abstractoEl Campo Santa Bárbara se encuentra en el Norte de Monagas Área, Cuenca Oriental de Venezuela . Depósitos en el área son caracterizado por la alta temperatura y la presión inicial , y altas tasas de producción iniciales . El mecanismo de accionamiento es solución unidad de gas y la expansión del fluido, con la presión del yacimiento disminuyendo rápidamente . La columna de hidrocarburos varía de una tapa gascondensate en la parte superior de la estructura de petróleo pesado en el parte inferior . Un modelo petrofísico detallado era necesario optimizar los procesos de recuperación secundaria implementadas en el campo .La caracterización petrofísica incorpora la análisis de los complejos variaciones en la garganta de poro y poro geometría que el control de la distribución y el líquido inicial y residual el flujo de fluido a través de los depósitos .Porosidad y convencional permeabilidad , el mercurio de presión de inyección capilar , relativa permeabilidad , y mineralógica de datos se utilizaron para caracterizar los sistemas de poros depósito en tipos de roca que tiene flujo similar y capacidad de almacenamiento . La saturación de agua , todo lo cual es considerado inmóvil , se encontró que era dependiente del tipo de roca ,con poros garganta siendo el control dominante en el flujo características de los reservorios .Datos de presión capilar por inyección de mercurio siempre útil información acerca de los radios de la garganta de poro efectivo , que eran semi - cuantitativamente relacionado con varias respuestas depósito,tal como la permeabilidad , porosidad , saturación de agua irreducible , y un perfil de la presión capilar o poro curva tipo garganta. parcelas de poro garganta obtiene a partir de ecuaciones empíricas frente poro garganta estimada a partir de las pruebas de presión capilar mostró que el sistema de poros interconectados dominante que controla el flujo en el reservorios está mejor representado por la garganta de poro en un capilar curva de presión que corresponde al 45 % de saturación de mercurio

Fueron considerados tipos de rocas para la definición de la inyección intervalos, y también se utilizaron para construir el flujo estratigráfica perfiles, que fueron validados con los registros de producción . agrupamiento se encontró tipos de roca similares a ser un excelente método para definir capas de simulación . Mapas de distribución areal Tipo de roca fueron construidos para ayudar a delinear las mejores zonas del yacimiento. La caracterización de un depósito en los tipos de rocas con el fin para determinar las unidades de flujo integra efectivamente geológica ,datos petrofísicos y de la producción en las descripciones de las zonas con características de flujo similares , y es fundamental para el desarrollo de procesos de recuperación secundaria .

introducción

El Campo Santa Bárbara se encuentra en el Norte de Monagas Area, Cuenca Oriental de Venezuela (Fig. 1 ) .

El complejo de poro sistema actual en la zona hizo necesaria una detallada modelo petrofísico basado en el estudio de los poros y los porosgeometría de garganta, para las formaciones terciarias y Cretácico .

Tamaño de garganta de poro puede ser estimada a partir del núcleo de rutina porosidad y los datos de permeabilidad (en condiciones ambientales).La combinación de estos datos con inyección de mercurio capilar Resultados de presión, Winland (1972) desarrollaron un empírico relación entre la porosidad, permeabilidad al aire y poros abertura correspondiente a una saturación de mercurio de 35% (R35).Se utilizó la ecuación de Winland y publicado por Kolodzie(1980) y se da a continuación:

Log ( R35 ) = 0,732 0,588 Log ( kair ) - 0.864Log ( φ )Donde : R35 es el de radio de la abertura de poro ( micras )Correspondiente al percentil 35 , Kairis aire pecado corregirpermeabilidad ( MD), y φis porosidad (% ) .R35 de radio de garganta de poro sí define Como el tamano de garganta de poro a partir de los Datos de pressure de Inyección de capilares de mercurio Donde el Fluido no humectante ( mercurio ) saturación del 35% de la porosidad . R35 radios de garganta de poro es Una Función del tamano de La Entrada y la garganta de poro clasificacion , y es Una Buena Medida de los poros Conectados grande Gargantas En Una roca con porosidad intergranular ( Hartmann y Coalson , 1990 ) . En 1992 , Pitmann , basado en la obra de Winland , DESARROLLADO Ecuaciones de pisos R35 párrafo Gargantas de poros correspondientes al mercurio saturaciones de 10 % un 75 % (Fig. 2 ) .. Figura Las Ecuaciones de 2 - Pitmann párrafo saturaciones de mercurio de 10 % a 75 % En el Presente Estudio , la porosidad y el núcleo convencional Datos de permeabilidad de 17 pozos clave, y la Inyección de mercurio Datos de la PRESIÓN capilar de 11 de Ellos sí utilizaron párrafo

Determinar el Modelo de la garganta de poro .Análisis Radio Garganta PoreCon el fin de Determinar la Ecuación Más Apropiada párrafo estimación del tamano de garganta de poro en el área de Estudio , las parcelas de poros la radio de la garganta de los Datos de pressure de poros capilares contra la garganta Radio Retrieved a partir de las Ecuaciones de Pitmann sí construyeron

(Fig. 3 ) . Como sí Muestra en la Figura, Los mejores Honores de la Ecuación R45y reproducir los Datos Básicos DE PRESION capilar , y FUE Por lo Tanto,Seleccionado párrafo Estimar la radio de garganta de poro en el área . Pitmann deR45 Ecuación es la siguiente :Log ( R45 ) = 0,609 0,608 Log ( kair ) - 0.974Log ( φ )Donde : R45 es el de radio de la abertura de poro ( micras )Correspondiente al percentil 45 , Kairis aire pecado corregirpermeabilidad ( MD), y φis porosidad (% ) . R45 poros gargantaRadio a continuacion , Se Puede Definir Como el tamano de poro de la garganta

capilar de los datos de presión donde el fluido no humectante (mercurio)satura 45% de la porosidad.

figura 3-Parcelas de radios de garganta de poro estiman a partir de la presión capilarlos datos frente a los radios de la garganta de poros calculado usando R45 de PitmannecuaciónUna vez que se determinó la ecuación que se utilizará en la zona,R45 valores de la garganta de poro se calcularon para los datos en tantoambiente y las condiciones de depósito. Se construyeron Crossplotspara obtener las relaciones correspondientes (Fig. 4

. figura Radio de la garganta 4-Pore a condiciones de yacimiento frente a pororadio de la garganta en condiciones ambientales, por terciaria y cretácicaFormacionesPore Radio Garganta Versus saturación de aguaLa ausencia de un acuífero activo en la zona, así como laenorme tamaño de la columna de hidrocarburos, hacen que el agua enlos reservorios inmóviles. Variaciones de saturación de agua, como seen los registros de resistividad, dependen entonces del tipo de roca y nodepende de los cambios en el volumen de líquido. Partiendo de esta premisa,R45 valores se representaron frente a la saturación de agua (Fig. 5), enPara determinar una posible relación entre ambospropiedades.Los resultados que se muestran en la figura 5 indican que la saturación de agualos valores están asociados directamente a la geometría del porosistema, y puede ser utilizado en zonas como el Campo Santa Bárbara,

donde el fluido móvil es un hidrocarburo, y el agua existenteen la formación puede ser considerado para ser irreductible.Saturación de agua irreducible se obtuvo de mercuriodatos de la presión capilar de inyección (Fig. 6).

. figura 5-parcelas de radio de garganta de poro (eje y) frente a la saturación de agua (eje x), que muestra la relación entre las propiedades

. figura Inyección de los datos de presión capilar de 6 de mercurio de un bien fundamental enel Campo de Santa Bárbara

Análisis Ray Gamma EspectralTipo de arcilla jugó un papel importante en la definición de rocatipos. Dos tipos principales de arcilla estaban presentes en la zona y sudiferenciación se basa en el análisis de rayos gamma espectrallos registros se ejecutan a los núcleos. Crossplots torio contra potasiose construyeron (fig. 7), que mostró los cambios en la arcillatipo. Los valores altos de torio / potasio indican tipo caolinitaarcillas, mientras que los valores de torio / potasio bajos indican de tipo illitaarcillas.

. figura 7-Parcela de torio (ppm) versus potasio (%) que muestradiferentes tendencias de arcillas caolinita y de tipo illita

Una vez calibrado con núcleos, Gamma Ray espectral Registrosse utilizaron para determinar los tipos de arcilla y para detectar posiblescambios de formación (Fig. 8).

. figura 8-espectral registro de rayos gamma que muestra el cambio mineralógicoentre las formaciones terciarias y Cretácico

Determinación de la porosidadCompresibilidad pruebas realizadas indican que en núcleospresión de confinamiento tiene un efecto menor sobre la porosidad (Fig. 9).Datos fundamentales de porosidad en las condiciones del yacimiento estaban disponibles, yutilizado en la correlación núcleo-log. La porosidad se calculó a partirtroncos y calibrados con los datos básicos

Determinación de los tipos de rocaEmbalse de roca se clasificó en base a R45 radio de garganta de poro,que es un control dominante en la permeabilidad y el flujocaracterísticas de los reservorios. La roca almacén eradividido en cinco categorías petrofísicas:Megaporous, definida por un radio de garganta de poro> 10 micras

Macroporoso, definida por un radio de garganta de poro entre 2,5y 10 micrasMesoporoso, definida por un radio de garganta de poro entre 0,5y 2,5 micrasMicroporosa, definida por un radio de garganta de poro entre 0,2y 0,5 micras (microporosa)Nannoporous, definida por un radio de garganta de poro <0.2micras

Líneas de radios de poro garganta obtuvieron usando R45 de Pitmannecuación se superpone a la porosidad frente a la permeabilidadparcelas y utilizados en el reconocimiento de los tipos de rocas (Fig. 10)

. figura 10-porosidad frente parcela permeabilidad mostrando R45 garganta de porolíneas y tipo de clasificación de rocasEl análisis sedimentológico de las secciones delgadas y exploraciónMicroscopio electrónico se utiliza para ayudar a visualizar eldiferentes tipos de rocas. (Fig. 11).

. figura Sección 11-delgado y SEM fotografías de diferentes tipos de rocasLos tipos de rocas pueden ser semi-cuantitativamente relacionadas con varioscaracterísticas de respuesta del yacimiento útiles en la formaciónevaluación, tales como la permeabilidad al porcentaje de porosidad, inmóvilsaturación de agua, las tasas iniciales de producción, y un capilarperfil de presión (fig. 12).

Determinación de la permeabilidadUna vez que la porosidad se estimó y R45 radio de garganta de poro eraobtiene a partir de la saturación de agua, permeabilty se calculóutilizando la ecuación de Pitmann R45 y calibrado con los datos básicos.Cinco ecuaciones diferentes para estimar la permeabilidad en elárea se obtuvieron de la permeabilidad frente a la porosidadparcelas, según el tipo de roca, a condiciones de yacimiento (Fig. 13)

. figura 13-porosidad frente parcelas permeabilidad, según el tipo de rocaSobre la base de estas ecuaciones, un análisis de sensibilidad erarealizado con el fin de observar la variación de la permeabilidadcon efective porosidad tipo de roca (Fig. 14).

. figura Porosidad 14-efectiva en comparación con la permeabilidad de las relacionesdiferentes tipos de roca

Definición de unidades de caudal ReservoirUna unidad de flujo petrofísicas se define como un intervalo de sedimentoscon propiedades petrofísicas similares, tales como la porosidad,permeabilidad, saturación de agua, radio de garganta de poro, almacenamiento ycapacidad de flujo, que son diferentes de los intervalos inmediatamentearriba y abajo. Unidades de flujo petrofísicas suelen agruparsepara definir los contenedores. Los tipos de rocas que tienen la capacidad de flujo similarse agruparon y se utiliza en el detemination de flujo de depósitounidades (Fig. 15).Un estudio sedimentológico detallado anteriormente había sidohecho en el área de estudio, y la integración de estos resultados con losel análisis petrofísico demostró ser una herramienta valiosa en ladefinición de capas de simulación.

. figura 15 Muestra también muestra el ajuste de las unidades de flujo 9,10,11en unidades de flujo 12,13,14 después reagrupar por tipos de rocasUn total de 21 capas se define en el sedimentológicoestudio (14 de Terciario y 7 para las formaciones del Cretácico). conla introducción del concepto de tipo de roca, la parte superior de lacapas de simulación fueron reajustados para obtener un total de 12 unidades(10 por terciaria, y 2 para las formaciones del Cretácico), mejorandoresultados de la simulación (Fig. 16).

Tipo de roca Mapas de DistribuciónMapas de distribución Tipo de roca (Fig. 17) se construted utilizandoinformación de pozos tubulares y de los pozos evaluados utilizandola correlación núcleo-registro determinó en este estudio. Figura 17muestra la ocurrencia de los diferentes tipos de roca, en porcentaje,para la unidad de simulación de flujo 6. Las mejores zonas del yacimiento están rodeados,donde la frecuencia más alta de megaporous y macroporosose producen los tipos de rocas.

. figura 17-Areal mapas de distribución de tipo roca de unidad de simulación 6,que muestre las mejores zonas de yacimientos (en el círculo)Conclusiones1. Embalse de roca se clasificó en cinco petrofísicatipos de roca, sobre la base de radio de garganta de poro.2. Los diferentes tipos de roca tienen diversa calidad en términos decapacidad de flujo y la eficiencia de recuperación.

3. Una relación definida entre la saturación de agua, todosque es inmóvil, y el radio de garganta de poro, se encontró para ambosFormaciones terciarias y Cretácico4. Los tipos de rocas son un parámetro importante para ser utilizado enla definición de las capas de la simulación y las unidades de flujo en el yacimiento.5. Mapas de distribución areal Tipo de roca son una excelente herramientapara ayudar a delinear las mejores zonas del yacimiento

nomenclaturakair = permeabilidad al aire no se corrige, md========== φ === núcleo porosidad,%======== φe= Porosidad efectiva, fracciónR35 = radio de abertura de poro (35ªpercentil), μR45 = radio de abertura de poro (45ªpercentil), μ

AgradecimientosLos autores desean agradecer a PDVSA EPM permisola publicación de este documento.Referencias