THE CEMENTATION EXPONENT IN THE FORMATION FACTOR-

POROSITY RELATION: THE EFFECT PERMEABILITY BY JEAN RAIGA-

CLEMENCEAU

El factor de formación como propiedad intrínseca de la roca,

F=a * -m

Donde a es una constante que es determinada empíricamente; este valor permite

compensar las variaciones en compactación, estructura de poros, tamaño y

distribución en la relación entre f y . El valor numérico para la constante a está

generalmente entre 0.6 y 1.0

El término m representa el exponente de cementación. Está determinado por el tipo

y grado de cementación que mantiene los granos de roca juntos y puede variar

numéricamente entre 1.3 y 3. Los valores frecuentemente utilizados están en el

rango de 1.8 y 2.Como el valor de a y m son constante no se tiene con exactitud

valores que me puedan determinar estas variables ya que en función de la porosidad

y la cementación ellas varían simultáneamente en base diferentes formaciones

Mediante la fórmula de Humble donde (a = 0,62 y m= 2,15), donde m exponente

cementación con a = 1, aparece una clara relación respectivamente con la

permeabilidad donde: m = 1.28+ , que permiten obtener valores de “f” más

cercano medidos en muestras de los que se obtienen directamente de de la formula

Humble, acompañado a este se supone un grafico para la ayuda del factor de

formación:

POR QUE SE ASUME EL EFECTO DE LA PERMABILIDAD?

Dado que la permeabilidad asume un rol importante en el exponente de cementación

que determinara cuantitativamente con mayor exactitud el valor de m.

Al igual que la porosidad, la permeabilidad se ve muy afectada por: el tamaño del

poro, grado y tamaño de la conectividad del poro, y grado y tipo de material de

cementación entre los granos de la roca. Es por esto que la permeabilidad se ve

reducida drásticamente por el crecimiento o la presencia de pequeñas cantidades de

minerales de arcilla sobre los granos de arena, cambiando la geometría de los

capilares. ( Bigelow, 1995).

La forma y el tamaño del grano afecta la permeabilidad (Tomado de: Bigelow, 1995)

La figura muestra claramente el valor de la permeabilidad en función de la

disposición horizontal o vertical.

La tabla 1 muestra 40 muestras analizadas en el laboratorio que presentan gran

variedad de caracteriscas producto de que cada muestra analizada se caracteriza por

tener propiedades físicas diferentes en cuanto al material cementante, porosidad,

permeabilidad, factor de permeabilidad, tortuosidad contenido de arcilla como lo

muestra la tabla 1, con la finalidad de tener una correlación de estos parámetros

específicamente la porosidad con el factor de formación ya que cada una de estas

muestras presentan una formación física diferente en cuanto a su textura

principalmente no arrojaron una relación que pudiese ajustarse mejor a la que deriva

de la formula F= 0.62 * ø -2.15 . Tomando en cuenta que cada uno de estos factores

físicos presentes en las muestras analizadas influye en la permeabilidad. He allí

cuando tomamos en cuenta el efecto de la permeabilidad sobre la roca:

La figura 2 muestra una interacción del exponente de cementación vs la

permeabilidad, demostrando que a medida que la permeabilidad es mayor el

exponente de cementación disminuirá y viceversa.

ANÁLISIS DEl RESULTADO

Estos resultados muestran una clara precisión de la relación del Fb (medido), fH a

través de la formula de Humble y el nuevo factor de porosidad utilizando un

exponente de cementación derivado, dado que este método es más complejo

matemático y que permite obtener de manera más asertiva la relación de los factores

de formación tanto medido en el laboratorio como la utilización Humble que no es

más una correlación entre ellos tomando en cuenta el nuevo índice de permeabilidad

en base al nuevo factor de porosidad, aproximándose a la realidad y que podamos

interpretar cuantitativamente la saturación de agua presente en el yacimiento,

también hay que considerar el comportamiento de la permeabilidad en el yacimiento

y que se encuentre de manera vertical u horizontal que nos pueda dar indicios

claramente la retención del fluido que allí pudiesen encontrarse. No obstante con ello

las características petrofísicas de las rocas y ambiente de formación en la que se

encuentre se presentan en el yacimiento (la tortuosidad principalmente, el radio de

garganta poral, el tipo de material cementante, la porosidad efectiva o no que

pudieran afectar el grado de permeabilidad.

Las características petrofísicas de rocas dolomíticas y silisiclasticas en ambientes de

llanura costera son altamente variables, alta irregularidad en la geometría de los

poros causa relaciones erráticas entre las propiedades petrofísicas. La presencia o

ausencia de cemento es el principal control en la productividad de este tipo de rocas

(Brennan, 2006).

Se recomienda, Que cuando se vaya a derivar el factor de formación F=a * -m se

sugiere utilizar: m = 1.28+ que permite evaluar el factor de formación

emitido por la formula de Humble. Permitiendo la aproximación de saturación de

agua en una roca yacimiento.

Autores actuales demuestran los cambios significativos que presenta el efecto de

permeabilidad en el exponente de cementación dada el factor de formación

relacionado con la porosidad.