Lasrocas clsticas, tambin conocidas comorocas
detrticas,mecnicasofragmentariasson una clase derocas
sedimentariascompuestas de fragmentos, oclastos,
derocaymineralespre-existentes acumulados mecnicamente, que se han
vuelto a consolidar en mayor o menor grado. Cuando no se ha
consolidado se prefiere emplear el trmino depsito.
Depsito porosidad pueden ser medidos directamente de las
muestras de ncleos o indirectamente utilizando los registros. Sin
embargo, como cobertura bsica es rara vez completo, el registro es
el mtodo ms comn y, por otra parte, los resultados se comparan con
medida de porosidades en material del ncleo est disponible.
Porosidad del depsito puede ser medidos directamente de muestras
o indirectamente usando registros. Sin embargo como ncleo es
raramente completa, registro de cobertura es el mtodo ms comn
empleado, y los resultados se comparan con porosidades medido ncleo
donde est disponible el material de la base.
La formacin de registro de densidad es la principal herramienta
para medir porosidad. Es una medida de la densidad aparente de un
pequeo volumen de la formacin en la parte delantera de la
herramienta de registro, que es una mezcla de minerales y lquidos.
De la roca matriz y el lquido se conocen las densidades la
proporcin relativa de rocas y los fluidos (y, por ende, porosidad)
puede determinarse.
El registro de la densidad de formacin es la principal
herramienta para la medicin de la porosidad. Mide la densidad
aparente de un pequeo volumen de formacin frente a la herramienta
de registro, que es una mezcla de minerales y fluidos. Proporcionar
las densidades roca matriz y el lquido se conocen la proporcin
relativa de roca y fluido (y por ende porosidad) puede ser
determinado.
La densidad til estn construidos de modo que los rayos gamma
media energa son dirigidas desde una fuente radiactiva en la
formacin. Estos rayos gamma interactan con la formacin por un
proceso conocido como dispersin Compton, en el que los rayos gamma
pierden energa cada vez que choca con un electrn. El nmero de rayos
gamma a los detectores de la herramienta
La herramienta de densidad est construida de modo que se dirigen
los rayos gamma de energa media de una fuente radiactiva en la
formacin. Estos rayos gamma interactan con la formacin de un
proceso conocido como Compton dispersin, en el cual los rayos gamma
pierden energa cada vez que chocan con un electrn. El nmero de
rayos gamma, alcanzando los detectores en la herramienta
es inversamente proporcional a la cantidad de electrones (o la
densidad del electrn) en la formacin, que se relaciona con la
densidad aparente de la formacin. Un recuento bajo de rayos gamma
implica una alta densidad de electrones (y a granel) y por lo tanto
una baja porosidad
La densidad aparente medida por la herramienta de registro es el
promedio ponderado de la matriz de la roca y densidades de fluido,
as:
La densidad aparente de formacin (, Ob) puede leerse
directamente desde el registro de densidad (vase figura 5.51) y la
densidad de la matriz (Pma) y la densidad del fluido (pf)
encontradoen en las tablas, suponiendo que ya hemos identificado
litologa y fluido contenido de otras mediciones. La ecuacin puede
ordenarse por porosidad (~) como sigue:
Otras herramientas de registro que pueden utilizarse para
determinar la porosidad incluyen el neutrn y herramientas de sonic.
La herramienta de neutrones tiene un diseo similar a la herramienta
de densidad excepto que emplea los neutrones en lugar de rayos
gamma. Los neutrones son lento mientras viajan a travs de la
formacin y algunos son capturados. De los elementos comunes del
embalse, hidrgeno tiene la mayor potencia de frenado. Una tasa de
conteo bajo en el detector indica gran nmero de tomos de hidrgeno
en la formacin y, como hidrgeno est presente en el agua y el aceite
en cantidades similares, implica alta porosidad.
Debido a que la herramienta de neutrn responde al hidrgeno puede
utilizarse para distinguir entre el gas y los lquidos (agua o
aceite) en la formacin. Un volumen especfico del gas contienen
tomos de hidrgeno mucho menos que el mismo volumen de aceite o agua
(a la misma presin) y por lo tanto en un gas teniendo embalse la
porosidad neutrn (lo que asume la herramienta es investigar la
formacin llena de lquido) registrar una porosidad artificialmente
bajo. Una gran disminucin aparente en la porosidad en la parte
superior de un intervalo de reservorio homogneo a menudo es
indicativa de entrando gas teniendo la formacin.
La herramienta snica mide el tiempo necesario para que una onda
de sonido pasar a travs de la formacin. Las ondas sonoras viajan en
formacin de alta densidad (es decir, de baja porosidad) ms rpida
que en la formacin de baja densidad (alta porosidad). La porosidad
puede determinarse midiendo el tiempo de trnsito de la onda de
sonido viajar entre un transmisor y receptor, la matriz de la roca
y fluido son conocidos.
