CULTURA PETROLERA / Ingeniería de Yacimientos / Capacidad de almacenamiento de las rocas

INGº JOSÉ TOMÁS PÉREZ RODRIGUEZ / CONSULTORA ATENAS, S.A.

            Cuando el pozo de Drake empezó a producir a bomba, la gente se formó la idea de que el petróleo se extraía de una corriente subterránea como la de un río. Aún hoy, ciertas personas piensan que es así. La naciente industria llamó poderosamente la atención de los geólogos y profesionales afines quienes acostumbrados a la minería de roca dura empezaban a presenciar el desarrollo de la exploración petrolera y a participar en la aplicación de sus conocimientos geológicos a este nuevo tipo de operaciones. Los retos eran grandes y estimulantes.

            Así como los antes nombrados, Henry D. Rogers y T. Sterry Hunt, vocearon sus conceptos sobre la Teoría Anticlinal y su aplicación al pozo de Drake, Alexander Mitchel llamó la atención de los petroleros hacia la porosidad de los estratos, especialmente las arenas y areniscas, en el sentido de que el espacio creado por los granos en contacto era suficiente para almacenar grandes volúmenes de petróleo. Este concepto de porosidad y volumen es básico en la estimación de reservas. Tiene sus fundamentos en la configuración de los granos, la manera como están en contacto, el material que los une, el volumen que representa esa masa y el espacio creado, el cual puede traducirse a números. Por ejemplo, si se toma un envase cilíndrico cuya capacidad es de un litro, se puede llenar con un litro de líquido. Pero si se llena con arena de granos sueltos y más o menos uniformes, aparentemente se ha copado el volumen del envase. Sin embargo, si cuidadosamente se vierte agua u otro líquido sobre la arena hasta copar el envase, se verá que el líquido se ha depositado en los poros formados por los granos en contacto. Si el volumen de líquido vaciado fue de 150 cc, entonces el volumen real de los granos de arena representa 850 cc. Los dos equivalen al volumen total del envase, 1.000 cc.

Si el ejemplo fuese un envase de un metro cúbico (1.000 litros) lleno de esa arena y de la misma porosidad, entonces podría almacenar 1.000 x 0,15 = 150 litros. Matemáticamente se puede demostrar que si los granos son perfectamente redondos (esferas) y están apilados rectangularmente uno sobre otro, esta configuración da la máxima porosidad de 47,64 %. Ejemplo:

De igual manera si las esferas se dispusieran en una configuración hexagonal se obtendría la porosidad mínima de 25,95 %.

            En la práctica, debido a la forma de los granos, a la compactación, cementación que los une y a otros factores, la porosidad medida en laboratorio o por otros métodos analíticos de campo da una variedad de valores para determinado espesor de estrato, sección o formación. Sólo la recopilación de datos y estadísticas dan el valor promedio de porosidad, que es el empleado en la práctica para cómputos. La porosidad de las rocas petrolíferas puede acusar, generalmente, entre 10 y 25 %.

Medición de la porosidad

            En el laboratorio se utilizan procedimientos e instrumentos, porosímetros, para medir la porosidad. Los núcleos de las formaciones o muestras del ripio que se obtienen en el curso de la perforación de un pozo son traídos al laboratorio donde son debidamente identificados y catalogados para medirles el volumen total, el volumen que representan los

granos y el volumen de los poros. Mediante la aplicación de métodos analíticos se obtiene

dos valores muy importantes: la porosidad total y la porosidad efectiva. La porosidad total

permite apreciar la configuración irregular de los granos de las muestras y llegar a la determinación del volumen efectivo de poros, lo que se traduce en:

            Más adelante veremos los adelantos en la medición directa y continua de ciertas características de las formaciones. Se utilizan instrumentos que dentro del hoyo y mediante las propiedades del fluido de perforación captan de abajo hacia arriba, a lo largo de toda la profundidad, el flujo de corrientes de fuerzas electromotivas que quedan plasmadas como curvas en un registro o perfil para luego ser interpretadas cualitativa y/o cuantitativamente para evaluar, en primer término, las posibilidades de producción de hidrocarburos de las formaciones. También hay registros o perfiles que permiten interpretar los resultados de trabajos que se hacen durante la perforación y la terminación del pozo o posteriormente en las tareas de limpieza, rehabilitación o reacondicionamiento del pozo en sus años de vida productiva hasta abandonarlo.