yacimientos específicos, de los cuales más adelante se tratarán por separado, con los parámetros y métodos que se toman en cuenta en cada caso. A continuación se definirán y explicarán los tipos de propiedades petrofísicas para luego dar comienzo con cada caso específico de estudio, incluyendo; porosidad y permeabilidad en areniscas de Dakota del Sur y Wyoming, EE.UU. y en el Grupo Paganzo en Catamarca, Argentina; evolución de la porosidad en rocas carbonáticas en general; porosidad y permeabilidad en rocas volcánicas de la Patagonia argentina; además de otros estudios relacionados a leyes de compactación en areniscas y carbonáticas y análisis petrográficos. Por último se explicará para qué pueden aplicarse las propiedades petrofísicas de las rocas sedimentarias y una conclusión del trabajo realizado.
Tipos de propiedades petrofísicas Existen propiedades en las rocas sedimentarias que son sumamente importantes porque están estrechamente relacionadas con la calidad de los yacimientos y los tipos de rocas que pueden albergar combustible fósil. Las propiedades que a continuación se detallarán están relacionadas con el tipo de fábrica sedimentaria, que se explica como las relaciones espaciales que guardan entre sí los componentes de las rocas sedimentarias (Scasso y Limarino, 1997). La fábrica sedimentaria da información sobre procesos diagenéticos, profundidad de enterramiento, entre otras características, que da lugar a la importancia de las propiedades petrofísicas. En primer lugar se define a la porosidad como el volumen o porcentaje de espacios vacíos que presenta una roca en relación a su volumen total (Krumbein y Pettijohn, 1938). Más adelante se clasificarán los tipos de porosidades. Además de esta propiedad, hay otra muy importante que es la permeabilidad, que se define como la capacidad de las rocas de transmitir fluidos sin alterar la fábrica y su estructura. Esta es relevante ya que determina si un reservorio es de buena o mala calidad para su extracción.
Porosidad (tipos) La porosidad depende del tamaño, forma, selección, grado de alteración de los clastos, la composición, el porcentaje y la distribución del cemento y de la matriz. Se puede clasificar según su tamaño (Esquema 1) (Choquette y Pray, 1970) en: Criptoporos (< 4 µm) Microporos (4 - 62 µm) Mesoporos (62 - 250 µm) Macroporos (250 - 1000 µm) Megaporos (1000 - 4000 µm) Alvéolos (> 4000 µm) Además se puede clasificar con respecto al porcentaje de porosidad (Esquema 1) en una sección delgada: Porosidad baja (< 5%) Porosidad moderada (5 - 10%) Porosidad buena (10 - 15%) Porosidad muy buena (15 - 20%) Porosidad excelente (> 20%)
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Esquema 1. Rangos y términos descriptivos para la caracterización de los sistemas porales. (Tomado de Net y Limarino, 2000). Y la más relevante para este trabajo es la clasificación según su génesis. Se tratarán además tres tipos de rocas sedimentarias principales ordenadas de mayor a menor ocurrencia como fuente de hidrocarburos relacionando esta clasificación. Rocas Carbonáticas “Las rocas carbonáticas (calizas y dolomías) representan aproximadamente el 50% de la producción de petróleo y gas en todo el mundo. De los carbonatos, un porcentaje ligeramente mayor de reservas de hidrocarburos del mundo ha sido producido a partir de dolomías porque tales rocas comúnmente, pero no siempre, tienen más porosidad y permeabilidad que las calizas” (Mazzullo, 2004). Porosidad primaria: son poros inherentes en los sedimentos recién depositados y las partículas que ellos comprenden (porosidad de sedimentación). Tales tipos de poros incluyen los poros interpartícula (Figura 1): espacio entre partículas y granos (por ejemplo, en arenas carbonáticas); poros intrapartículas: espacios porales dentro de los granos (dentro de partículas tales como foraminíferos o conchas de gasterópodos); poros fenestrales: aberturas irregulares y elongadas, paralelas a la estratificación (formados por burbujas de gas y la contracción de sedimentos carbonáticos de plantas mareales); poros intercristalinos: espacios porales entre cristales; poros shelter: en forma de sombrillas producidos por disolución de fósiles u otras partículas y; poros growth framework: porosidad producida durante el crecimiento de una estructura carbonática (comunes en las acumulaciones de arrecifes) (tomado de Choquette y Pray, 1970, modificado por Mazzullo, 2004). Pertenecen a la fábrica depositacional, es decir, a la originada por condiciones de transporte y depositación de los granos.
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Figura 1. Grainstone con porosidad primaria de tipo interpartícula, ocupada por resina coloreada azul. (Tomado de Atlas de Petrología Sedimentaria, http://pendientedemigracion.ucm.es/info/petrosed/rc/por/ejemplos_psf_ie.html). Porosidad secundaria: son poros originados durante la diagénesis debido a cementación, disolución (Figura 2) o fracturas en la roca. Incluye a los poros primarios que se obstruyen por cementación y más tarde tienen alguno o todos de esos cementos disueltos (resultados de la generación de poros exhumados) así como cavidades o cavernas (poros grandes que intersecan la estructura de la roca) y fracturas ampliadas por disolución. Pertenecen a la fábrica no selectiva.
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Figura 2. Tipos de poros secundarios por disolución comunes en rocas carbonáticas que son fácilmente inidentificables en corte y muestra de mano. A= Poros interpartículas en un grainstone (se observa un foraminífero). A’= muestra de mano de un grainstone carbonático con porosidad interpartícula. B= microfotografía de una sección delgada de porosidad de tipo intrapartícula (flechas) dentro de un fusulínido. B’= corte que muestra porosidad intraparticular dentro de un coral. C= porosidad de tipo fenestral en una dolomía de mareas. Las flechas inclinadas apuntan a poros fenestrales laminares, y las flechas horizontales apuntan a poros más pequeños denominados "ojo de perdiz". D= muestras de corte con porosidad oomóldica (flechas) en un grainstone oolítico. E= grainstone carbonático con partículas óseas identificables (círculo) y vesículas más grandes (flecha) que se formaron a partir de la disolución inicial de una partícula, y posteriormente por disolución de la matriz que lo rodea. F= microfotografía de sección delgada con porosidad de tipo interpartícula en una arena en la que el cemento de carbonato remanente (flecha) restringe gargantas de poros y reduce la permeabilidad. (Tomada de Mazzullo 2004). Por otra parte, un proceso que aumenta la porosidad de una roca carbonática es la acción meteórica en dolomías: El proceso de dolomitización de una caliza preexistente no crea automáticamente porosidad secundaria. Si bien es cierto que la porosidad tiende a aumentar a medida que incrementa la cantidad de dolomita (Figura 4), por lo general lo hace por las siguientes razones. En calizas parcialmente dolomitizadas expuestas a fluidos meteóricos telogenéticos (zonas elevadas con
Propiedades petrofísicas de las rocas sedimentarias. Tipos de propiedades. Porosidad. Permeabilidad. Importancia como reservorio y sello de hidrocarburos. fluidos de rocas carbonáticas por tectónica), por ejemplo, cualquier calcita remanente (que puede representar partículas y/o matriz de fango carbonático) inherentemente es más susceptible a la disolución por agua dulce, debido a mayor solubilidad que la dolomía. En forma más generalizada las rocas dolomitizadas expuestas a fluidos meteóricos telogenéticos, mientras permanece la calcita (o minerales evaporíticos) entre los cristales de dolomita, puede ser disuelta durante la exposición subaérea para producir poros intercristalinos. En rocas completamente dolomitizadas, las cavidades (y a veces disolución de fracturas amplias) son tipos de espacios porales comunes presentes sí los fluidos meteóricos en las rocas fueron altamente ácidos durante largos períodos de tiempo. La disolución selectiva de pequeños cristales de dolomita (la solubilidad aumenta y el tamaño de cristal disminuye), o de las fases de la dolomía más solubles, puede resultar en el desarrollo de cavidades y poros intercristalinos. Todos estos procesos y tipos de poros resultantes pueden ser representados en un depósito dado. La naturaleza de las gargantas porales en dolomías afecta a la permeabilidad, y como regla general, los tamaños de las gargantas porales intercristalinos disminuyen con la disminución del tamaño del cristal y el grado de dolomitización (Figura 3).
Figura 3. Poros intercristalinos y gargantas de poros en dolomías. Tamaño relativo de los poros y gargantas de poro no son necesariamente correlativos al tamaño de los cristales de dolomita porque la porosidad es un porcentaje del volumen total de roca. Características de la garganta del poro, sin embargo, sí reflejan el grado o medida de dolomitización en rocas. Dolomías con poros poliédricas en general se conocen como "sucrósicos." Areniscas En las areniscas, la porosidad primaria y secundaria, tienen el mismo motivo de origen pero no contienen tantas sub-clasificaciones como las rocas carbonáticas. Entonces como: Porosidad primaria: tenemos porosidad interpartícula y; porosidad intrapartícula. Porosidad secundaria: con respecto a las areniscas, Net y Limarino, (2000) realizaron una clasificación de estas (Figura 4) y un modelo que explica la formación de porosidad secundaria en la sección inferior del Grupo Paganzo y caracterizan y plantean el origen de este tipo de porosidad. Toman en cuenta la distribución, abundancia, forma y tamaño de los poros que permiten diferenciar cuatro tipos de porosidad secundaria (Tabla 1). El tipo de porosidad 1 (TP1) se correlaciona con tamaños de mesoporos y macroporos intergranulares,
Propiedades petrofísicas de las rocas sedimentarias. Tipos de propiedades. Porosidad. Permeabilidad. Importancia como reservorio y sello de hidrocarburos. los cuales son generados por disolución de matriz y cemento en litoarenitas y litoarenitas feldespáticas gruesas y muy gruesas (Figura 5.a). El tipo de porosidad 2 (TP2) son mesoporos y microporos intergranulares e intragranulares que se crean a partir de disolución masiva de clastos (Figura 5.b). El tipo de porosidad 3 (TP3) son criptoporos y microporos intergranulares con génesis por disolución parcial de matriz y cemento en feldarenitas finas y muy finas (Figura 5.c) y por último el tipo de porosidad 4 (TP4) son microporos intragranulares creados principalmente por disolución de feldespatos (es el principal proceso diagenético que afecta a las areniscas para crear porosidad secundaria) (Figura 5.d) y rellenos de caolinita autigénica en feldarenitas, subfeldarenitas y feldarenitas líticas.
Figura 4. Clasificación de las areniscas de las Formaciones Lagares, Malanzán y Loma Larga (Folk et al., 1970). Q: cuarzo mono y policristalino (excluyendo chert); F: feldespatos; L: fragmentos líticos (incluyendo chert). Los símbolos de las secciones corresponden a las divisiones de la Tabla 1; las flechas indican arenitas fangosas (matriz >15% según criterio de Pettijohn et al., 1987).
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Tabla 1. Principales tipos de porosidad secundaria para areniscas según Net y Limarino, 2004
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Figura 5. Microfotografías representativas de los tipos de porosidad reconocidos en las areniscas de la sección inferior del Grupo Paganzo. a) tipo de porosidad 1 (TP1), obsérvese el dominio de mesoporos y macroporos intergranulares; b) tipo de porosidad 2 (TP2), nótese la importante disolución de clastos, matriz y cemento, la presencia de poros sobredimensionados y de algunos granos flotantes; c) tipo de porosidad 3 (TP3), desarrollado en arenitas finas, con dominio de cripto y microporos intergranulares; d) tipo de porosidad 4 (TP4), nótese los meso y microporos intragranulares originados por disolución parcial de clastos de feldespato, junto a los abundantes parches de caolinita autigénica encerrando importante criptoporosidad; e) micro y mesoporos intragranulares controlados por los planos de macla y parcialmente rellenos por caolinita (K) en una plagioclasa; f) detalle de una arenita subfeldespática mostrando (izq.) un clasto de feldespato potásico (FK) intensamente disuelto, y (der.) un agregado de cristales de caolinita (K) con contorno muy regular, interpretándose su origen como producto de la disolución de un clasto de plagioclasa original. a), b), c) y d) X40; e) X200; f) X100. Todas las microfotografías con nicoles paralelos.
Propiedades petrofísicas de las rocas sedimentarias. Tipos de propiedades. Porosidad. Permeabilidad. Importancia como reservorio y sello de hidrocarburos. Hay factores que reducen la porosidad de una roca, los cuales pueden ser el incremento de la presión de soterramiento resultando en compactación y cementación. Como también existen factores o procesos que aumentan la porosidad, por ejemplo, la disolución parcial a total de feldespatos, disolución de cemento calcítico y disolución de elementos arcillosos. Lundegard (1992) notó la importancia de tener una determinación apropiada de la pérdida de la porosidad, por compactación y por cementación, para la predicción de la calidad de las areniscas como reservorio. Basado en esto, estudió la transferencia de masa durante la diagénesis (modificación o cambio en el volumen total) y el patrón del flujo del fluido cuencal. De esta manera discute en su trabajo un método de estimación cuantitativa de la cantidad de porosidad perdida por compactación y cementación, a través de análisis modales de petrografía en secciones delgadas, sobre el porcentaje volumétrico de granos, cementos y porosidad de las areniscas. Este autor utiliza el término “compactación” para incluir todos los efectos de la compactación mecánica (reorganización de los granos y deformación) y la compactación química (presión-solución). Aunque los efectos de la compactación pueden ser observados (deformación de los granos o contactos suturados), sus productos sólo pueden ser evaluados indirectamente. Sin embargo, se muestra que en la mayoría de areniscas la compactación es probablemente el mecanismo dominante de la pérdida de porosidad. Ha habido algunos estudios experimentales que han abordado el efecto de la composición de arena en la compactación. Estos estudios han mostrado una relación directa entre el contenido de granos líticos dúctiles (por ejemplo, fangolitas, argilitas, filitas, esquistos, y glauconitas) y la reducción de porosidad por compactación. Rocas volcánicas En un estudio realizado por Sruoga et al. (2004) en la Cuenca Austral situada en la Patagonia argentina, más específicamente en la Serie Tobífera, se analizaron testigos de tres campos. En el Campo Cerro Norte, los testigos de riolitas homogéneas muestran tres tipos de porosidades. (1) Porosidad intracristalina correspondiente a textura en tamiz de feldespato potásico (Figura 6.A), (2) microfracturas que se desarrollaron por auto-brechificación (es decir, la rotura y trituración de los minerales por fricción) en los bordes de los cristales (Figura 6.B) y (3) microfracturas asociadas con procesos hidrotermales.
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Figura 6. Microfotografías impregnadas en resina (en blanco). A) Lava riolítica, cristalizó tarde la fase de feldespato (f) bordeando parcialmente fenocristales disueltos de feldespato-K (F), 2,5X. B) Lava riolítica auto-brechificada con sección de feldespato relicto y espacio poroso interclastos (IC), 10X. C) Ignimbrita con porosidad interfragmento (IS), 5X. D) Ignimbrita no soldada con tuberías de gas (GP) y fiammes conectados (FM), 2,5X. En el Campo Bremen las principales tipos de rocas volcánicas que se estudiaron fueron ignimbritas, en las cuales, se distinguen dos tipos más de porosidades además de las tres mencionadas antes para los testigos del campo Cerro Norte. (1) Porosidad interfragmento, que depende del grado de soldadura (Figura 6.C), (2) porosidad relacionada con tubería de gas (Figura 6.D). Y en el Campo Océano pudieron ser reconocidas (1) la porosidad relacionada con enfriamiento en vidrios densos, (2) porosidad de vidrio omnipresente relacionado con disolución, (3) porosidad secundaria originada por tectónica y (4) porosidad intergranular en una brecha epiclástica. Además de la porosidad interfragmento anteriormente citada relacionada con el grado de soldadura.
Permeabilidad La permeabilidad es una propiedad muy característica en las rocas sedimentarias, especialmente importante en rocas carbonáticas y en areniscas. El origen de esta propiedad tiene que ver con factores que ayudan a los fluidos moverse por poros interconectados. Esto es lo que se llama garganta poral. Mientras más poros estén conectados entre sí, más efectiva va a ser la permeabilidad para que los fluidos como hidrocarburos puedan fluir, optimizando la extracción de los mismos. Esta propiedad depende de factores como la porosidad efectiva, la forma y el tamaño de los poros y gargantas porales (complejo de poros) y/o el fluido que intenta filtrarse a través de ellos.
Propiedades petrofísicas de las rocas sedimentarias. Tipos de propiedades. Porosidad. Permeabilidad. Importancia como reservorio y sello de hidrocarburos. La permeabilidad se obtiene cuantitativamente con la siguiente fórmula: Permeabilidad = Caudal x Viscosidad x Distancia recorrida Área x Diferencia de presión En rocas de yacimientos se consigue la permeabilidad a través de una red de poros tridimensional interconectada. Convencionalmente, partes más anchas de la red se denominan poros y partes más estrechas se llaman gargantas de poros. Dutton y Willis (1998) explican que la permeabilidad en areniscas del subsuelo y las aflorantes en la Formación Fall River del Cretácico Tardío en Wyoming y Dakota del Sur, están controladas principalmente por, la energía depositacional que dependen del contenido de grano dúctil y del tamaño de grano como también de la energía del levantamiento relacionado con el cemento hematítico. Las areniscas fluviales del campo Buck Draw, que son de granos más gruesos y contienen menor cantidad de granos dúctiles que las areniscas deltaicas y estuarinas, tienen la permeabilidad media más alta de la Formación Fall River. Las areniscas del subsuelo que fueron sepultadas a 4 km de profundidad y fueron sometidas a altas temperaturas (140 ºC) por un período largo de tiempo, su permeabilidad está relacionada con la cementación de sílice, así como el contenido de granos dúctiles y el tamaño de grano. La porosidad efectiva es un factor que influye en la permeabilidad, debido a que por la estructura del complejo de poro y esencialmente de las gargantas porales, se determina si la roca tiene mayor o menor capacidad de dejar pasar un fluido.
Medición La medición de la porosidad puede realizarse con observaciones al microscopio petrográfico de secciones delgadas. En el trabajo realizado por Sruoga et al. (2004) para 9 testigos de rocas volcánicas de la Cuenca Austral, situada en la Patagonia argentina, se midió la porosidad empleando un porosímetro de Helio. Este aparato consiste en la medición del volumen de grano y el volumen poroso de una muestra de roca. Con estos datos, más el peso y el volumen total de roca, es calculada la porosidad y también la densidad de granos de rocas. El análisis de imágenes petrográficas (PIA) es una herramienta que permite reconocer y determinar diferentes tipos de porosidad a partir de una mirada objetiva del tamaño y la forma de los poros como también la distribución y abundancia de los mismos en secciones delgadas. (PIA) se basa en el análisis de imágenes por computadora usando programas de patrones de reconocimiento/clasificación, y así puede obtenerse información muy rápidamente (la tasa simplemente está atada a la sofisticación del equipo en uso). PIA consiste en una mezcla crítica de hardware y software que realizan cuatro funciones diferentes: 1) la adquisición de imágenes; 2) la digitalización de imágenes; 3) la segmentación de imágenes; y 4) el análisis de imágenes.
Propiedades petrofísicas de las rocas sedimentarias. Tipos de propiedades. Porosidad. Permeabilidad. Importancia como reservorio y sello de hidrocarburos. El análisis de imágenes petrográficas (PIA) requiere un sistema de adquisición de imagen (Figura 7) que consiste en 1) un sensor (por lo general un video-escáner); 2) un convertidor analógico/digital (un digitalizador) que convierte la señal de televisión analógica a formato digital; y 3) un procesador (un microordenador, miniordenador, ordenador central o alguna combinación de los mismos).
Figura 7. Representación esquemática del sistema de digitalización de vídeo, incluyendo la adquisición de imagen (cámara de TV), digitalizador de vídeo, y microprocesador de 8 bits con tarjetas de memoria adicionales. La imagen digitalizada se muestra en el monitor de color y, en el sistema mostrado, que está escrito en un disquete que va al bastidor principal para su posterior procesamiento. La permeabilidad puede medirse a través del análisis del complejo de poros. Este análisis está sumamente relacionado con esta propiedad porque al conseguirse armar un modelo tridimensional de la interconexión de los poros, puede determinarse la permeabilidad, y así también, la calidad de un reservorio de hidrocarburos.
Parámetros para evaluación Dos parámetros tienen que ser determinados para evaluar la porosidad de las rocas sedimentarias, que son la porosidad óptica total de la arenisca y el porcentaje de cemento que rellena los poros. La suma de estos dos parámetros define la porosidad, menos el cemento o volumen intergranular. Los poros tienen geometrías muy complejas, a lo que se llama complejo de poros. Otro parámetro importante para ser evaluado es el perímetro total de poros. El perímetro total de poros por unidad de área es directamente proporcional al área de superficie de poros por unidad de volumen. La proporción del área total de poros al perímetro total de poros, puede proporcionar información relativa a la rugosidad de poro o tortuosidad.
Propiedades petrofísicas de las rocas sedimentarias. Tipos de propiedades. Porosidad. Permeabilidad. Importancia como reservorio y sello de hidrocarburos. La pérdida de porosidad atribuible a la compactación y la cementación puede calcularse a partir de la porosidad inicial o deposicional (Pi), y dos parámetros determinados petrográficamente, que son la porosidad óptica total (P0), y el volumen en porcentaje de poro rellenado por cemento (C). La suma de P0 y C es igual a la denominada porosidad eliminando el cemento (Pmc), o el volumen intergranular considerando la porosidad actual de la roca y los espacios rellenos por cemento. El volumen de sedimento sin compactar se utiliza como un estado de referencia, y la pérdida de porosidad se expresa como un porcentaje del volumen global original (ecuaciones [1] y [2]). Este método representa la reducción en el volumen de la masa de sedimento por compactación. Pérdida de porosidad compactacional (COPL) = Pi - (((100 – Pi) x Pmc)/ (100 – Pmc) [I] Pérdida de porosidad cementacional (CEPL) = (P i - COPL) x (C/Pmc) [2] Un parámetro útil para comparar diferentes conjuntos de datos es lo que se denomina el índice de compactación (ICOMPACT), la relación fraccionaria de pérdida de porosidad compactacional (COPL) a la suma de pérdida de porosidad compactacional (COPL) y cementacional (CEPL) (ecuación 3). ICOMPACT = COPU (COPL + CEPL) [3] El índice de compactación (ICOMPACT) es igual a 1.0, cuando toda la pérdida de porosidad es por compactación, y es igual a 0.0, cuando toda la pérdida de porosidad es por cementación. Tenga en cuenta que el índice de compactación no refleja la magnitud de la pérdida de porosidad. Las muestras con diferentes porosidades pueden tener los mismos índices de compactación. Cierta cautela en la aplicación de este tipo de análisis se justifica ya que la porosidad de arena inicial nunca se sabe con exactitud. Si se supone un valor demasiado pequeño, la pérdida de porosidad compactacional será subestimada por una cantidad más o menos igual al error en el valor asumido. Lo más aconsejable es asumir un 4045% de porosidad inicial, ya que en areniscas modernas esos valores iniciales producen pequeños errores medios de cálculo en la pérdida de porosidad compactacional.
Importancia como reservorio y sello de hidrocarburos La permeabilidad es la propiedad más importante para el sello de hidrocarburos. Dutton y Willis (1998) analizaron cuatro secciones delgadas de areniscas enriquecidas en clastos de fango en límites secuenciales estratigráficos de la Formación Fall River del campo Buck Draw en Wyoming y Dakota del Sur, EE.UU para comparar la permeabilidad de las areniscas inmediatamente por debajo de la superficie de erosión basal con areniscas fluviales. Los resultados de las mediciones de permeabilidad media revelaron que las muestras de la superficie de erosión basal dio 0,13 milidarcys (unidad de medida de permeabilidad) mientras que las areniscas fluviales mostraron 2 milidarcys, una diferencia significativa en cuanto a contraste de permeabilidad, lo cual sugiere que los estratos de fango pueden formar barreras impermeables en depósitos del subsuelo. Esto indica la importancia del contenido de arcillas
Propiedades petrofísicas de las rocas sedimentarias. Tipos de propiedades. Porosidad. Permeabilidad. Importancia como reservorio y sello de hidrocarburos. que son impermeables para formar trampas estratigráficas efectivas con el objeto de sellar reservorios de petróleo y gas. En muchos casos hay coincidencia entre los tipos de poros de fábrica selectiva presentes en las rocas y el ambiente de depósito de las mismas, que sirve como una guía importante en la evaluación de la permeabilidad y potenciales reservas recuperables de un reservorio, y en la decisión sobre qué procedimientos de estimulación (es decir, las técnicas para extracción de hidrocarburos) debe usarse, pero sólo si se conoce el ambiente de depósito de las rocas de estudio de muestras del subsuelo. Por ejemplo, arenas carbonáticas (calizas grainstone), depositadas en ambientes de alta energía, tales como bancos de oolitas o bancos óseos de arena, suelen tener alta porosidad interpartículas y proveer relativamente altas permeabilidades.
Conclusión El estudio y análisis de las propiedades petrofísicas como la porosidad y permeabilidad de las rocas sedimentarias, específicamente carbonáticas (calizas y dolomías) y areniscas están relacionadas con el tipo de composición, forma de granos, tamaño; es decir la fábrica sedimentaria y también con los ambientes de depositación. El grado de compactación y cementación influyen de forma directa también en la calidad de los reservorios. Además es importante saber que hay parámetros que se toman en cuenta a la hora de determinar porosidad y permeabilidad, para poder estimar si son rentables o no las fuentes de petróleo y gas de cualquier estudio que se pueda hacer en el futuro.
Bibliografía Scasso y Limarino (1997): Petrología y Diagénesis de Rocas Clásticas, Cap. 6; Fábrica porosidad y permeabilidad. Pág. 135. Mazzullo (2004): Overview of Porosity Evolution in Carbonate Reservoirs. Net y Limarino (2004): Caracterización y origen de la porosidad en areniscas de la sección inferior del Grupo Paganzo (Carbonífero superior), Cuenca Paganzo, Argentina. Págs. 49 – 72. Lundegard (1992): Sandstone porosity loss – A “big picture” view of the importance of compaction. Dutton and Willis (1998) Comparison of outcrop and subsurface sandstone permeability distribution, lower Cretaceous Fall River Formation, South Dakota and Wyoming. Págs. 890 – 900 Ehrlich et al. (1984): Petrographic image analysis, i. analysis of reservoir pore complexes. Págs. 1365 – 1378 Ricken (1987): The carbonate compaction law: a new tool. Págs. 571 – 584
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