Bienvenidos a mi blog de ingeniería enfocado en el área petrolera. Hemos venido conociendo y compartiendo conocimientos relacionados tanto con el procesamiento del crudo así como su obtención, estudiando características relacionadas con el yacimiento y algunos de los procesos que le competen. En esta oportunidad será grato presentarles a la porosidad como otra de las características petrofísicas de la formación. Por lo tanto, hoy estaremos estudiando, analizando y conociendo como determinar la porosidad de las rocas, propiedad importante para caracterizar un yacimiento.

Es crucial estimar la cantidad de hidrocarburos que se encuentra en el subsuelo, esto se conoce como estimar reservas de hidrocarburos y es aquí cuando la porosidad juega un papel importante. Dependiendo de cuan porosa sea la formación podrá almacenar un mayor volumen de fluido; así que, siempre y cuando sea hidrocarburo, será de mucho interés para el ingeniero de petróleo.

¿Qué es la porosidad de las rocas?

Cuando hacemos referencia a la porosidad es el espacio vacío (área de color negro en la imagen) que no está ocupado por los granos que es el material sólido de la roca (área de color azul en la imagen). Los poros permiten el almacenamiento de los fluidos: petróleo, agua y/o gas. Es por esta razón que la porosidad representa el volumen de estos fluidos presentes en el yacimiento y es un dato importante a la hora de planificar la producción o recuperación de hidrocarburo. Generalmente los yacimientos que presentan una porosidad muy baja no son atractivos y no se consideran para ser explotados, tomando en cuenta el punto de vista económico. Matemáticamente la porosidad se define como:

En donde ∅ representa el símbolo de la porosidad, el cual se expresa en una fracción que varía desde 0 a 1, y también puede expresarse en porcentaje siempre y cuando se multiplique por 100. El volumen total de la roca hace referencia al volumen de los poros o espacio vacío más el volumen de los granos.

Una manera muy sencilla para comprender el término de porosidad es visualizando un vaso que se encuentre lleno de metras (es un juego infantil también conocido como canicas o pichas) y le agregaremos agua. Cada metra representará los granos de la formación y los espacios vacíos dejados entre las metras serán los poros, podremos ver que el agua se deposita entre esos espacios vacíos, lo que representaría el almacenamiento de hidrocarburo en la formación porosa.

---

Tipos de porosidad

Dependiendo el tipo de porosidad se puede clasificar según la comunicación de los poros y según su origen, por ejemplo:

Según la comunicación de los poros

Esta clasificación hace referencia al aislamiento que puede tener los poros de las rocas, recordemos que la roca está constituida por los granos y los poros (son espacios vacíos dejado por los granos) y un tercer elemento que se conoce como material cementante, que es el encargado de mantener unidos los granos, cuando el material cementante invade el poro, se obstruye el espacio perdiendo comunicación un poro con otro, es decir, disminuyendo su porosidad. Por lo tanto, según la comunicación de los poros, se presentan las siguientes porosidades:

• Porosidad efectiva: También conocida como porosidad interconectada, se denomina así al porcentaje de espacio vacío (poros) conectados entre sí, es decir que se pueden comunicar uno con otro, con respecto al volumen total de la roca. Este tipo de porosidad facilita la circulación de los fluidos por las rocas.

• Porosidad no efectiva: También conocida como porosidad no interconectada, se denomina así al porcentaje de espacio vacío (poros) que no están conectados entre sí, es decir poros aislados o cerrados, por lo tanto el fluido no podrá salir ni desplazarse por esta zona.

• Porosidad absoluta: También conocida como porosidad total, se denomina así al porcentaje del espacio vacío (poros) total, tanto los poros interconectados como los no interconectados, con respecto al volumen total de la roca, es decir es la sumatoria de la porosidad efectiva y la no efectiva.

_{Representación de los poros y granos de una formación rocosa donde se muestra la porosidad efectiva y no efectiva [Imagen creada por el autor @ennyta]}

Según su origen y tiempo de deposición de las capas

• Porosidad primaria: También conocida como intergranular o incluso como porosidad original, se denomina así a aquella que tiene origen durante el proceso de deposición de los sedimentos que dan origen a la formación de las rocas, por lo tanto los espacios vacíos dejados por los sedimentos después de su deposición original se conoce como porosidad primaria. Este proceso es propio de las rocas sedimentarias como las areniscas detríticas y las calizas oolíticas.

• Porosidad secundaria: También conocida como porosidad inducida o vugular. Se denomina así a la porosidad originada luego del proceso geológico de deposición de los sedimentos para la formación de las rocas. Por lo tanto este tipo de porosidad puede clasificarse en:

  • Porosidad formada por acción de lixiviación de las aguas subterráneas: Es la porosidad formada por efecto de la erosión por aguas subterráneas e incluso esta agua puede disolver materiales solubles dejando el espacio vacío al paso del agua. Se conoce como lixiviación al proceso de arrastre por el agua de lluvia desde estratos superficiales hasta los más profundos.

  • Porosidad por fractura: Es la porosidad formada por acción de las fuerzas tectónicas, esto se conoce como diastrofismo.

  • Porosidad por dolomitización: Esta porosidad se origina por la sustitución de una molécula de calcio por una de magnesio, es decir las rocas calizas se convierten dolomías, las cuales son rocas más porosas.

¿Cuál es el tipo de porosidad más importante a considerar para el ingeniero de petróleo?

Sin duda alguna la porosidad que toma mayor importancia para la planificación de explotación de un yacimiento es la porosidad efectiva, ya que es la porosidad que permitirá el desplazamiento de los hidrocarburos a través de las rocas, lo que se traduce a una formación permeable y fácil de producir. Recordemos que el ingeniero de petróleo se encarga de estimar la cantidad de hidrocarburos que se encuentra en el subsuelo, de la misma manera de estudiar el comportamiento de un yacimiento durante toda su vida productiva, si el yacimiento cuenta con una alta porosidad efectiva le asegura al ingeniero un alto volumen de fluido almacenado que puede ser extraído parcialmente del yacimiento.

¿Qué factores afecta la porosidad de las rocas?

Son diversos los factores que pueden alterar la porosidad de la roca, entre los cuales están los factores geológicos como factores químicos, por ejemplo:

• Tipo de empaque

El tipo de empaque hace alusión a la forma geométrica como se distribuyen los granos en la roca, según estos se organicen, la porosidad es mayor o menor. El tipo de empaque es un factor que afecta la porosidad basado en la idealidad de la forma de los granos de la roca, puesto que basa su teoría en granos perfectamente esféricos y de igual tamaño, cosa esta que en la realidad no se cumple a cabalidad, los granos son de diferentes tamaños y formas. Así que, el tipo de empaque en forma cúbica, por ejemplo, representa la mayor porosidad que puede alcanzar una formación rocosa, teóricamente puede alcanzar una porosidad de 47,6%. Mientras que el tipo de empaque rombohedral es la que menor porosidad alcanza porque es un arreglo más compacto, con una porosidad de 25,9%. Existe otro arreglo como el ortorrómbico tal como se muestra en la imagen.

Tipo de empaque	∅ (%)	Vista bidimensional	Vista tridimensional
Cúbico	47.6
Ortorrómbico	39.5
Rombohedral	25.9

_{Diseños geométricos de los tipos de empaques formados por los granos de la roca [Imágenes realizadas por el autor @ennyta en Power Point]}

¿Pero de dónde surgen esos valores de porosidad y por qué?
Estos valores teóricos de porosidad se toman en cuenta asumiendo que el grano es de forma esférica y por la distribución geométrica que forman los granos, a partir de esta información se aplican las definiciones pertinentes, por ejemplo, realizando la demostración matemática para el empaque de tipo cúbico, donde se toma en cuenta el volumen de un cubo y el volumen de una esfera, sería de la siguiente forma:

Primero determinamos el volumen total (Vt) que está definido por el volumen de un cubo:

Y luego determinamos el volumen de los granos (Vg) de la roca representado por el volumen de una esfera, asumiendo que los granos son perfectamente esféricos:

Recordemos que la ecuación para determinar la porosidad involucra las dos variables calculadas anteriormente:

Donde Vp es el volumen poroso, Vt es el volumen total y Vg es el volumen del grano. Sustituyendo estas variables con las ecuaciones anteriores entonces la ecuación de la porosidad quedaría de la siguiente manera:

Resolviendo la deducción matemática podemos finalmente conocer cuanto es la porosidad para el tipo de arreglo cúbico:

• Material cementante

El material cementante es el encargado de mantener los granos de la roca unidos, mientras mayor sea el volumen de material cementante mayor resistencia tendrá la unión de los granos, por lo tanto será más compacta la roca, debido a esto la formación se denomina como consolidada, poco consolidada y no consolidada, así que mientras mayor material cementante más consolidada es la formación y, por ende menor porosidad presenta. El material cementante puede ser arcilla, sílice y carbonato de calcio como los más comunes.

_{Representación de la presencia de material cementante en el medio poroso [Imagen creada por el autor @ennyta]}

• Geometría y distribución de los granos

La geometría de los granos es un factor importante que determina la porosidad de la formación. Los granos pueden tener forma angulosa o redondeada, también interfiere el tamaño y la distribución de estos granos. El tamaño de los granos de las rocas se ve afectado por varios factores durante el proceso de formación de los estratos, por ejemplo, según las condiciones de transporte que ha sufrido los sedimentos antes de su deposición, por el grado de erosión expuestos por el contacto de corrientes de agua y según las fuerzas de compresión (compactación) de los estratos que pueden terminar deformando los granos de la roca. Ahora bien, según la distribución de los granos y el tamaño de los mismos, se va a definir cuanta porosidad puede alcanzar el medio rocoso, por ejemplo, si la roca está constituida por granos pequeños y angulosos entonces la porosidad tiende a aumentar. Cuando la roca no cuenta con granos de tamaños similares, sino que se distribuye granos pequeños entre los granos grandes, la porosidad se ve afectada negativamente.

_{Representación de la distribución de los granos de la roca cuando son de tamaños similares y diferentes [Imagen creada por el autor @ennyta]}

• Arcillosidad

Esto hace referencia a la presencia de partículas finas de arcilla en la roca o mas bien en el espacio libre dejado por los granos de las rocas, es decir los poros, lo cual afecta directamente la porosidad, disminuyendo esta propiedad.

¿Puede el tamaño de los granos afectar el proceso de desplazamiento de hidrocarburo en un yacimiento?

Definitivamente y es que el proceso de desplazamiento de los hidrocarburos en la roca es afectado tanto por la orientación como por el tamaño de los granos, recordemos que los granos pueden ser redondos, angulosos, chatos; La uniformidad de los granos va a garantizar una porosidad positiva en la roca, por ejemplo, mientras mayor redondez tengan los granos va a permitir una mayor porosidad. Pero si la roca presenta granos de diversos tamaños la porosidad disminuye, esto se debe a que los granos más pequeños llenan parcialmente los espacios vacíos existentes entre los más grandes. Sabiendo que el escogimiento se define como la uniformidad y clasificación de los granos, se puede afirmar que un buen escogimiento está determinado por un tamaño parecido de los granos, el cual favorece la porosidad y obviamente, mientras mayor sea la porosidad de una formación mayor volumen de hidrocarburo puede almacenar, lo cual es atractivo para la producción. Si esta porosidad es efectiva va a garantizar completamente el desplazamiento de los fluidos a través del medio poroso, es decir, se trata de una formación permeable, pero si la formación tiene una alta porosidad y no es efectiva, naturalmente los fluidos no podrán desplazarse, tendría que hacerse uso de técnicas de fracturamiento para cumplir este fin.

Formas de calcular la porosidad

Como es lógico pensar en un yacimiento la porosidad puede variar y esto debido a la heterogeneidad de las propiedades que presenta dicho yacimiento, por lo tanto la porosidad no es igual es un punto y en otro. Además que las diferentes técnicas utilizadas para la toma del valor de porosidad también difieren en el resultado final, ya sea por toma de muestra de núcleo o corridas de registros. Por lo tanto, para efectos de cálculos de ingeniería es necesario tener un valor de porosidad para caracterizar el yacimiento, esto se conoce como la porosidad promedio. Para describir las técnicas de determinación de valores promedio de porosidad se ejemplifica a través del siguiente ejercicio:

Dada la siguiente información de campo

Estratos	Espesor (pie)	Porosidad (%)	Área (pie2)
1	30	40	300
2	15	30	150
3	25	20	250
4	20	35	200
5	40	25	400
6	15	20	150

• Promedio aritmético
  Depende solo del número de datos disponibles. Su fórmula es:
  

Donde ∅ es la porosidad promedio, ∅i es la porosidad del estrato y n en número de estratos. Sustituyendo los datos obtenidos de campo, entonces:

• Porosidad promedio ponderada o pesada
  Este tipo de porosidad promedio se divide en 3 tipos: por espesor, por área o por volumen.

Por espesor: Para ello se dispone de la porosidad y del espesor en diferentes puntos del yacimiento. Su fórmula es:

Donde ∅hi es la porosidad del estrato multiplicado por el espesor de dicho estrato y hi es el espesor del estrato en estudio. Sustituyendo los valores de la ecuación tenemos que:

Por área: Donde ∅i y Ai es la porosidad y el área de drenaje en cada pozo, respectivamente. Su fórmula es:

Sustituyendo los valores tenemos:

Por volumen: Produce un valor de mayor confiabilidad, además de ser el método más exacto ya que involucra la mayor cantidad de variables. Su fórmula es:

El volumen es igual a la multiplicación del área por el espesor, por lo tanto, sustituyendo los valores la porosidad promedio es igual a:

Calidad de la roca en función de su porosidad

Recordemos que la porosidad es la capacidad que tiene una formación rocosa de almacenar fluido (para nuestro interés, hidrocarburo), por lo tanto es importante conocer cuando se considera una buena o mala porosidad según el valor alcanzado. En la siguiente tabla se muestra una clasificación donde se exponen los porcentajes de porosidad y que representa en cuanto a la calidad del mismo.

Calidad de la roca	Porosidad (%)
Muy buena	> 20
Buena	15 - 20
Regular	10 - 15
Pobre	5 - 10
Muy pobre	< 5

Cuando el yacimiento posee una porosidad menor a 5% no se considera para ser explotado porque no es rentable económicamente.

Determinación de la porosidad en el laboratorio

Son diversos los métodos para determinar la porosidad desde el laboratorio. Se puede hacer uso de equipos como un porosímetro el cual mide la porosidad absoluta de la muestra por desplazamiento de gas (helio, nitrógeno o aire) presurizando la muestra hasta una presión conocida, dejando luego expandir el gas en un recipiente de volumen conocido, a este método se le conoce como Boyle. Otro método para determinar la porosidad es por saturación de líquido donde se satura la muestra rocosa con un líquido conocido (kerosen o tolueno), una vez saturada la muestra se pesa y como se conoce la densidad del líquido saturante se procede entonces a calcular el volumen poroso. Por último, el método de imersión, es usado para conocer la porosidad efectiva de la muestra de roca, una vez conocido el volumen poroso por el método de saturación de líquido, la muestra saturada se coloca en un recipiente de volumen conocido y luego se determina el volumen desplazado. A continuación se explicará un procedimiento experimental para conocer la porosidad de diversas muestras de rocas:

EXPERIMENTO: Determinación de la porosidad efectiva

Material utilizado:

• Muestras (grava, arena sintética y bentonita)
• Agua
• Vaso de precipitado de 100 ml
• Un cilindro graduado de 50 ml

Procedimiento experimental:

1. Tomar un vaso de precipitado y colocar 60 ml de la muestra a utilizar.

2. Tomar un cilindro graduado con 30 ml de agua y saturar la muestra que se encuentra en el vaso de precipitado.

3. Una vez que la muestra se encuentre totalmente saturada se mide la cantidad de agua utilizada, restando el volumen inicial de agua en el cilindro con lo que quedó después de haber saturado la muestra. Este resultado será para determinar el volumen poroso.

4. Calcular la porosidad con los datos obtenidos haciendo uso de la siguiente ecuación: ∅=Volumen poroso/Volumen total siendo el volumen total los 60 ml de la muestra de roca.

Resultados y discusión

Muestra
Volumen inicial de agua (ml)	30	30	30
Volumen final de agua (ml)	6	7	30
Volumen de muestra (ml)	60	60	30

_{Experiencia para determinar porosidad en diferentes muestras de arena [Imágenes realizadas por el autor @ennyta]}

Para la experiencia de arena sintética, por ejemplo, el volumen final de agua en el cilindro graduado fue de 6 ml, por lo tanto el volumen poroso es igual a 24 ml y el volumen total de la muestra es 60 ml, aplicando la ecuación de porosidad donde es igual al volumen poroso entre el volumen total, entonces el resultado es igual a 40%. En la siguiente tabla se muestran los resultados de todas las experiencias:

Muestra	Arena sintética	Grava	Bentonita
Porosidad (%)	40	38	0

Según los resultados obtenidos en la experiencia se observó que la arena sintética obtuvo mayor porosidad con respecto a las muestras de grava y bentonita. Esto se debe a que la arena sintética posee mejor geometría (todos sus granos son de igual tamaño y pequeños), los granos tienen el mismo grado de redondez y excelente distribución.

En un segundo lugar la grava resultó tener mayor porosidad. A pesar que la grava no cuenta con granos redondeados, sino angulosos, se observa que los granos son pequeños (no tanto como los de la arena sintética) y de tamaños similares lo cual ayuda a que la distribución sea positiva para la porosidad. Se puede concluir que los granos pequeños con angularidades tienden a aumentar la porosidad.

Y por último la bentonita alcanzó una porosidad nula (0%) lo cual se debe a su alto grado de compactación, sus granos son muy pequeños y su forma chata que no dejan espacio libre cuando se acomodan uno sobre otro. Recordemos que la bentonita es una arcilla y su principal característica es que es un material impermeable, no permite el desplazamiento de fluido en su interior, por lo tanto es lógico que la porosidad efectiva sea igual a 0.

Importancia del tema para la industria del petróleo

La porosidad posee una importancia que destaca entre diversas áreas como en la exploración, perforación y producción de hidrocarburos. Para la industria el objetivo principal es obtener ganancias del proceso a realizar, por lo tanto conocer las propiedades del yacimiento a explotar y saber si son favorables o no, garantizará cumplir con el objetivo. La porosidad es uno de los elementos importantes al tomar decisiones con respecto a la ejecución de un proyecto de explotación, un yacimiento con una buena porosidad está relacionado con un alto volumen de fluido almacenado (preferiblemente sea hidrocarburo) y un alto recobro se traduce en recuperación rápida de inversión.

---

REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS

• Gregorio J. Bruzual T. Ingeniería de Yacimientos. Caracterización Física de Yacimientos. Venezuela. (2007)

• Magdalena Paris de Ferrer. Fundamentos de Ingeniería de yacimiento. Ediciones Astro Data. Venezuela. (1998)

• Jhony Rojas. MÉTODOS PARA ESTIMAR LA POROSIDAD DE UNA ROCA RESERVORIO. [Documento en línea]. Disponible: https://es.scribd.com/doc/265674371/Informe-de-Porosidad-2013-2-Laboratorio-de-Nucleos-Jhony

• Guía de Laboratorio de Yacimientos. Universidad de Oriente.

---

Bienvenido sea a este rincón de ciencia que @stem-espanol nos permite explorar y formar parte de ello. Si deseas conocer más sobre temas relacionados a la ciencia, tecnología, ingeniería y matemáticas entonces visita la etiqueta #stem-espanol para publicaciones en español y #steemstem para publicaciones en inglés. En apoyo al crecimiento de la comunidad científica.