Ingeniero

5.1 Definiciones 
Desde el punto de vista de los ingenieros de petróleo, los dos más 
propiedades importantes de un 
la roca del yacimiento son la porosidad y permeabilidad. La porosidad es 
una medida de la capacidad de almacenamiento de 
un embalse. Se define como la proporción de los poros 
volumen a volumen a granel, y se puede 
expresarse como un porcentaje o una fracción. En laecuación 
forma


Dos tipos de porosidad puede ser medida: la porosidad total o absoluta y porosidad efectiva.
La porosidad total es la relación de todos los espacios de los poros de una roca con el volumen a granel de la roca.
Φ la porosidad efectiva
e es la proporción de los espacios vacíos entre sí con el volumen a granel. Así,
sólo la porosidad efectiva de fluidos que pueden ser producidosa partir de los pozos. En forma de gránulos
materiales tales como piedra arenisca, la porosidad efectiva puede acercarse a la porosidad total,
Sin embargo, por pizarras y por muy cementado o rocas vugular como algunas calizas,
grandes variaciones pueden existir entre la porosidad total y efectiva.
La porosidad se pueden clasificar según su origen, ya sea primaria o secundaria. Primaria
oporosidad original se desarrolla durante la deposición de los sedimentos. Porosidad secundaria es
causado por algún proceso geológico posterior a la formación del depósito. Estos cambios
en los espacios porosos original puede ser creada por las tensiones de terreno, el movimiento del agua, o de
los diversos tipos de actividades geológicas después de la original de los sedimentos fuerondepositados.
Fracturación o formación de cavidades de solución a menudo aumenta la porosidad original de la
roca.














Fig. 5.1: empaquetamiento cúbico (a), romboédricos (b), con empaquetamiento cúbico
dos tamaños de grano (c), y la arena típica con forma de grano irregular (d).


Para un tamaño uniforme de roca de grano, porosidad es independiente del tamaño de los granos. Unporosidad teórica máxima del 48% se logra con embalaje cúbicos de granos esféricos,
como se muestra en la figura. 5.1a. Romboedro de embalaje, que es más representativo de la reserva
condiciones, se muestra en la figura. 5.1b, la porosidad de este embalaje es de 26%. Si un segundo
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de menor tamaño de los granos esféricos se introduce en el empaquetamiento cúbico (figura 5.1c), la porosidadde
disminuye del 48% al 14%. Por lo tanto, la porosidad depende del tamaño de grano de distribución
y la disposición de los granos, así como la cantidad de materiales de cementación. No todos los
los granos son esféricos, y la forma del grano también influye en la porosidad. Un depósito de arena típica es
ilustra en la figura. 5.1d.


La compactación es el proceso de reducción de volumendebido a una presión externa aplicada. Para
las presiones de compactación extremos, todos los materiales muestran algunos cambios irreversibles en la porosidad.
Esto es debido a la distorsión y la trituración del grano o elementos de la matriz de los materiales, y la
en algunos casos, recristalización. La variación de la porosidad con el cambio en la presión puede ser
representada por el
(2 1)(5,1)
2 1
ecf P P - φ = φ
donde φ2 y φ1 se porosidades a una presión P2 y P1, respectivamente, y CF es la formación de
compresibilidad. Formación de compresibilidad se define como la suma de ambos cereales y
de compresibilidad de los poros. Para la mayoría de los depósitos de petróleo, se considera la compresibilidad del grano
insignificante. De compresibilidad de formación puede serexpresado como
1 (5,2)
dP
dV
V
C f =
donde dP es el cambio en la presión del yacimiento. Para las rocas porosas, la compresibilidad depende
explícitamente en la porosidad.

5.3 Medidas de la porosidad en las bujías principales
De la definición de la porosidad, es evidente que la porosidad de una muestra de porosa
el material puede ser determinada por la medición de dos de las tres cantidades:...