Cuestionario Parcial 2.docx

1. CUESTIONARIO LABORATORIO 4 1. Explique los métodos para determinar el volumen poroso de la muestra. 

Volumen Poroso Total Calculado de la Densidad de Grano en Muestras Desagregadas -

Método Seco para Determinar la Densidad de Grano/Volumen de Grano: se determina el volumen total de una muestra limpia

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Volumen Poroso Efectivo de Muestras Agregadas - Medición del Volumen de Grano: Método de Doble Celda de la Ley de Boyle (Cubeta Matriz) para el Volumen de Grano. - Medición del volumen vacío: Método de Celda Sencilla de la Ley de Boyle para la Medición Directa de Volumen Poroso; bajo Esfuerzo Restrictivo.

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Método de Washburn – Bunting

El porosímetro de Washburn - Bunting mide el volumen poroso de la muestra. El aparato consiste de una cámara para muestras con un tubo capilar graduado en la parte superior y una llave de paso para abrir y cerrar el sistema hacia la atmósfera 

Método Seco para la Densidad de Grano y el Volumen Poroso

En este procedimiento, se extrae la roca, se seca, se tritura y se cuela. La porción de la roca triturada que pasa a través de un tamiz de calibre 60 y queda atrapada en un tamiz de malla de calibre 100, se pesa y se coloca en la taza para muestras del aparato. Luego se utiliza una bomba de mercurio para bombear el mercurio a la taza para muestras. 

Método Húmedo para la Densidad de Grano y el Volumen Poroso

Se mide el volumen total y se pesa y se tritura la muestra seca. La muestra triturada se coloca en un frasco volumétrico calibrado que contiene un volumen conocido de un fluido humectante adecuado (como tolueno, agua, etc.). El aumento del volumen es igual al volumen de grano de la muestra triturada. 

Sumatoria de Diámetro Total de los Fluidos Utilizando el Método Retorta-Vacío

Este método fue utilizado extensamente en las regiones de “rocas duras” (Texas Occidental) donde la producción proviene predominantemente de las formaciones de carbonatos. Cada muestra de diámetro completo se pesaba y luego el espacio poroso lleno de gas se saturaba con agua a presión. La muestra se pesaba nuevamente, y el incremento del peso era igual al volumen de gas. El volumen poroso se calculaba sumando los volúmenes del gas, del aceite

corregido y del agua de los poros. Un volumen total determinado de la muestra se utilizaba para el cálculo de porosidad. 

Método de Saturación de Líquidos

La medición de la porosidad (espacio poroso conectado) por el método de saturación de líquidos implica una determinación gravimétrica del volumen poroso obteniendo: a) el peso de muestra de núcleo seca y limpia, b) el peso de la muestra saturada con un líquido de densidad conocida, y c) el peso de la muestra saturada sumergida en el mismo líquido. 2. Calcule las porosidades para empaquetamiento tipo rombohedral, tipo ortorrómbico y tetragonal esferoidal. ROMBOHEDRAL

ORTORRÓMBICO

TETRAGONAL ESFEROIDAL

Ilustración 1. Tipos de empaquetamiento. 

Tipo rombohedral:

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Tipo ortorrómbico:

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Tipo tetragonal esferoidal:

3. ¿Cuáles son los factores petrofísicos que afectan la porosidad de una roca? Explique 

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Tipo de empaquetamiento: Describe el arreglo de las partículas de la roca uno respecto uno de otro. Existen arreglos ideales que tienen diferentes valores de porosidad:  Cubico: Arreglo de mínima compactación, sus ejes entre esferas forman ángulos de 90º, es el de máxima porosidad 47.6%  Rombohedral: Es el arreglo que presenta mayor compactación debido a su configuración, porosidad del 25,9%  Ortorrómbico: Las partículas se organizan de manera tal que formen ángulos de 60º en plano y de 90º en otro plano, porosidad de 39,59%  Tetragonal esfenoidal: Los ejes que forman las partículas entre si forman ángulos de 60º en todas direcciones, porosidad de 30,91% Grado de cementación o consolidación: La presencia de material cementante afecta la compactación y el grado de cementación de la roca, por lo tanto, la porosidad. Los granos que conforman la matriz de la roca son de composición sílice o de carbonatos, y a medida que estos aumentan alojándose en los espacios disponibles de la roca (Poros), disminuyendo la porosidad. Geometría o distribución de los granos: el tamaño y forma que conforman la roca dependen del ambiente sedimentario donde ocurrió su formación, la variación de tamaños y forma de los granos generan cambios en la porosidad. Una buena selección, es decir que el tamaño de las partículas sea homogéneo, significa que la roca tendrá una alta porosidad, mientras que un tamaño de granos heterogéneo me significa una disminución de la porosidad. También una sedimentación con granos perfectamente redondeados, representará una alta porosidad.

 Tamaño de los granos  Selección de los granos de la roca  Forma de los granos  Presión de las capas suprayacentes: Las capas depositadas por encima del yacimiento generan una compactación de sobrecarga, a medida que aumenta la

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profundidad esta presión ejercida por la columna sedimentaria aumenta. Esta compactación tiende a cerrar los espacios vacíos de la roca, obligar a que los fluidos contenidos dentro de esta salgan y llevando a que las partículas tengan un acercamiento. A medida que el yacimiento está produciendo la presión interna disminuye, generando un desbalance de fuerzas con la presión de sobrecarga la cual es constante, originando esfuerzos que tienden a disminuir el volumen bruto y poroso de la roca. Presencia de partículas finas: Como arcillas en el espacio poroso, disminuyen la porosidad efectiva.

4. ¿Cuáles son los métodos matemáticos para determinar la porosidad promedio de un yacimiento? 

Promedio aritmético: Consiste en calcular la media aritmética de las porosidades, empleando a siguiente ecuación: ∑𝑛𝑖=1 ∅𝑖 ∅= 𝑛 Donde ∅𝑖 corresponde a la porosidad de cada muestra y n es el número total de ellas.

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Promedio ponderado o pesados: Pueden ser de tres clases - Ponderado por espesor de arena neta: Es usado cuando se tienen diferentes valores de porosidad que han sido tomados en diversas capas de arena de espesor conocido. Para ello, la ecuación a utilizar es: ∑𝑛𝑖=1 ∅𝑖 ℎ𝑖 ∅= ∑𝑛𝑖=1 ℎ𝑖 Donde ∅𝑖 corresponde a la porosidad de cada muestra y ℎ𝑖 al su respectivo espesor de arena. - Ponderado por área: En este caso es necesario tener en cuenta el área de drenaje de cada pozo en los cuales se han tomado datos de porosidad: ∑𝑛𝑖=1 ∅𝑖 𝐴𝑖 ∅= ∑𝑛𝑖=1 𝐴𝑖 Donde ∅𝑖 corresponde a la porosidad de cada muestra y 𝐴𝑖 al su respectiva área de drenaje. -

Ponderado por volumen: Este procedimiento requiere conocer tanto el área de drenaje como su espesor, por lo que el resultado es más exacto. La fórmula a emplear es: ∑𝑛𝑖=1 ∅𝑖 𝐴𝑖 ℎ𝑖 ∅= 𝑛 ∑𝑖=1 𝐴𝑖 ℎ𝑖

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Promedio estadístico: Corresponde al cálculo más exacto de los enunciados anteriormente y se emplea cuando se tiene gran rango de variedad en las porosidades. El método consiste en agrupar en diferentes intervalos las porosidades, estableciendo el número de porosidades que se encuentran en cada uno. Esto último se denomina frecuencia y se suele expresar como una fracción del número total de muestras. Además, se calcula la frecuencia acumulada. Para finalizar, se realiza un gráfico de frecuencia acumulada Vs. Porosidad media en cada rango y se traza la mejor curva que una los diferentes puntos, lo que se denomina histograma. La porosidad promedio corresponde a la de la frecuencia acumulada del 50%, definiéndose esta como la mediana y divide dicho histograma en dos partes iguales. A continuación se muestra un ejemplo del histograma resultante:

Ilustración 2. Histograma de frecuencia: Porosidad.

5. ¿Cuáles son las ventajas y desventajas de este método?(Ruska, expansión de Helio)  Ventajas:  No se daña la muestra de ninguna manera y por lo tanto puede utilizarse para otras mediciones.  La operación es rápida, sencilla, y tiene un excelente nivel de repetibilidad.  Se pueden probar muestras que tengan formas irregulares o fisuras.  Desventajas:  Se requiere una calibración muy cuidadosa y frecuente para poder obtener un buen nivel de exactitud cada vez que se vaya a usar.

 Los cambios en temperatura o presión barométrica deben ser contabilizados en los cálculos. Esto es muy importante tenerlo en cuenta a la hora de la determinación de la porosidad.  El valor de porosidad resultante será más alto que el valor de porosidad verdadero si se adsorbe el gas en las superficies de la muestra. El uso de helio minimiza esta posibilidad.  Requiere de un gas para determinar la prueba (Helio), sino no se posee con la cantidad necesaria, no se podrá realizar la prueba.  Como en la recamara donde se introduce la muestra tiene un tamaño determinado de la entrada, solo se puede analizar muestras con tamaños menores a dicha entrada.  Recomendaciones:  La muestra debe estar totalmente limpia, pues si está contaminada o presenta algún tipo de fluido, los datos arrojados por la muestra no sería válidos y es probable que afecte al equipo como tal, pues dicho fluido puede contaminar las cámaras del equipo.  Las cantidades de Helio utilizadas son muy pocas, por lo que un cilindro como de los que se encuentran en el laboratorio alcanzaría para muchas determinaciones. 6. ¿Por qué la presión de paso de Helio es de 100 psia? Durante el desarrollo del método se emplea una presión de paso de Helio de 100 Psi porque el Helio actúa como un gas ideal a presiones por debajo de dicha presión, haciendo posible utilizar la ley de Boyle – Mariotte sin que ello conduzca a errores extremos en la determinación de las presiones y volúmenes empleada en este método. Además Esta presión es requerida para el proceso de calibración ya que viene predeterminada en cada equipo. Por otro lado, una presión de 100 psi es suficiente para que el gas pueda penetrar todos los poros de la roca y es una presión fácil de alcanzar para un compresor. Presiones mucho mayores podrían generar velocidades turbulentas o conducción del gas por los costados del nucleó (si se supera la presión de confinamiento).

7. ¿Por qué es necesario hacer vacío a los cilindros de referencia (acero) y de muestra? Es necesario hacer vacío a los cilindros de referencia y muestra, por un lado, para introducir en el equipo una diferencia de presiones que permita al gas, en este caso helio, migrar bajo el mínimo esfuerzo a través del cilindro del núcleo y de esta manera, ocupe la totalidad del volumen poroso.

Por otro parte, el vacío reduce el error producido por la presencia de aire dentro de la celda, porque este entraría a formar una mezcla con el helio, a la cual no se le podría aplicar correctamente la ley de los gases ideales, específicamente la ley de Boyle. 8. ¿Por qué se usa Helio en la determinación de la porosidad? En este método para determinación la porosidad de una muestra es utiliza Helio ya que es un gas noble monoatómico que tiene un tamaño muy pequeño y una gran capacidad de penetración en la gran mayoría de poros más finos del núcleo muestra y micro-fisuras de la roca, aproximadamente de 10-10 m, a bajas presiones actúa como un gas ideal (bajo 100 Psig). El helio tiene la particularidad de no adherirse o reaccionar con las paredes de la muestra y porta muestra, permitiendo así que esta no se contamine o altere sus propiedades iniciales. Además el peligro toxico debido a su uso es mínimo. En conclusión, el helio se usa por cuestión de seguridad, por ser gas noble y porque permite la ley de Boyle. 9. ¿Cuál es el porcentaje de error cometido según los resultados de calibración? Para determinar el porcentaje de error en los resultados de la calibración se emplean como volúmenes teóricos de V1 y V2 son 32.4 cm3 y 130.8 cm3 respectivamente, obteniendo como resultado: 𝑉𝑟1𝑙𝑎𝑏𝑜𝑟𝑎𝑡𝑜𝑟𝑖𝑜 − 𝑉𝑟1𝑐𝑎𝑙𝑐𝑢𝑙𝑎𝑑𝑜 2 %𝐸𝑟𝑟𝑜𝑟 = ( ) ∗ 100 𝑉𝑟1𝑙𝑎𝑏𝑜𝑟𝑎𝑡𝑜𝑟𝑖𝑜

El cálculo con los respectivos resultados de los errores, se registran en la parte de muestra de cálculo del presente informe. 10. ¿Cuáles son las ventajas de las diferentes herramientas de registros, para determinar la porosidad según la litología de la roca? Las herramientas de registro empleadas en la determinación de la porosidad conociendo la litología son:

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Registro Sónicos: Registro de densidad Registro neutrón Combinación de los anteriores densidad-neutrón o densidad-sónico

Registro sónico: 

Es un método sencillo y directo basado en la medición del tiempo que tarda en viajar una onda acústica de compresión a través de un medio poroso uniforme y limpio según la ecuación:

∅=

𝑡𝑙𝑜𝑔 − 𝑡𝑚𝑎 𝑡𝑓 − 𝑡𝑚𝑎

Registro de densidad    

Requiere pocas correcciones ambientales en cuanto a efectos de tiempo como ocurre con el registro neutrón. Es un método práctico e indirecto basado en la densidad de electrones de la formación. Es acertado para porosidad saturada con líquidos Se determina fácilmente mediante densidades de la matriz rocosa y el fluido saturante: 𝜌𝑚𝑎 − 𝜌𝑏 ∅= 𝜌𝑚𝑧 − 𝜌𝑓

Registro neutrón * Es un método directo basado en la presencia de átomos de hidrogeno de los fluidos saturantes los cuales al ser similares responden similar a la porosidad.

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Es bastante específico en la matriz rocosa pues presenta información referente a porosidad

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calcárea y porosidad de arenisca. Los valores de porosidad aparente se leen directamente del registro.

1. CUESTIONARIO LABORATORIO 5 1. Deducir la fórmula empleada para determinar la permeabilidad Debemos partir de la ecuación de Darcy, la cual dice que el caudal es directamente proporcional al diferencial de presión e inversamente proporcional al diferencial de longitud 𝑘𝐴 𝑑𝑃 𝑞=− µ 𝑑𝐿 𝑃𝑉 = 𝑍𝑛𝑅𝑇 𝑃𝑉 𝑃𝑠𝑐𝑉𝑠𝑐 = 𝑍𝑅𝑇 𝑅𝑇𝑠𝑐 Despejamos el volumen 𝑍𝑛𝑅𝑇 𝑉= 𝑃 Ahora se multiplica por el inverso de delta t 𝛥𝑉 𝑍𝑛𝑅𝑇 = 𝛥𝑡 𝑃𝛥𝑡 Luego se iguala la ecuación de darcy, con la ecuación anterior 𝛥𝑉 𝑍𝑛𝑅𝑇 𝑘𝐴 𝑑𝑃 = =− 𝛥𝑡 𝑃𝛥𝑡 µ 𝑑𝐿 Asumiendo que la viscosidad es newtoniana, entonces µ es independiente de la presión, se despeja y se integra a ambos lados de la ecuación 2 2 𝑍𝑛𝑅𝑇 𝑘𝐴 ∗ 𝑃 ∗ 𝛥𝑃 ∫ ∗ 𝑑𝐿 = ∫ − ∗ 𝑑𝑃 𝛥𝑡 µ 1 1 Resolviendo la integral se obtiene: 𝑍𝑛𝑅𝑇 𝑘𝐴 𝐿=− + (𝑃2 2 − 𝑃1 2 ) 𝛥𝑡 µ Entonces 𝑍𝑛𝑅𝑇 𝑘𝐴 𝑃2 − 𝑃1 𝐿=− + (𝑃2 2 − 𝑃1 2 ) ∗ 𝛥𝑡 µ µ Se compara de este modo con la ecuación de estado 𝑘𝐴 𝑞=− (𝑃2 2 − 𝑃1 2 ) µ Suponiendo que se sigue un comportamiento ideal, se aplica la siguiente relación 𝑞1 𝑃1 = 𝑞2 𝑃2 = 𝑞𝑏 𝑃𝑏 Entonces tenemos que: 𝑞𝑏𝑃𝑏𝐾𝐴 𝑞= (𝑃2 2 − 𝑃1 2 ) µ Despejamos K y finalmente obtenemos lo siguiente: 2𝑞𝑏 𝑃𝑏 𝐾= 𝐴(𝑃2 2 − 𝑃1 2 )

2. Explique el efecto de Klinkenberg y su influencia en la determinación de la permeabilidad absoluta de una muestra de roca Aunque este fenómeno no se presenta a menudo en campos petroleros, puede ser común en los laboratorios, donde a bajas presiones la molécula de gas puede tener el mismo tamaño que el de los poros por lo que no se presenta un perfil de flujo o no existe flujo viscoso. Realmente, para el caso de los gases, el fluido no se pega a la pared de los poros como requiere la ley de Darcy y un fenómeno llamado deslizamiento toma lugar. Este descubrimiento o desplazamiento del fluido a lo largo de los poros sugiere una aparente dependencia de la permeabilidad con la presión. La relación propuesta por Klinkenberg entre presión y permeabilidad es: 𝑏 𝐾 = 𝐾∞ [1 + ] P Donde 𝐾∞ = la permeabilidad observada para fluidos incompresibles P = la presión promedia, (Pa+Pb)/2 b = una constante característica del medio poroso y del gas. El fenómeno de deslizamiento de gas ocurre cuando el diámetro de la abertura capilar se aproxima a lo que se conoce como camino libre del gas, el cual está en función del tamaño molecular y de la energía cinética del gas.

En las pruebas de Laboratorio el fluido utilizado es un gas que se trabaja a bajas presiones, los valores de permeabilidad obtenidos serán mayores a la permeabilidad real de la muestra debido al efecto Klinkenberg. Para corregir este efecto se debe realizar una gráfica de permeabilidad versus el inverso de la presión promedio. Con los puntos obtenidos se debe ajustar la mejor recta. La intersección de esta recta con el eje Y será el valor de la permeabilidad de la muestra corregida por el efecto Klinkenberg 3. ¿Qué factores afectan la medida de la permeabilidad con gases? Hay diversos factores que pueden afectar la medida de la permeabilidad, ya sea absoluta, efectiva y relativa, los cuales son:  Las fuerzas capilares  Las fuerzas gravitacionales  Las velocidades que tienen un tipo de régimen turbulento  Factores mecánicos que están relacionados con los esfuerzos que se ven sometidas las rocas  Factores termodinámicos relacionados con la temperatura

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Todos los tipos de permeámetros son sujetos a escapes en la tubería, accesorios, válvulas, transductores, medidores de corriente, y soportes de núcleos. La superficie del núcleo, es decir si esta no está seca, la permeabilidad medida puede ser errónea debido a los efectos severos de permeabilidad relativa. La masa térmica y la capacidad de transferencia de calor 4. ¿Por qué se usa en la ecuación de la permeabilidad la rata medida a condiciones atmosféricas?

En la ecuación usada para hallar la permeabilidad de gases con su debido caudal, se mide a condiciones atmosféricas y esto se debe principalmente al mecanismo que trae consigo el permeámetro Ruska para determinar dicho caudal, en donde el volumen es medido a partir de tubos los cuales se encuentran abiertos en sus extremos superiores haciendo que la medición del tiempo que tarda la burbuja en recorrer este volumen se realice a la presión atmosférica y por tal motivo el valor de la rata se debe reportar a dicha presión. 5. Compruebe que a ratas menores de 10ml/seg se obtiene flujo laminar Partimos de la ecuación de Reynolds, la cual nos dice 𝜈 ∗ 𝐷𝑒 ∗ 𝜌𝑎𝑖𝑟𝑒 𝑅𝑒 = 𝜇 𝑎𝑖𝑟𝑒 Para poder realizar los cálculos, se tienen los siguientes datos: Caudal: 10

𝑐𝑚3 𝑠𝑒𝑔

Área de la muestra: 11,152 cm2 Porosidad: aproximadamente: 0,2215 𝑐𝑎𝑢𝑑𝑎𝑙 𝑎𝑟𝑒𝑎 ∗ 𝑝𝑜𝑟𝑜𝑠𝑖𝑑𝑎𝑑 𝑐𝑚3 10 𝑠𝑒𝑔 𝜈= 11,152 cm2 ∗ 0,2215 𝑐𝑚 𝜈 = 4,0483 𝑠𝑒𝑔 Después se debe calcular el diámetro equivalente 𝜈=

𝜙 𝐷𝑒𝑞𝑢𝑖 = √4 ∗ 𝐴 ∗ [ ] 𝜋 𝐷𝑒𝑞𝑢𝑖 = √4 ∗ 11,152 ∗ [

0,2215 ] 𝜋

𝐷𝑒𝑞𝑢𝑖 = 1.77344 𝑐𝑚 Ahora teniendo en cuenta la presión en un punto de 21,450 psi y la presión atmosférica de 14,7 , se procede a hallar la presión promedio 𝑃𝑎𝑡𝑚𝑜𝑠𝑓é𝑟𝑖𝑐𝑎 + 𝑃1 𝑃= 2 14,7𝑝𝑠𝑖 + 21,450𝑝𝑠𝑖 𝑃= 2 𝑃 = 18,075 𝑝𝑠𝑖 6. ¿La permeabilidad absoluta es función del fluido que satura la roca? ¿Por qué? Según la definición de permeabilidad absoluta la cual dice que es aquella permeabilidad que se mide cuando un fluido satura 100 % al espacio poroso. Por lo general el fluido de prueba es agua o aire. Debido a esto se dice que la permeabilidad absoluta es una propiedad únicamente del espacio poroso y comunicación que exista entre los poros de la roca, por eso no es función del fluido que satura la roca, ya que para cada tipo de fluido que se utilice existe un factor de corrección o ecuación diferente propio de cada uno con el objetivo de dar el mismo valor de permeabilidad absoluta sin importar el tipo de fluido.

7. ¿La permeabilidad efectiva es función del fluido que satura la roca? ¿Por qué? Si, debido a que esta permeabilidad se mide cuando existe más de una fase en el medio poroso, las cuales fluyen simultáneamente. Esta permeabilidad es función de la saturación del fluido considerado ya que dicha permeabilidad se mide para cada tipo de fluido que tenga el yacimiento y la movilidad que se tenga dentro del medio poroso y como cada fluido presenta propiedades diferentes pues su permeabilidad también será diferente. Cabe aclarar que el valor de la permeabilidad efectiva será siempre menor que la permeabilidad absoluta. 8. ¿La permeabilidad relativa es función del fluido que satura la roca? ¿Por qué? Al saber que la permeabilidad relativa es la relación existente entre la permeabilidad efectiva y la permeabilidad absoluta. Entonces esta es una medida que depende de las características tanto de los fluidos que saturan el medio, como del medio poroso. Entonces teniendo en cuenta lo anterior se afirma que la permeabilidad relativa si es función del fluido que satura la roca.

1. CUESTIONARIO LABORATORIO 6 1. ¿Cuáles son las densidades de los principales minerales que componen las rocas sedimentarias? Los minerales más frecuentes en rocas sedimentarias son las mencionadas a continuación den la siguiente tabla. MINERALES

DENSIDAD (gr/cm3)

Cuarzo

2,65

Montmorillonita

1,7 – 2

Illita

2,8

Mica

2,7 – 3

Ortoclasa

2,56

Plagioclasaa

2,55 – 2,63

Yeso

2,31 – 2,33

Anhidrita

3,9

Calcita

2,7

Dolomita

2,86 – 3,1

Caolinita

2,6

Biotita

2,8 – 3,2

Moscovita

2,8

2. ¿Cuál es el riego de variación de la porosidad de la roca según el índice de redondez y esfericidad de los granos? La redondez se refiere al grado de angularidad que presentan las aristas y vértices de un grano, y la esfericidad, es el grado en que un grano se aproxima a una esfera. Estos factores afectan la distribución del tamaño de los granos y con esto la porosidad. Por lo tanto, si los granos de la roca pequeños presentan grandes angularidades, estos tienden a aumentar la porosidad, mientras que se observara una disminución de la porosidad si el tamaño de los

granos incrementa. A continuación, se indica el rango de variación de la porosidad teniendo en cuenta la configuración de los granos: ÍNDICE DE REDONDEZ Y ESFERICIDAD

VARIACIÓN DE LA POROSIDAD (FRACCIÓN)

Anguloso

0,00 – 0,15

Sub-anguloso

0,15 – 0,5

Sub-redondeado

0,25 – 0,40

Redondeado

0,40 – 0,60

Bien redondeado

0,60 – 1,00

3. ¿Qué distingue la porosidad primaria de la secundaria? Según el origen y el tiempo en que se depositaron los estratos, la porosidad se puede clasificar en primaria y secundaria. La diferencia entre ellas radica en que la porosidad primaria o también llamada intergranular, es aquella que se originó al mismo tiempo en que se depositaron los sedimentos, estando determinada por los espacios vacíos que quedan entre ellos; esta puede ser de tipo intergranular, intercristalina, entre planos estratificados o resultante de espacios sedimentarios misceláneos a causa de factores como la depositación de fósiles o creados por seres vivos. En cambio, la porosidad secundaria es aquella resultante de un proceso geológico o artificial posterior a la depositación de los sedimentos y puede ser causada por disolución, dolomitización, fractura o espacios secundarios misceláneos como arrecifes o espacios vacíos causados por brechas submarinas o conglomerados resultantes de movimientos gravitatorios en el fondo marino. 4. ¿Qué precauciones se deben tener para el líquido saturante? Para la determinación de la porosidad mediante el método de saturación es necesario seleccionar adecuadamente el líquido saturante para evitar que este reaccione con la roca o fluidos presentes que pueden ocasionar la obtención de un resultado erróneo y además si contiene partículas en suspensión pueden taponar la muestra generando una medición inexacta. Además, se debe tener en cuenta la temperatura y con ello es esencial utilizar la densidad correcta de fluido en el momento de la medición del peso sumergido. La densidad del fluido debe conocerse con una precisión de 0.005 g/cm3. Un error de 0.005 g/cm3

resultaría en una desviación de porosidad de 0.5 puntos (porosidad expresada como porcentaje) y una desviación en la densidad de grano de 0.01 g/cm3. La densidad del fluido puede medirse con un picnómetro, un medidor digital electrónico de densidad. 5. ¿Qué ventajas y desventajas presenta el método utilizado? (Método de saturación) VENTAJAS

DESVENTAJAS

Es un método de medición directa para el peso de la muestra, siempre y cuando conozcamos la densidad del líquido en el que es sumergida dicha muestra.

El líquido puede ser inadecuado para pruebas posteriores y tendrá que removerse.

Si la muestra está 100% saturada de un solo Las fisuras o poros grandes en muestras fluido antes de medir el volumen total, se con permeabilidad extremadamente alta se pueden calcular el volumen poroso, el llenarán mientras la muestra se encuentra volumen del grano y la densidad del grano sumergida en el líquido resultando en bajos con los pesos registrados. valores de volumen total, por tal motivo los núcleos que tengan fisuras no deben medirse por este método. La muestra puede ser totalmente saturada con líquido para otras pruebas que así lo requieran.

El procedimiento es lento con respecto al tiempo de la operación total de medida. No deben utilizarse líquidos que lixivien la muestra o que causen hinchazón de la matriz.

Este método es considerado el mejor para medir porosidad efectiva, siempre y cuando se realice con suficiente cuidado.

El procedimiento es básicamente exacto, pero limitado a muestras que estén saturadas al 100% y que el peso saturado substancialmente esté determinado.

-Muchas muestras pueden ser manipuladas al mismo tiempo.

Esta no es una técnica recomendable para muestras envueltas con consolidaciones deficientes o no consolidadas debido a la posibilidad de atrapar un volumen de fluidos extraños entre la superficie del tapón y el forro.

6. Explique otros métodos para determinar la porosidad de una muestra 

Determinación del volumen total:  Métodos gravimétricos: Consisten en sumergir la muestra en un líquido y determinar la pérdida o el cambio de peso. Algunos de los métodos gravimétricos son: Recubrimiento de la muestra con parafina e inmersión en agua, saturación de la muestra e inmersión en el líquido saturante e inmersión de la muestra seca en mercurio.  Métodos volumétricos: los más conocidos son el del picnómetro de mercurio o inmersión de una muestra saturada. El método del picnómetro consiste en llenar un picnómetro de volumen conocido con mercurio hasta la señal. Luego se coloca la muestra y se inyecta mercurio hasta la señal. La diferencia entre los dos volúmenes de mercurio representa el volumen total de la muestra, este método es utilizado para muestras bien cementadas. El método de inmersión consiste en determinar el volumen desplazado que ocurre al sumergir la muestra en un recipiente que contiene el mismo fluido saturante. Existe otro método que es el de la balanza de Westman, el cual se basa en el principio de Arquímedes. Donde se mide la fuerza necesaria para sumergir la muestra de roca en mercurio, y así calcular el volumen de mercurio desplazado

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Determinación del volumen de granos: Son métodos utilizados para muestras consolidadas a la cual se le extraen los fluidos saturantes con un solvente, el cual posteriormente se extrae de la muestra evaporándolo. Algunos de los métodos más utilizados:  Método de Melcher-Nuting: Consiste en determinar el volumen total de la muestra, y posteriormente triturarla para eliminar el volumen de los espacios vacíos y determinar el volumen de los granos  Método del porosímetro de Stevens: Es un medidor del volumen efectivo de los granos. El núcleo o plug se coloca en una cámara de muestra de la cual se conoce su volumen, se hace un vacío parcial con la manipulación del recipiente de mercurio, para extraer todo el aire de la muestra y es expandido en el sistema medido a presión atmosférica. La diferencia entre el volumen de la cámara y el aire extraído es el volumen efectivo de los granos. Es necesario realizar varias expansiones. Son métodos poco exactos debido a que no es posible extraer todo el aire de la muestra, arrojando datos de porosidad bajos.  Método del porosímetro de Boyle: El volumen de los granos puede ser medido por el desplazamiento de gas en el porosímetro. Se toma una muestra consolidada,

se le extraen los fluidos con un solvente y luego se seca. La muestra se coloca en la cámara de acero y se presuriza con gas ya sea helio, nitrógeno o aire, hasta una presión conocida, entre 4 a 5 atm, Luego se deja expandir el gas dentro del volumen conocido y luego se procede a calcular el volumen total de los granos. 

Determinación de la porosidad usando registro de pozos: Tienden a medir la porosidad total, estos se calibran con datos obtenidos del análisis de núcleos para mejorar la exactitud, aunque esto a veces lleva a arrojar datos de porosidad mayores a los reales. Las mediciones de estos registros no solo dependen de la porosidad, sino que también dependen de la litología de la formación, los fluidos presentes en el espacio poroso, y, en algunos casos, la geometría del medio poroso. Cuando se conoce la litología de la roca, se pueden obtener valores de porosidad a partir de las mediciones realizadas con estos registros. Si la litología no es conocida, o es una litología compleja formada por dos o más minerales en proporciones desconocidas, es más difícil obtener valores confiables de porosidad a partir de estos registros. Algunos de estos son:  Registro sónico  Registro de Neutrón  Registro de densidad

Los anteriores se explicaron en el informe anterior que concierne a la experiencia de la determinación de la porosidad por el porosímetro Runska. 

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7.

Método de inyección de mercurio: Consiste en inyectar mercurio a alta presión en la muestra. El volumen poroso efectivo será el volumen total de mercurio inyectado. Este es un método directo de medición de la porosidad. Método de saturación de Barnes: Consiste en saturar una muestra limpia y seca con un fluido de densidad conocida y determinar el volumen poroso por ganancia en peso de la muestra.

¿Por qué la porosidad determinada en el laboratorio a partir de una muestra de un núcleo es diferente a condiciones de yacimiento en la misma roca?

La porosidad determinada en el laboratorio difiere de la porosidad que tiene la roca en el yacimiento debido a que en este último lugar, la roca se encuentra sometida a la presión de las capas suprayacentes que compactan el yacimiento y tienden a forzar el fluido a salir, permitiendo mayor acercamiento entre las partículas y con ello, reduciendo los espacios vacíos, lo que implica una menor porosidad.