Perfilaje de Pozos

DOCENTE: MSc. Jorge Dueñas

INTEGRANTES:

Chahuara Ticona, Vicky Marivel Chura Puma, Mario Franco

AREQUIPA- PERÚ

2015

UNIVERSIDAD NACIONAL DE SAN AGUSTIN

FACULTAD DE GEOLOGÍA, GEOFÍSICA Y MINAS

ESCUELA PROFESIONAL DE ING GEOLÓGICA

CURSO: PERFILAJE DE POZOS Y EVALUACIÓN DE FORMACIONESTRABAJO FINAL

PERFILAJE DE POZOS Y EVALUACIÓN DE FORMACIONES

Pozo: Proyecto UNSA_1: En este caso se presenta los registros de todas las formaciones que cortó el pozo, desde el más reciente hasta la zona del reservorio. Se pide lo siguiente:

1. Determinar los parámetros de Vcl, Vsh y la porosidad efectiva (PHIE) de todos los valores en el pozo.

NOMBRE DE LA FORMACIÓN

MISTI CHACHANI LONCCO SUPERIOR LONCCO MEDIO LONCCO INFERIOR MISTIANO SUPERIOR MISTIANO INFERIOR CHARACATO SAN AGUSTIN SOCABAYA TIABAYA PAUCARPATA YANAHUARA CAYMA PICHU PICHU

2

Registro de densidad (g/cm3)

Línea LutitasLínea de arena

Registro gamma ray (GAPI)

Volumen de arcilla hallado en el Interactive Petrophysics a partir del registro gamma ray

Volumen de lutita hallado en EXEL con la siguiente formula:VSHGRL = [GR(log) – GR(clean)] / [GR(shale) – GR(clean)]

Volumen de arcilla hallado en el EXEL con la siguiente formula VCL=(0,5*VSH)/(1,5-VSH

Porosidad Efectiva (PHIE) hallado en el EXEL con la siguiente formula:

PHIE= (PHIT*(1-VCL))

Porosidad Total (PHIT)


2. Determinar los valores promedio del Vcl, Vsh y la porosidad efectiva (PHIE) de cada formación de acuerdo a los topes mencionados en la hoja de Excel.

Nombre de la formación Promedio Vcl

Promedio Vsh

Promedio PHIE

MISTI 0.3299 0.5841 0.0741 CHACHANI 0.2399 0.4807 0.0899 LONCCO SUPERIOR 0.1485 0.3161 0.1159 LONCCO MEDIO 0.4186 0.57 0.0949 LONCCO INFERIOR 0.1452 0.287 0.1372 MISTIANO SUPERIOR 0.8068 0.9014 0.0265 MISTIANO INFERIOR 0.4871 0.6956 0.0854 CHARACATO 0.6691 0.8232 0.0439 SAN AGUSTIN 0.4342 0.6489 0.0972 SOCABAYA 0.1644 0.3655 0.1311 TIABAYA 0.5321 0.7012 0.0333 PAUCARPATA 0.0479 0.1254 0.062 YANAHUARA 0.0718 0.175 0.0553 CAYMA 0.261 0.4343 0.0645 PICHU PICHU 0.1334 0.3068 0.0303

FORMACIÓN MISTI

3


FORMACIÓN CHACHANI

FORMACIÓN LONCCO SUPERIOR

FORMACIÓN LONCCO MEDIO

FORMACIÓN LONCCO INFERIOR

4


FORMACIÓN MISTIANO SUPERIOR

FORMACIÓN MISTIANO INFERIOR

FORMACIÓN CHARACATO

FORMACIÓN SAN AGUSTIN

FORMACIÓN SOCABAYA

5


FORMACIÓN TIABAYA

FORMACIÓN PAUCARPATA

FORMACION YANAHUARA

FORMACIÓN CAYMA

FORMACIÓN PICHU PICHU

6


3. Comentar las características petrofísicas de cada formación mencionada en la hoja de Excel Para la interpretación de las porosidades se tomó en cuenta la siguiente tabla:

1. Formacion MistiLa Formación Misti presenta las siguientes características Petrofísicas:

Densidad GR max Gr min

PHIT prom Vcl prom Vsh prom

PHIE prom

2,503339

130,5898 35,2689

0,111612

0,329941

0,58415844

0,074116

11% 33% 58% 7%

Como podemos observar esta formación tiene un porosidad efectiva pobre de 7%, según la tabla de porosidad estamos frente a limos el gamma ray también nos indica estar frente a una capa de limos con un Vshale de 58% y un Vclay de 33%

7


2. FORMACIÓN CHACHANI

La formacion Chachani presenta las siguientes caracteristicas Petrofisicas:

GR max Gr minPHIT prom Vcl prom Vsh prom

PHIE prom Densidad

103,0437 37,0577

0,118675 0,239894 0,48073601 0,089897 2,495665

12% 24% 48% 9%Como podemos observar esta formación tiene un porosidad efectiva pobre de 9%, según la tabla de porosidad estamos frente a limos el gamma ray también nos indica estar frente a una capa de limos con un Vshale de 48% y un Vclay de 9%

3. FORMACIÓN LONCCO SUPERIOR

La formacion Loncco superior presenta las siguientes caracteristicas Petrofisicas:


PHIE prom

Densidad

103,4399 27,1625

0,133788

0,148533

0,31608556

0,115933

2,452314

13% 15% 31% 12%

Como podemos observar esta formación tiene un porosidad efectiva moderada de 12%, según la tabla de porosidad podemos estar frente a gravas por que la porosidad total es de 31% el gamma ray también nos indica rangos de Vshale de 31% y un Vclay de 15%

4. FORMACIÓN LONCCO MEDIO

La formacion Loncco medio presenta las siguientes caracteristicas Petrofisicas:


PHIE prom

Densidad

15031,12910

10,14835

90,41856

60,5699795

90,09493

62,41495

2 15% 42% 57% 10%

Como podemos observar esta formación tiene un porosidad efectiva pobre de 10%, según la tabla de porosidad podemos estar frente a una arenisca sucias esto porque tenemos un porosidad total de 15% y el gamma ray también nos indica rangos de Vshale de 57% y un Vclay de 42%

8


5. FORMACIÓN LONCCO INFERIOR

La formacion Loncco inferior presenta las siguientes caracteristicas Petrofisicas:

GR max Gr minPHIT prom Vcl prom

Vsh prom

PHIE prom

Densidad

150 25,40490,15897

30,1451622

3 0,287040,13718

42,32716

7 16% 15% 29% 14%

Como podemos observar esta formación tiene un porosidad efectiva moderada de 14%, según la tabla de porosidad podemos estar frente a calizas porque tenemos una porosidad total de 16% y el gamma ray también nos indica rangos de Vshale de 29% y un Vclay de 15%

6. FORMACIÓN MISTIANO SUPERIOR

La formacion Mistiano superior presenta las siguientes caracteristicas Petrofisicas:


PHIE prom

Densidad

15018,38019

90,14495

30,80640

7 0,90121330,02657

72,50698

7 15% 81% 90% 3%

Como podemos observar esta formación tiene un porosidad efectiva muy pobre de 3%, según la tabla de porosidad podemos estar frente a arcillas con una porosidad total de 15% y el gamma ray también nos indica elevados rangos de Vshale de 90% y un Vclay de 81%

7. FORMACIÓN MISTIANO INFERIOR

La formacion Mistiano inferior presenta las siguientes caracteristicas Petrofisicas:


PHIE prom

Densidad

15034,73910

10,16571

30,48711

80,6955802

60,08536

42,44580

4 17% 49% 70% 9%

Como podemos observar esta formación tiene un porosidad efectiva pobre de 9%, según la tabla de porosidad podemos estar frente a arenisca sucias con una porosidad total de 17% y el gamma ray también nos indica elevados rangos de Vshale de 70% y un Vclay de 49%

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8. FORMACIÓN CHARACATO

La formacion Characato presenta las siguientes caracteristicas Petrofisicas:

GR max Gr min PHIT prom Vcl prom Vsh promPHIE prom

Densidad

15067,79515

80,11875006

60,66666

30,8218792

10,04387

52,54623

6 12% 67% 82% 4%

Como podemos observar esta formación tiene un porosidad efectiva muy pobre de 4%, según la tabla de porosidad podemos estar frente a arcillas con una porosidad total de 12% y el gamma ray también nos indica elevados rangos de Vshale de 82% y un Vclay de 67%

9. FORMACIÓN SAN AGUSTIN

La formacion San agustin presenta las siguientes caracteristicas Petrofisicas:

GR max Gr min PHIT promVcl

prom Vsh promPHIE prom

Densidad

15039,67182

20,17101528

6 0,434180,6488791

80,09724

32,41211

1 17% 43% 65% 10%

Como podemos observar esta formación tiene un porosidad efectiva pobre de 10%, según la tabla de porosidad podemos estar frente a calizas o dolomitas con una porosidad total de 17% y el gamma ray también nos indica rangos de Vshale de 65% y un Vclay de 43%

10. FORMACIÓN SOCABAYA

La formacion Socabaya presenta las siguientes caracteristicas Petrofisicas:


Densidad

90,52807

20,436798

0,156488524

0,164371

0,36548851 0,13112

2,404128

16% 16% 37% 13%

10


Como podemos observar esta formación tiene un porosidad efectiva moderada de 13%, según la tabla de porosidad podemos estar frente a calizas o dolomitas carstificadas con una porosidad total de 16% y el gamma ray también nos indica rangos de Vshale de 37% y un Vclay de 16%

11. FORMACIÓN TIABAYA

La formacion Tiabaya presenta las siguientes caracteristicas Petrofisicas:

GR max Gr min PHIT promVcl

prom Vsh promPHIE prom

Densidad

15016,96089

60,08310813

3 0,532570,7014532

80,03330

32,66616

7 8% 53% 70% 3%

Como podemos observar esta formación tiene un porosidad efectiva muy pobre de 3%, según la tabla de porosidad podemos estar frente a shale intactas con una porosidad total de 8% y el gamma ray también nos indica rangos de Vshale de 70% y un Vclay de 53%

12. FORMACIÓN PAUCARPATA

La formacion Paucarpata presenta las siguientes caracteristicas Petrofisicas:


Densidad

109,0235 12,72722

0,065108935

0,045695 0,1222345

0,062132

2,572786

6% 5% 12% 6%

Como podemos observar esta formación tiene un porosidad efectiva pobre de 6%, según la tabla de porosidad podemos estar frente a calizas o dolomitas carstificadas con una porosidad total de 6% y el gamma ray también nos indica rangos de Vshale de 12% y un Vclay de 5%

13. FORMACIÓN YANAHUARA

La formacion Yanahuara presenta las siguientes caracteristicas Petrofisicas:


Densidad

77,05068 4,129198

0,060299304

0,071786

0,17499976

0,055325

2,674987

6% 7% 17% 6%

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14. FORMACIÓN CAYMA

La formacion Cayma presenta las siguientes caracteristicas Petrofisicas:


Densidad

15020,56248

30,08836146

70,26102

30,4343032

90,06446

12,56034

2 9% 26% 43% 6%


15. FORMACIÓN PICHU PICHO

La formacion Pichu Pichu presenta las siguientes caracteristicas Petrofisicas:


Densidad

110,6676 26,5357

0,034736735

0,133424

0,30678078

0,030349

2,656301

3% 13% 31% 3%

Como podemos observar esta formación tiene un porosidad efectiva muy pobre de 3%, según la tabla de porosidad podemos estar frente a shale intactas con una porosidad total de 3% y el gamma ray también nos indica rangos de Vshale de 13% y un Vclay de 31%

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Pozo: Proyecto UNSA_2: Se presenta el registro corrido en toda la zona (s) de reservorio (s), evalúe sucintamente los registros presentados y determine y/o comente lo siguiente:

1. Qué tipo de yacimiento es?: Justificar su respuesta presentando de acuerdo a lo aprendido en clases, de ser posible con cálculos adicionales.

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Efecto producido por el gas

2

1

3


Según lo aprendido en clases si la formación se encuentra saturada de gas, las mediciones de densidad (RHOB) serán bajas, debido a que una formación saturada de gas presenta densidades electrónicas menores que cuando se encuentra saturada de agua el cruce con las mediciones del registro neutrón (TNPH) nos indica la presencia de horizontes de gas en el registro ya presentado podemos observar 5 cruces destacando los cruces 2 y 4 como potenciales para la producción de gas

2. Determinar los horizontes productores: Después de haber definido el tipo de yacimiento, determine los horizontes productores efectivos, ídem, justifique sus respuestas ya sea con cálculos y comentarios finales.

Para la construcción del registro de litología se está asumiendo una gradiente térmica de 25ªC por kilómetro.

14

4

5

2


Haciendo uso del software IP hacemos en cruce entre los registros RHOB y TNPH ya hemos identificado las zonas posibles productoras las cuales son 5 de las cuales determinamos como horizontes productores posibles el horizonte 2 y 4Para el horizonte 2 tenemos las siguientes características Petrográficas:

Gr max Gr min PHIE prom PHIT prom197.3249970

021.7646010

00.1286926

10.1437053

213% 14%

Este horizonte 2 tiene una porosidad efectiva moderada de 13% también como se muestra en el registro su Vclay hallado a partir del registro GR presentan calores muy bajos y como se observa en la litología este horizonte está conformado por areniscas.

Para el horizonte 4 tenemos las siguientes características petrográficas:

Gr max Gr min PHIE prom PHIT prom211.5460050

010.2758080

00.1016611

90.1276413

410% 13%

En este horizonte 4 tenemos una porosidad efectiva de también moderada de 10% y de la misma manera el registro Vclay hallado a partir del registro GR presenta valores muy bajos también este horizonte está conformado por areniscas.

Pozo: Proyecto UNSA_3: En este caso se presenta el registro completo de un determinado reservorio de hidrocarburos, se pide lo siguiente:

1. Qué tipo de yacimiento es?: Justifique su respuesta haciendo uso de todos los registros presentados en este archivo y de ser posible con cálculos adicionales.

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4


Para la construcción del registro de litología se está asumiendo una gradiente térmica de 25ªC por kilómetro

Haciendo uso del cruce de los registros NTPH y RHOZ descartamos la presencia de gas por q no observamos ningún cruce entre ellos, ahora hacemos uso de los registros de resistividad y podemos observar que los registros AT10, AT20, AT30 AT60 y el AT90 casi

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12

3

4

5


no se observa variaciones entre ellas por lo que podemos decir que no habido invasión del lodo en la formación Con los registros de resistividad podemos observar lecturas altas a las que podemos asociar con 5 probables yacimientos de petróleo.

2. Registros de Porosidades: Determine los siguientes parámetros: Porosidad efectiva (PHIE), Porosidad Total (PHIT), Saturación (Sw).

Los cálculos los realizamos en EXEL haciendo uso de las siguientes formulas luego procedemos a graficar el registro en el programa IP

PARA HALLAR EL Vshale

Haremos uso de la siguiente fórmula:

PARA HALLAR EL Vclay

Haremos uso de la siguiente fórmula: Vclay= (0.5-Vsh)/ (1.5-Vsh)

PARA HALLAR LA POROSIDAD TOTAL

Haremos uso de la siguiente fórmula: PHIT= (2,65-RHOZ)/1,65

PARA HALLAR LA POROSIDAD EFECTIVA

Haremos uso de la siguiente fórmula: PHIE=Vclay * (1-PHIT)

PARA HALLAR LA SATURACION DEL AGUA DE FORMACION

Haremos uso de la fórmula de ARCHIE:

AT90= resistividad total

Rw= resistividad del agua de formación

Rt: resistividad total

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= porosidad total

= cementación

Primero tenemos el registro ATC090 que nos da datos de conductividad, como bien sabemos la inversa de la conductividad es la resistividad

3. Cuantificar Reservas: Es posible cuantificar una reserva probable?, o qué estaría faltando para cuantificar esta data?. Idem, Justificar sus respuestas haciendo uso de toda la data disponible y con lo aprendido en clases.

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No se puede cuantificar una reserva probable debido a q no disponemos del área del depósito, ahora asumiendo un área de 105304371946 m2 podemos cuantificar las reservas de los yacimientos 3, 4 y 5 los cuales presentan registros con altas resistividades

Para el cálculo haremos uso de la siguiente formula

Reservorio 3

Potencia Sw prom. PHIE prom.

70 m. 0.324119 0.098775

N=6.289*0.098775*(1-0.324119)*70*105304371946

N=3.095x10^(+12)

Reservorio 4


63 m. 0.337150 0.089592

N=6.289*0.089592*(1-0.337150)*63*105304371946

N=2.48x10^(+12)

Reservorio 5


79 m. 0.329278 0.084490N=6.289*0.084490*(1-0.329278)*79*105304371946

N=2.965x10^(+12)

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Documents

Perfilaje de Pozos