Porosidad de los yacimientos naturalmente fracturados: Una clasificación fractal

• Autores: Fernando Castrejón Vacio, Klaudia Oleschko Lutkova, María Eugenia Miranda Martínez, Jean Francois Parrot, Hind Taud, Fernando Brambila Paz
• Localización: Revista mexicana de ciencias geológicas, ISSN-e 2007-2902, ISSN 1026-8774, Vol. 23, Nº. 2, 2006, págs. 199-214
• Idioma: español
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• Resumen

  • El movimiento y la distribución de fl uidos a través de los medios porosos están determinados por su geometría. La naturaleza autosimilar de la estructura de estos medios ha sido el objeto de numerosos estudios que han documentado las relaciones de potencia ('power law') entre las principales medidas de poros y sólidos, y la resolución del método utilizado para su análisis. En la presente investigación se introduce un esquema fractal para clasifi car los yacimientos naturalmente fracturados (YNF) a partir de imágenes de tomografía computarizada de rayos X. Esta clasifi cación tiene como propósito extraer y medir algunos rasgos geométricos de los poros tanto a nivel global (fi rmagrama), como local (líneas de referencia) vía los clasifi cadores fractales. Los clasifi cadores fractales, extraídos de las imágenes digitales, fueron útiles para hacer un diagnóstico simple y rápido del tipo de porosidad de un núcleo a partir de su imagen. La dimensión fractal de masa (Dm), la dimensión espectral o fractón (.d), el exponente de Hurst (H) y la lagunaridad ( Ë) de los YNF del sureste de México, son estadísticamente diferentes para los tres patrones de porosidad representativos de estos materiales: fracturas, cavidades y porosidad mixta. Para estimar los primeros dos (Dm y .d), es necesario presegmentar la imagen en conjuntos de poros y sólidos, creando una imagen binaria, previo a la cuantifi cación fractal. En los últimos (H y Ë), la extracción de los parámetros se realiza directamente a partir de las imágenes originales evitando el proceso de segmentación, lo que permite proponer a los clasifi cadores H y Ë como estimadores más confi ables de la porosidad de los YNF. Todos los clasifi cadores fractales, y en especial la dimensión fractal de masa y la lagunaridad de los tres patrones de porosidad arriba especifi cados, mostraron una correlación estadísticamente signifi cativa con la porosidad (medida con técnicas tradicionales) de las capas geológicas con distinta capacidad productora de hidrocarburos. Este hecho abre un nuevo panorama para la modelación y pronóstico de la geometría de los YNF.