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Capacidad de almacenamiento de las rocas Tecnología Petrolera

Rocas

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 bastantes 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.

Capacidad de almacenamiento de las rocas
Esta caja de 6 cm de lado contiene 216 esferas de
1 cm de diámetro cada una, apiladas una sobre otra. El volumen
de la caja menos el volumen total de las esferas deja un
espacio vacío que representa los poros creados por las esferas
en contacto.

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 %.

Fuente: "El Pozo Ilustrado" - FONCIED

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