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Reunión Anual UGM 2022


MSG-8

 Resumen número: 0484  |  Resumen aceptado  
Presentación oral

Título:

ESTUDIO DE LA RELACIÓN ENTRE LA DENSIDAD Y LA POROSIDAD CONECTADA PARA PREDECIR LA PERMEABILIDAD EN MUESTRAS DE ROCAS VOLCÁNICAS DEL CAMPO GEOTÉRMICO “LOS HUMEROS”

Autores:

1 Juan Eduardo Linares Pérez EDPonente
Universidad Nacional Autónoma de México, UNAM
eduardo_linares@comunidad.unam.mx

2 Sandra Vega Ruiz
Universidad Nacional Autónoma de México, UNAM
sandravega@geociencias.unam.mx

3 Dante Arteaga Martínez
Universidad Nacional Autónoma de México, UNAM
darteaga@geociencias.unam.mx

Sesión:

MSG Modelación de sistemas geofísicos Sesión regular

Resumen:

En el presente trabajo se realizó un estudio de la relación que existe entre la densidad volumétrica de la roca, la porosidad conectada y la permeabilidad medidas experimentalmente en once muestras de rocas volcánicas obtenidas en afloramientos del campo geotérmico “Los Humeros”, en Puebla. También se realizó una comparación con las simulaciones de la permeabilidad y la porosidad conectada obtenidas en imágenes de microtomografía de rayos X de cada una de estas muestras. Estas tomografías fueron adquiridas a diferentes resoluciones, debido a que el espacio poroso de dichas muestras es heterogéneo y presenta mayormente un comportamiento fractal, cuya dimensión fractal oscila entre 2.4 y 2.7. Estas características sugieren que usar teoría fractal puede ser una herramienta útil para el estudio del escalamiento de la porosidad y la permeabilidad [1], de escalas disponibles (ej. escala de laboratorio) a escalas requeridas (ej. escala de campo) [2]. También se muestra la comparación de los resultados de la permeabilidad a diferentes escalas con la permeabilidad experimental para analizar la influencia que tiene el carácter fractal del espacio poroso.

Las muestras de rocas volcánicas analizadas presentan una densidad volumétrica que va de 1.7 g/cc a 3.1 g/cc. Algunas de las muestras tienen una permeabilidad del orden de Darcys (más de 5 Darcys), las cuales tienen una densidad volumétrica de 2.8 g/cc y una porosidad conectada mayor a 56%, mientras que las muestras que presentan una permeabilidad de 10 a 100 milidarcys, tienen una densidad volumétrica de entre 2.5 g/cc y 2.9 g/cc y una porosidad conectada mayor a 12%, pero menor a 35 %. Por otro lado, las muestras impermeables, con una permeabilidad menor a 0.01 milidarcys, presentaron una porosidad conectada menor a 18% y una densidad volumétrica mayor a 2.7 g/cc. Con lo que corroboramos que, a mayor porosidad conectada, se obtiene una mayor permeabilidad, no necesariamente correlacionada con la densidad volumétrica de las rocas.

Para visualizar los resultados, mostramos gráficas que relacionan la porosidad conectada con la permeabilidad de las rocas, así como el histograma de la distribución y el tamaño de los poros que caracterizan los diferentes tipos de muestras a diferentes escalas. En estas, podemos apreciar que, a una menor escala, al haber una mayor resolución, se pueden capturar mejor los microporos y se observa que el cálculo de la porosidad conectada en las imágenes se aproxima a la porosidad obtenida experimentalmente.

REFERENCIAS

[1] Munawar, M. J., Vega, S., Lin, Ch., Alsuwaidi, M., Ahsan, N., Bhakta, R. R.: Upscaling Reservoir Rock Porosity by Fractal Dimension Using Three-Dimensional Micro-Computed Tomography and Two-Dimensional Scanning Electron Microscope Images. Journal of Energy Resources Technology. Jan 2021, 143(1): 013003 (2021) (doi:10.1115/1.4047589)

[2] Vega, S., and Jouini, M. S.: 2D Multifractal Analysis and Porosity Scaling Estimation in Lower Cretaceous Carbonates, Geophys., 80(6), pp. D575-D586 (2015) (doi:10.1190/geo2014-0596.1)





Reunión Anual UGM 2022
30 de Octubre al 4 de Noviembre
Puerto Vallarta, Jalisco, México