Relación entre tipos de poros petrográficos y mediciones de testigos con areniscas de la formación Monserrate, valle superior del Magdalena, Colombia.
Resumen
Patrones de porosidad de areniscas pertenecientes a la Formación Monserrate (Valle Superior del Magdalena), expuestos sobre bloques pulidos, fueron capturados y digitalizados mediante procesador de imágenes acoplado al Microscopio Electrónico de Barrido operado en detección de electrones retrodispersos. Adicionalmente se midieron la porosidad y permeabilidad, y se realizó porosimetría de mercurio. Los patrones de porosidad se evaluaron por algoritmos de procesamiento que hacen uso de diferenciación vía erosión/dilatación, y posteriormente fueron clasificados mediante el programa SAWVEC. A partir del procesamiento se establecieron cinco tipos de poro, suficientes para describir toda la variabilidad en tamaño y forma del espacio poral en estudio. Variaciones en el número de poros de cada tipo por unidad de área transversal se relacionaron con la permeabilidad. La relación resultante con la porosimetría de mercurio demostró que poros de un mismo tipo tienden a formar microcircuitos caracterizados por un tamaño de garganta restringido. El modelo de permeabilidad demostró que los poros intergranulares tipo 2 y 4 (porosidad regenerada a partir de disolución de carbonatas) son los responsables del flujo en el rango de 0,01 a 0,1 0 Darcy. Poros tipo 5 (móldicos de gran tamaño) sólo contribuyen a la permeabilidad en muestras de grano grueso, donde se encuentran eficientemente conectados mediante microfracturas.
Referencias bibliográficas
Bowers, M. C., Ehrlich, R. and Clark, R., 1994. "Determination of petrographic factors controlling permeability using petrographic image analysis and core data, Satun Field, Pattani Basin, Gulf of Thailand", Marine and Petroleum Geology, 11, ( 2): 148 -156. https://doi.org/10.1016/0264-8172(94)90091-4
Bowers, M. C., Ehrlich R., Howard, J. J. and Kenyon, W. E., 1995. "Determination of porosity types from NMR data and their relationship to porosity types derived from thin section", Jour. Petroleum Science & Eng., 13: 1 -14. https://doi.org/10.1016/0920-4105(94)00056-A
Carr, M. B., Ehrlich, R. , Bowers, M. C. and Howard J. J., 1996. "Correlation of porosity types derived from NMR data and thin section image analysis in a carbonate reservoir", Jour. Petroleum Science & Eng., 14: 115 -131. https://doi.org/10.1016/0920-4105(95)00045-3
Ehrlich, R., Crabtree S. J., Kennedy S. K. and Cannon R. L., 1984. "Petrographic image analysis I -analysis of reservoir pore complexes", Jour. Sed. Pet., 54 (4): 1.365 -1.376. https://doi.org/10.1306/212F85DF-2B24-11D7-8648000102C1865D
Ehrlich, R., Horkowitz, K. O., Horkowitz, J. P. and Crabtree S. J., Jr., 1991a. "Petrography and reservoir physics I: Objective classification of reservoir porosity", AAPG Bull., 75 (10): 1.547 -1.562. https://doi.org/10.1306/0C9B2989-1710-11D7-8645000102C1865D
Ehrlich, R., Etris E. L., Brumfield D, Yuan L. P, and Crabtree S. J., Jr., 1991b. "Petrography and reservoir physics III: Physical models for permeability and formation factor", AAPG Bull., 75 (10): 1.579 -1.592. https://doi.org/10.1306/0C9B299D-1710-11D7-8645000102C1865D
Ehrlich, R., Prince, C. M. and Carr, M. B., 1997. "Sandstone reservoir assessment and production is fundamentally affected by properties of a characteristic microfabric", SPE 38712, Annual Technical Conference Proceedings (Oct. 5 -8), San Antonio, Texas. https://doi.org/10.2118/38712-MS
Ferm, J. B., Ehrlich, R., Kranz, R. L. and Park W. C., 1990. "The relationship between petrographic image analysis data and fracture toughness", Bull. Assoc. Engineering Geol., 27 ( 3): 327 -339. https://doi.org/10.2113/gseegeosci.xxvii.3.327
Full, W. E., Ehrlich, R. and Klovan, J. E, 1981. "Extented Qmodel -Objective definition of external end members in the analysis of mixtures", Jour. Math. Geol., 13 (4): 331 -344. https://doi.org/10.1007/BF01031518
Full, W. E., Ehrlich, R. and Kennedy, S. K., 1984. "Optimals configuration and information content of sets of frequency distributions", Jour. Sed. Pet., 54 (1): 117 -126. https://doi.org/10.1306/212F83BE-2B24-11D7-8648000102C1865D
Graton, L. C. and Fraser, H. J., 1935. "Systematic packing of spheres with particular relation to porosity and permeability", Jour. of Geology, 43: 785 -909 https://doi.org/10.1086/624386
James, R. A., 1995. "Application of petrographic image analysis to characterization of fluid-flow pathways in a highly-cemented reservoir: Kane Field, Pennsylvania, USA", Jour. Petroleum Science & Eng., 13 (3/4): 141-154. https://doi.org/10.1016/0920-4105(95)00015-A
McCreesh, C.A., Ehrlich, R. and Crabtree, S. J., 1991. "Petrography and reservoir physics II: Relating thin section Porosity to Capillary Pressure, the association between pore types and throat Size", AAPG Bull., 75, (10): 1563 -1578. https://doi.org/10.1306/0C9B2993-1710-11D7-8645000102C1865D
Prince, C. M., Ehrlich, R. and Anguy, Y., 1995. "Analysis of spatial order in sandstones II: Grain clusters, packing flaws, and the small-scale structure of sandstones", Jour. Sed. Res., A65 (1): 13 -28. https://doi.org/10.1306/D426800E-2B26-11D7-8648000102C1865D
Descargas
Derechos de autor 1997 Creative Commons Reconocimiento-NoComercial-CompartirIgual 4.0.
Esta obra está bajo una licencia internacional Creative Commons Atribución-NoComercial-CompartirIgual 4.0.