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.