datos de pozo

7/23/2019 datos de pozo

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BUSCAR LA SIGUIENTE INFORMACIÓN DE UN YACIMIENTO DEPETRÓLEO NEGRO COLOMBIANO O EXTRANJERO.

PVT o informai!n "#$ia %ara &'n'rar (n PVT $in)*)io

Pr'$i!n iniia+ , )'m%'ra)(ra iniia+ a +a %rof(n-i-a- -'r'f'r'nia.

Pinc= 3415 Psi

Temp. Yacimiento 185 °F

To%' , "a$' -' +a '$)r()(ra o '$%'$or -' +a ona -'/i-roar"(ro$.



Nom"r' , +i)o+o&0a -' +a formai!n %ro-()ora.

Propiedades petrofísicas de la formación t2

La naturaleza litológica de la formación T2 está constituida principalmente de

arenitas cuarzosas de tamaño de grano entre arena media gruesa conintercalaciones de limo !ocasionalmente limo"arcillosas#. $l cemento% aun&ueescaso% está representado principalmente por s'lice caolinita. (acia el tope de laformación es com)n encontrar siderita algunas escasas concentraciones deglauconita. *gualmente se identifican algunas concentraciones de calcita +acia la,ase de la -nidad.ara el análisis petrof'sico se contó con corazones de diferentes pozos tanto enlas unidades del cretáceo !/1 /2#% cómo de la formación del terciario !0anFernando ó T2#. $n la ta,la siguiente se presentan los pozos con información decorazones.



Pro%i'-a-'$ %')rof0$ia$ %rom'-ia1 %'rm'a"i+i-a- ,%oro$i-a-.

Porosidad

$l análisis de la porosidad realizado de los corazones para la Formación T2 del

campo +ic+imene mostraron &ue la porosidad es principalmente de naturalezaprimaria con alguna presencia de porosidad secundaria micro porosidadderi3adas de la descomposición disolución de fragmentos l'ticos lasconcentraciones de caolinita. $l 3alor promedio de porosidad es de 184.

Tipos de Roca

Los análisis de presión capilar por mercurio realizados en los pozo (2% (25 (22 insinuaron la e6istencia de dos tipos de roca importantes !en t7rminos defluo# con radios de garganta superiores a los 12 micrones% estos dos tipos de rocaest7n soportando en gran medida la producción de crudo del acimiento. $l tipo deroca principal% 9T1% se caracteriza por permea,ilidades a,solutas superiores a los

: ;arcies con un radio de garganta promedio de <= micrones% el segundo tipo deroca en importancia 9T2 presenta 3alores de permea,ilidad superiores a los 2==m; !inferiores a 2=== m;# con un radio de garganta de poro promedio de 1>micrones. 0e definen adicionalmente otros dos tipos de roca caracterizados por unmaor grado de tortuosidad% 9T: 9T<% con promedios de permea,ilidad de 8= ? m; respecti3amente% su comportamiento ,i"modal dificulta la determinación deun radio de garganta caracter'stico pero en general no so,repasan los 1=micrones en 9T: 1 micrón en 9T<.

ara la diferenciación 3ertical de cada uno de los tipos de roca se +izo uso de lacur3a de permea,ilidad pre3iamente calculada seg)n la asignación de los

siguientes rangos@9TA1@ /B2;arcies

9TA2@ 2==C/C2===

9TA:@ 1==C/C2==

9TA<@ 5C/C1==



Com%r'$i"i+i-a- -' +a formai!n.

Factor de compresi,ilidad D T =%=:

C(r2a$ -' %'rm'a"i+i-a-'$ r'+a)i2a$ o +o$ 'n- %oin)$ -' +a$(r2a$.

Curvas de Permeabilidad Relativa

;e los corazones tomados a la formación 0an Fernando !T2# e6isten medicionesde permea,ilidades relati3as en los pozos (22% (25 (2. $n general% lascur3as insin)an una formación preferi,lemente +umectada al aceite con tendenciami6ta a medida &ue ,aa la calidad de la roca.

$s importante o,ser3ar &ue es mu ,aa la pendiente de la permea,ilidad relati3aal agua !Krw #% en las cur3as de permea,ilidad relati3a realizadas a los tres pozos%lo cual demuestra &ue en la medida &ue el agua entre a la formación elrompimiento de agua será mu agresi3o reducirá dramáticamente lapermea,ilidad relati3a al crudo !Kro#.$n la figura siguiente se muestra la cur3a de permea,ilidad relati3a realizada para

el pozo (22 en la roca tipo 9TA1 la cual presenta una permea,ilidad media de<.?2 m;arcies.



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