Porosidad efectiva

La porosidad efectiva es considera més comunament per a representar la porosidad d'una roca o sediment disponible per a contribuir al fluix de decorregut a través de la roca o sediment, o a sovint en térmens de "fluix a un pou". La porosidad que no es considera "porosidad efectiva" inclou aigua unida a partícules d'argila (coneguda com aigua lligada) i porosidad "vuggy" aïllada (cavitats no conectades a atres poros). La porosidad efectiva és de gran importància en considerar l'idoneïtat de roques o sediment com depòsits de petròleu o gas, o com acuífero.

El terme carix d'una definició simple o directa. Inclús alguns dels térmens utilisats en la seua descripció matemàtica ( $V_{c l}$ i $V_{s h}$ ) tenen múltiples definicions.

Antecedents per a múltiples definicions

Archiu:Effective porosity 1.jpg

Els components del volum brut de roca (a granel) com una tira. Els components individuals no estan a escala. Per eixemple, la porosidad i el volum dels poros se sobre emfatisen en fins ilustrativos.^[1]

Cuarzo

El "cuarzo" (més acertadamente denominat "minerals no arcillosos") forma part de la matriu, o en térmens d'anàlisis central, part del volum del gra.

Capes d'argila

Les "capes d'argila" són argila seca (V_cl) que també formen part del volum de gra. Si una mostra de núcleu se seca en un forn sec normal (atmòsfera no humidificada), les capes d'argila i el cuarzo juntes formen el volum de gra, i tots els demés components constituïxen l'anàlisis de núcleu "porosidad total".^[2] Esta porosidad total del núcleu generalment serà equivalent a la porosidad total derivada del registre de densitat quan s'usen valors representatius per a la densitat de la matriu i del decorregut.

Les capes d'argila contenen grups OH⁻ (a sovint denominats "aigua estructural"). Esta aigua estructural mai és part del volum de poros. No obstant, ya que els registres de neutrons detecten H (hidrogen) i tot el hidrogen detectat s'assigna com a espai poroso, llavors els registres de neutrons sobreestimarán la porosidad en les roques arcillosas en detectar OH⁻ com a part de l'espai poroso.

Superfícies d'argila i capes intermiges

Les “superfícies i capes intermiges d'argila” comprenen aigua unida electroquímicamente (aigua unida a argila o CBW, de l'anglés clay-bound water) que varia en volum d'acort en el tipo d'argila i la salinitat de l'aigua de formació. La definició més comuna de porosidad efectiva per a areniscas exclou CBW com a part de la porosidad, mentres que CBW s'inclou com a part de la porosidad total.^[3]^[4] És dir:

Porosidad efectiva = Porosidad Total - CBW

Per a evaluar la porosidad efectiva, les mostres se sequen a 40-45% d'humitat relativa i 60 °C. Açò significa que es poden retindre una o dos capes moleculars de CBW, i es pot medir una forma de "porosidad efectiva" en les mostres. No obstant, el CBW retingut pels tapons de núcleu secats en humitat no és necessàriament representatiu de el CBW en la formació en condicions de depòsit. Esta falta de representació del depòsit ocorre no solament perque el CBW tendix a un valor mínim en núcleus secats en humitat en les condicions especificades^[5] sino també perque la cantitat de CBW en les condicions del depòsit varia en la salinitat de l'aigua de formació en el poro "efectiu" espai.^[6]^[2] Els núcleus secats en humitat no tenen aigua en l'espai de poro "efectiu" i, per lo tant, mai poden representar realment la condició del depòsit CBW. Una complicació adicional pot sorgir que el secat de la humitat dels núcleus a voltes pot deixar aigua de condensació en microporos lliures d'argila.^[7]

La derivació logarítmica de la porosidad efectiva inclou CBW com a part del volum de lutita (V_sh). El V_sh és major que el volum de V_cl no solament perque incorpora CBW, sino també perque V_sh inclou grans de cuarzo (i atres minerals) de tamany d'argila, i no solament argila pura.

Poros menuts

Els "poros menuts" contenen aigua capilar que és diferent de el CBW en que està físicament (no electroquímicamente) unida a la roca (per forces capilars). L'aigua capilar generalment forma part de l'espai efectiu de poros per a l'anàlisis de troncs i núcleus. No obstant, l'espai microporoso dels poros associat en les lutitas (a on l'aigua és retinguda per les forces capilars i, per lo tant, no és cert CBW) generalment s'estima com a part del V_sh pels registres i, per lo tant, no s'inclou com a part de la porosidad efectiva. L'aigua total associada en les lutitas es denomina més apropiadament “aigua de lutitas”, que té un valor major que el CBW.^[8] Si sequem en humitat les mostres de núcleu, (algunes de) les CBW unides electroquímicamente es retindrien, pero cap de les aigües microporosas unides als capilars.^[7] Per lo tant, encara que la sifra infiere que un núcleu secat en humitat podria produir una porosidad efectiva similar a la porosidad efectiva d'un anàlisis logarítmic, la porosidad efectiva del núcleu generalment serà major.^[2] Tradicionalment, el CBW verdader no s'ha medit directament ni en núcleus ni en registres, encara que la medició de RMN és prometedora.^[9]

A una altura donada per damunt del nivell d'aigua lliure, l'aigua capilar es torna "irreducible". Esta aigua capilar forma la saturació d'aigua irreducible (Swi, de l'anglés irreducible water saturation) sobre la porosidad efectiva (a pesar de l'inclusió d'aigua microporosa com a V_sh durant l'anàlisis logarítmic) mentres que per a la porosidad total, el CBW i l'aigua capilar combinats formen el "Swi".

Poros grans

Els "poros grans" contenen hidrocarburs (en una formació que conté hidrocarburs). Per damunt de la zona de transició, solament fluiran hidrocarburs. La porosidad efectiva (en referència a la figura a continuació) es pot classificar solament com els espais de poros grans plens d'hidrocarburs per damunt de la zona de transició.^[10]

Com a anècdota, l'espai de poro efectiu s'ha equiparat al volum de poro d'hidrocarbur desplazable. En este context, si la saturació residual d'hidrocarburs es calculara al 20%, llavors solament el 80% dels poros plens d'hidrocarburs en la figura constituirien un espai poroso efectiu.

Poros aïllats

Els "poros aïllats" en els clastos, i la majoria dels carbonats, contribuïxen de manera insignificant a la porosidad, en excepcions. En alguns carbonat, per eixemple, les proves d'organismes microscòpics poden calcificarse per a crear un espai de poro intra-particular aïllat significatiu que no està conectat a l'espai de poro inter-particular disponible per a l'almagasenament i fluix d'hidrocarburs. En tals casos, l'anàlisis central solament registrarà l'espai de poros inter-particular, o "porosidad efectiva", mentres que els registres de densitat i neutrons registraran l'espai total de poros. Solament en esclafar la roca pot l'anàlisis del núcleu produir la porosidad total vista pels troncs. La definició tradicional de l'Ingenieria del petròleu i l'anàlisis central de la porosidad efectiva és la suma de l'espai poroso interconectado, és dir, excloent els poros aïllats.^[11] Per lo tant, en la pràctica, per a la gran majoria de les roques sedimentarias, esta definició de porosidad efectiva equival a la porosidad total.

Resum de térmens

Archiu:Effective porosity 2.png

Resum de terme^[1]

Porosidad total: El volum de la roca del depòsit que està ple de decorregut (petròleu, aigua, gas), expressat com un percentage o una fracció del volum brut (a granel) de la roca.

Porosidad efectiva $ϕ_{e 1}$: La suma de tots els poros interconectados. En la gran majoria dels casos, este anàlisis central i la definició d'Ingenieria del Petròleu de la porosidad efectiva equival a la porosidad total.

Porosidad efectiva $ϕ_{e 2}$: La porosidad efectiva mida en mostres de núcleu que se sequen en un forn d'humitat per a que les argila retinguen una o dos capes moleculars d'aigua unida; no obstant, este CBW tendix a un mínim i provablement no siga representatiu del depòsit.

Porosidad efectiva $ϕ_{e 3}$: Porosidad total menys aigua lligada a argila (CBW).

Porosidad efectiva $ϕ_{e 4}$: Registre la porosidad efectiva. En essència, la porosidad total menys l'aigua de esquisto, a on els minerals sòlits i el volum de esquisto (Vsh) constituïxen la matriu (porosidad no efectiva) i el volum restant constituïx la porosidad efectiva. Per a fins pràctics, Vsh inclou argila sòlides i la fracció del tamany d'argila i rovina de minerals no arcillosos més CBW i aigua capilar associada a microporos de esquisto bituminoso.

Porosidad efectiva $ϕ_{e 5}$: En un depòsit que conté hidrocarburs sobre la zona de transició, solament eixe espai de poros que està ple d'hidrocarburs. Des del registre de RMN, açò equival a l'índex de decorregut lliure (FFI), en atres paraules, tot l'espai de poros per damunt del llímit de T2.; La determinació efectiva de la porosidad i la microporosidad es pot determinar a partir de la distribució de RMN T2, aixina com a partir de la curva de pressió capilar. La distribució acumulativa per a la mostra completament saturada es compara en la distribució acumulativa despuix de centrifugar a 100 psi. El temps de cort que separa la distribució de T2 en macro porosidad i microporosidad es definix com el temps de relaixació en el punt a on la porosidad acumulativa de la mostra completament saturada és igual a la saturació irreducible d'aigua.^[12]

Porosidad efectiva $ϕ_{e 6}$: El volum de l'espai poroso que conté sol hidrocarburs producibles.

Aigua lligada a l'argila (CBW)

La cantitat d'aigua lligada a l'argila es determina per mig de la següent equació

CBW = ϕ_{t} \cdot SF \cdot Qv

^[6]^[2]

on

ϕ_{t}

és porosidad total

SF

és el factor de salinitat

i

Qv

és la capacitat d'intercanvi de cationes, espai de poro meq / ml

Factor de salinitat (SF): $0.6425 \cdot S^{- 0.5} + 0.22$; a on S és la salinitat en g/l,

Referències

↑ ^1,0 ^1,1 Eslinger, E. and Pevear, D. "Clay Minerals for Petroleum Geologists and Engineers", SEPM Short Course No. 22, 1988.
↑ ^2,0 ^2,1 ^2,2 ^2,3 Juhasz, I. “Conversion of routine air permeability data into stressed brine-permeability data” Tenth European Formation Evaluation Symposium, paper I, 1986.
↑ Worthington, P.F. “Conjunctive interpretation of core and log data through association of effective and total porosity models” In: Harvey, P.K. & Lovell, M.A. ( eds), Core-LogIntegration, Geological Society, London, Special Publications, 136, 213-223.
↑ Adams, S., “Porosity—Total vs Effective”, WellEval.com website, 2005
↑ Bush, D.C. and Jenkins, R.E., “Proper Hydration of Clays for Roc Property Determination”, SPE 2589, JPT, July 1970, 800-804.
↑ ^6,0 ^6,1 Hill, H.J., Shirley, O.J., Klein, G.E. “Bound Water in Shaly Sands—Its Relation to Qv and Other Formation Properties”, Log Analyst, May–June, 1979.
↑ ^7,0 ^7,1 The Technical Review.36(4)
22-36.doi:10.2118/18318-ms.
↑ SPWLA Annual Logging Symposium.Society of Petrophysicists and Well-Log Analysts.42
↑ SPWLA Annual Logging Symposium.Society of Petrophysicists and Well-Log Analysts.45
↑ Petrophysics.44(03)ISSN 1529-9074.
↑ American Petroleum Institute (1998). API RP 40 : Recommended Practices for Core Analysis, American Petroleum Institute. OCLC 950701150.
↑ Petroleum Geoscience.17(2)
111–125.ISSN 1354-0793.doi:10.1144/1354-079309-038.

Este artícul conté una traducció derivada de «Porosidad efectiva» de Wikipedia en castellà publicada baix la Llicència de documentació lliure de GNU i la Llicència Creative Commons Reconeiximent-CompartirIgual 4.0 Internacional.

[:3-1] 1,0 ^1,1 Eslinger, E. and Pevear, D. "Clay Minerals for Petroleum Geologists and Engineers", SEPM Short Course No. 22, 1988.

[r6-2] 2,0 ^2,1 ^2,2 ^2,3 Juhasz, I. “Conversion of routine air permeability data into stressed brine-permeability data” Tenth European Formation Evaluation Symposium, paper I, 1986.

[r2-3] Worthington, P.F. “Conjunctive interpretation of core and log data through association of effective and total porosity models” In: Harvey, P.K. & Lovell, M.A. ( eds), Core-LogIntegration, Geological Society, London, Special Publications, 136, 213-223.

[r3-4] Adams, S., “Porosity—Total vs Effective”, WellEval.com website, 2005

[r4-5] Bush, D.C. and Jenkins, R.E., “Proper Hydration of Clays for Roc Property Determination”, SPE 2589, JPT, July 1970, 800-804.

[r5-6] 6,0 ^6,1 Hill, H.J., Shirley, O.J., Klein, G.E. “Bound Water in Shaly Sands—Its Relation to Qv and Other Formation Properties”, Log Analyst, May–June, 1979.

[:0-7] 7,0 ^7,1 The Technical Review.36(4)
22-36.doi:10.2118/18318-ms.

[:1-8] SPWLA Annual Logging Symposium.Society of Petrophysicists and Well-Log Analysts.42

[9] SPWLA Annual Logging Symposium.Society of Petrophysicists and Well-Log Analysts.45

[:2-10] Petrophysics.44(03)ISSN 1529-9074.

[11] American Petroleum Institute (1998). API RP 40 : Recommended Practices for Core Analysis, American Petroleum Institute. OCLC 950701150.

[12] Petroleum Geoscience.17(2)
111–125.ISSN 1354-0793.doi:10.1144/1354-079309-038.

[1]

[2]

[3]

[4]

[5]

[6]

[7]

[8]

[9]

[10]

[11]

[12]