REPÚBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELA LA UNIVERSIDAD DEL ZULIA FACULTAD DE ...58:33Z-119… · APROBACIÓN Este jurado aprueba el Trabajo de Grado titulado MODELO PETROFÍSICO DE YACIMIENTOS

REPÚBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELA LA UNIVERSIDAD DEL ZULIA FACULTAD DE INGENIERÍA DIVISIÓN DE POSTGRADO

PROGRAMA DE INGENIERÍA DE PETRÓLEO

MODELO PETROFÍSICO DE

YACIMIENTOS CON

ALTA SATURACIÓN IRREDUCIBLE DE AGUA

DE LA FORMACIÓN OFICINA

Trabajo de Grado presentado ante la Ilustre Universidad del Zulia

para optar al Grado Académico de

MAGÍSTER SCIENTIARUM EN INGENIERÍA DE PETRÓLEO

Autor: Ing. Elías Raúl Acosta Duarte

Maracaibo, Julio de 2006

REPÚBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELA LA UNIVERSIDAD DEL ZULIA FACULTAD DE INGENIERÍA DIVISIÓN DE POSTGRADO

PROGRAMA DE INGENIERÍA DE PETRÓLEO

MODELO PETROFÍSICO DE

YACIMIENTOS CON

ALTA SATURACIÓN IRREDUCIBLE DE AGUA

DE LA FORMACIÓN OFICINA

Trabajo de Grado presentado ante la Ilustre Universidad del Zulia

para optar al Grado Académico de


Autor: Ing. Elías Raúl Acosta Duarte Tutor académico: Ing. Américo Perozo L., M.Sc.

Tutor industrial: Ing. Ernesto Rosales Z.


APROBACIÓN

Este jurado aprueba el Trabajo de Grado titulado MODELO PETROFÍSICO DE

YACIMIENTOS CON ALTA SATURACIÓN IRREDUCIBLE DE AGUA DE LA

FORMACIÓN OFICINA que Elías Raúl Acosta Duarte, C.I.: 11.655.808 presenta ante el

Consejo Técnico de la División de Postgrado de la Facultad de Ingeniería en cumplimiento del

Articulo 51, Parágrafo 51.6 de la Sección Segunda del Reglamento de Estudios para Graduados

de la Universidad del Zulia, como requisito para optar al Grado Académico de:


________________________

Coordinador del Jurado

Prof. Américo Perozo

C. I.: 2.880.248

________________________

Prof. Marcos Escobar

C. I.: 3.805.898

________________________

Prof. Eduardo Ríos

C. I.: 2.865.274

________________________

Directora de la División de Postgrado

Profa. Cateryna Aiello


RESUMEN

ACOSTA DUARTE, Elías Raúl. MODELO PETROFÍSICO DE YACIMIENTOS CON ALTA SATURACIÓN IRREDUCTIBLE DE AGUA DE LA FORMACIÓN OFICINA. Trabajo de Grado. La Universidad del Zulia. Facultad de Ingeniería. División de Postgrado. Maracaibo, Estado Zulia. Tutor académico: Ing. Américo Perozo, MSc. Tutor industrial: Ing. Ernesto Rosales Z.

RESUMEN

En la Cuenca Oriental de Venezuela existen yacimientos productores de hidrocarburos con resistividades muy bajas que presentan atractivos niveles de producción con muy bajo contenido de agua, que por interpretaciones erradas en algún momento fueron señaladas como arenas de agua o con alto contenido de ésta, situación que obligó a plantear la integración de información de perfiles de pozos, análisis de núcleos y/o muestras de pared, datos de producción para definir parámetros petrofísicos en yacimientos con alta saturación irreducible de agua, desarrollando un nuevo modelo interpretativo para caracterizar debidamente estos yacimientos y aumentar la producción de los campos maduros y nuevos del Distrito Social San Tomé. El estudio comenzó con la recopilación y validación de la información disponible en los campos: Chimire, Yopales Central, Trico, Boca y Budare; campos en los cuales se han probado arenas con la problemática planteada en este estudio. Para la selección definitiva de los yacimientos a estudiar se analizó una lista preliminar de 15 yacimientos, seleccionándose 9 por tener las mejores características para esta investigación: baja resistividad (alta saturación irreducible de agua) en algún pozo que produjo petróleo y espesores delgados. Los yacimientos estudiados son: D2U OM-354, E1 OM-304, E1 OM-386 y M1 NS-301 del Campo Chimire; K OM-204 y N2 OG-286 del Campo Trico; N1 YS-66 del Campo Yopales Central y R4U BDV-13 de Campo Budare. Luego se determinaron los parámetros petrofísicos, para luego definir los modelos. Posteriormente se establecieron los modelos de arcillosidad, porosidad, saturación de agua y permeabilidad; lográndose cuatro nuevos modelos de saturación de agua, denominadas Acosta & Rosales para la Formación Oficina e identificando la conveniencia del modelo de Smit para la permeabilidad. Se logró integrar los resultados petrofísicos con la litología, sedimentología y producción, obteniéndose finalmente un modelo integrado para los yacimientos analizados. Palabras Clave: modelo petrofísico, saturación irreducible de agua, baja resistividad Dirección electrónica del autor: [email protected] / [email protected]

Ing. Elías Raúl Acosta Duarte Modelo Petrofísico de Yacimientos con Alta Saturación Irreducible de Agua de la Formación Oficina

ABSTRACT

ACOSTA DUARTE, Elías Raúl. PETROPHYISICAL MODEL FOR HIGH IRREDUCIBLE WATER SATURATION RESERVOIRS IN OFICINA FORMATION. Grade Thesis. La Universidad del Zulia. Engineering Faculty. Postdegree Division. Maracaibo, Zulia State. Academic tutor: Eng. Américo Perozo, MSc. Industrial tutor: Eng. Ernesto Rosales

ABSTRACT

In the Eastern Basin of Venezuela we can find reservoirs producing hydrocarbons with very low resistivities that presents atractive production levels with low water content, that for mistaken interpretations in some moment were indicated as water sands or with high contained of this one, situation that forced to raise the integration of information of well logs, core samples analysis and sidewalls samples, production data to define petrophysicals parameters in high irreducible water saturation reservoirs, developing a new interpretive model to characterize due these reservoirs and to increase the production of the mature and new fields of the Social District San Tomé. The study began with the summary and validation of the available information in the fields: Chimire, Yopales Central, Trico, Boca and Budare; fields in which sands have been tried by the problematics raised in this study. For the definitive selection of the reservoirs to be studied there was analyzed a preliminary list of 15 reservoirs, being 9 selected for having the best characteristics for this investigation: low resistivities (high irreducible water saturation) in some well that produced oil and thin thicknesses. The reservoirs studied are: D2U OM-354, E1 OM-304, E1 OM-386 and M1 NS-301 of the Chimire Field; K OM-204 and N2 OG-286 of the Trico Field; N1 YS-66 of the Yopales Central Field and R4U BDV-13 of Budare Field. Then petrophysicals parameters were determined, to define the models. Later volumen of shale, porosity, water saturation and permeability models were established; being achieved four new water saturation models, named Acosta & Rosales for the Oficina Formation and identifying the convenience of the Smit model for permeability. The integration of the results was achieved, petrophysics with the litology, sedimentology and production, being obtained finally an integrated model for the analyzed reservoirs. Key words: petrophysical model, irreducible water saturation, low resistivity Author’s e-mail: [email protected] / [email protected]


DEDICATORIA

DEDICATORIA

A Dios todopoderoso, por darme la oportunidad de vivir y compartir con las personas que son importante

para mi.

A la Virgen Chiquinquirá, por darme fuerza espiritual en los momentos difíciles en Maracaibo. Espero que

Dios me permita cumplir la promesa que le hice.

A mi abuela Marina, que Dios la tenga en su gloria, por haber sido una persona muy importante en

nuestras vidas. Siempre te recordamos con mucho cariño.


VI

AGRADECIMIENTO

AGRADECIMIENTO

A mis abuelos Raúl, Elías y Alicia, por el apoyo económico y el estímulo ofrecido a este proyecto.

A mis padres Sobella y Elías, a mis hermanos Arnold, Sobella Janet y Cristina, por el apoyo que siempre

me han brindado para que logre mis metas.

A mi esposa Bexsabeth, por tenerme paciencia, por brindarme tu cariño y por tu colaboración como

ingeniero.

A mis suegros Mildred y José Manuel, y a Yomaira, por el estímulo ofrecido y por estar siempre

dispuestos a colaborar.

A mi tía Inés y mis primos en Caracas, por apoyarme y recibirme siembre con mucho cariño.

A Fundayacucho, por otorgarme el crédito que permitió el desarrollo de este proyecto educativo.

A la profesora Caterina Aiello, coordinadora de la secretaria docente del Postgrado de Ingeniería de

L.U.Z., por su colaboración para lograr mi ingreso al Programa de Maestría.

Al ingeniero Ernesto Rosales (tutor industrial), por involucrarse tanto en el desarrollo de este trabajo de

postgrado. Sus consejos como profesional y como amigo siempre serán bienvenidos.

Al ingeniero Américo Perozo (tutor académico), por transmitirme parte de sus experiencias y

conocimientos que fueron de gran importancia en el desarrollo de este trabajo.

A la nueva PDVSA, Distrito Social San Tomé, por brindarme la oportunidad de realizar este trabajo,

especialmente a los ingenieros Jesús Álvarez y Erwin Hernández.

A los ingenieros Carlos Ortega, Jesús Medina, técnico Erluis López (mi compadre), y demás personal de

la U. Y. Liviano, por siempre estar dispuestos a colaborar en el desarrollo de este trabajo.

Al personal de Sigemap – Liviano dirigido por Joaquín Caraballo, por facilitar la utilización de parte de su

espacio físico y por su colaboración en la edición e impresión de mapas.


VII

AGRADECIMIENTO

A la familia Vivas Ferrer, en Maracaibo, por adoptarme como uno más de su familia y por sus consejos en

los momentos difíciles.

Al ingeniero Luís Torres, por ser uno de mis mejores amigos y por ayudarme en los trámites del proyecto

y defensa del trabajo de postgrado.

A mis panas Julio Muñoz y Juan Melendez por su ayuda y estimulo en los momentos críticos.

A las amistades de siempre y a las nuevas, por el apoyo y estimulo recibido durante esta etapa de mi vida.

A todos gracias.


VIII

TABLA DE CONTENIDO

TABLA DE CONTENIDO

Página

RESUMEN ……………………………………………………………………………………….. IV

ABSTRACT ……………………………………………………………………………................ V

DEDICATORIA …………………………………………………………………………………. VI

AGRADECIMIENTO …………………………………………………………………................. VII

TABLA DE CONTENIDO ………………………………………………………………………. IX

LISTA DE TABLAS ………………………………………………………….………………….. XI

LISTA DE FIGURAS ……………………………………………………………………………. XII

CAPITULO

I INTRODUCCIÓN 1

Planteamiento del problema .…………………………………………… 2

Justificación y delimitación de la investigación ………………………….. 2

Objetivo general de la investigación …………………………………… 3

Objetivos específicos de la investigación ………………………………… 3

Ubicación geográfica y geológica ……………………………………… 4

Estudios Previos ………………………………………………………….. 6

II FUNDAMENTOS TEÓRICOS 7

Evaluación petrofísica ...……………………………………………….…. 8

Arcillosidad de la formación …………………………...………………… 9

Porosidad ………………..………………………………………………... 14

Permeabilidad …………………………………………………………….. 19

Petrofacies ……………...………………………………………………… 25

Presión capilar ……………………………...…………………………….. 32

Propiedades eléctricas de las rocas ……………………………………….. 38

Agua de formación ……………………………………………………….. 39

Saturación de fluidos ……………………………………………………... 41

Sincronización de la interpretación de perfiles con las pruebas de

producción…………………………………………………………………

50

III METODOLOGÍA APLICADA 52

Tipo de investigación …………………………………………………….. 53

Descripción de la metodología aplicada ………………………………….. 53


IX

TABLA DE CONTENIDO

IV ANÁLISIS DE RESULTADOS 64

Recopilación y validación de la información …………………………….. 65

Determinación de parámetros petrofísicos ……………………………….. 67

Determinación del tipo de roca …………………………………………… 71

Establecimiento de modelos petrofísicos ………………………………… 75

Sincronización con historia de producción………………………………... 86

Integración con modelo sedimentológico ………………………………… 87

Parámetros de corte……………………………………………………….. 91

Modelo Petrofísico Integrado……………………………………………... 93

V CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES 95

Conclusiones 96

Recomendaciones 97

BIBLIOGRAFÍA 99

Bibliografía Citada 100

Bibliografía Consultada 101

APÉNDICES 103

A TABLAS

B FIGURAS

ANEXOS

1 YACIMIENTO M1 NS-301, MAPA ISOPACO - ESTRUCTURAL

2 YACIMIENTO D2U OM-354, MAPA ISOPACO - ESTRUCTURAL

3 YACIMIENTO N1 YS-66, MAPA ISOPACO - ESTRUCTURAL

4 YACIMIENTO R4U BDV-13, MAPA ISOPACO - ESTRUCTURAL

5 YACIMIENTO P2 SG-103, MAPA ISOPACO - ESTRUCTURAL

6 YACIMIENTO K OM-204, MAPA ISOPACO - ESTRUCTURAL

7 YACIMIENTO N2 OG-286, MAPA ISOPACO - ESTRUCTURAL

8 YACIMIENTO E1 OM-307 Y E1 OM-386, MAPA ISOPACO –

ESTRUCTURAL

9 SIMBOLOGÍA UTILIZADA EN LOS MAPAS ISOPACO –

ESTRUCTURALES

10 CONTINUACIÓN SIMBOLOGÍA UTILIZADA EN LOS MAPAS

ISOPACO – ESTRUCTURALES


X

LISTA DE TABLAS

LISTA DE TABLAS

Tabla Página

1 Yacimientos analizados con pozos de baja resistividad………………………………... 3

2 Influencia de los tipos de arcilla en las propiedades utilizadas para la evaluación de

formaciones arcillosas ………………………………………………………………….

10

3 Clasificación de la arcillosidad ………………………………………………….…….. 14

4 Tipo de empaque de los granos de arena …...…………………….…………………… 16

5 Clasificación cualitativa de la φe…..……………..………………………...…….…….. 17

6 Clasificación de las petrofacies según Coalson, Hartmann y Thomas ………….…….. 28

7 Tipo de ambiente según la salinidad………………………………….……………….. 40

8 Valores empíricos para a y m ………………………………………………………….. 59

9 Información de perfiles de pozos …………………………..………………………….. 65

10 Información de análisis de núcleos y agua de formación……………………………… 66

11 Clasificación de los pozos según información encontrada ……………………………. 66

12 Valores de Rt………………………………………………......……………………….. 67

13 Valores de RW.………………………………...……………………………………….. 68

14 Valores de a y m obtenidos ………………………………………….………………... 70

15 Comparación del tipo de roca obtenidos de núcleos y perfiles ………………….……. 73

16 Valores más importantes de las curvas de kr y PC (roca mesoporosa) ….……………... 74

17 Valores más importantes de las curvas de kr y PC (roca macroporosa)………………… 75

18 Comparación entre Vsh obtenida de núcleos y de perfiles ……………………………. 76

19 Modelo de Vsh y valores obtenidos distribuidos por tipo de roca ……………………... 76

20 φe distribuidas por tipo de rocas………………………………………………………... 78

21 Modelo de SW y valores obtenidos distribuidos por tipo de roca………………………. 80

22 SW promedio para cada par de valores empíricos…………………………………….... 81

23 SWirr promedio distribuido por tipo de roca…………………………………………….. 81

24 Estimación de NAL y CAPO…………………………………………………………... 84

25 Modelo de k y valores obtenidos por yacimiento……………………….……………... 85

26 Resumen de parámetros utilizados para sincronizar la respuestas de los perfiles con

las pruebas de producción……………………………………………………………… 86

27 Resumen de parámetros de corte.……………………………………………………… 93

28 Valores de a y m propuestos…………………………………………………………… 94

29 Modelos de SW recomendados para cada tipo de ambiente……………………………. 94


XI

LISTA DE FIGURAS

LISTA DE FIGURAS

Figura Página

1 Ubicación de la Cuenca Oriental de Venezuela …...…………………………...…….. 4

2 Columna estratigráfica del Área Mayor de Oficina …………………………...….….. 5

3 Formas esquemáticas de la distribución de las arcillas ……………………..………... 11

4 Permeabilidades relativas en función de la saturación de agua……………………….. 21

5 Gráfico cruzado φ – k...…………………..……………………………………….…... 27

6 Gráfico de PC sistema aire-mercurio……………..……………………………….…... 28

7 Gráfico de saturación incremental de mercurio ….……………………………….…... 30

8 Gráfico de ápices ……………………………………………………………………... 31

9 Gráfico uno a uno …………………………………………………………………….. 31

10 Ascenso de agua en un capilar ……………………………………………………….. 32

11 Determinación del ángulo de contacto ……………………………………………….. 33

12 Tres condiciones de humectabilidad para dos fases A y B, y un sólido S ……….…... 34

13 Representación de las fuerzas interfaciales que actúan en el contacto de dos fases A

y B con un sólido ……………………………………………………………………...

35

14 Curva de PC……………………………...…………………………………………….. 37

15 Relación de RO en función de la RW.……………………………………………….…. 44

16 Relación del F con la φ y k……………………………………………………….…... 44

17 Método de las Montañas Rocosas para saturación de agua…………………………… 50

18 Gráfico de interpretación de Derrick Floor…………………………………………… 51

19 Flujograma de la metodología aplicada………………………………………………. 54

20 Flujograma para el cálculo de RW por medio de perfiles……………………………... 57

21 Histograma de densidad del grano ……………………………………………….…... 58

22 F en función de la φ…………………………………………….……………………... 58

23 Flujograma para la determinación de a y m…………………………………………... 59

24 Índice de resistividad en función de la saturación de la salmuera ……………………. 60

25 Identificación del tipo de roca ………………………………………………………... 60

26 Flujograma para la determinación del modelo de arcillosidad………………………... 61

27 Yacimiento M1 NS-301, Histograma de ρma de análisis de núcleo………………….. 68

28 Yacimiento N1 YS-66, Histograma de ρma de análisis de núcleo………………….... 69

29 Yacimiento M1 NS-301, Factor de formación en función de la porosidad obtenidos

de análisis de núcleos ………………………………………………………………… 69


XII

LISTA DE FIGURAS

30 Yacimiento P2 SG-103, Factor de formación en función de la porosidad obtenidos de

análisis de núcleos …………………………………………………………………….

70

31 Yacimiento P2 SG-103, Índice de resistividad en función de la saturación de

salmuera obtenidos de análisis de núcleos ……………………………………………

71

32 Yacimiento M1 NS-301, Histograma de frecuencia de tipo de roca partir de análisis

de núcleos ……………………………………………………………………………..

72

33 Yacimiento N1 YS-66, Histograma de frecuencia de tipo de roca partir de análisis de

núcleos ………………………………………………………………………………...

72

34 Yacimiento P2 SG-103, Histograma de frecuencia de tipo de roca partir de análisis

de núcleos ……………………………………………………………………………..

72

35 Yacimiento M1 NS-301, Curvas de kr para rocas mesoporosas y

macroporosas…………………………………………………………………………..

73

36 Yacimiento M1 NS-301, Curvas de PC para cada tipo de roca…………………...…... 74

37 Yacimiento M1 NS-301, Pozo OM-327, Comparación entre Vsh de análisis de

núcleos y de perfiles………………………………………………………………..

75

38 Yacimiento M1 NS-301, Comparación entre φ de análisis de núcleo y de

perfiles…………………………………………………………………………………

77

39 Yacimiento P2 SG-103, Comparación entre φ de análisis de núcleo y de

perfiles…………………………………………………………………………………

78

40 Yacimiento M1 NS-301, Comparación de frecuencia acumulada entre los modelos

de saturación de agua………………………………………………………………….. 80

41 Yacimiento M1 NS-301, SW contra Rt por tipo de roca………………………………. 81

42 Yacimiento M1 NS-301, Comparación de la SW determinada por PC y perfiles para

rocas mesoporosas y macroporosas.…………………………………………………...

82

43 Representación de la distribución de alturas según el radio del capilar………………. 82

44 Yacimiento N1 YS-66, Mapa isopaco-estructural……………………………….……. 83

45 Yacimiento K OM-204, Mapa isopaco-estructural…………………………………… 83

46 Yacimiento K OM-204, Mapa isopaco-estructural actualizado.……………………… 84

47 Yacimiento M1 NS-301, Comparación de k de perfil con los de núcleos……………. 85

48 Yacimiento N1 YS-66, Sincronización de las respuestas de los perfiles con las

pruebas de producción…………………………………………………………………

86

49 Yacimiento M1 NS-301, Mapa de ambiente sedimentario…………………………… 87

50 Pozo CHV-28, Electrofacies arena M1……………………………………………….. 88

51 Pozo CHV-98, Electrofacies arena M1……………………………………………….. 88


XIII

LISTA DE FIGURAS

52 Pozo OM-303, Electrofacies arena M1……………………………………………….. 88

53 Yacimiento D2U OM-354. Mapa de ambiente sedimentario…………………………. 89

54 Pozos NS-303 y NS-310, Electrofacies arena D2U…………………………………... 89

55 Yacimiento R4U BDV-13, Mapa de ambiente sedimentario…………………………. 90

56 Pozo BDV-13, Electrofacies arena R4U…………………………….…………….….. 90

57 Pozo BDV-21, Electrofacies arena R4U…………………………………………..….. 90

58 Yacimiento M1 NS-301, Vsh en función de la Rt………………………………..……. 91

59 Yacimiento M1 NS-301, φe en función del Vsh……………………………………...... 92

60 Yacimiento M1 NS-301, k en función de la φe ……………………………...………... 92


XIV

CAPÍTULO I INTRODUCCIÓN

CAPÍTULO I.- INTRODUCCIÓN

1.1- Planteamiento del problema

En la Cuenca Oriental de Venezuela existen yacimientos productores de hidrocarburos con

resistividades muy bajas que presentan atractivos niveles de producción con muy bajo contenido de agua,

que por interpretaciones erradas en algún momento fueron señaladas como arenas de agua o con alto

contenido de ésta, situación que obliga al establecimiento de un modelo petrofísico adecuado para revaluar

la potencialidad de estos yacimientos, lo cual se hace perentorio dado el alto índice de oportunidades que

presentan las áreas bajo la responsabilidad gerencial de la Unidad Yacimiento Liviano del Distrito Social

San Tomé.

En el modelo petrofísico construido se integraron varias competencias al nivel de ingeniería de

yacimientos, geología, producción, perforación, sedimentología, núcleos laterales y convencionales,

propiedades de la roca y de los fluidos del yacimiento, entre las más importantes.

1.2.- Justificación y delimitación de la investigación

La definición de un modelo petrofísico para yacimientos con alta saturación irreducible de agua

facilitará a los ingenieros y geólogos del Área Mayor de Oficina, la revaluación de éstas formaciones,

brindando de esta manera información más precisa para revisar y/o establecer estrategias de explotación a

corto y mediano plazo, y así aumentar el potencial de producción del Área.

El estudio abarcó la formación geológica Oficina, perteneciente al Área Mayor de Oficina y bajo

la responsabilidad gerencial del Distrito Social San Tomé de PDVSA, ubicado al sur del Estado

Anzoátegui.

Para la realización del estudio se utilizó la información disponible proveniente de los principales

campos del Área Mayor de Oficina, entre los cuales se tiene: Chimire, Trico, Yopales Central, Boca, y

Budare; campos en los cuales se han probado arenas con la problemática planteada en este estudio.

De una lista preliminar de 15 yacimientos se seleccionaron 9 que tienen las características para

esta investigación: baja resistividad (alta saturación irreducible de agua) en algún pozo probado petróleo y

espesores delgados. Estos son:


2

CAPÍTULO I INTRODUCCIÓN

Tabla 1.- Yacimientos con pozos de baja resistividad analizados. Yacimiento Campo Pozo con baja resistividad

D2U OM-354 Chimire OM-311

E1 OM-304 Chimire OM-323

E1 OM-386 Chimire OM-386

K OM-204 Trico OM-202

M1 NS-301 Chimire NS-301

N1 YS-66 Yopales Central YS-66

N2 OG-286 Trico OM-264

P2 SG-103 Boca SG-103

R4U BDV-13 Budare BDV-13

1.3.- Objetivo general de la investigación

Integrar información de perfiles de pozos, análisis de núcleos y/o muestras de pared, datos de

producción para definir parámetros petrofísicos en yacimientos con alta saturación irreducible de agua,

desarrollando un nuevo modelo interpretativo para caracterizar debidamente estos yacimientos y aumentar

la producción de los campos maduros y nuevos del Distrito Social San Tomé.

1.4.- Objetivos específicos de la investigación

• Definir parámetros petrofísicos tales como: resistividad del agua de formación (RW), densidad de

la matriz de formación (ρma), coeficiente de tortuosidad (a), exponente de cementación (m) y

exponente de saturación (n).

• Caracterizar tipo de ambiente sedimentario identificando tipos de rocas, rangos de porosidad,

permeabilidad, curva de presión capilar, permeabilidades relativas, entre otras.

• Integrar petrofacies (tipo de rocas) con litofacies

• Definir parámetros de corte para cada propiedad petrofísica determinada.

• Establecer el modelo petrofísico integrado


3

CAPÍTULO I INTRODUCCIÓN 1.5.-Ubicación geográfica y geológica (4)

El área de estudio se encuentra en el Área Mayor de Oficina perteneciente a la cuenca Oriental de

Venezuela, ubicada al Sur de la Cordillera de la Costa y de la Serranía del Interior, hasta el Escudo de

Guayana, hacia el Este se extiende hacia la plataforma continental del Atlántico y al Oeste hasta el Arco

de El Baúl (Figura 1). La Cuenca de Oriente es la segunda cuenca petrolífera más importante de

Venezuela. Comprende la Subcuenca de Maturín al Este y la de Guárico al Oeste.

El Área Mayor de Oficina se localiza en el flanco Sur de la Subcuenca de Maturín, tiene

aproximadamente 120 Km de largo y 60 Km de ancho. Incluye un gran número de campos petrolíferos,

entre los cuales se encuentra Campo Oficina que es el más antiguo de la región. El estilo estructural del

Área Mayor de Oficina es de fallamiento en bloques extensionales con rumbo preferencial paralelo a la

falla El Pilar. El buzamiento regional es de 2 a 4° hacia el Norte y aumenta gradualmente hacia el eje de la

cuenca.

Figura 1.- Ubicación de la Cuenca Oriental de Venezuela.

Todos los yacimientos comerciales de petróleo y gas en el Área Mayor de Oficina están en

areniscas de las formaciones Oficina y Merecure (Figura 2), aunque se han encontrado indicios de

petróleo en el Grupo Temblador del Cretáceo, infrayacente. Las arenas van de poco consolidadas a muy

consolidadas y son de grano muy fino a medio. La extensión lateral de canales de las arenas también es

variable, desde considerable hasta en forma de canales angostos. La porosidad varía de 10 a 30%, la

permeabilidad oscila entre 50 y 1000 md. La gravedad API está distribuida al azar en los numerosos

campos, la gama va desde crudos muy pesados hasta los más livianos.


4

CAPÍTULO I INTRODUCCIÓN 1.5.1.- Formación Oficina

La formación Oficina esta ubicada geológicamente en el Mioceno Inferior a Medio del Terciario

(Figura 2). Se presenta en el subsuelo de todo el flanco sur de la Cuenca Oriental de Venezuela, en los

Estados Anzoátegui y Monagas y consisten de una alternancia de arenas y lutitas con intercalaciones de

horizontes ligníticos. Los cuerpos de arenas son lenticulares, pero son correlacionables por distancias

considerables. Los horizontes ligníticos son de amplia extensión, siendo más conspicuos en el Area Mayor

de Oficina. El contacto de Oficina con la formación Merecure, infrayacente se considera concordante. El

superior con la formación Freites es también concordante. El ambiente deposicional se considera fluvial a

deltáico a marino, donde son comunes las arenas lenticulares y los rellenos de canales. La formación

Oficina se hace de mayor espesor y menos arenosa, por lo general hacia el Norte en las áreas de Oficina y

Anaco.

Figura 2.- Columna estratigráfica del Área Mayor de Oficina


5

CAPÍTULO I INTRODUCCIÓN 1.6.- Estudios Previos

Existen varios estudios convencionales de yacimientos, informes técnicos y trabajos de grado

realizados en los yacimientos identificados como de alta saturación irreducible de agua. A continuación

mencionaremos algunos de ellos y su utilidad para la presente investigación:

• Oronoz González, Yvette Y. (1999) Caracterización Petrofísica utilizando Datos de Análisis de

Núcleo de los Campo Chimire, Guara, Boca, Nipa – Cuenca Oriental de Venezuela. Trabajo de Grado.

Escuela de Ciencias de la Tierra. Universidad de Oriente. Ciudad Bolívar, Venezuela.

Se utilizó el inventario de análisis de núcleos de los campos Chimire y Boca reseñados en este

estudio y los resultados de los parámetros petrofísicos obtenidos como referencia para la comparación.

• Andrade, Selene M. (2001) Reinterpretación Geológica y Estudio de Factibilidad de los Proyectos de

Recuperación Secundaria mediante la Inyección de Agua y Gas en las Arenas R1L y D2U;

yacimientos OG-202 y OM-354, Campos Oficina Central y Chimire respectivamente, de la Cuenca

Oriental de Venezuela. Trabajo de Grado. Escuela de Ciencias de la Tierra. Universidad de Oriente.

Ciudad Bolívar, Venezuela.

• Lara D., Manuel (2001) Análisis del Comportamiento de Producción luego de la Implantación de los

Proyectos de Recuperación Secundaria en los yacimientos OM-354 Arena D2U y OG-202 Arena R1L

de los Campos Chimire y Oficina Central. Trabajo de Grado. Escuela de Ingeniería y Ciencias

Aplicada. Departamento de Petróleo. Universidad de Oriente. Puerto La Cruz, Venezuela.

De los trabajos de Andrade y Lara se utilizó el mapa de ambiente sedimentario que sirvió para la

comparación con la petrofísica obtenida en el presente estudio.

Otros estudio realizados en otras áreas, pero que fueron muy útiles son:

• Contreras Kurzboeck, Fernando J. (1997) Evaluación Petrofísica de Areniscas Delgadas Arcillosas

de la Formación La Rosa, Área Piloto del Bloque I, Lago de Maracaibo. Trabajo de Grado. Escuela de

Ingeniería y Ciencias Aplicada. Departamento de Petróleo. Universidad de Oriente. Puerto La Cruz,

Venezuela.

Considerando que la mayoría de los yacimientos estudiados son delgados y arcillosos, se utilizó

parte de la metodología de este trabajo de grado.

• Dutton, Shirley P., Asquith, George B., Flanders, William A., and Guzmán, José I. (????) New

Techniques for Using Old Geophysical Logs in Reservoir Characterization: Examples from Bell

Canyon Sandsotnes, Ford Geraldine and East Ford Units, Delaware Basin, Texas. U.S. Department of

Energy´s National Petroleum Technology Office. U.S.A.

Gran parte de la metodología aplicada en este estudio fue utilizada al momento de interpretar los

perfiles antiguos de los pozos en estudio.


6

CAPÍTULO II FUNDAMENTO TEÓRICO

CAPITULO II.- FUNDAMENTO TEÓRICO 2.1.- Evaluación petrofísica (16)

Se define petrofísica como la especialidad a través de la cual se caracterizan las propiedades

físicas de las rocas, la cual consiste en: la definición, medición y predicción de dichas propiedades,

mediante la integración del entorno geológico, perfiles de pozos, análisis de muestras de roca y sus fluidos

e historias de producción. La integración de la caracterización con otras disciplinas permite estimar las

posibilidades de producción y generar mejores modelos de yacimientos.

Datos utilizados para la caracterización petrofísica:

• Muestras y análisis de rocas

o Núcleos

o Muestras de Pared

o Muestras de Canal

o Afloramientos

• Perfiles de pozos

o Hoyo Abierto

o Hoyo Revestido

• Datos geológicos

o Límites de Yacimientos

o Modelo Estratigráfico

o Modelo Sedimentológico

• Datos de producción

o Historias

o Presiones

o Pruebas

Entre las propiedades más importantes a definir en una evaluación petrofísica se tiene: la

arcillosidad de la formación, porosidad, permeabilidad, presión capilar, saturación de los fluidos y

petrofacies.


8


2.2.- Arcillosidad de la formación (7)

La arcillosidad en una formación puede ser representada como el contenido de mineral arcilloso

y/o lutita que se encuentra en la misma. Desde el punto de vista geológico existe una clara distinción entre

los términos arcilla y lutita; a pesar de ello, en la evaluación de perfiles ambos términos se usan

indistintamente para denominar la fracción de la roca ocupada por estos sedimentos, sin hacer una

distinción entre ellos. Petrológicamente, como arcilla se definen los silicatos complejos hidratados de

alúmina, sin consolidar, cuyo tamaño medio de grano se encuentra en el rango comprendido entre 1/16

mm y 1/256 mm. A diferencia, se conoce como lutita a las rocas sedimentarias compactadas y

consolidadas cuyo tamaño medio de grano corresponde a la arcilla, compuesta, además, de los minerales

de arcilla nombrados anteriormente, por otra variedad de minerales de grano muy fino, como cuarzo,

óxidos de hierro, micrita y materia orgánica.

2.2.1.- Clasificación de las arcillas Las arcillas se pueden clasificar según su origen, composición mineralógica y la distribución. A

continuación se describen cada clasificación.

2.2.1.1.- Según su origen • Detrítica: son aquellas que se depositaron en el momento de la formación o depositación del estrato en

ambientes sedimentarios apropiados.

• Autigénica: son aquellas originadas por diagénesis, como producto de precipitación de soluciones

acuosas o por recristalización de ciertos minerales inestables, después de la depositación de la arena.

2.2.1.2.- Según la composición mineralógica • Esmectita.

• Ilita.

• Caolinita.

• Clorita.


9


En la Tabla 2, pueden observarse y compararse las propiedades más importantes de estos tipos de

arcillas para la evaluación de formaciones. El CEC corresponde a la capacidad de intercambio catiónico

de las arcillas. El φCNL es la propiedad que el registro neutrónico (CNL) leería teóricamente en una

formación con 100% de arcilla seca. La ρprom representa las densidades promedios de la arcilla seca. %K,

%U y %Th muestran las concentraciones promedios de los componentes naturalmente radioactivos en las

arcillas, el Potasio, el Uranio y el Torio respectivamente. Tabla 2.- Influencia de los tipos de arcilla en las propiedades utilizadas para la

evaluación de formaciones arcillosas. Motmorillonita Ilita Clorita Caolinita

CEC (meq/gr) 0.8 - 1.5 0.1 - 0.4 0 - 0.1 0.03 - 0.06∅CNL 0.24 0.24 0.51 0.36

ρProm (gr/cc) 2.45 2.65 2.8 2.65Constutiyentes menores Ca, Mg,Fe K, Mg,Fe,Ti Mg, Fe -

K (%) 0.16 4.5 - 0.42U (%) 2 - 5 1.5 - 1.5 - 3Th (%) 14 - 24 < 2 - 6 -19

2.2.1.3.- Según la distribución • Laminar: poseen forma de láminas, entre las cuales existen capas de arena. Este tipo de arcilla no

afecta la porosidad o la permeabilidad de las capas arenosas. Sin embargo, cuando la cantidad de

arcilla laminar aumenta, el volumen del medio poroso decrece, por lo que se reduce

proporcionalmente el espesor neto efectivo del reservorio.

• Estructural: este tipo de arcilla existe bajo la forma de granos, fragmentos o nódulos en la matriz de la

formación. Se considera que tiene propiedades similares a la arcilla laminar y a las arcillas masivas

cercanas. Conceptualmente, no afecta ni a la porosidad ni a la permeabilidad de la roca.

• Dispersa: es aquella que se encuentra disperso en la arena, llenando parcialmente los intersticios

intergranulares. Este material disperso, puede encontrarse en acumulaciones que se adhieren o cubren

los granos de la arena, o bien, llenando parcialmente los canales más pequeños de los poros (garganta

poral). Las arcillas dispersas en los poros reducen notablemente tanto la porosidad como la

permeabilidad de la formación.

La Figura 3 muestra los tipos de arcilla considerándose la distribución de sus granos.


10


Figura 3.- Formas esquemáticas de la distribución de las arcillas.

2.2.2.- Importancia de la determinación de la arcillosidad

La presencia de arcillosidad en la roca-yacimiento es un factor altamente perturbador en la

evaluación de formaciones, dado que complica la estimación del volumen de hidrocarburos en sitio y

afecta la habilidad del yacimiento de producir tales hidrocarburos. La mayoría de las formaciones

contienen un porcentaje de arcillas y/o de lutita, y sus efectos principales son los de disminuir la porosidad

efectiva y la permeabilidad, a menudo significativamente, además de alterar la saturación de los fluidos

determinada a partir de la ecuación de Archie.

La arcilla, como se mencionó antes, esta constituida por partículas extremadamente finas que

poseen un área superficial grande, por lo que pueden captar de manera muy efectiva grandes cantidades de

agua que no fluyen en el medio poroso. Esta agua intersticial contribuye a la conductividad eléctrica de la

arena, pero no a su conductividad hidráulica, dado que no puede ser desplazada por los hidrocarburos.

Las partículas de arcilla tienen una estructura de plaquetas estratificadas cristalinas muy delgadas,

que están sobrepuestas una encima de la otra, con pequeños espaciamientos entre ellas. Estas partículas,

por ser extremadamente pequeñas, alrededor de 2 micrones en su máxima dimensión, pueden asentarse

entre los granos de arena, disminuyendo de esta forma el espacio disponible para el almacenamiento de

hidrocarburos. Además de esto, la capa de agua superficial de la partícula de arcilla puede presentar un

volumen muy significativo de porosidad. Sin embargo, dicha porosidad no debe considerarse como

indicativo de la existencia de un yacimiento potencial de hidrocarburos, dado que una formación arcillosa

puede poseer una alta porosidad total y sin embargo, tiene una baja porosidad efectiva.


11


Un alto porcentaje de arcilla en la formación puede disminuir drásticamente su permeabilidad; sin

embargo, una cantidad modesta, si está diseminada por los poros, puede ser beneficiosa al atrapar agua

intersticial y permitir una producción comercial de las zonas que presenta una alta saturación de agua (Sw),

sobre todo cuando está presente la Ilita, la cual forma con el agua una solución coloidal que afecta

drásticamente la resistividad.

Una formación arcillosa con hidrocarburos puede exhibir una resistividad similar a la de una

formación de arena limpia con un acuífero cercano, o con una lutita adyacente, por lo que arenas arcillosas

prospectivas pueden ser difíciles de distinguir en los perfiles de resistividad y, aún si pueden ser

localizadas, la omisión de la arcillosidad en el cálculo de las saturaciones de los fluidos puede dar

saturaciones de agua muy pesimistas.

2.2.3.- Determinación de la arcillosidad de la formación Se puede determinar por métodos directos o indirectos, como se explica en las líneas siguientes: 2.2.3.1.- Métodos directos • Difracción de Rayos X: es un método complementario al método de las secciones finas, que permite

identificar y cuantificar la presencia de arcillas en la muestra analizada. Representa un ensayo

destructivo, dado que la muestra tiene que ser finamente pulverizada para separar las arcillas del

cuarzo y ser sometidas a los Rayos X. El patrón de difracción es único para cada tipo de cristal, y su

análisis determina el tipo y cantidad de arcilla presente en la formación.

• Microscopía electrónica de barrido: mediante un proceso de bombardeo electrónico las muestras

producen una emisión secundaria de electrones, lo que permite su observación bajo magnificaciones

de hasta 4000x. Esto permite tener la morfología y distribución de las arcillas que recubren y llenan

los espacios porales. Es posible también observar la microporosidad de las arcillas, responsable por la

adsorción de agua (bound water) que afecta la interpretación a partir de perfiles.

2.2.3.2.- Métodos indirectos

El volumen de arcillosidad puede también estimarse mediante la utilización de las correlaciones

empíricas publicadas en la literatura, una vez determinado el indicador de arcillosidad a partir de

cualquiera de los siguientes registros de pozo, rayos gamma, potencial espontáneo, resistividad, densidad,

neutrón, sónico.


12


2.2.3.2.1.- Cálculo del índice de arcillosidad

A través del registro de rayos gamma se puede determinar el índice de arcillosidad. Este es el

método más confiable, por ello es el más utilizado:

minmax

minlGR GRGR

GRGRIsh

−−

=

(1)

donde: GRl = valor de rayos gamma en la zona a evaluar (UAPI), GRmin = rayos gamma de la arena más

limpia en el mismo intervalo geológico (UAPI), GRmax = rayos gamma de la zona de la lutita

representativa de la formación (UAPI).

2.2.3.2.2. - Cálculo del volumen de arcilla (3)

Para establecer el modelo a utilizar, se compara la porosidad obtenida de los análisis del núcleo

contra los valores de porosidad efectiva calculados con cada uno de los modelos de arcillosidad

seleccionados. El modelo que proporcione el mejor cotejo es el indicado para aplicar al resto de los pozos.

o Modelo Lineal:

shsh IV = (2)

o Modelo de Clavier:

( ) 21

27.0I38.37.1V shsh ⎥⎦⎤

⎢⎣⎡ +−−= (3)

o Modelo de Steiber:

sh

shsh I2

IV

−= (4)

sh

shsh I23

IV

×−= (5)

sh

shsh I34

IV

×−= (6)


13


o Modelo de Larionov:

31I22V

sh

)viejasrocas(sh−×

=−

(7)

17.32

1I7.32Vsh

)terciariasrocas(sh−

−×=− (8)

Donde: = volumen de arcilla (fracción), = índice de arcillosidad (fracción) shV shI

2.2.4.- Clasificación de las arenas según la arcillosidad (12)

Las arenas se puede clasificar según el porcentaje de arcillosidad presente en la formación:

Tabla 3.- Clasificación de la arcillosidad. Clasificación de la arena Vsh (%)

Limpia < 5 Ligeramente arcillosa 5 < Vsh < 15

Arcillosa 15 < Vsh < Vsh limite

Extremadamente arcillosa > Vsh limite

Vsh limite se refiere al volumen de arcilla por encima del cual se considera que la arena no es

comercialmente explotable. Este valor puede oscilar entre 40 y 60 % según el tipo de formación.

2.3.- Porosidad (1)

Es la medida del espacio intersticial, espacio existente entre grano y grano, y se define como la

relación entre el volumen poroso y el volumen total de la roca, entendiéndose por volumen poroso, al

volumen total menos el volumen de los granos o sólidos contenidos en dicha roca. La porosidad

representa la capacidad que tiene una roca de almacenar los fluidos, por lo que para que un yacimiento sea

comercialmente productivo debe tener una porosidad suficiente para almacenar un volumen apreciable de

hidrocarburos. Por tanto, la porosidad es un parámetro muy importante de las rocas reservorio.

2.3.1.- Clasificación de la porosidad La porosidad puede clasificarse de dos formas, según la comunicación de los poros y según el

origen el tiempo de deposición de las capas.


14


2.3.1.1.- Según la comunicación de los poros • Porosidad absoluta o total ( ): es la fracción del volumen total correspondiente al volumen total de

poros, estén o no interconectados.

tφ

• Porosidad efectiva ( ): es la fracción del volumen total correspondiente al volumen de poros

conectados entre si. Es la que se mide en la mayoría de los porosímetros y es en realidad la que

interesa para la estimación de petróleo y gas en sitio, dado que solo los volúmenes de hidrocarburos

almacenados en los poros interconectados, pueden ser extraídos parcialmente del yacimiento.

eφ

2.3.1.2.- Según su origen y tiempo de deposición de las capas • Porosidad primaria ( ): es aquella que se desarrolla u origina en el momento de la depositación del

estrato. Los poros formados en esta forma son espacios vacíos entre granos individuales de sedimento.

Este tipo de porosidad es propia de las rocas sedimentarias como las areniscas (detríticas o clásticas) y

calizas oolíticas (no-detríticas), formándose empaques del tipo cúbico u ortorrómbico.

pφ

• Porosidad secundaria o inducida ( sφ ): es aquella que se forma a posteriori, debido a un proceso

geológico subsecuente a la depositación del material del estrato o capa. Esta porosidad puede ser:

Porosidad en solución, formada por la disolución del material sólido soluble constitutivo de las

rocas.

Porosidad por fractura, originada en rocas sometidas a varias acciones de diastrofismo.

Porosidad por dolomitación, proceso mediante el cual las calizas se convierten en dolomitas, las

cuales presentan mayor porosidad.

2.3.2.- Factores que afectan la porosidad Hay cinco factores que afectan la porosidad, a continuación se describe cada uno de ellos:


15


2.3.2.1.- Tipo de empaque

Considerándose granos perfectamente esféricos y de igual diámetro, se tiene: Tabla 4.- Tipo de empaque de los granos de arena.

Tipo empaque Porosidad (%) Comentario

Cúbico 47,6

• arreglo de mínima compactación, por lo tanto máxima porosidad

• ejes entre las esferas forman entre si ángulos de 90°

Rómbico u ortorrómbico 39,54

• esferas se acomodan de manera que sus ejes formen ángulos entre sí de 60° en un plano y 90° en otro plano

Tetragonal (esferoidal) 30,19 • ejes de las esferas forman en todos los

sentidos ángulos entre sí de 60° Rombohedral (hexagonal) 26 • es el arreglo de máxima compactación

2.3.2.2.- Material cementante

El material cementante es el material que une los granos de la roca entre si. Este material ligante

puede ser transportado en solución cuando los sedimentos estaban ya depositados, otras veces es producto

de la disolución de los mismos sedimentos, o bien puede ocurrir que este material sea incluido

mecánicamente entre los poros de la roca.

Los materiales cementantes más comunes son el sílice, el carbonato de calcio y la arcilla. Del

material cementante depende la firmeza y compactación de la roca sedimentaria; por ello los estratos se

identifican como consolidados, poco consolidados y no consolidados.

2.3.2.3.- Geometría y distribución de los granos

La roca no es un sistema ideal con granos perfectamente esféricos y de igual diámetro; a

diferencia de los materiales naturales que están presentes en una arena poseen una gran variedad

características texturales y formas de distribución que ejercen una gran influencia en la porosidad de la

misma. Debido a esto, en la práctica los rangos de valores de porosidad comúnmente utilizados son los

siguientes:

• Areniscas: entre 10 y 40%.

• Calizas y Dolomitas: entre 5 y 25%.

• Lutitas: entre 20 y 45%.


16


2.3.2.4.- Presión de las capas suprayacentes y confinantes

El aumento de la presión o carga sedimentaria al incrementarse la profundidad de soterramiento

produce una compactación mecánica de la roca, generando una disminución del volumen del sedimento,

efecto que se visualiza en una disminución de su porosidad original.

2.3.2.5.- Presencia de partículas finas de arcillas (arcillosidad)

Dado que las partículas de arcilla poseen un tamaño de grano hasta 100 veces menor que el

tamaño de un grano promedio de arena, tienen cierta facilidad para depositarse en el espacio intersticial o

el espacio existente entre grano y grano de la roca, reduciendo de este modo el espacio disponible para el

almacenamiento de los hidrocarburos, lo cual puede traducirse en una disminución de la porosidad

efectiva (φe) de la misma. La influencia de este factor sobre la porosidad (φ) depende no solamente de la

cantidad de material arcilloso que se encuentre presente en la roca, sino también de la composición

mineralógica, origen, morfología y estructuras de los minerales de la arcilla.

En general se puede clasificar cualitativamente la φe según la tabla siguiente:

Tabla 5.- Clasificación cualitativa de la φe. Clasificación φ (%) Despreciable < 5

Baja 5 < φ < 10 Buena 10 < φ < 20

Excelente > 20 2.3.3.- Métodos para la determinación de la porosidad Igual que para la arcillosidad existen dos maneras de determinar la porosidad: 2.3.3.1.- Métodos directos

En la determinación de la porosidad en el laboratorio es necesario conocer o evaluar los dos

parámetros que la definen, el volumen total (Vt) y el volumen sólido (Vs) o el volumen poroso (Vp). Para

ello se usan muestras o núcleos obtenidos en los pozos, previamente tratados y preparados.


17


• Evaluación del volumen total (Vt)

Medida directa.

Picnómetro de mercurio.

Volúmetro de Russell.

Método gravimétrico

• Evaluación del volumen sólido (Vs)

Trituración de la muestra.

Densidad de los granos.

Método de inmersión.

Porosímetro de Stevens.

Cámara de presión (Ley de Boyle-Mariotte).

• Evaluación del volumen poroso (Vp)

Medición del volumen de aire contenido en los poros, mediante el porosímetro de E. Vellinger o

el porosímetro de Washburn Bunting.

Pesando un líquido que llene los poros o métodos de saturación.

Inyección de mercurio.

Porosímetro de expansión de Burean of Mines.

2.3.3.2.- Métodos indirectos

A pesar de no existir un registro que mida directamente la porosidad de una roca, los

investigadores han podido definir y utilizar diferentes métodos para calcular esta propiedad a partir de la

data proporcionada por algunos registros. Si las consideraciones sobre las cuales se basan dichos métodos

se cumplen, los resultados obtenidos son usualmente correctos. Sin embargo, aun cuando se consideren

todas las correcciones recomendadas en los cálculos, se recomienda validar y calibrar los valores de

porosidad resultantes del análisis de perfiles, comparándolos con los resultados obtenidos a través de los

análisis de núcleos, mediante la realización de una correlación núcleo – perfil. A continuación se muestra

las ecuaciones aplicadas para la determinación de la porosidad a través de perfiles.

• Registro Sónico:

( )⎥⎦

⎤⎢⎣

⎡−−

×−⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛−−

=φmatf

matshsh

matf

matcorr_S TT

TTV

TTTT

(9)

donde: = porosidad corregida en fracción, = tiempo de tránsito en la zona de interés (useg/pie),

= tiempo de tránsito en el fluido de perforación (useg/pie), = tiempo de tránsito en la roca matriz (useg/pie), = tiempo de tránsito en la Lutita vecina (useg/pie)

corr_Sφ T

fT matT

shT• Registro Neutrónico:

shshNcorr_N V φ×−φ=φ (10)

donde: = porosidad neutrón corregida (fracción), corr_Nφ Nφ = porosidad leída neutrón (fracción), =

volumen de arcilla (fracción), = porosidad lutita (fracción) shV

shφ


18


• Registro de Densidad:

( )( )

( )( ) ⎥

⎦

⎤⎢⎣

⎡−−

×−⎥⎦

⎤⎢⎣

⎡−

−=φ

fmat

shmatsh

fmat

leidamatcorr_D DD

DDV

DDDD

(11)

donde: = porosidad densidad corregida (fracción), = densidad de la matriz (gr/cc), =

densidad en la arena de interés (gr/cc), = densidad del fluido de perforación (gr/cc), = densidad de la lutita (gr/cc).

corr_Dφ matD leidaD

fD shD

Para combinar la porosidad del registro de densidad y neutrón se utiliza alguna de las siguientes:

Si corr_Dcorr_N φ>φ

2corr_Dcorr_N

e

φ+φ=φ (12)

donde: = porosidad efectiva (fracción), eφ corr_Nφ = porosidad neutrón corregida (fracción), corr_Dφ = porosidad densidad corregida (fracción).

Si corr_Dcorr_N φ<φ

( ) ( )2

2corr_D

2corr_N

e

φ+φ=φ (13)

donde: = porosidad efectiva (fracción), eφ corr_Nφ = porosidad neutrón corregida (fracción), corr_Dφ =

porosidad densidad corregida (fracción). 2.4.- Permeabilidad

La permeabilidad es una propiedad inherente a la roca, que proporciona una medida de la facilidad

con la cual los fluidos se mueven en un medio poroso. Para que un medio poroso sea permeable, sus poros

deben estar conectados, por lo que la permeabilidad se encuentra relacionada con la porosidad efectiva,

pero no necesariamente con la porosidad absoluta.

La permeabilidad se expresa en unidades de área, siendo el Darcy la unidad más utilizada. Un

medio poroso tiene la permeabilidad de un Darcy, cuando un fluido (monofase), que tiene viscosidad de

un centipoise, se mueve en ese medio, en condición de flujo viscoso a la velocidad de un cm/seg, a través

de una sección de un cm2, con un diferencial de presión de una atmósfera (760 mm de Hg).


19


2.4.1.- Clasificación de la permeabilidad

De acuerdo a las fases presentes en el medio poroso, se tiene:

• Permeabilidad Absoluta (k): Es aquella que posee un medio poroso 100% saturado por una única fase.

• Permeabilidad Efectiva (kei, i = o, w, g): Es aquella que corresponde a una determinada fase cuando

fluyen en el medio poroso dos o más fases. Las unidades son las mismas que para la permeabilidad

absoluta. El valor de la permeabilidad efectiva siempre es menor que la absoluta.

kk,k,k0 ewegeo ≤≤

• Permeabilidad Relativa ( kri, i = o, w, g): Es el cociente entre la permeabilidad efectiva de una fase y

la permeabilidad absoluta.

kkk ei

ri = (14)

2.4.2.- Determinación de la permeabilidad También la permeabilidad se puede determinar por dos métodos: 2.4.2.1.- Método directo

La permeabilidad de una roca porosa es determinada en el laboratorio utilizando núcleos o

pequeños tapones cortados del núcleo, los cuales son preparados previamente, limpiados con la finalidad

de remover cualquier hidrocarburo presente, y secados para remover el agua. Si las permeabilidades son

mayores a 0,1 md, es utilizado el método de flujo estable basado en la ecuación de Darcy:

⎟⎠⎞

⎜⎝⎛ Δ

∗⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛μ

−==LPk

Aqv (15)

donde: v = velocidad del fluido (cm/seg), q = tasa de flujo (cc/seg), A = área transversal al flujo (cm), k =

constante de permeabilidad (Darcy), μ = viscosidad del fluido (cps), ∆P = diferencial de presión (atm), L =

distancia (cm).

La permeabilidad obtenida a través de este método es la permeabilidad absoluta, debido a que en

dichos aparatos sólo se puede hacer fluir un fluido a través de las muestras extraídas de los núcleos.

Usualmente se utiliza como fluido aire comprimido o nitrógeno, por lo que se deben adicionar ciertas

variantes a la ecuación de Darcy.


20


Los aparatos utilizados son los siguientes:

• Permeámetro Standard

• Permeámetro Ruska Universal

• Permeámetro de gas

Actualmente el aparato que se usa con mayor grado de confiabilidad es el permeámetro de gas.

2.4.2.2.- Método indirecto

En pozos donde no existe disponibilidad de análisis de núcleos, la permeabilidad puede ser

estimada a partir de otras propiedades, tales como la porosidad y la saturación de los fluidos, utilizando

correlaciones empíricas publicadas en la literatura, las más utilizadas son las siguientes:

• Timur:

⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛ φ∗= 2

Wirr

4.4e

S136.0

k (16)

• Smit:

( )Wirr

Wirrm

e

SS1100

k−φ×

= (17)

• Coats & Dumanoir

( )Wirr

Wirr2

e

SS1100

k−φ∗

= (18)

donde: φe = porosidad de la roca (fracción), SWirr = saturación irreducible de agua (fracción), m =

exponente de cementación (adimensional).

2.4.3.- Permeabilidades relativas

La permeabilidad relativa se representa comúnmente como una función de la saturación de la fase

mojante. Una gráfica típica de permeabilidades relativas contra la saturación de los fluidos se muestra en

la Figura 4.


21


Figura 4.- Permeabilidades relativas en función de la saturación de agua.

Esta gráfica puede ser dividida en tres zonas de izquierda a derecha.

La primera, comprendida entre 0 y Swi, donde Swi representa la saturación de agua irreducible,

saturación en la cual el agua no fluye en el yacimiento bajo condiciones normales de operación.

La segunda zona o región central, se encuentra comprendida entre Swc < Sw < 1-Sor, en la cual se

muestran las curvas de permeabilidades relativa para un sistema agua - petróleo inmiscible. El valor de

Sor, representa la saturación residual de la fase de petróleo, saturación en la cual el petróleo no fluye a

través del medio poroso. El comportamiento real de los yacimientos se encuentra en la zona central.

La última región solo es importante para intereses académicos, dado que cuando la saturación del

petróleo es menor que Sor, la fase de petróleo se convierte en gotas discontinuas y la fase del agua en

continua. Esta condición no puede ser alcanzada por los yacimientos bajo condiciones normales de

operación.

Es importante hacer notar que la suma de kro y krw es menor que la unidad, esto se debe a que en

dos fase inmiscibles en un medio poroso, cada fase impide el flujo de la otra. Una gráfica de

permeabilidad efectiva presenta la misma forma que la de permeabilidades relativas, la única diferencia es

que la escala del eje vertical llega hasta el valor de permeabilidad absoluta en lugar de uno.

Para areniscas humectadas por el agua, la saturación irreducible del agua (Swi) normalmente se

encuentra entre 10 y 50 %, con un promedio cerca del 25%. El intervalo típico para la saturación residual

del petróleo (Sor) se encuentra entre 5 y 30%, con un promedio de 15%.


22


2.4.3.1.- Determinación de las curvas de permeabilidades relativas

Existen tres formas principales para determinar dichas curvas, a partir de: análisis de núcleos

realizados en el laboratorio, de correlaciones empíricas, o de datos de campo.

2.4.3.1.1.- A partir de análisis de núcleos

Si la formación a analizar posee núcleos, las curvas de permeabilidad relativa pueden ser

determinadas de forma experimental. Estos análisis son considerados como análisis especiales, por lo que

no todos los laboratorios pueden desarrollar estas pruebas con calidad certificada. Algunos autores han

sugerido que es muy difícil obtener datos promedios representativos de permeabilidades relativas de esta

forma, debido a que en el trabajo experimental se debe considerar un número limitado de pequeñas

muestras de núcleos o tapones que posiblemente se encuentren alteradas por el fluido de perforación. A

pesar de esto, cuando es desarrollado correctamente, incluyendo la toma del núcleo durante la perforación

del pozo, este método ofrece la mejor manera de determinar estas curvas.

2.4.3.1.2.- A partir de correlaciones empíricas

Cuando no se tienen disponibles datos de laboratorio, las correlaciones generalizadas son bastante

usadas para representar la información requerida de permeabilidades relativas. Sin embargo, si las

características del yacimiento se desvían mucho de las del yacimiento utilizado para determinar la

correlación, los resultados pueden ser erróneos. Afortunadamente, muchas correlaciones están disponibles

representando una amplia variedad de yacimientos y condiciones. Cuando son usadas en conjunto con la

data de campo, estas correlaciones pueden ser bastante exactas. La totalidad de tales correlaciones

requieren el conocimiento de uno o más de los puntos extremos en las curvas de permeabilidades

relativas, tales como la saturación irreducible de agua (Swi), la saturación residual de petróleo (Sor) y la

saturación crítica de gas (Sgc).

Entre las correlaciones empíricas más utilizadas en oriente se encuentra la de Corpoven-Total:

• Sistema gas-petróleo

( )( ) ( ) λ

λ+

×⎥⎦

⎤⎢⎣

⎡=

2

*o

wc

wcorog S

S0,6S-10,4-S

k2

(19)


23


⎥⎥⎥

⎦

⎤

⎢⎢⎢

⎣

⎡

⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛

−−−−

⎥⎥⎦

⎤

⎢⎢⎣

⎡−=

λλ+2

orgwcgc

orgo

orgwcgc

orgomax rgrg SSS1

S-S1

S-S-S-1S-S

1kk2

(20)

So* = So / (1 – Swc) (21)

( )wcorg S-10,4S = (22)

donde: krg = permeabilidad relativa al gas (adimensional), krog = permeabilidad relativa al petróleo en el

desplazamiento por gas (adimensional), krgmáx = permeabilidad relativa al gas a la saturación de gas

máxima (Sg = 1- Sorg-Swc) (adimensional), So = saturación de petróleo (fracción), Sg = saturación de gas

(fracción), Sgc = saturación de gas critica (fracción), Sorg = saturación residual de petróleo en el

desplazamiento por gas (fracción), λ = índice de distribución del tamaño de los poros (λ=1,668 para

yacimiento del área de Oficina, Anzoátegui).

• Sistema agua-petróleo

( ) ⎟⎠

⎞⎜⎝

⎛=

⎟⎠⎞

⎜⎝⎛

λλ+

20,0kSk rwmax

32*

wrw (23)

( ) ( ) ⎥⎦

⎤⎢⎣

⎡⎟⎠⎞

⎜⎝⎛ −−= ⎟

⎠

⎞⎜⎝

⎛λ

λ+2

OF

2*OFrowmaxrow *S11Skk (24)

wc

wcw*w S1

SSS

−−

= (25)

*W

O*O S1

SS−

= (26)

( )( ) ⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛

−−×

++⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛ −= *

Orw*O

*Orw

*Orw

*Orw

*O*

OF SSS1S411

2SSS (27)

( )wc*Orw S132,0S −= (28)

donde: krw = permeabilidad relativa al agua (adimensional), krow = permeabilidad relativa al petróleo en el

desplazamiento por agua (adimensional), krwmáx = permeabilidad relativa al agua a la saturación de agua

máxima (Sw = 1- Sorw) (adimensional), So = saturación de petróleo (fracción), Sg = saturación de gas

(fracción), Swc= saturación crítica de agua (fracción); Sorw = saturación residual de petróleo en el

desplazamiento por agua (fracción); λ = índice de distribución del tamaño de los poros (λ=1,668 para

yacimiento del área de Oficina, Anzoátegui).


24


2.4.3.1.3.- A partir de datos de producción

En algunos yacimientos, data de permeabilidad relativa, sobre un rango limitado, pueden ser

derivadas de los datos de producción. Este representa un tratamiento estadístico de todo el yacimiento, el

cual refleja las propiedades actuales de la roca y de los fluidos, e incluye peculiares heterogeneidades del

sistema actual. La data es solo válida, sin embargo, cuando ocurre en la formación de interés, la

producción simultánea de los diferentes fluidos, dada que esta técnica provee relaciones de

permeabilidades efectivas o relativas, en vez de valores individuales de permeabilidades relativas, por

ejemplo, kg/ko, no kg y ko. La conificación o la intrusión de agua y/o gas de otras formaciones invalidan

esta data. Las ecuaciones utilizadas para determinar las relaciones entre ko/kw y kg/ko, a partir de datos de

producción, se presentan a continuación:

www

oooworwro Bq

Bqk/kk/k

μ∗∗μ∗∗

== (29)

oo

ggsogrorg B

B)RR(k/kk/k

μ∗

μ∗∗−== (30)

donde: kro = permeabilidad relativa al petróleo (adimensional), krw = permeabilidad relativa al agua

(adimensional), ko = permeabilidad efectiva al petróleo (mD), kw = permeabilidad efectiva al agua (mD),

qo = tasa de petróleo (bbls/d), Bo= factor volumétrico del petróleo (by/bn), μo = viscosidad del petróleo

(cps), qw = tasa de agua (bbls/d), Bw= factor volumétrico del agua (by/bn), μw = viscosidad del agua (cps),

R = relación gas - petróleo (pc/bbl), Rs = relación gas soluble – petróleo (pc/bbl).

2.5.- Petrofacies

Una petrofacies puede ser definida como una unidad de roca con propiedades petrofísicas

similares y una relación consistente entre porosidad, permeabilidad, saturación de agua y radio de

garganta de poro, representando unidades con características de flujo de fluidos similares.

El análisis de la data de la permeabilidad al aire (ka) y de la porosidad (φ) en forma aislada, puede

dar una idea errónea de la calidad de la roca. Analizando la data de ka y φ a través de la relación ka/φ o de

los métodos de Winland – Pittman, es más efectivo la determinación de la calidad de almacenamiento y

flujo de fluidos de una roca.


25


En una sección del yacimiento, un aumento de la porosidad manteniendo constante la ka indica

que los poros comienzan a ser más numerosos y más pequeños, por lo que el área superficial de los poros

se incrementa. Al existir mayor superficie disponible para el fluido mojante, el agua para el caso de

yacimientos hidrófilos, la saturación irreducible de agua también se incrementa, disminuyendo, de esta

forma, el espacio disponible para el almacenamiento de hidrocarburos en los poros. Además, si el tamaño

de los poros decrece, el tamaño de las gargantas porales también disminuye. Dado a eso, un yacimiento

con mayor porosidad para el mismo valor de permeabilidad, posee gargantas porales de menor tamaño a

través de las cuales el fluido puede fluir. Por ello, la roca con menor porosidad e igual valor de

permeabilidad, posee gargantas porales de mayor tamaño por lo que existe menor restricción al flujo de

fluidos.

2.5.1.- Determinación de petrofacies La petrofacies se puede determinar identificando las tendencias del tipo de rocas y por análisis de

curvas de presión capilar.

2.5.1.1.- Identificación de tendencias de tipo de rocas

La identificación inicial de la existencia de diferentes petrofacies, puede ser realizada utilizando la

relación permeabilidad al aire – porosidad (ka/φ), la cual es un componente estándar de muchas

ecuaciones de capacidad de flujo de un pozo en ingeniería de yacimientos. Esta relación refleja la calidad

de la roca en términos de eficiencia de flujo de una muestra de yacimiento. A través de data experimental

se ha comprobado que existe relación entre el tamaño de los granos y la relación ka/φ. En la Figura 5 se

muestra un gráfico cruzado φ vs ka, donde se observa la presencia de cuatro tendencias de diferentes tipos

o calidad de roca.


26


Porosidad (fracción)

Perm

eabi

lidad

(mD

)

Figura 5.- Gráfico cruzado φ - ka.

Este gráfico permite identificar las diferentes petrofacies existentes en el área del yacimiento

objeto de estudio, a través de la identificación de diferentes tendencias de calidad de la roca.

En el eje de la abscisa se grafica, en escala lineal, los valores de φ, mientras que en eje de la

ordenada se grafica, en escala logarítmica, los valores de ka. Además, posee líneas de contornos que

representa una relación ka/φ constante, y divide la gráfica en áreas dentro de las cuales los tipos de rocas

son similares. Los puntos de datos que son graficados a lo largo de un valor de relación ka/φ constante

serán de calidad de flujo similar sobre un amplio rango de valores de φ y ka.

2.5.1.2.- Análisis de curvas de presión capilar

A partir de los análisis de presión capilar se elabora el perfil de garganta de poro, graficándose en

el eje de la ordenada la presión capilar (PC) en escala logarítmica, y en el eje de la abcisa, en escala lineal,

la saturación de la fase mojante. A partir de esta gráfica, se determinan los valores de radio de garganta

poral para los diferentes valores de saturación.

La Figura 6 presenta un gráfico característico de este análisis. Además, también se observa la

clasificación de la geometría de poros basada en el tamaño de las gargantas de poros sugerido por

Coalson, Hartmann y Thomas en 1985.


27


1

10

100

1000

10000

Pre

sión

Cap

ilar

020406080100

Saturación de Mercurio, % Espacio Poroso

NANO

MEGA

MACR

MESO

MICRO

Nano

Micro

Meso

Macro

Mega

Figura 6.- Gráfico de PC sistema aire-mercurio.

De manera gráfica se ha acostumbrado a identificar la petrofacies con un color, siendo el rojo para

la petrofacies megaporosa, azul para la macroporosa, verde para la mesoporosa, amarillo para la

microporosa y por último marrón para la nanoporosa. Esta clasificación se encuentra representada en la

Tabla 6. Tabla 6.- Clasificación de las petrofacies según Coalson, Hartmann y Thomas.

Tipo de Petrofacies Radio (micrones) Color Megaporoso >10 Macroporoso 2.5 – 10 Mesoporoso 0.5 – 2.5 Microporoso 0.1 – 0.5 Nanoporoso < 0.1

2.5.1.3.- Determinación del radio de garganta poral (16)

A partir del análisis de las curvas de presión capilar (PC) se determina valores del radio de

garganta poral para diferentes valores de saturación. Además de este método, el tamaño de la garganta de

los poros puede ser estimado a partir de correlaciones empíricas.

En 1952, H. D. Winland descubrió que el radio de las gargantas de los poros medido de la

ecuación básica de PC, podía ser estimado a partir de los datos de porosidad (φ) y permeabilidad (ka) de los

análisis convencionales de núcleos a condiciones de superficie. Combinando estos datos con las pruebas

de presión capilar, él desarrolló una relación empírica entre porosidad, permeabilidad al aire y radio de la

garganta de poros correspondiente a una saturación de mercurio de 35% (R35). La ecuación de Winland

fue usada y publicada por Kolodzie en 1980, y se escribe de la siguiente forma:


28


( ) ( ) ( )φ−+= Log864.0kLog.588.0732.0RLog a35 (31)

donde: R35 = radio de apertura de poro correspondiente a un 35% de espacio poroso ocupado por el

mercurio (μm), ka = permeabilidad absoluta al aire sin corregir (mD), φ = porosidad (%).

El radio de garganta de poro R35 se define como el tamaño de la garganta del poro obtenido a

partir de la curva de PC donde el fluido no mojante (mercurio) se encuentra saturando el 35 % de la φ. El

radio de la garganta de poro R35 es una función del tamaño de la apertura y el escogimiento de las

gargantas de los poros, y es una buena medida de las gargantas de poros conectadas más grandes que

existen en una roca con φ intergranular.

El concepto de Winland fue modificado en 1992 por Pittman, quien aplicó un método similar a un

conjunto de muestras de núcleos tomados en formaciones comprendidas en edades desde el Ordovísico

hasta el Terciario, estableciendo las siguientes correlaciones empíricas correspondientes a saturaciones de

mercurio (Ri) de 10 a 75%:

( ) ( ) ( )φ−+= Log385.0kLog.500.0459.0RLog a10 (32)

( ) ( ) ( )φ−+= Log344.0kLog.509.0333.0RLog a15 (33)

( ) ( ) ( )φ−+= Log303.0kLog.519.0218.0RLog a20 (34)

( ) ( ) ( )φ−+= Log350.0kLog.531.0204.0RLog a25 (35)

( ) ( ) ( )φ−+= Log420.0kLog.547.0215.0RLog a30 (36)

( ) ( ) ( )φ−+= Log523.0kLog.565.0255.0RLog a35 (37)

( ) ( ) ( )φ−+= Log680.0kLog.582.0360.0RLog a40 (38)

( ) ( ) ( )φ−+= Log974.0kLog.608.0609.0RLog a45 (39)

( ) ( ) ( )φ−+= Log205.1kLog.626.0778.0RLog a50 (40)

( ) ( ) ( )φ−+= Log426.1kLog.632.0948.0RLog a55 (41)

( ) ( ) ( )φ−+= Log666.1kLog.648.0096.1RLog a60 (42)

( ) ( ) ( )φ−+= Log979.1kLog.643.0372.1RLog a65 (43)

( ) ( ) ( )φ−+= Log314.2kLog.627.0664.1RLog a70 (44)

( ) ( ) ( )φ−+= Log626.2kLog.609.0880.1RLog a75 (45)

donde: Ri = radio de apertura de poro correspondiente a un porcentaje de espacio poroso ocupado por el

mercurio (μm), ka = permeabilidad absoluta al aire sin corregir (mD), φ = porosidad (%).

Para determinar la saturación de mercurio que se corresponde con el radio de la garganta poral que

mejor se ajuste para el muestreo se utilizan los gráficos que se explican a continuación.


29


2.5.1.3.1.- Gráfico de saturación incremental de mercurio

A partir de este gráfico (Figura 7) se identifica el rango del tamaño de garganta poral

correspondiente a la presión de desplazamiento, la cual corresponde a la saturación donde ocurre el mayor

desplazamiento de la fase no mojante (mercurio). Esto proporciona una idea cualitativa del tipo de roca

predominante existente en el yacimiento. En este se grafica el volumen desplazado de mercurio contra el

tamaño de garganta poral proveniente de las pruebas de presión capilar (PC).

Figura 7.- Gráfico de saturación incremental de mercurio.

2.5.1.3.2.- Gráfico de ápices

En este se gráfica la relación de saturación de mercurio (SHg) / presión capilar (PC) contra SHg

determinándose el punto de mayor inflexión, el cual representa la SHg donde se alcanza el mayor

desplazamiento y que se encuentra ampliamente relacionado con el radio de garganta poral.

Considerándose el valor de la saturación de mercurio correspondiente al punto de inflexión, se determina

la ecuación empírica que describe el comportamiento del radio de garganta de poro en el sistema

interconectado. Este gráfico se ilustra en la Figura 8:


30


Figura 8.- Gráfico de ápices.

2.5.1.3.3.- Gráfico uno a uno (one to one).

Estos gráficos comparan el radio de garganta poral obtenido del análisis de las curvas de presión

capilar con el radio de garganta poral obtenido de las correlaciones empíricas (Winland – Pittman) a una

saturación de mercurio determinada, buscando la mayor correspondencia existente entre ambos valores, lo

que determina la saturación de mercurio que se corresponda al radio de poro de mejor ajuste para el

muestreo. El rango de saturaciones que se considera para determinar el radio de garganta poral por medio

de estas correlaciones empíricas, es el que corresponde al mayor punto de inflexión en el gráfico de

ápices. La Figura 9 muestra uno de estos gráficos, donde se verifica la correspondencia de los resultados

utilizando la correlación de R35 de Winland.

Figura 9.- Gráfico uno a uno.


31


2.6.- Presión capilar

Se define presión capilar (PC) como la diferencia de presión a través de la interfase, o también

como las fuerzas retentivas, que impiden el vaciamiento total del yacimiento. Las fuerzas capilares

presentes en el yacimiento se originan por la acción molecular de dos o más fluidos inmiscibles (petróleo,

agua y gas) que coexisten en dicho medio. La evidencia más común se observa al colocar un tubo capilar

en un recipiente con agua y ver como el agua sube por dentro del tubo.

Esta situación es muy parecida a la que existe en un yacimiento si se consideran los canales

porosos como tubos capilares de diferentes diámetros, distribuídos irregularmente a través del yacimiento

y conteniendo tres fluidos inmiscibles agua, petróleo y gas. La Figura 10, muestra un recipiente que

contiene petróleo y agua. Al colocar un tubo el agua asciende en el capilar a una altura (h) por encima de

su nivel en el recipiente. Este ascenso se debe a la fuerza de adhesión entre el tubo y los líquidos

inmiscibles y es balanceado por la acción de la gravedad sobre la masa de petróleo y agua.

Figura. 10.- Ascenso de agua en un capilar.

La condición de equilibrio de este sistema se logra cuando las fuerzas que empujan el agua hacia

arriba, sean iguales a las fuerzas que tienden a mantener los fluidos (petróleo y agua), en equilibrio

hidrostático. La fuerza hacia arriba es la debida a la tensión de adhesión, la cual puede calcularse por:

rr2Cos2r.2AFuerza owTarriba πθσ=π= (46)

La fuerza hacia abajo es la diferencia en peso entre la columna de agua dentro del tubo y una

columna de petróleo de la misma altura, fuera del tubo.

og2

wg2

abajo rhrFuerza ρπ−ρπ= (47)

Igualando ambas fuerzas se obtiene la condición de equilibrio resultando:

r)(gCos2

how

ow

ρ−ρθσ

= (48)

donde: h = altura por encima del nivel del recipiente (cm), σow = tensión superficial entre el agua y el

petróleo (dinas/cm), θ = ángulo de contacto entre el petróleo y el agua (grados), g = constante

gravitacional, ρw = densidad del agua (gr/cc), ρo = densidad del petróleo (gr/cc), r = radio del capilar (cm). Ing. Elías Raúl Acosta Duarte Modelo Petrofísico de Yacimientos con Alta Saturación Irreducible de Agua de la Formación Oficina

32


En esta ecuación el radio r, es el radio del tubo capilar y no el radio de curvatura de la interfase R

(Figura 11).

Figura. 11.- Determinación del ángulo de contacto.

Una relación entre r y R puede obtenerse de consideraciones geométricas alrededor de la interfase.

El ángulo formado por r y R es el ángulo de contacto θ, ya que r es perpendicular a la pared del tubo y R

lo es a la interfase, así resulta:

Cosθ = r/R (49)

donde R= r/ Cosθ.

Al reemplazar esta relación en la ecuación anterior se obtiene:

R)(g2

how

ow

ρ−ρσ

= (50)

Por definición, la PC es la diferencia de presión a través de la interfase. Así si A y B son dos

puntos, justo por encima y debajo de la interfase, la diferencia de presión PA – PB, es la PB C. Dicha

diferencia puede evaluarse de consideraciones hidrostáticas:

hgPPPhgPPP

WPB

OPA

−=−=

(51)

Luego:

cOWBA Pgh)(PP =ρ−ρ=− (52)

O sea que la presión capilar puede calcularse también por la fórmula:

)(144

hP owc ρ−ρ= (53)

donde: PC = presión capilar (lpc), h = distancia entre el contacto agua petróleo y el nivel de agua libre

(pies), ρw = densidad del agua (lbs/pie3), ρo = densidad del petróleo (lbs/pie3), 144 = factor de conversión.


33


Los datos de PC proveen información muy útil sobre el radio de la garganta de poro efectivo,

permeabilidad (k) y al ser convertidos a condiciones de superficie, también proveen un estimado de la

elevación de la columna de hidrocarburos necesaria para producir una saturación de agua (SW)

determinada en un tipo de roca determinado. Pruebas de PC por inyección de mercurio, pruebas en

sistemas agua-petróleo y aire-salmuera son corridas en diferentes combinaciones para determinar los

parámetros antes mencionados.

La magnitud de la SW en cualquier altura en el yacimiento es función de:

• Efecto y tamaño de distribución de los granos:: eel efecto de este factor sobre la relación de SW vs

PC puede analizarse como sigue: si todos los capilares fuesen del mismo tamaño y con radio igual,

la curvatura de PC sería horizontal, ya que el agua alcanzaría la misma altura de todos los tubos y

por lo tanto dicha PC sería constante.

• Humectabilidad de la roca:: es la medida de la tendencia de un fluido para esparcirse o adherirse a

la superficie de un sólido en presencia de otros fluidos inmiscibles, que en el caso de un

yacimiento son gas, agua y petróleo. El sólido puede ser la roca reservorio, una arenisca, calcitas,

dolomitas y otras rocas. Cuando dos fluidos inmiscibles A y B, están en contacto con un sólido S,

uno de los fluidos ( la fase mojante) es atraído más fuertemente por el sólido que el otro (fase no-

humectante). Esto se debe a efectos de adhesión y cohesión. La humectabilidad se medirá

mediante el ángulo de contacto (θ). Por conveniencia, θ se mide a través de la fase más densa. Si

el fluido B es más denso que A, entonces θ tendría un valor de aproximadamente 40° en la Figura

12a y 160° en la Figura 12b. Para la humectabilidad completa (Figura 12c) el θ es 0.

Figura. 12.- Tres condiciones de humectabilidad para dos fases A y B, y un sólido S.

Una forma de conocer el valor del ángulo de humectación θ es mediante la ecuación de Young –

Dupre, la cual corresponde a la ecuación:

σAS-σBS = σAB Cos θ (54)


34


donde: σAB = energía de superficie entre las fases A y B (Figura 13) (dinas), σAS y σBS = energías de

superficie entre las fases y el sólido (dinas).

Vale destacar, que esta ecuación es válida en el caso que el sólido no presente irregularidades

químicas (diferentes composiciones) o físicas (porosidades) cerca del punto de contacto de las tres fases.

De lo contrario, la ecuación sólo será valedera en áreas específicas del sólido.

Figura. 13.- Representación de las fuerzas interfaciales

que actúan en el contacto de dos fases A y B con un sólido.

Para un sistema de agua petróleo, los θ < 50° (medidos a través de la fase acuosa por ser más

densa), indican condiciones de humectado por agua, mientras que θ > 130° indican humectabilidad por

petróleo. Un θ de 50° a 130° indica que la superficie de la roca tiene igual preferencia por agua que por

petróleo, es decir, humectabilidad intermedia. Hasta hace poco se creía, que la mayoría de los yacimientos

eran humectados por agua, pero recientemente, trabajos sobre determinaciones de humectabilidad

sugieren que algunos pueden presentar humectabilidad intermedio y concluyen que la mayoría,

definitivamente, poseen condiciones diferentes a las de humectado por agua. Debido a que este parámetro

determina la distribución de los fluidos en el espacio poroso, la humectabilidad juega un papel importante

en la planificación de la explotación de un pozo.

• Tensión interfacial y tensión de adhesión:: lla tensión de adhesión la cual es función de la tensión

interfacial determina cual fluido preferentemente moja al sólido. La combinación de todas estas

fuerzas determina la humectabilidad y la PC de las rocas.

• Efecto del tipo de fluidos y sólidos envueltos:: lla variación de la relación SW vs PC, obviamente

depende de la naturaleza de los fluidos y sólidos envueltos, ya que se conoce que el θ y la σ es

particular para cada sistema roca-fluidos considerado.


35


2.6.1.- Aplicación de las curvas de presión capilar (16)

Muchas características del sistema roca/fluidos de un yacimiento, pueden ser medidas, descritas o

explicadas mediante el comportamiento de las curvas de presión capilar (PC). Sin embargo, abundante

trabajo de ingeniería de yacimientos es efectuado sin recurrir a mediciones de PC.

Los siguientes parámetros pueden ser medidos de las curvas de presión capilar:

• Porosidad efectiva (mediciones).

• Saturación irreducible de agua (aproximadamente, sin embargo, valores más precisos en sitio se

obtienen de perfiles eléctricos).

• Variación de la saturación de agua encima del contacto agua-petróleo.

• Deducir por correlaciones la permeabilidad absoluta de muestras irregulares o ripios.

• Indicaciones de permeabilidad relativa de fases mojante y no mojante.

• Posible “mojabilidad y ángulo de contacto” si una roca es naturalmente mojada por petróleo o

mojada por agua.

Los fenómenos capilares se presentan cuando más de una fase fluida está presente en tubos de

pequeño diámetro denominados capilares. En los yacimientos petrolíferos esta situación se presenta a

menudo debido a que los sistemas porosos con tubos de diámetro muy pequeño distribuidos directamente

en el medio y donde por lo general se encuentran más de un fluido inmiscible en fases bien diferenciadas,

tales como es el caso del petróleo, gas y agua. Estas fuerzas capilares que existen en los yacimientos de

petróleo son las responsables de la distribución de fluidos en el sistema poroso, determinan el volumen y

la forma como el petróleo residual permanece atrapado e influyen notablemente en la recuperación de

crudo que se puede obtener de un yacimiento, ya que son realmente las fuerzas retentivas que impiden el

vaciamiento total del yacimiento.

Las curvas de PC obtenidas en núcleos de yacimientos, constituyen una forma de medir la

distribución del tamaño de los poros. Tales curvas se obtienen mediante la inyección (forzamiento) de

mercurio en el núcleo conteniendo aire o la inyección de petróleo en la muestra conteniendo agua. En

estos métodos la cantidad de fluido que entra en el sistema poroso, mediante una definida presión externa

aplicada, es medida. El volumen de fluido y la presión determinan un punto de la curva de PC. La presión

entonces se incrementa y un nuevo valor de la cantidad de fluido inyectado es medido. En esta forma

suficiente información es obtenida para determinar una curva que relaciona volumen y presión.


36


Esta curva, señalada en la Figura 14 se llama “Curva de PC” y puede ser interpretada como una

medida de la distribución del tamaño de los poros presentes en el núcleo. Esto es, el volumen de fluido

que entra en la roca a una determinada presión es igual al volumen de poros que tiene un determinado

“tamaño” a la presión usada. El máximo volumen de fluido entrante (todo el fluido) a la máxima presión

puede ser considerado como el valor de porosidad efectiva.

Presión Capilar (Sistema Aire- Mercurio)

0

500

1000

1500

2000

2500

0102030405060708090100

Saturación de Mercurio (%)

Pres

ión

Cap

ilar

Nano

Micro

MesoMacro

Mega

Figura. 14.- Curva de PC.

Cuando es usado petróleo para desplazar agua en la determinación de la curva de PC,

eventualmente una presión es alcanzada (usualmente de 5 a 25 Lpc) en la cual no se puede desplazar más

agua. La saturación de agua en este punto se le llama saturación irreducible de agua. La fracción del

espacio poroso ocupada por el agua irreducible es otra medida de la geometría del espacio poroso.

2.6.2.- Métodos para medir presión capilar

Existen varios métodos para medir la presión capilar en el laboratorio entre los cuales tenemos:

• Método de la centrifuga.

• Método de inyección de mercurio.

• Método del plato poroso.


37


2.7.- Propiedades eléctricas de las rocas (7)

• Resistividad del agua de formación, es llamada (RW), se expresa en ohm-m.

• Resistividad de la roca saturada 100% con un fluido es llamada (RO), se expresa en ohm-m.

• Resistividad verdadera de la formación (Rt), se expresa en ohm-m.

Conocidas las propiedades eléctricas anteriormente mencionadas se pueden conocer parámetros

muy importantes para los estudios de un yacimiento estos son:

• Factor de formación (F).

• Saturación de agua (SW).

• Indice de resistividad (IR).

2.7.1.- Resistividades de la formación

La resistividad de las formaciones es indicativa de su litología y de su contenido de fluidos. Las

formaciones geológicas conducen la corriente eléctrica sólo mediante el agua que contienen. La mayoría

de los minerales que constituyen las partes sólidas de los estratos, cuando están absolutamente secos son

aislantes. Las pocas excepciones a esta regla son los sulfuros metálicos, como la pirita, que son

conductores de la electricidad. De la misma manera, cualquier cantidad de petróleo o gas puros que se

encuentren en las formaciones, son eléctricamente no conductores. Las formaciones porosas de más baja

resistividad indican incrementos tanto en la cantidad de agua como en su salinidad. Otros factores

importantes en la resistividad de las formaciones son la forma e interconexión de los espacios de los poros

que están ocupados por el agua. Estos factores dependen principalmente de la litología y textura de la

formación.

2.7.2.- Resistividad verdadera de la formación

Para determinar valores petrofísicos aceptables para un reservorio virgen, un valor confiable de

resistividad de la zona no invadida de la formación es requerido. En una zona limpia, que este libre de

arcilla y se encuentre 100% saturada con agua de la formación, la lectura de resistividad de investigación

profunda en la formación es definida como Ro. Si petróleo y/o gas ocupan algo del espacio poroso, este

valor de resistividad es llamado Rt. Virtualmente todos los especialistas en evaluación de formaciones se

refieren a la resistividad de la zona inalterada como Rt y raramente se refieren al término Ro.


38



El ambiente en el hoyo hace imposible medir un valor preciso de la resistividad de la formación

virgen (Rt). El tamaño del hoyo y el fluido de perforación al igual que la profundidad de la invasión y el

tipo de fluido que invade la formación afectan los dispositivos de resistividad de investigación profunda.

Sin embargo, en muchas circunstancias, si la herramienta es seleccionada apropiadamente (inducción o

lateral), la medición de la resistividad de investigación profunda se ajusta significativamente al valor de la

Rt y las correcciones son de menor importancia. Por lo tanto, en muchos de los casos se acepta los valores

de resistividad (Rild o Rlld) como Rt o RO. Cualquier evaluación de reservorio requiere al menos un

chequeo rápido (correcciones para el dispositivo) para determinar si la herramienta de resistividad de

investigación profunda es afectada por cualquiera de estas probables fuentes. Sistemas sofisticados de

procesamiento computarizado realizan las correcciones rápida y fácilmente. Muchas de las mediciones

con el tipo de almohadillas de las herramientas micro-resistivas son aceptadas como RXO, pero ellas deben

ser corregidas para los efectos perturbadores como sea necesario.

2.8.- Agua de formación (7)

El medio poroso de un yacimiento puede contener agua, petróleo y gas, ya sea individualmente o

cualquiera de los dos o los tres al mismo tiempo. La mayoría de las rocas de los yacimientos sin embargo,

contienen agua de formación aún cuando se aproximen a condiciones de ser mojadas por petróleo.

Es importante resaltar que por naturaleza las aguas de formación van desde agua fresca en

ambientes sedimentarios continentales hasta salinas en ambientes marinos, pudiendo ser modificadas por

las reacciones químicas que ocurren en el subsuelo durante la compactación y diagénesis o al mezclarse

con aguas meteóricas. Un tercer tipo de agua más raro que puede estar presente en el subsuelo de

provincias ígneo-metamórficas lo constituyen las aguas juveniles de origen magmático. En la presencia de

evaporitas, como sal y anhidrita, las aguas de formación pueden exceder la salinidad del agua de mar de

35000 ppm, observándose casos de salinidades superiores a los 100000 ppm. En las cuencas sedimentarias

de Venezuela las salinidades de las aguas de formación oscilan generalmente entre 8000 y 24000 ppm.

La resistividad de las aguas de formación es una función de su salinidad. A mayor salinidad más

conductiva es el agua, por lo tanto su resistividad será proporcionalmente menor. La temperatura afecta

también la resistividad, mientras más alta sea la temperatura menor será la resistividad del agua con una

salinidad dada, debido esto a que el incremento en la temperatura da mayor libertad al movimiento de los

iones en la solución, aumentando de esta forma la conductividad.

39


El agua contenida en los poros de los estratos penetrados por la perforación, puede variar

considerablemente de acuerdo a la localización geográfica, a la profundidad y a la edad geológica. Las

aguas superficiales por lo general son dulces y de resistividad comparativamente alta; a menudo se

utilizan para el consumo doméstico. También pueden contener cantidades considerables de sales de calcio

y magnesio. A medida que se perfora a mayor profundidad, el agua que se encuentra en las formaciones se

hace más salada, sin embargo cabe señalar que este fenómeno no tiene nada de uniforme. Son muchos los

factores que pueden influir en la salinidad de los acuíferos profundos. Uno de ellos es la salinidad del mar

que estaba presente cuando se depositaron los sedimentos; otro lo constituye la proximidad a las antiguas

desembocaduras del río y sus aguas dulces; o bien un aumento de concentración salina por precolación

cuando los sedimentos aún están jóvenes.

2.8.1.- Características químicas del agua de formación

Un análisis físico-químicos del agua de formación muestra el contenido de los principales iones

que la conforman: calcio (Ca++), sodio (Na+), magnesio (Mg++) y hierro (Fe++) como cationes; y cloruro

(Cl-), carbonato (CO3-), bicarbonato (HCO3

-) y sulfato (SO4-) como aniones, además del sílice que esta en

forma de coloide. La unidad en que se expresa dichas concentraciones se presenta comúnmente en partes

por millón (ppm) o en miligramos por litro (mgr/ ltrs), de una forma o de otra para el agua son iguales, a

pesar de que la primera sea una unidad de peso y la segunda de volumen. Recordemos que la densidad

para el agua se considera como uno aproximadamente.

Además de la resistividad de agua de formación, también es importante la salinidad de esta.

Según la salinidad expresada en partes por millón (ppm) de NaCl se puede identificar el tipo de ambiente

sedimentario de la formación. En la tabla siguiente se observa esta clasificación: Tabla 7.- Tipo de ambiente según la salinidad. (13)

Tipo de ambiente sedimentario Salinidad (ppm NaCl) Marino 10000 – 60000 Deltáico 8000 – 10000

Deltáico - Fluvial 6500 – 8000 Fluvial - Deltáico 4500 – 6500

Fluvial < 4500


40


2.8.2.- Resistividades del agua de la formación

La resistividad del agua de formación (Rw) es uno de los parámetros más importantes en el análisis

de registros a hoyo abierto, puesto que el valor de Rw es requerido para calcular la saturación de fluidos en

el espacio poroso de la roca reservorio.

El espacio poroso de los sedimentos marinos inicialmente esta lleno por agua de mar, pero la

composición química del agua de mar no permanece constante con cambio de profundidad, ni en grandes

áreas geográficas, ni a través de largos períodos de tiempo. Sin embargo, mucha parte del agua de mar

probablemente no sufre cambios significantes con el paso del tiempo geológico.

Variaciones considerables en la salinidad del agua pueden ocurrir dentro de una cuenca.

Ocasionalmente; la salinidad es totalmente diferente en la misma roca reservorio o en ambos lados de la

falla sellada. Las variaciones de salinidad pueden ocurrir en cortas distancias, tanto verticales como

horizontales. La filtración a través de las arcillas es aparentemente uno de los mecanismos primarios

causantes de cambios inusuales de la salinidad.

Las Rw pueden oscilar de 0,01 ohm-m a varios ohm-m a la temperatura del reservorio, es

frecuentemente fácil de determinar, pero ocasionalmente se hace difícil encontrar un valor exacto para

este importante parámetro petrofísico. Varias fuentes o métodos son usados para determinar la Rw tales

como:

• Catálogos de información de Rw.

• Mediciones de resistividad y temperatura de una muestra de agua producida en el reservorio.

• Análisis químico de una muestra de agua producida en el reservorio.

• Cálculo de Rw partiendo de la curva de potencial espontáneo (SP).

• Cálculo de Rw partiendo de valores reales de RO y φ en un horizonte conocido 100% de agua.

2.9.- Saturación de fluidos (7)

Los sedimentos al depositarse lo hacen conteniendo agua del ambiente sedimentario

correspondiente en el espacio poroso intergranular, es decir, que se depositan conteniendo 100% de agua

connata en el espacio poroso. La saturación de fluidos de una roca es por lo tanto, la relación entre el

volumen de fluidos contenido en su espacio poroso y su volumen poroso total. A medida que la roca es

soterrada, cierta fracción de la saturación de agua (SW) connata puede ser remplazada por hidrocarburos si

la roca constituye una trampa estructural o estratigráfica. Por esta razón la saturación irreducible de agua

(SWirr) de los yacimientos esta por debajo de un 50% del espacio poroso en la mayoría de los casos

pudiendo llegar a un 60% o más en arenas de grano fino y muy arcilloso.


41


El supuesto general es que el yacimiento estuvo inicialmente repleto de agua y que a lo largo del

tiempo geológico, el petróleo o el gas formados en otro lugar, migraron hacia la formación porosa,

desplazando el agua de los espacios porosos de mayor tamaño. Sin embargo, los hidrocarburos que migran

nunca desplazan toda el agua intersticial. En efecto, hay una SWirr o inicial, representada por el agua

retenida por tensión superficial sobre la superficie de los granos, en el contacto entre los granos y en los

intersticios más pequeños.

La experiencia del petrofísico en las áreas es necesaria para establecer parámetros de cortes

apropiados. La determinación más exacta posible de la SW es el objetivo principal de la evaluación de

formaciones. Cuando se evalúa un intervalo potencialmente petrolífero se asume que la fracción del

espacio poroso no ocupada por agua contiene hidrocarburo.

Dependiendo de las condiciones existentes en un reservorio particular, el contenido de

hidrocarburos puede estar en forma de petróleo, gas libre o ambos. En reservorios que producen

hidrocarburos el agua es generalmente una película adherida sobre la superficie de la roca, dentro de los

poros, mientras que el hidrocarburo ocupa la porción central del espacio poroso.

Cuando el petróleo y el gas, que son no conductores de la electricidad, están presentes en una roca

porosa, conjuntamente con una cierta cantidad de agua salina de formación, su resistividad es mayor que

la de una zona 100% saturada de agua (RO), debido a que hay un volumen disponible menor para el paso

de la corriente eléctrica. Este volumen de fluido se designa como su saturación en el espacio poroso y se

representa por Sw.

La resistividad de una roca parcialmente saturada de agua (Rt), depende no solo del valor de Sw,

sino también de su distribución en el interior del espacio poroso. La distribución de las dos fases (agua e

hidrocarburo) dentro de la roca, depende de la humectabilidad de la misma, de la dirección en que se fue

establecida (drenaje o imbibición) y del tipo de porosidad (ya sea intergranular, cavernosa o ambas).

La saturación es función de numerosos factores de índole físico, químico y biológico. No existen

números mágicos para valores de saturación mediante los que pueden predecirse definitivamente la

producción de hidrocarburo sin agua o de solamente agua. La saturación es función de:

• Tipo de espacio poroso, conectado o aislado.

• Cantidad del espacio poroso.

• Tamaño de los granos.

• Homogeneidad o heterogeneidad de la matriz y canales porosos del reservorio.

• Relación entre permeabilidad vertical y permeabilidad horizontal.

• Presiones y temperaturas en situ.

• Capilaridad.

• Mojabilidad de la matriz.


42


• Tipo de empuje del reservorio.

• Geometría del reservorio.

• Tamaño del reservorio.

•• Mecanismo de entrampamiento estructural/estratigráfico.

2.9.1.- Ley de Archie para el cálculo de saturación de agua

La conductividad eléctrica en las rocas depende casi exclusivamente del transporte de iones en el

electrolito saturante de la roca, los cuales son en forma predominante Na+ y Cl-. La facilidad con la que

este tipo de iones atraviesan el sistema poroso de la roca determina la resistividad de la roca. Rocas con

alta porosidad, con poros grandes y bien conectados tienen baja resistividad. Rocas de muy baja

porosidad, con sistemas porales sinuosos y restringidos, tienen más alta resistividad. Los hidrocarburos

también restringen la trayectoria del flujo de iones y aumentan la resistividad de las rocas. La ley de

Archie cuantifica este fenómeno para arenas limpias consolidadas con porosidad intergranular.

Muy raramente la conductividad eléctrica se lleva a efecto a través de los sólidos de una roca no

arcillosa. En algunos yacimientos, la pirita puede ocurrir en suficientes concentraciones como para

virtualmente ocasionar un corto circuito en la roca, causando que los registros eléctricos alcancen

resistividades extremadamente bajas. En 1942, sin embargo, ni los minerales conductivos ni las arcillas

eran claramente entendidos como contribuyentes a la resistividad de las rocas de los yacimientos. Por lo

tanto, hasta los años sesenta la evaluación petrofísica de formaciones se reducía al concepto general de

evaluación de arenas limpias.

Archie se interesó en las rocas limpias (libres de arcilla), usando para sus experimentos numerosos

núcleos de areniscas de intervalos productores de la costa del Golfo de México. Midió la porosidad (φ),

permeabilidad (k) y la resistividad eléctrica de las muestras saturadas con agua salada (RO) de salinidad

variable en rangos de 20 a 100000 ppm de NaCl.

Notó que la RO de cada muestra de roca se incrementaba linealmente con la Rw, llamó a la

constante de proporcionalidad F, factor de formación de la roca, y escribió:

wo R.FR = (55)

Es decir, RO es directamente proporcional tanto a la RW, como al F, ya que la matriz mineral es

considerada, en este caso eléctricamente inerte. Una correlación entre RW y RO daría entonces una recta

que parte del origen con pendiente F (Figura 15).


43


Figura. 15.- Relación de RO en función de la RW.

El F es precisamente lo que el nombre implica, un parámetro de la formación que describe la

geometría del medio poroso. El desarrollo del F, es la relación entre la resistividad y la φ de la roca. Esta

relación generalmente es verdadera si el reservorio no contiene arcilla y tiene una φ intergranular

homogénea.

Posteriormente, Archie graficó el F, contra la φ, en papel doble logarítmico, encontrando otra

tendencia lineal (opuesta a la anterior). Esta tendencia fue matemáticamente equivalente a:

m

aFφ

= (56)

El exponente m representa la tendencia de la pendiente negativa, la cual fue determinada por

Archie con valores que oscilan de 1.8 a 2.0. a es la intersección con el eje x (Figura 16).

Figura. 16.- Relación del F con la φ y k.

Archie luego consideró una roca llena de hidrocarburos parcialmente saturada y propuso un

segundo factor más tarde llamado índice de resistividad (IR), el cual fue definido como:

o

t

RRIR = (57)

Debido a las enormes dificultades de experimentar con rocas parcialmente saturadas, el utilizó un

reporte de datos del momento y graficó estos valores otra vez, utilizando para ello papel doble

logarítmico, notando que:


44


nWS1IR = (58)

Combinando las ecuaciones anteriores (57 y 58), Archie obtuvo la ecuación que define la ley que

más tarde llevaría su nombre:

n mt

wW R

RSφ

= (59)

donde: Sw = saturación de agua de la formación (fracción) , n = exponente de saturación (adimensional),

Rw =resistividad del agua de formación (ohm-m), φ = porosidad de la formación (fracción), m = exponente

de o cementación (adimensional), Rt = resistividad de la formación (ohm-m).

2.9.2.- Modelos para la evaluación de la saturación de agua en arenas arcillosas

Para la evaluación de las arenas arcillosas existen una serie de modelos que fueron determinados

en el pasado y que han ido evolucionando a lo largo del tiempo, entre ellos tenemos:

2.9.2.1.- Modelo de Simandoux

En 1963 Simandoux reportó experimentos en mezclas homogéneas de arena y montmorillonita y

propuso una expresión en términos de resistividades de la forma:

⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛×φ×××

−⎟⎟

⎠

⎞

⎜⎜

⎝

⎛⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛×φ×××

+⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛×φ

×=

shme

shW

n/12

shme

shW

tme

WW R2

VRaR2VRa

RRaS (60)

donde: Sw = saturación de agua (fracción), a = coeficiente de tortuosidad (adimensional), Rw = resistividad

del agua de formación (ohm-m), φe = porosidad efectiva (fracción), Vsh = arcillosidad (fracción), Rsh =

resistividad de la lutita (ohm-m), Rt = resistividad verdadera de la formación (ohm-m).

En 1969, Bardon & Peid modificaron la relación de Simandoux agregando a cada término (1-Vsh),

la cual denominaron fracción de arcilla. La expresión final es la siguiente:

( ) ( ) ( )⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛×φ×

−×××−

⎟⎟

⎠

⎞

⎜⎜

⎝

⎛⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛×φ×

−×××+⎟⎟

⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛×φ

−××=

shme

shshW

n/12

shme

shshW

tme

shWW R2

V1VRaR2

V1VRaR

V1RaS (61)


45


2.9.2.2.- Modelo de Waxman-Smiths

En 1968, Waxman y Smiths publicaron su renombrado trabajo el cual más tarde fue conocido con

el nombre de ecuación de Waxman & Smits. Desde ese entonces la ecuación fue modificada por Waxman

y Thomas (1974) y más tarde por Juhasz (1981).

El método empleado por Waxman y Smiths no solo relacionaba la saturación de agua con la

relación convencional entre la resistividad de la formación y la resistividad del agua connata sino también

con la conductividad de las arcillas contenidas en la formación. La ecuación original puede ser escrita en

términos más prácticos, es decir en función de resistividad preferiblemente que de conductividad y

despejando el término de saturación de agua:

)S/QBR1(RRFR

Swtvwt

w*

nw

*

××+××

= (62)

Los valores de n* y m* son típicamente establecidos a partir de análisis especiales de núcleos de

laboratorio. El factor de resistividad de formación corregido por arcillosidad (FR*) se expresa de la

siguiente forma:

*m

** aFR

φ= (63)

Cuando el FR* ha sido determinado a partir de información de núcleo que contiene salmuera de

alta resistividad en sus poros, o cuando se determina a partir de análisis de registros en formaciones de

agua fresca, el valor de FR* puede ser determinado a partir de la ecuación: )QBR1(FRFR vw

* ××+×= (64)

La expresión (Rw.B.QV./Sw) en las ecuaciones anteriores describe la reducción de la resistividad de

la formación causada por la presencia de arcilla. Es muy importante reconocer que este efecto se

incrementa al mismo tiempo que la saturación de agua (Sw) disminuye o lo que es lo mismo cuando la

saturación de hidrocarburos (Sh) aumenta. Este efecto se hace significativo en formaciones productoras de

hidrocarburos que tienen una salinidad del agua de formación menor de 150.000 ppm equivalente de NaCl.

El valor de Qv es definido por la ecuación:

φ×ρ×φ−×

=100

)1(CECQ ma

v (65)

QV representa la capacidad de intercambio catiónico por unidad de volumen poroso de la

formación y es medido en meq/ml del espacio poroso. La capacidad de intercambio catiónico (CEC) es

una característica que describe el número de puntos activos sobre la superficie sólida donde los cationes

son intercambiados. La capacidad de intercambio catiónico solo puede ser determinada a partir de análisis

de laboratorio a muestras de núcleos.


46


El término B es llamado conductividad específica de los cationes y es un índice de la movilidad de

los cationes absorbidos sobre la superficie arcillosa. Tan pronto como la temperatura o la concentración de

la salmuera asociada a los poros cambien la movilidad de los cationes absorbidos incrementa.

2.9.2.3.- Modelo de Indonesia (Poupon-Leveaux)

La relación de Poupon-Leveaux fue desarrollada para resolver algunos problemas en él cálculo de

las saturaciones de agua en la región del sudeste asiático (Indonesia), y es a menudo referida como la

ecuación de Indonesia. La fórmula esta integrada en 3 partes: una porción de arena, una porción arcillosa

y una porción llamada mecanismo de vínculo cruzado entre los dos tipos de roca (arena y arena arcillosa).

La fórmula de Indonesia en términos de resistividad es la siguiente:

2/nw

w

2/me

sh

)2

V1(

sh

t

SRaR

VR1

sh

×⎥⎥⎦

⎤

⎢⎢⎣

⎡

×φ

+=−

(66)

donde: Sw = saturación de agua (fracción), a = coeficiente de tortuosidad (adimensional), m = exponente

de cementación (adimensional), Rw = resistividad del agua de formación (ohm-m), φe = porosidad efectiva

(fracción), Vsh = arcillosidad (fracción), Rsh = resistividad de la lutita (ohm-m), Rt = resistividad verdadera

de la formación (ohm-m).

La ecuación de Indonesia provee de relativamente buenos resultados excepto a valores altos de

SW.

Esta ecuación fue desarrollada para usarse en Indonesia ya que allí las relativamente frescas aguas

de formación y los altos grados de arcillosidad, evidenciaban los inconvenientes presentados por otros

modelos. Posteriormente ha resultado ser útil en otras áreas y por lo tanto ha sido ampliamente usada por

los analistas de registros de pozos.

Mucha gente prefiere la ecuación de Simandoux porque es una ecuación de balance de materiales

lineal. Desafortunadamente las implicaciones geológicas y petrofísicas de la roca, sus minerales, los

fluidos que ella contiene y las condiciones del hoyo tendrán siempre un comportamiento no-lineal,

trayendo como resultado que las saturaciones determinadas a través de este modelo estarán siempre

extremadamente optimistas, es decir el resultado de la SW por esta ecuación será más bajo en comparación

al verdadero valor.


47


2.9.2.4.- Modelo de doble agua

Schlumberger propuso el modelo de doble agua a mediados de los años 70. Investigadores como

Clavier, Coates y Dumanoir intentaron usar solo la información de registros para tratar de resolver algunos

de las interrogantes acerca de la arcilla y el agua asociada a ellas.

Una pregunta crítica es: ¿Que tan certera puede ser la medición del volumen, salinidad,

conductividad o resistividad del agua asociada a las arcillas?

El termino Qv también aparece en el modelo de doble agua, tal como aparece en la ecuación de

Waxman & Smits, pero las nuevas interrogantes son: ¿Cómo encontrar una relación para el cálculo de la

capacidad de intercambio catiónico solo a través de información de registros? y ¿Será confiable el

modelo?

No se trata de condenar el modelo de Doble Agua, sino que debe entenderse que muchos de los

términos de la ecuación requieren valores que no se pueden obtener a partir de los registros, y es por eso

que este modelo fue desarrollado para darle una solución práctica a las preguntas anteriores en base a las

siguientes premisas:

• La conductividad de las arcillas es producto de su capacidad de intercambio catiónico.

• La capacidad de intercambio catiónico es proporcional al área específica sobre la superficie de la

arcilla.

El modelo de Doble Agua considera dos componentes, agua asociada a la arcilla y los minerales

de arcilla. Los minerales de arcilla son modelados por ser eléctricamente inertes, es decir la conductividad

de las arcillas es por lo tanto derivada de la conductividad del agua asociada estas (Cwb). El agua de las

arcillas es asumida independientemente del tipo de arcilla, pero su cantidad depende del tipo de arcilla

presente en la formación, y por lo tanto esta agua asociada será mayor para arcillas que tienen mayor área

de contacto en su superficie, tal como por ejemplo la montmorillonita y menor para arcillas que tienen

menor área de contacto en su superficie, tal como por ejemplo la caolinita.

El agua asociada a las arcillas es normalmente inmóvil, por lo tanto el volumen que este ocupa no

puede ser desplazado por el hidrocarburo. Como los minerales de arcilla son considerados eléctricamente

inertes, ellos pueden ser tratados tan como cualquier otro mineral.

Excluyendo en los casos en los que minerales conductivos tales como la pirita estén presentes en

la formación, el volumen poroso de la mayoría de las rocas puede ser calculado a partir propiedades

eléctricas.

La ecuación de Archie puede ser escrita en términos de la conductividad:

we

nwt

mw

t Ca

SC ×

×φ= (67)

donde: a, m, n = representa los parámetros petrofísicos convencionales, Ct = conductividad de la zona no Ing. Elías Raúl Acosta Duarte Modelo Petrofísico de Yacimientos con Alta Saturación Irreducible de Agua de la Formación Oficina

48


invadida de la formación, Cwe = conductividad equivalente del agua en los poros.

Note que la φt y la Swt se refieren al volumen poroso total, el cual incluye volúmenes de poro que

están saturados con agua asociada a las arcillas y agua connata (el cual se refiere según lo antes discutido

al agua libre o movible). La conductividad equivalente del agua (Cwe) esta representado de la siguiente

manera:

wbw

wbwwwe VV

VCVC

++×

= (68)

donde: Vw = volumen de agua libre, Vwb = volumen de agua asociada a la arcilla, Cw y Cwb = sus

conductividades.

En términos de saturación la ecuación anterior puede convertirse de la siguiente forma:

( )wwbwt

wbwwe CC

SSCC −×⎟⎟

⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛+= (69)

donde: Swb = saturación de agua asociada a la arcilla.

La ecuación anterior describe la conductividad equivalente del agua como una función de la

conductividad del agua de formación más la conductividad del agua asociada a la arcilla. La ecuación se

convierte entonces de la siguiente forma:

( )⎥⎥⎦

⎤

⎢⎢⎣

⎡−×⎟⎟

⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛+×

×φ= wwb

wt

wbw

nwt

mw

we CCSS

Ca

SC (70)

La porosidad y la saturación de agua de la arena, es decir la formación limpia es obtenida

mediante la resta al volumen poroso de la fracción de agua de arcilla. La ecuación para la porosidad

efectiva es por lo tanto:

)S1( wbt −×φ=φ (71)

Y la ecuación para la saturación de agua es dada como:

wb

wbwtw S1

SSC

−−

=

(72)

Cuatro son los parámetros que deben ser determinados para lograr la evaluación de arenas

arcillosas a través del modelo de Doble Agua:

• Resistividad (Rw) o Conductividad (Cw) del agua connata movible.

• Resistividad (Rw) o Conductividad (Cw) del agua asociada a la arcilla.

• Porosidad Total (φt).

• Saturación de agua asociada a la arcilla (Swb).


49


2.10.- Sincronización de la interpretación de perfiles con las pruebas de producción (8)

Varios investigadores han estudiado la relación entre las curvas de los perfiles y la saturación de

fluidos presentes en la arena analizada.

El gran problema en la interpretación de perfiles antiguos es la determinación de un valor bueno

de porosidad (φ). Los otros problemas son la determinación de la resistividad del agua de formación (RW)

y la resistividad verdadera de la formación (Rt) en arenas resistivas delgadas.

Por estas razones es que se han desarrollado métodos como el de las Montañas Rocosas (Rocky

Mountain method) mostrado en la Figura 17. Este método es utilizable en áreas de roca dura donde ocurre

una invasión de filtrado de lodo normal o profunda. El método utiliza la normal corta (R16) como

indicador de porosidad y el potencial espontaneo (SP) como un indicador de la resistividad del agua de la

formación. La Rt para este gráfico debe ser obtenida de la curva lateral.

Figura. 17.- Método de las Montañas Rocosas para saturación de agua.


50


La Figura 18 es el gráfico de interpretación de Derrick Floor derivado de la Figura 17, muestra la

separación relativa entre R16 (normal corta) y Rt (lateral) para una zona de agua y para una zona de

hidrocarburo con 40% de saturación de agua. Este gráfico puede ser útil para distinguir cualitativamente

arenas de hidrocarburo de las de agua.

Figura. 18.- Gráfico de interpretación de Derrick Floor.

Desde mediados de los años 70 los ingenieros Rosales y Antinucci se han abocado a lo que han

llamado “Sincronización de la interpretación de perfiles con las pruebas de producción de pozos”,

logrando establecer un espectro de interpretación cualitativa en base a la relación Rcorta / Rprofunda o Rprofunda

/ Rcorta para gas, petróleo y agua, así como el factor de movilidad involucrado. (13)


51

CAPÍTULO III METODOLOGÍA APLICADA

CAPÍTULO III.- METODOLOGÍA APLICADA 3.1.- Tipo de Investigación

De acuerdo a las características que presenta esta investigación, la misma puede clasificarse como:

• Analítica, porque trata de especificar y enfatizar las propiedades y características

importantes de fenómenos o procesos que sean sometidos a análisis, para describir sus

aplicaciones. En esta investigación el fenómeno o proceso lo representan los yacimientos

objeto de la investigación.

• Descriptiva, porque en este estudio se seleccionan una serie de variables para describir lo

que se investiga, se establecen comportamientos concretos, se describen y comprueban la

asociación entre las variables de la investigación.

• Aplicada, por cuanto sus resultados podrían utilizarse en la solución de algunos de los

problemas que confrontan los yacimientos.

• De campo, ya que la información fue obtenida de la realidad, en su ambiente natural a

través de análisis de núcleos de pozos, tabulación de datos, corridas de registros entre

otros.

3.2.- Descripción de la metodología aplicada

Se realizaron una serie de actividades (Figura 19) con el fin de alcanzar los objetivos planteados;

la secuencia de éstos se describe a continuación:


53


RECOPILACIÓN Y VALIDACIÓNDE INFORMACIÓN

Núcleos, muestras de pared, inventariode registros de los campos: Chimire,

Trico, Yopales, Budare, Boca

DETERMINACIÓN DEPARÁMETROS PETROFÍSICOS Y

DEL TIPO DE ROCA

• Ploteo de F vs φ, K vs φ, etc.

•Determinación de: Rw, ρma, Vsh a ,m,m*, n, n* , φ, K, tipo de rocas, etc.

•Escalamiento Núcleo-Perfil

SINCRONIZACIÓN CON PRUEBASDE PRODUCCIÓN

°API, corte de agua, RGP, BPD,R16 /Rt etc.

DETERMINACIÓN DEL MODELOSPETROFÍSCOS

• Arcillosidad

•Porosidad

•Saturación de agua

•Permeabilidad

INTEGRACIÓN PETROFACIES -LITOFACIES - SEDIMENTOLOGÍA

• Tipo de rocas

•Litología

•Mapa de ambiente sedimentológico

PARÁMETROS DE CORTE• Rt

•Vsh

• φe

•k

Figura 19.- Flujograma de la metodología aplicada. 3.2.1.- Recopilación y validación de la información

Se procedió a la búsqueda y recopilación de toda la información disponible, realizando un

inventario de los registros de pozos, análisis de muestras de pared o núcleos, análisis físico-químico de

aguas de formación, historias de producción/presión.

Luego de clasificar toda la información disponible, se validaron y realizaron las correcciones

necesarias, descartando la información no confiable.


54


3.2.1.1.- Edición de registros

Esta etapa se cumplió siguiendo los pasos siguientes:

• visualizar curvas certificadas

• realizar correcciones ambientales

• empalmar curvas

• ajustar profundidades

• corregir valores anómalos

• generar archivo editado

3.2.1.2.- Normalización de registros

Tomando como referencia los pozos claves en el caso de existir núcleos o el patrón litológico del

área, en el caso de no poseer núcleos, se normalizó las curvas editadas con el fin de eliminar las

diferencias entre los valores promedios, máximos y mínimos. Para ello se siguió los pasos descritos en la

nota técnica SPE 69607.(2)

3.2.1.3- Validación de muestras de agua

En esta etapa, se validaron los análisis físicoquímicos del agua de formación, tomando en

consideración los siguientes criterios:

Pozo:

• profundidad y fecha de la toma

• calidad de la cementación

Laboratorio:

• balance iónico

3.2.1.4.- Correlación muestras/núcleo-perfil

Se realizó según los pasos siguientes:

• ajustar el perfil de rayos gamma de superficie (núcleo) al del pozo

• referir todos los resultados del análisis de núcleo a la profundidad ajustada del perfil

• depurar datos de núcleo y valores anómalos


55


3.2.1.5- Clasificación de los pozos según información disponible (12)

Esta fase consistió en clasificar los pozos de los yacimientos según la información disponible en:

• Pozo clave: se define como el pozo que posee el conjunto completo de registros

(potencial espontáneo, rayos gamma, resistividad y porosidad) y además análisis de

núcleos (convencionales y/o especiales).

• Pozo Control: pozo que posee solamente información de registros (potencial

espontáneo, rayos gamma, resistividad y porosidad).

• Pozo Petrofísico: solo posee registros con potencial espontáneo y resistividad. 3.2.2.- Determinación de parámetros petrofísicos

Para la realización de una evaluación cuantitativa de los perfiles de pozos es necesario conocer los

parámetros petrofísicos de la formación, las cuales se describen a continuación:

3.2.2.1- Resistividad verdadera de la formación (Rt) Como se mencionó en la Sección 2.7.2 (Capítulo II), los perfiles de resistividad son influenciados

por varios factores, obligando al petrofísico a determinar cuando las lecturas representan Rt. Cuando se

identifica que existe influencia del diámetro del hoyo, capas adyacentes o espesor, y/o invasión del

filtrado deben hacerse las correcciones necesarias.

En este estudio se utilizó el siguiente criterio para identificar la Rt según el tipo de perfil:

• Lateral Doble (Lld): la lectura profunda de este perfil fue tomada directamente como la Rt, ya que

la resolución vertical de este perfil es el ideal para el tipo de formaciones estudiadas.(5)

• Lateral de 18 pulgadas (L18): generalmente este perfil viene en arreglo con el perfil eléctrico cuya

lectura es menos profunda. La lectura del L18 se tomó como la Rt considerando las

recomendaciones de Hilchie.(8)

• Inducción (Ild): para espesores menores a 10 pies se realizaron las correcciones necesarias para

determinar la Rt.(6)

• Eléctrico (El): igual que para el de inducción, se corrigió la curva de 64” en espesores menores a

10 pies.(14)

Luego de aplicar los criterios anteriores se estableció algunos factores de corrección prácticos para

algunos de los yacimientos estudiados, los cuales pueden ser observados en el Apéndice A.


56


3.2.2.2.- Resistividad del agua (Rw)

El cálculo de la resistividad del agua de formación, se realizó a través de diferentes métodos

dependiendo de la clase de información disponible:

a.- Análisis físicoquímicos:

Un análisis de agua es representativo cuando tiene un buen balance iónico entre sus cationes y

aniones, es decir, cuando posee cargas eléctricas iguales. Para hacer dicho balance la concentración de

cada ión reportado en el análisis físicoquímico, se debe expresar en miliequivalentes por litros (meq/lts) y

solo se acepta una diferencia menor que uno entre ambas cargas (cationes y aniones).

Para realizar la validación por balance iónico de las muestras de agua se utilizó una hoja de

cálculo de Excel creada para tal fin. Además esta hoja de cálculo indica el origen del agua según la

clasificación de Sulin y la caracteriza utilizando el diagrama de Stiff. (Figura B.1, Apéndice B)

b.- Determinando la resistividad (Ro) y la porosidad (φ), en la zona con saturación de agua (Sw) igual a

100%:

Utilizando los registros correspondientes, se tomo lectura de Ro en la zona con Sw igual 100% y

con características de arena limpia, y se determinó la φ de esta. Se promediaron dichos valores entre el

número de pozos utilizados para este cálculo. Considerando que la arena es limpia se utilizó a = 1 y m = 2

en la ecuación de Archie (Ecuación 56, Capítulo II) para determinar el factor de formación (F) con la φ

promedio. Luego con F y Ro se determina Rw despejándola de la Ecuación 55 (Capítulo II). Por último

este valor se lleva a la temperatura de la arena estudiada. En la figura siguiente existe un flujograma de

este procedimiento:

Identificación pozos conzona 100% saturada de agua

Lectura de resistividad (RO)ydeterminación de porosidad (φ)

Considerar arenalimpia (a=1, m=2)

Determinar factor formación(F) con ecuación de Archie

(Ecuación 56)

Determinar resistividadde agua (R w) con

Ecuación 55)

Llevar R w a temperatura de laformación de interés

Figura 20.- Flujograma para el cálculo de Rw por medio de perfiles.

Para verificar la validez de este método se comparó los resultados con los obtenidos de los análisis

físicoquímicos.


57


3.2.2.2.-Densidad del grano(ρma)

Para obtener el valor de la densidad del grano, se graficaron valores de frecuencia en función de

los valores de densidad de grano en un único gráfico (Figura 21), obtenidos de los análisis convencionales

de los pozos con núcleo.

00,5

11,5

22,5

33,5

2,65 2,66

ρ ma

frec

uenc

ia

Figura 21.- Histograma de densidad del grano.

3.2.2.3.- Coeficiente de tortuosidad (a) y exponente de cementación (m)

Para el cálculo de la tortuosidad (a) se realizó un gráfico log-log para las diferentes muestras de

los núcleos, los valores obtenidos del factor de formación (F), en función de la porosidad (φ) (Figura 22).

La intersección en la ordenada de la ecuación de la recta resultante de la regresión de los puntos determinó

el valor de a, siempre y cuando exista correlación, sino se forzó a uno. La pendiente de la recta define el

exponente de cementación de la formación.

y = 0,8028x-1,9586

R2 = 0,99131

10

100

1000

0,01 0,1 1

φ

F

Figura 22.- F en función de la φ.

Para el cálculo del exponente de cementación corregido por arcillosidad m* se utilizó el mismo

procedimiento descrito antes pero tomando los valores de factor de formación corregidos por arcillosidad.

En los casos donde no existían muestras de núcleos se utilizaron los siguientes valores

empíricos:


58


Tabla 8.- Valores empíricos para a y m. Tipo de roca Propuesta por a m Consolidadas Archie 1 2

no consolidadas Humble 0.62 2.15 no consolidadas Humble (modif.) 0.81 2

Promedio Carothers 1.45 1.54 Arcillosas Carothers 1.63 1.33

Para determinar cuales valores empíricos utilizar se procedió de la manera siguiente:

Asumiendo el modelo lineal para el volumen de arcilla se determinó para cada intervalo evaluado

las porosidades efectivas (φe), utilizando la Ecuación 56 (Capítulo II) se determinó el F para cada par de

valores empíricos. Luego se comparó el promedio del F para cada par de valores empíricos con F obtenido

por la Ecuación 55 (Capítulo II). Los valores empíricos del F que más se acercara a este valor fue el

seleccionado. Este procedimiento (Figura 23) se validó en el yacimiento M1 NS-301 donde los valores de

a y m obtenidos por este método fueron muy similares al del análisis de núcleos.

Considerar modelo lineal dearcillosidad y determinarporosidad efectiva ( φe)

Promediar F entrenúmero de pozos

(lentes)

Determinar factorformación (F) con

Ecuación 56 para cadapara de valores

empíricos (a y m)

Comparar valor promedio deF con el determinado por

Ecuación 55

Tomar el valor de a y m cuyo F promedio másse acerque al del paso anterior

Figura 23.- Flujograma para la determinación de a y m.

3.2.2.4.- Exponente de saturación (n)

Para el cálculo de n se realizó un gráfico log-log para las diferentes muestras de los núcleos, los

valores obtenidos del índice de resistividad (Figura 24), en función de la saturación de la solución salina

utilizada en la prueba de laboratorio, obteniendo como resultado la mejor recta que se ajuste a los puntos

representados, cuya pendiente define el exponente de saturación.


59


y = 1,0224x-1,7221

R2 = 0,99170,01

0,1

1

10

100

0,1 1

Sw

IR

Figura 24.- Índice de resistividad en función de la saturación de la salmuera.

Para el cálculo del exponente de saturación corregido por arcillosidad n* se utilizó el mismo

procedimiento descrito anteriormente pero tomando los valores de índice de resistividad corregidos por

arcillosidad.

En el caso de no disponer de análisis de núcleo para este parámetro se asumió el valor de n como

2, que es muy común cuando la fase humectante predominante es el agua. 3.2.3.- Determinación del tipo de roca (petrofacies)

La petrofacies se determinó identificando las tendencias del tipo de rocas. No se pudo determinar

por análisis de presión capilar debido a que ninguno de los pozos tiene información al respecto. 3.2.3.1.- Identificación del tipo de rocas

Siguiendo los pasos descritos en la Sección 2.5.1.1 del Capítulo II, se identificaron los tipos de

roca con los valores de permeabilidad al aire (ka) y porosidad (φ) de los análisis de núcleo (Figura 25)

Figura 25.- Identificación del tipo de roca.


60


Una vez determinados los diferentes intervalos entre los cuales se distribuye la nube de puntos, se

procedió a su clasificación de acuerdo a la Tabla 6 (Capítulo II).

3.2.3.2.-Análisis de las curvas de presión capilar

Al no existir información de presión capilar, se elaboraron las curvas para cada tipo de roca,

utilizando las correlaciones Corpoven-Total para sistema agua-petróleo:

( )W

6.0*W

SS2135.2klog5135.0Pc

−×+×−= (73)

donde: Pc = presión capilar (lpc), k = permeabilidad (mD), SW = saturación de agua (fracción), = (S*WS W

- SWir )/(1- SWir), SWir = saturación irreducible de agua (fracción)

3.2.4.- Establecimiento de modelos petrofísicos 3.2.4.1.- Modelo de arcillosidad

Como no existe análisis petrográficos (difracción de rayos X) de núcleos que puedan aportar

información sobre el volumen de arcilla, se procedió a determinar el índice de arcillosidad y el volumen

de arcilla utilizando los modelos establecidos, seleccionando como modelo a utilizar aquel que más se

ajustó a los volúmenes de arcilla reportados por en algunos análisis convencionales.

Para cada modelo existente (Larinov, Clavier, Steiber) se determinó la porosidad efectiva (φe) y

luego el factor de formación (F) por la Ecuación 56 (Capítulo II), utilizando los valores empíricos

determinados previamente. El promedio de F para cada modelo se comparó con el obtenido por la

Ecuación 55 (Capítulo II), el modelo con el valor más cercano fue el seleccionado (Figura 26).

Determinar para cadamodelo de arcillosidad la

porosidad efectiva ( φe)

Promediar F entrenúmero de pozos

(lentes)

Determinar factorformación (F) con

Ecuación 56 utilizando losvalores de a y m

previamente identificados

Comparar valor promedio deF con el determinado por

Ecuación 55

Tomar el modelo de arcillosidad cuyo Fpromedio más se acerque al del paso anterior

Figura 26.- Flujograma para la determinación del modelo de arcillosidad.


61


3.2.4.2.- Modelo de porosidad

Durante esta etapa se procedió a calcular la porosidad en el pozo con núcleo, utilizando los

registros de porosidad disponibles y sus respectivas ecuaciones (Sección 2.3.3.2, Capítulo II) para el

cálculo de la porosidad total, determinando de esta última la porosidad efectiva al quitarle el efecto del

volumen de arcilla calculado del paso anterior.

3.2.4.3.- Modelo de saturación de agua

Existen varios modelos, entre los cuales los más utilizados están Archie, Simandoux, Waxman &

Smits, Doble agua, etc (Sección 2.9.2, Capítulo II). Se compararon los valores de cada uno con la

saturación irreducible de agua (Swirr)), el modelo que más reprodujo estos valores fue el seleccionado.

Se recomienda para la Swirr los análisis de presión capilar. Otra alternativa es mediante la ecuación

de Darcy con la prueba inicial del pozo estructuralmente ubicado al tope y con AyS ≤ 1% (Swinicial ≤ Swirr).

Otra forma es mediante la siguiente correlación (9):

t

shshWirr

VSφφ×

= (74)

donde: Swirr = saturación irreducible de agua (fracción), Vsh = volumen de arcilla (fracción), φsh =

porosidad de la lutita (fracción), φt = porosidad total (fracción).

3.2.4.4.- Modelo de permeabilidad Se realizó una análisis previo para seleccionar los modelos que mejor aplican para el área en

estudio. Para ello se utilizó el manual de petrofísica del Profesor Tiab(15) donde se consultaron los pro y

contra de los modelos allí señalados. Se seleccionó para ensayar el de Timur, por ser el más utilizado en el

área; Smit, por considerar el exponente de cementación (m) y Coats & Dumanoir; por ser una

modificación de Smit (Sección 2.4.2.2, Capítulo II).

Para determinar el modelo se calcularon los valores de permeabilidad para cada intervalo

estudiado, escogiendo el que más se asemejara al valor o valores de permeabilidad obtenido en el núcleo.

Se aplicaron correlaciones para corregir las permeabilidades por efecto Klinkenberg. Los valores

resultaron muy similares a los originales, esto debido a que las permeabilidades reportadas son bajas y en

estos casos el aire tiende a comportamiento más parecido al líquido.


62


3.2.5.- Sincronización de los modelos petrofísicos con información de producción de pozos Para validar y establecer los modelos definitivos de la sección anterior, se utilizó información de

la producción de los pozos, tales como: corte de agua, relación gas-petróleo, tasas de producción,

gravedad API, entre otras.

Por ejemplo para establecer el modelo de agua es muy importante conocer la producción de agua

de los pozos evaluados. En el caso de la permeabilidad, donde se determinó los mejores valores en teoría

deben ser los mejores pozos productores.

También se intentó relacionar la interpretación de los perfiles con las pruebas iniciales de

producción de los pozos (Sección 2.10, Capítulo II) 3.2.6- Integración de la información de petrofacies, litofacies y ambiente sedimentario Utilizando la información de los tipos de roca (petrofacies) estimadas en esta investigación, las

descripciones litológicas de las muestras de núcleos y de pared, y los mapas de electrofacies (ambiente

sedimentario) existentes, se procedió a analizar la relación entre ellos con el fin de evaluar el grado de

integración de los mismos.

3.2.7- Determinación de parámetros de corte Después de sincronizar los modelos con la información de producción se procedió a determinar

los parámetros petrofísicos de corte. Estos representan los límites que indicarán cuando una arena será

comercialmente explotable. Para ello se realizaron las siguientes gráficas:

• Resistividad corregida en función de la saturación de agua para determinar la saturación de agua

corte con la resistividad corte estimada previamente.

• Resistividad corregida en función de la arcillosidad para estimar el volumen de arcilla corte.

• Porosidad efectiva en función de la arcillosidad para determinar la porosidad efectiva corte.

• Permeabilidad en función de la porosidad efectiva para estimar la permeabilidad corte.

Adicionalmente estos gráficos permitieron identificar correlaciones entre los parámetros

graficados, que pueden ser utilizados para una evaluación rápida de los yacimientos estudiados.


63

CAPÍTULO IV ANÁLISIS DE RESULTADOS

CAPÍTULO IV.- ANÁLISIS DE RESULTADOS 4.1.- Recopilación y validación de la información

En toda investigación la etapa de recopilación y validación de la información puede considerarse

la más importante, tomando en cuenta que de este proceso depende la calidad y el grado de certidumbre de

los resultados a obtener. En la Tabla 9 se resume la información recopilada y validada de los pozos

estudiados, distribuidos por yacimiento: Tabla 9.- Información de perfiles de pozos.

Yacimiento Pozos SP GR Elec /Ind Lat Micro Cali GR

espect. Den Neu Comp Forma Digital

M1 NS-301 83 83 22 83 0 5 4 0 8 8 5 34 D2U OM-354 10 10 3 10 0 0 0 0 1 0 0 7

N1 YS-66 48 48 48 48 2 2 47 0 46 29 2 45 R4U BDV-13 14 14 10 14 0 0 8 0 12 9 0 14

P2 SG-103 21 21 8 21 0 5 0 0 0 1 0 0 K OM-204 7 7 5 7 0 0 0 0 1 1 0 0 N2 OG-286 11 11 3 11 0 0 0 0 2 2 0 0 E1 OM-307 5 5 0 5 0 0 0 0 0 0 0 0 E1 OM-386 2 2 1 2 0 0 1 0 0 0 0 0

Total 191 191 97 191 2 12 60 0 69 50 7 93

Se puede observar que existe un gran porcentaje (49%) de información que no está disponible en

formato digital, obligando a los petrofísicos a trabajar con los formatos físicos, limitando la posibilidad de

utilizar las herramientas computacionales existentes que agilizan el proceso de evaluación.

Es importante recalcar que la muestra de pozos analizados representa en cada yacimiento más del

85% de la población total de pozos que atraviesan a estos, por lo que la relación muestra – población es

alta y se reduce el margen de error con respecto a esta relación.

De manera simultánea se recopiló y validó la información de muestras de pared, de núcleo y de

agua de formación, la cual se resume en la Tabla 10:


65


Tabla 10.- Información de análisis de núcleos y agua de formación. Análisis Yacimiento Pozos

Muestra pared Núcleo Agua M1 NS-301 83 23 16 5

D2U OM-354 10 2 0 1 N1 YS-66 48 4 1 1

R4U BDV-13 14 0 0 1 P2 SG-103 21 0 3 0 K OM-204 7 3 0 0 N2 OG-286 11 2 0 0 E1 OM-307 5 2 0 0 E1 OM-386 2 0 0 0

Total 191 36 20 7

En la tabla anterior se aprecia que solo el yacimiento M1 NS-301 posee información relativamente

abundante y distribuida arealmente (Anexo 1) de análisis convencionales de núcleos. Esto permitió el

análisis de los parámetros petrofísicos tanto por zonas como en conjunto.

El yacimiento N1 YS-66 posee un análisis especial de núcleo ubicado en la zona Oeste (Anexo 3),

que fue utilizado como referencia para esa zona del yacimiento. Este fue descartado parcialmente debido a

que los análisis especiales solo involucran dos muestras, no representando una tendencia verdadera. En

este caso se utilizó solo la parte convencional del análisis.

Los análisis del yacimiento P2 SG-103 están localizados en la zona Este (Anexo 5), cerca del

límite de roca y fueron útiles para calibrar la información originada de perfiles en esa zona del yacimiento. 4.1.1.- Clasificación de los pozos según la información disponible

Luego de validar la información recopilada se clasificó los pozos según la información disponible

(Sección 3.2.1.5, Capítulo III). En la Tabla 11 se presenta la cantidad de pozos por cada tipo: Tabla 11.- Clasificación de los pozos según información encontrada.

Número de Pozos Yacimiento Total Clave Control Petrofísico

M1 NS-301 83 10 21 52 D2U OM-354 10 0 3 7

N1 YS-66 48 1 47 0 R4U BDV-13 14 0 10 4

P2 SG-103 21 3 8 10 K OM-204 7 0 5 2 N2 OG-286 11 0 2 9 E1 OM-307 5 0 0 5 E1 OM-386 2 0 1 1

Total 191 14 97 90


66


En los yacimientos M1 NS-301 y P2 SG-103, se clasificaron los pozos con análisis de núcleo

como claves, a pesar de no tener el juego completo de registros. En el Anexo se pueden observar la

distribución de los pozos claves en los yacimientos.

Al analizar la Tabla 11 podemos observar que existen muchos yacimientos donde la mayoría de

sus pozos están clasificados como petrofísicos. Esta situación obliga al petrofísico a establecer

correlaciones para determinar parámetros petrofísicos sintéticos en estos pozos. Por ejemplo en el

yacimiento M1 NS-301 existe poca información disponible referida a porosidad (densidad o neutrón), se

obtuvo estos valores correlacionando valores existentes en todos los pozos con los que faltaban

(crossplot). En secciones posteriores de este capítulo se describirá más a fondo este proceso.

4.2.- Determinación de parámetros petrofísicos En esta sección se presentan y analizan los resultados logrados para cada parámetro petrofísico. 4.2.1.- Resistividad verdadera de la formación (Rt) La resistividad es un parámetro importante para establecer la saturación de agua. Considerando los

criterios planteados en el Capitulo III (Sección 3.2.2.1) se determinó la resistividad en cada intervalo de

los pozos analizados. En la Tabla 12 se presenta un resumen de estos valores.

Tabla 12.- Valores de Rt.

Yacimiento Rt

promedio (ohm-m)

Rt Máximo (ohm-m)

Rt mínimo (ohm-m)

Ro (ohm-m)

Rsh (ohm-m)

M1 NS-301 17.15 43.2 3.5 1.96 1.77 D2U OM-354 10.13 12 7.5 1.8 1.4

N1 YS-66 5.88 14 2 1.41 1.29 R4U BDV-13 6.47 9.98 2.75 1.44 1.5

P2 SG-103 5.4 9 3 1.76 1.89 K OM-204 4.61 7 3 1.8 1.7 N2 OG-286 15.9 36 6 1.66 1.89 E1 OM-307 6.06 13.2 3.3 1.5 1.6 E1 OM-386 5.08 19 4.05 2 1.6

En el yacimiento N1 YS-66, donde la mayoría de los espesores están en un rango de 2 a 5 pies

(Apéndice B, Figura B.4), se hizo necesario establecer tablas de factores prácticos de corrección

(Apéndice A, Tabla A.1). Luego de realizar las correcciones se observó una gran diferencia entre el valor

promedio leído 3.11 ohm-m y el corregido 5.88 ohm-m (Tabla 12). En el Apéndice A se resume en tablas

los factores prácticos de corrección para otros yacimientos donde fue posible establecerlos.


67


4.2.2- Resistividad del agua (Rw) Uno de los parámetros más importantes en cualquier evaluación petrofísica es la Rw, más aún en

este estudio que se utilizó para calcular el factor de formación que sirvió de parámetro de comparación

para determinar el coeficiente de tortuosidad, el exponente de cementación y el modelo de arcillosidad.

En la Tabla 13 se observan los valores de Rw a la temperatura de cada yacimiento.

Tabla 13.- Valores de RW obtenidos.

Yacimiento Rw (ohm-m)

NaCl eq (p.p.m.)

Temperatura (°F) Fuente

M1 NS-301 0.16 14302 200 Análisis D2U OM-354 0.30 8778 167 Análisis

N1 YS-66 0.18 18252 140 Análisis R4U BDV-13 0.12 27456 145 Análisis

P2 SG-103 0.11 24034 180 Perfiles K OM-204 0.21 13898 155 Perfiles N2 OG-286 0.14 18457 180 Perfiles E1 OM-307 0.40 6345 170 Perfiles E1 OM-386 0.37 6894 170 Perfiles

Todos las Rw obtenidas de análisis de agua fueron comparados con las obtenidas por los perfiles,

esto se realizó con el fin de calibrar la metodología utilizando los perfiles. 4.2.3.- Densidad del grano de formación (ρma) Luego de analizar el histograma de frecuencia (Figura 27) del yacimiento M1 NS-301 se

determinó que la ρma como el valor más frecuente: 2.63gr/cc.

0

1

2

3

4

2.57 2.58 2.59 2.60 2.61 2.62 2.63 2.64 2.65 2.66 2.67

Frec

uenc

ia

0

3

6

9

12

Densidad (gr/cc)

Frec

uenc

ia A

cum

ulad

a

Figura 27.- Yacimiento M1 NS-301, Histograma de ρma de análisis de núcleo.

En el yacimiento N1 YS-66 se determinó que la ρma es 2.60 gr/cc (Figura 28).


68


á s s de úc eos

0

1

2

3

2.60 2.61 2.62 2.63

Frec

uenc

ia

0

1

2

3

Densidad (gr/cc)

Frec

uenc

ia A

cum

ulad

a

Figura 28.- Yacimiento N1 YS-66, Histograma de ρma de análisis de núcleo.

Para los yacimientos sin análisis de ρma se asumió el valor de 2.65 gr/cc 4.2.4.- Coeficiente de tortuosidad (a) y exponente de cementación (m) Luego de aplicar los pasos descritos en el Capítulo III (Sección 3.2.2.3), se obtuvo el coeficiente a

y el exponente m para los yacimientos con análisis de núcleo.

Para el yacimiento M1 NS-301 se obtuvo valores de a = 1.67 y m = 1.24 (Figura 29), valores muy

similares a los propuestos por Carothers en 1958 para arenas arcillosas. Estos valores se consideraron

representativos tomando en cuenta que provienen de análisis de núcleos que están bien distribuidos

arealmente en el yacimiento. (Anexo 1)

y = 1.6722x-1.2385

R2 = 0.8243

1

10

100

0.01 0.1 1 10


Fact

or d

e Fo

rmac

ión

Figura 29.- Yacimiento M1 NS-301, Factor de formación en función de la porosidad

obtenidos de análisis de núcleos.


69


No se logró corregir m por arcillosidad (m*) al no existir los análisis necesario para ello.

En los yacimientos donde no se disponían de análisis de núcleo o estos fueron considerados no

confiables se utilizó la metodología descrita en el Capítulo III (Sección 3.2.2.3). También se aplicó al

yacimiento M1 NS-301 como una forma de validar la metodología con los resultados a partir del análisis

de núcleo. En la tabla siguiente se puede observar los valores de a y m obtenidos para los yacimientos

estudiados. Tabla 14.- Valores de a y m obtenidos.

Yacimiento a m M1 NS-301 1.67 1.24

D2U OM-354 1.65 1.33 N1 YS-66 1.65 1.33

R4U BDV-13 1.65 1.33 P2 SG-103 1.65 1.33 K OM-204 1.65 1.33 N2 OG-286 1.65 1.33 E1 OM-307 1.65 1.33 E1 OM-386 1.65 1.33

En el yacimiento P2 SG-103 se obtuvo valores de a = 1.57 y m = 1.64 (Figura 30), valores

cercanos a los propuestos para arenas promedio, pero no se consideró representativo del mismo, debido a

que provienen de análisis de núcleos ubicados solo en la zona este del yacimiento. Por este motivo se

tomó los valores obtenidos por la metodología antes mencionada.

y = 1.5668x-1.6415

R2 = 0.8077

1

10

100

1000

0.01 0.1 1 10


Fact

or d

e Fo

rmac

ión

Figura 30.- Yacimiento P2 SG-103, Factor de formación en función de la porosidad

obtenidos de análisis de núcleos. Ing. Elías Raúl Acosta Duarte Modelo Petrofísico de Yacimientos con Alta Saturación Irreducible de Agua de la Formación Oficina

70


4.2.5.- Exponente de saturación (n)

El único yacimiento que posee los análisis necesarios para determinar este parámetro es el P2 SG-

103, en el cual luego de graficar según la sección 3.2.2.4 del Capitulo III se obtuvo que n= 1.82 (Figura

31)

y = 0.0716x-1.8232

R2 = 0.9309

1

10

0.1 1Saturación salmuera (fracción)

Índi

ce d

e re

sist

ivid

ad

Figura 31.- Yacimiento P2 SG-103, Índice de resistividad en función de la saturación de

salmuera obtenidos de análisis de núcleos.

No se logró corregir n por arcillosidad (n*) al no existir los análisis necesario para ello.

Como los demás yacimientos estudiados no poseen análisis de núcleos con índices de resistividad

en función de la saturación de salmuera, se tomó como valor n = 2. Este valor es común para yacimientos

fuertemente humectados por agua.

4.3.- Determinación del tipo de roca 4.3.1.- Determinación del radio de poro e identificación del tipo de rocas (petrofacies) La identificación del tipo de roca se logró al graficar la permeabilidad al aire (ka) en función de la

porosidad (φ) del núcleo (Apéndice B) como se explica en el Capítulo III (Sección 3.2.3.1). Luego de

identificar los tipos de rocas se realizaron histogramas de frecuencia para visualizar las tendencias de

estos.

En la Figura 32 se observa que para el yacimiento M1 NS-301, el tipo de roca predominante es el

mesoporoso (43%), seguido del macroporoso (29%). Esto nos indica que los radios de garganta de los

poros son pequeños en este yacimiento y que la saturación irreducible de agua (SWirr) será alta.


71


0

8

16

24

32

40

48

56

MICRO MESO MACRO MEGA

Frec

uenc

ia

0

16

32

48

64

80

96

112

128

Tipo de roca

Frec

uenc

ia A

cum

ulad

a

MICRO8%

MESO43%

MACRO29%

MEGA20%

Figura 32.- Yacimiento M1 NS-301, Histograma de frecuencia y distribución porcentual de tipo de roca partir de análisis de núcleos.

En el yacimiento N1 YS-66, el tipo de roca predominante (Figura 33) es el microporoso (49%),

seguido del mesoporoso (38%). Esto nos indica que los radios de garganta de los poros son mucho más

pequeños que en el yacimiento M1 NS-301 y que la saturación irreducible de agua será mayor. Análisis de Núcleo

0

1

2

3

4

5

NANO MICRO MESO

Frec

uenc

ia

0

2

4

6

8

10

Tipo de roca

Frec

uenc

ia A

cum

ulad

a

NANO13%

MICRO

MESO38%

49%

Figura 33.- Yacimiento N1 YS-66, Histograma de frecuencia y distribución porcentual de tipo de roca partir de análisis de núcleos.

En el yacimiento P2 SG-103, el tipo de roca predominante (Figura 34) es el microporoso (50%),

seguido del mesoporoso (29%).

0

1

2

3

4

5

6

7

MICRO MESO MACRO MEGA

Frec

uenc

ia

0

2

4

6

8

10

12

14

Tipo de roca

Frec

uenc

ia A

cum

ulad

a

MICRO50%

MESO25%

MACRO8%

MEGA17%

Figura 34.- Yacimiento P2 SG-103, Histograma de frecuencia y distribución porcentual de tipo de roca partir de análisis de núcleos.


72


Al analizar los valores de φ y k obtenidos a través de perfiles utilizando los modelos que se

mencionan en la sección siguiente, se logró identificar el tipo de roca en los pozos sin información de

núcleos. Esto permitió comparar estos valores con los obtenidos a partir de análisis de núcleos, los cuales

se resume en la siguiente tabla: Tabla 15.- Comparación del tipo de roca obtenidos de núcleos y perfiles.

Tipo de roca predominante Yacimiento Núcleos Perfiles

M1 NS-301 Meso Macro D2U OM-354 **** Macro

N1 YS-66 Micro Meso R4U BDV-13 **** Meso

P2 SG-103 Micro Meso K OM-204 **** Meso N2 OG-286 **** Macro E1 OM-307 **** Meso E1 OM-386 **** Meso

Se aprecia en la tabla que en el yacimiento M1 NS-301 el tipo de roca predominante obtenido por

perfiles es mayor al logrado por análisis de núcleos, esto se debe a que la evaluación con perfiles cubre

una extensión areal y vertical mayor que la lograda por análisis de núcleos, involucrando más las zonas

con tamaño de grano más grueso. Esta situación es más notorio en los yacimientos N1 YS-66 y P2 SG-103

donde además de la poca cantidad de núcleos existentes, estos fueron tomados en el extremo Oeste y Este

respectivamente, donde la roca predominante es el microporoso.

4.3.2.- Análisis de las curvas de permeabilidad relativa (kr) y presión capilar (PC) Al no existir análisis de curvas de kr ni de PC para los yacimientos estudiados, estos fueron

generados por medio de las correlaciones desarrolladas por Total (Sección 2.4.3.1.2, Capítulo II; Sección

3.2.3.2, Capítulo III). Luego de identificar los tipos de rocas predominantes, se generaron las curvas para

cada una de ellas (Figura 35). Roca mesoporosa

0.0

0.1

0.2

0.3

0.4

0.5

0.6

0.7

0.8

0.9

1.0

0.00 0.10 0.20 0.30 0.40 0.50 0.60 0.70 0.80 0.90 1.00Saturación de agua (fracción)

Perm

eabi

lidad

rela

tiva

al p

etró

leo

(Kro

)

0.0

0.1

0.2

0.3

0.4

0.5

0.6

0.7

0.8

0.9

1.0

Perm

eabi

lidad

rela

tiva

al p

etró

leo

(Kw

o)

krokrw

Sw irr = 0.18

Sw cruce = 0.60

Sor = 0.300.0

0.1

0.2

0.3

0.4

0.5

0.6

0.7

0.8

0.9

1.0

0.00 0.10 0.20 0.30 0.40 0.50 0.60 0.70 0.80 0.90 1.00

Saturación de agua (fracción)

Perm

eabi

lidad

rela

tiva

al p

etró

leo

(Kro

)

0.0

0.1

0.2

0.3

0.4

0.5

0.6

0.7

0.8

0.9

1.0

Perm

eabi

lidad

rela

tiva

al p

etró

leo

(Kw

o)

krokrw

Sw irr = 0.11

Sw cruce = 0.55

Sor = 0.26

Figura 35.- Yacimiento M1 NS-301, Curvas de kr para rocas mesoporosas y macroporosas. Ing. Elías Raúl Acosta Duarte Modelo Petrofísico de Yacimientos con Alta Saturación Irreducible de Agua de la Formación Oficina

73


Si consideramos despreciables los primeros valores de Krw (>0.0001) se puede inferir que la SWc =

26% y 19% para las rocas mesoporosas y macroporosas respectivamente. A partir de estos valores

comenzaran a producirse agua en los pozos productores. Se observan en la Figura 29 los valores de SW a

partir de los cuales el agua fluirá preferencialmente en el yacimiento, 60% y 55% para las rocas

mesoporosas y macroporosas respectivamente. Esto se debe al efecto de la PC en cada tipo de roca. En la

Figura 36 se muestra como la tendencia de la PC es mayor para las rocas mesoporosas.

0

10

20

30

40

50

60

0 0.1 0 .2 0 .3 0 .4 0 .5 0 .6 0 .7 0 .8 0 .9 1

S aturac ión de agua (fracc ión )

Pres

ión

capi

lar (

lpc)

M eso

M acro

Figura 36.- Yacimiento M1 NS-301, Curvas de PC para cada tipo de rocas.

En las Tablas 16 y 17 se resumen los valores más importantes de las curvas de kr y PC, las figuras

respectivas están ubicadas en el Apéndice B. Tabla 16.- Valores más importantes de las curvas de kr y PC (roca mesoporosa).

Yacimiento SWirr (%)

SWcrítica (%)

SWcruce (%)

SOr (%) Kro max Krw max

PC max (lpc)

PC min (lpc)

M1 NS-301 22 26 61 31 0.56 0.15 42.53 2.59 D2U OM-354 29 35 65 26 0.46 0.14 40.15 3.93

N1 YS-66 24 32 63 30 0.50 0.14 42.91 2.74 R4U BDV-13 24 32 62 28 0.52 0.15 39.56 1.91

P2 SG-103 24 28 62 28 0.50 0.14 38.69 2.45 K OM-204 25 32 62 27 0.50 0.14 38.19 2.42 N2 OG-286 20 29 61 29 0.55 0.15 40.5 2.54 E1 OM-307 28 35 63 26 0.46 0.13 41.74 2.51 E1 OM-386 27 34 63 27 0.50 0.14 40.04 2.54


74


Tabla 17.- Valores más importantes de las curvas de kr y PC (roca macroporosa).

Yacimiento SWirr (%)

SWcrítica (%)

SWcruce (%)

SOr (%) Kro max Krw max

PC max (lpc)

PC min (lpc)

M1 NS-301 13 19 57 32 0.69 0.19 41.92 2.27 D2U OM-354 24 31 62 28 0.46 0.13 31.86 2.86

N1 YS-66 19 27 60 30 0.58 0.15 34.27 1.91 R4U BDV-13 18 30 59 30 0.60 0.17 31.79 2.23

P2 SG-103 17 29 59 31 0.62 0.17 27.67 2.04 K OM-204 20 31 60 29 0.58 0.16 31.51 1.98 N2 OG-286 14 21 57 32 0.68 0.18 38.25 2.19 E1 OM-307 *** *** *** *** *** *** *** *** E1 OM-386 *** *** *** *** *** *** *** ***

4.4.- Establecimiento de modelos petrofísicos 4.4.1.- Modelo de arcillosidad (Vsh) El establecimiento del modelo de arcillosidad es de suma importancia, debido a que de él

dependen las correcciones por Vsh para determinar la porosidad efectiva.

Antes de establecer el modelo para cada yacimiento se comparó la información de núcleos y de

perfiles mediante el gráfico mostrado en la Figura 37. Se graficaron las arcillosidades para los distintos

modelos existentes utilizando cada pozo clave para este parámetro del yacimiento M1 NS-301. El modelo

que más se acerca a la línea de 45° es Clavier.

0.00

0.05

0.10

0.15

0.20

0.25

0.30

0.35

0.40

0.00 0.05 0.10 0.15 0.20 0.25 0.30 0.35 0.40Arcillosidad de perfiles

Arc

illos

idad

de

anál

isi d

e nú

cleo

45ºLinealLarinov R.A.Larinov R.T.C lavierStieber 1Stieber 2Stieber 3

Figura 37.- Yacimiento M1 NS-301, Pozo OM-327, Comparación entre Vsh de análisis de

núcleo y de perfiles.


75


Para establecer el modelo en los yacimientos estudiados se elaboró tablas comparativas (Apéndice

A), luego de aplicar la metodología descrita en el Capítulo III (Sección 3.2.4.1). A continuación se

presenta una tabla de comparación con la información de análisis de núcleos: Tabla 18.- Comparación entre Vsh obtenida de núcleos y de perfiles.

Volumen de arcilla (%) Yacimiento Pozo

Núcleos Perfiles NS-309 21 18

24 27 OM-303

18 16 19 16

M1 NS-301

OM-327 11 13

Se observa en la tabla que los valores de Vsh obtenidos por perfiles son muy cercanos a los de

análisis de núcleo, a pesar de ello se reajustó el modelo de Clavier para mejorar el cotejo núcleo – perfil:

( )( )9047.0

212

shsh 7.0I38.37.18813.0V ⎟⎠⎞

⎜⎝⎛ +−−= (75)

En la tabla siguiente se resume los modelos y valores logrados para cada yacimiento: Tabla 19.- Modelo de Vsh y valores obtenidos distribuidos por tipo de roca.

Volumen de arcilla Yacimiento Modelo Promedio (%) Meso (%) Macro (%)

M1 NS-301 Clavier modificado por Acosta & Rosales 21 25 – 47 06 – 25

D2U OM-354 Stieber 3 16 16 – 21 11 – 16 N1 YS-66 Stieber 3 21 24 – 29 14 – 24

R4U BDV-13 Clavier modificado por Acosta & Rosales 16 18 – 34 08 – 18

P2 SG-103 Clavier modificado por Acosta & Rosales 16 16 - 30 07 – 16

K OM-204 Stieber 3 19 17 – 28 13 – 17 N2 OG-286 Stieber 3 17 17 – 43 10 – 17 E1 OM-307 Stieber 3 30 21 – 34 **** E1 OM-386 Stieber 3 27 27 – 32 ****

Es importante destacar que el modelo lineal comúnmente utilizado para determinar Vsh, arroja

valores muy altos, condenando a las arenas a ser calificadas como extremadamente arcillosas (Tabla 3,

Capítulo II) y por ende no explotables. En muchos casos puede haber diferencia entre un modelo y otro de

hasta 25% en el Vsh, que llevado a términos de porosidad efectiva significa una diferencia de 8%

aproximadamente.


76


Otro punto de importancia es el de haber logrado una buena correlación entre los pozos con

información de rayos gamma (GR) y los que no tienen. En el yacimiento M1 NS-301 fue muy importante

lograr una buena a correlación, debido a que solo existen 22 pozos de 83 con perfil de GR. En este caso se

correlacionó el Vsh obtenida por la curva de potencial espontáneo (SP) con la de GR. Las ecuaciones

obtenidas para calcular el volumen de arcilla en estos pozos se pueden consultar en el Apéndice A (Tabla

A.24). 4.4.2.- Modelo de porosidad (φe) Luego de establecer el modelo de arcillosidad se procedió a determinar la φe corrigiendo la total

por arcillosidad. Se comparó la φe obtenida por perfiles con la porosidad de análisis de núcleo. En la

Figura 38 se observa como solo dos puntos se alejan de la tendencia de 45°, indicando buena correlación

núcleo – perfil. Para ajustar estos valores se determinó una ecuación de ajuste (Tabla A.24, Apéndice A) C o m p a r a c ió n p o r o s id a d a n á l is is d e n ú c le o - p e r f i l

Y a c im ie n t o M 1 N S - 3 0 1

0

0 .0 5

0 .1

0 .1 5

0 .2

0 .2 5

0 .3

0 0 .0 5 0 .1 0 .1 5 0 .2 0 .2 5 0 .3P o r o s id a d d e p e r f i l ( f r a c c ió n )

Poro

sida

d de

aná

lisis

de

núcl

eo (f

racc

ión)

4 5 °N S - 3 0 9O M - 3 0 3O M - 3 1 4O M - 3 2 7C H V - 1 5C H V - 2 8C H V - 4 5C H V - 7 1C H V - 7 9C H V - 8 1

Figura 38.- Yacimiento M1 NS-301, Comparación entre φe de análisis de núcleo y de perfiles.

El yacimiento N1 YS-66 tiene en el pozo YS-534 una muestra de núcleo con φe igual a 23% que

corresponde al segundo lente en la evaluación petrofísica donde la φe obtenida es 21%. Considerando que

los valores de φe de núcleo tienen cierto porcentaje de φe adicional, ya que al ser llevado a superficie

tienen a perder el efecto por sobrecarga, el valor obtenido es muy bueno.

Se observa en la Figura 39 como existe una muy buena correlación entre las φe


77


C o m p a r a c ió n p o r o s id a d a n á l is is d e n ú c le o - p e r f i lY a c im ie n to P 2 S G -1 0 3

0

0 .0 5

0 .1

0 .1 5

0 .2

0 .2 5

0 .3

0 0 .0 5 0 .1 0 .1 5 0 .2 0 .2 5 0 .3P o r o s id a d d e p e r f i l ( f r a c c ió n )

Poro

sida

d de

aná

lisis

de

núcl

eo (f

racc

ión)

4 5 °B V R -1 4B V R -2 2B V R -2 2B V R -2 3

Figura 39.- Yacimiento P2 SG-103, Comparación entre φe de análisis de núcleo y de perfiles.

A continuación se resume los valores logrados para cada yacimiento:

Tabla 20.- φe distribuidas por tipo de roca.

Porosidad (%) Yacimiento Promedio Meso Macro

M1 NS-301 19 07 – 17 17 – 23 D2U OM-354 17 09 – 18 18 – 23

N1 YS-66 21 15 – 24 24 – 29 R4U BDV-13 21 14 - 22 22 – 26

P2 SG-103 20 15 – 19 19 – 28 K OM-204 19 15 – 20 20 – 23 N2 OG-286 20 12 – 18 18 – 29 E1 OM-307 18 18 – 20 **** E1 OM-386 19 18 – 19 ****

Igual como ocurrió con la arcillosidad, fue necesario obtener valores de φe para los pozos sin los

perfiles indispensables para ello. En la Tabla A.24 del Apéndice A se resumen las ecuaciones logradas

para tal fin. 4.4.3.- Modelo de saturación de agua (Sw) Se logró determinar el modelo de Sw luego de analizar los valores obtenidos por los modelos

propuestos por Simandoux, Archie y Poupon (Indonesia) y compararlos con la saturación irreducible de

agua (SWirr) como se mencionó en la sección 3.2.4.3 del Capítulo III. Se descartaron los otros modelos

debido a que incluyen parámetros que no están disponibles para estos yacimientos, por ejemplo la

capacidad de intercambio catiónico (Qv) para el modelo de Waxman & Smits.


78


Bardon & Peid modificaron el modelo de Simandoux introduciendo (1-Vsh) a cada término de la

ecuación. En este estudio se planteo variaciones del término utilizando el (1-Vsh/2) del modelo de Poupon

en la ecuación de Simandoux, obteniéndose aproximadamente 15 ecuaciones distintas, de las cuales solo

las cuatros que se muestran a continuación arrojaron resultados satisfactorios:

Acosta & Rosales 1

⎟⎟⎟⎟

⎠

⎞

⎜⎜⎜⎜

⎝

⎛

×φ×

⎟⎠⎞

⎜⎝⎛ −×××

−

⎟⎟⎟⎟⎟

⎠

⎞

⎜⎜⎜⎜⎜

⎝

⎛

⎟⎟⎟⎟

⎠

⎞

⎜⎜⎜⎜

⎝

⎛

×φ×

⎟⎠⎞

⎜⎝⎛ −×××

+⎟⎟⎟⎟

⎠

⎞

⎜⎜⎜⎜

⎝

⎛

×φ

⎟⎠⎞

⎜⎝⎛ −××

=sh

me

shshW

n/12

shme

shshW

tme

shW

W R22

V1VRa

R22

V1VRa

R2

V1RaS

(76)

Acosta & Rosales 2

( )

⎟⎟⎟⎟

⎠

⎞

⎜⎜⎜⎜

⎝

⎛

×φ×

⎟⎠⎞

⎜⎝⎛ −×××

−

⎟⎟⎟⎟⎟

⎠

⎞

⎜⎜⎜⎜⎜

⎝

⎛

⎟⎟⎟⎟

⎠

⎞

⎜⎜⎜⎜

⎝

⎛

×φ×

⎟⎠⎞

⎜⎝⎛ −×××

+⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛

×φ−××

=sh

me

shshW

n/12

shme

shshW

tme

shWW R2

2V1VRa

R22

V1VRa

RV1RaS

(77)

Acosta & Rosales 3

⎟⎟⎟⎟

⎠

⎞

⎜⎜⎜⎜

⎝

⎛

×φ×

⎟⎠⎞

⎜⎝⎛ −×××

−

⎟⎟⎟⎟⎟

⎠

⎞

⎜⎜⎜⎜⎜

⎝

⎛

⎟⎟⎟⎟

⎠

⎞

⎜⎜⎜⎜

⎝

⎛

×φ×

⎟⎠⎞

⎜⎝⎛ +×××

+⎟⎟⎟⎟

⎠

⎞

⎜⎜⎜⎜

⎝

⎛

×φ

⎟⎠⎞

⎜⎝⎛ −××

=sh

me

shshW

n/12

shme

shshW

tme

shW

W R22

V1VRa

R22

V1VRa

R2

V1RaS

(78)

Acosta & Rosales 4

( )

⎟⎟⎟⎟

⎠

⎞

⎜⎜⎜⎜

⎝

⎛

×φ×

⎟⎠⎞

⎜⎝⎛ −×××

−

⎟⎟⎟⎟⎟

⎠

⎞

⎜⎜⎜⎜⎜

⎝

⎛

⎟⎟⎟⎟

⎠

⎞

⎜⎜⎜⎜

⎝

⎛

×φ×

⎟⎠⎞

⎜⎝⎛ +×××

+⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛

×φ−××

=sh

me

shshW

n/12

shme

shshW

tme

shWW R2

2V1VRa

R22

V1VRa

RV1RaS

(79)

donde: Sw = saturación de agua, a = coeficiente de tortuosidad, m = tortuosidad, Rw = resistividad del agua

de formación, φe = porosidad efectiva, Vsh = arcillosidad, Rsh = resistividad de la lutita, Rt = resistividad verdadera de la formación, n = exponente de saturación.

Introduciendo estas modificaciones en el Modelo de Simandoux se le regionaliza a las

características de las arenas arcillosas del Área Mayor de Oficina. Está planificado una investigación de

caracterización de las arcillas del área con el fin de integrar los resultados con los obtenidos en esta. De

esta forma se pretende relacionar con cada tipo de arcilla un modelo de los planteados.

Para determinar el modelo se comparó mediante un gráfico (Figura 40) la frecuencia acumulada

del error tomando como referencia la SWirr estimada para el estrato evaluado.


79


0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

110

120

0 0.05 0.1 0.15 0.2 0.25 0.3 0.35

Error menor a...

Frec

uenc

ia

SimandouxSimandoux modificada (Bardon & Pied)ArchiePouponAcosta-Rosales1Acosta Rosales2Acosta-Rosales3Acosta-Rosales4

Figura 40.- Yacimiento M1 NS-301, Comparación de frecuencia acumulada entre los modelos de SW.

Para identificar el modelo para cada yacimiento se analizó el grupo de correlaciones de la manera

siguiente: En primer lugar se estudio las frecuencias menores de 5% de error, donde se aprecia (Figura 40)

que el modelo Acosta & Rosales 1 es el de mejor cotejo con 15,21% de resultados menor a 5% de error.

Le siguen Acosta & Rosales 3 con 13.76%, Acosta & Rosales 4 con 13.04%, Simandoux modificado

(Bardon & Peid) y Simandoux con 10.14%. Si extendemos el análisis a las frecuencias menores a 15%,

Acosta & Rosales 4 pasa a ser el de mejor cotejo con 32.6%, seguido de Acosta & Rosales 3 con 30.43%,

Acosta & Rosales 3 y Acosta & Rosales 1 con 30.43%. Finalmente para errores menores a 30%, Acosta &

Rosales 4 con 57.97%, Acosta & Rosales 2 con 55.07%, Simandoux modificado (Bardon & Peid) con

53.6% y Acosta & Rosales 3 con 51.44%. Se recomienda para el yacimiento M1 NS-301 el modelo

Acosta & Rosales 4.

A todos los demás yacimientos se le aplicó este análisis para identificar el modelo de agua, los

cuales se resumen en la Tabla 21: Tabla 21.- Modelo de Sw y valores obtenidos distribuidos por tipo de roca.

Saturación agua Yacimiento Modelo Promedio (%) Meso (%) Macro (%)

M1 NS-301 Acosta & Rosales 4 28 22 – 68 14 – 27 D2U OM-354 Acosta & Rosales 2 42 40 – 52 38 – 45

N1 YS-66 Acosta & Rosales 1 42 23 – 63 25 – 51 R4U BDV-13 Acosta & Rosales 2 41 38 – 52 29 – 43

P2 SG-103 Acosta &Rosales 2 42 39 – 61 30 – 43 K OM-204 Acosta &Rosales 4 57 48 – 61 60 – 70 N2 OG-286 Acosta &Rosales 4 29 28 – 45 14 – 36 E1 OM-307 Acosta &Rosales 2 59 46 – 70 **** E1 OM-386 Acosta &Rosales 2 47 34 – 55 ****


80


Como en el área se aplica ciertos valores de a y m, se realizó un ensayo de sensibilidad para

observar el efecto de estos valores en la SW (Tabla 22): Tabla 22.- SW promedio para cada par de valores empíricos

Valores empíricos M1 NS-301 M1 NS-301 M1 NS-301 a m Sw Acosta Rosales 4 (%) Sw Simandoux (%) Sw Archie(%) 1 2 39 38 63

0.62 2.15 36 36 56 0.81 2 36 36 56 1.45 1.54 32 34 51 1.65 1.33 29 32 45

Sw es sobrestimada hasta en un 10% cuando se utilizan valores empíricos distintos a los de arenas

arcillosas (a = 1.65 y m = 1.33) y que los modelos de Simandoux y Archie tienden sobrestimar la Sw.

Después de determinar el modelo de SW, se procedió a identificar la SWirr promedio para cada tipo

de roca, graficando la SW contra la resistividad verdadera corregida (Rt) como se muestra en la Figura 41.

Así se tiene para el yacimiento M1 NS-301 que la saturación irreducible de agua (Swirr ) promedio para el

tipo de roca mesoporoso es de 22%. Para las rocas macroporosas la Swirr es 13%. p

0

5

10

15

20

25

30

35

40

45

50

0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1


Res

istiv

idad

Cor

regi

da (o

hm-m

)

Sw irr = 0.22

Rt corte = 4

Sw corte = 0.580

5

10

15

20

25

30

35

40

45

50

0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1


Res

isiti

vdad

cor

regi

da (o

hm-m

)

Sw irr = 0.13

Sw corte = 0.52

Rt corte = 5

Figura 41.- Yacimiento M1 NS-301, SW contra Rt por tipo de roca.

En la Tabla 23 se resume los valores de Swirr para cada yacimiento estudiado comparados con los

promedios obtenidos mediante la Ecuación 77 (Capítulo III). Tabla 23.- SWirr promedio distribuido por tipo de roca.

Saturación irreducible de agua Método gráfico Ecuación 77 Yacimiento

Meso (%) Macro (%) Meso (%) Macro (%) M1 NS-301 22 13 30 16

D2U OM-354 29 24 26 14 N1 YS-66 25 19 25 17

R4U BDV-13 24 18 27 11 P2 SG-103 24 18 28 12 K OM-204 25 20 26 17 N2 OG-286 20 14 31 13 E1 OM-307 28 **** 33 **** E1 OM-386 27 **** 30 ****


81


Se puede apreciar que la Ecuación 74 es una buena aproximación de la Swirr y entre sus ventajas

está el que no es necesario evaluar una cierta cantidad de pozos para realizar las graficas y determinar la

Swirr; también es importante el hecho de que su valor es localizado para cada pozo y no promedio.

Como un ensayo comparativo para observar tendencias se determinó la Sw por medio de la

ecuación de presión capilar (PC) (Ecuación 53, Capítulo II) y por perfiles. Se graficaron ambos (Figura

42) contra la altura del pozo respecto al nivel de agua libre (NAL) asumido como la profundidad del

contacto agua - petróleo original (CAPO). Esto se realizó para cada tipo de roca.

0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

0.00 0.10 0.20 0.30 0.40 0.50 0.60 0.70 0.80 0.90 1.00Saturación (fracción)

Altu

ra d

esde

niv

el d

e ag

ua li

bre

(pie

s)

p

0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

0.00 0.10 0.20 0.30 0.40 0.50 0.60 0.70 0.80 0.90 1.00Saturación (fracción)

Altu

ra d

esde

niv

el d

e ag

ua li

bre

(pie

s)

Figura 42.- Yacimiento M1 NS-301, Comparación de la SW determinada por PC y por perfiles para rocas mesoporosas y macroporosas.

En el yacimiento M1 NS-301 el CAPO se estimó en 6080 pies bajo el nivel del mar (pbnm). Para

lograr que los gráficos se asemejaran a los valores teóricos se ajustó la profundidad a 6150 pbnm y 6100

pbnm para los tipos de roca meso y macroporosa respectivamente. Según el fundamento teórico (Sección

2.6, Capítulo II) existe un solo NAL para todos los capilares y la diferencia en la altura que alcance el

contacto agua-petróleo dentro del capilar dependerá del radio de está (Figura 43). Si llevamos esto a las

condiciones del yacimiento M1 NS-301 vemos que entre la roca meso y macroporosa existe una diferencia

de 50 pies en la profundidad del NAL, que se puede considerar una zona de transición entre el NAL y el

CAPO. El CAPO por este método se estimó en 6100 pbnm.

Figura 43.- Representación de la distribución de alturas según el radio del capilar.


82


El yacimiento N1 YS-66 tiene un limite arbitrario a aproximadamente 3215 pies bajo el nivel del

mar (pbnm). Luego de comparar las saturaciones por presión capilar y perfiles se estimó un CAPO a 3295

pbnm (Figura 44).

NCAPO @ 3295’ (EST.)

Figura 44.- Yacimiento N1 YS-66, Mapa isopaco-estructural.

Un caso especial es el yacimiento K OM-204, donde originalmente se estimó el CAPO a 3804

pbnm (Figura 45).

Figura 45.- Yacimiento K OM-204, Mapa isopaco-estructural.


83


Luego se descubrió que el pozo OM-202, tenía una muestra de pared que indicaba petróleo de 22

°API, por lo cual el CAPO debía ser estimado a una profundidad mayor. Este se estimó entre los pozos

OM-206 y OG-292. En está investigación se estimó a –3877 pbnm (Figura 46) utilizando la comparación

descrita antes y analizando las resistividades de los pozos OM-206, OG-292 y OG-305 que probó agua.

Figura 46.- Yacimiento K OM-204, Mapa isopaco-estructural actualizado.

En la Tabla 24 se puede apreciar los valores estimados de NAL y CAPO para cada yacimiento. Tabla 24.- Estimación de NAL y CAPO.

Presión Capilar Mapa Yacimiento

NAL (pbnm) CAPO (pbnm)

CAPO (pbnm)

M1 NS-301 6150 6100 6080 D2U OM-354 4425 4410 4390

N1 YS-66 3325 3295 3215* R4U BDV-13 3650 3500 3490

P2 SG-103 7260 7245 7245 K OM-204 3900 3875 3804 N2 OG-286 4520 4500 4490 E1 OM-307 4438 4420 4410 E1 OM-386 4450 4425 4424

*Limite arbitrario

Por conveniencia se ubican los CAPO a una profundidad de referencia plana, pero en realidad

estos tienen una curvatura. Por ejemplo en la Figura 46, el CAPO debería ser menos profundo hacia los

borde del canal, ya que el tipo de roca es menor en esas zonas.


84


4.4.4.- Modelo de permeabilidad (k) El modelo de permeabilidad se determinó luego de analizar los valores obtenidos por medio de las

correlaciones de Timur, Smit y Coats & Domanoir (Figura 47), seleccionados luego de un análisis previo.

En los yacimientos con análisis de núcleos se incluyó una ecuación que relaciona la porosidad (φ) del

núcleo con la permeabilidad (ka) del núcleo.

Comparación permeabilidad análisis de núcleo - perfilYacimiento M1 NS-301

0

50

100

150

200

250

0 50 100 150 200 250Permeabilidad de perfiles (mD)

Perm

eabi

lidad

de

anál

isis

de

núcl

eo (m

D)

45ºTimurSmitCoats & DumanoirCorrelación de núcleo

Figura 47.- Yacimiento M1 NS-301, Comparación de k de perfiles con los de núcleos.

A continuación se resume los modelos obtenidos: Tabla 25.- Modelo de k y valores obtenidos por yacimiento.

Permeabilidad Yacimiento Modelo Promedio (mD) Meso (mD) Macro (mD)

M1 NS-301 Smit 44 7 – 52 52 – 221 D2U OM-354 Smit 50 16 – 57 57 – 126

N1 YS-66 Smit 46 14 – 57 57 – 135 R4U BDV-13 Smit 61 10 – 46 46 – 236

P2 SG-103 Smit 41 13 – 47 47 – 243 K OM-204 Smit 36 15 – 52 52 – 86 N2 OG-286 Smit 48 10 – 45 45 – 204 E1 OM-307 Smit 22 18– 24 **** E1 OM-386 Smit 28 21 – 27 ****

Como se puede observar en la tabla anterior, la correlación de Timur, muy utilizada en esta área

no aplica para este tipo de yacimientos, ya que arroja valores muy altos que no son compatibles con los de

los núcleos. Con el modelo de Smit se logran valores muy similares a los obtenidos por correlaciones

derivadas de los núcleos, además este modelo incluye el factor de cementación (m).


85


4.5.- Sincronización con historia de producción

Para cada yacimiento analizado se realizó una tabla similar a la mostrada abajo (Tabla 26). Con la

data recopilada se intentó identificar con las lecturas del potencial espontáneo (SP), relación normal corta

(R16) y lateral (Rt), y las primeras pruebas; los fluidos que saturan cada intervalo. Tabla 26.- Resumen de parámetros utilizados para sincronizar la respuestas de los perfiles con las pruebas de

producción. SP

Rt R16 Lt.18 Rm R16/Rt (mV) Fecha Tasa (Bls/d) %AyS °API RGP (pc/bls) Pcab (lpc) Choque (pulg) PPM6.5 9 0.78 1.38 -50 10/9/1999 82 0.1 34.4 4370 **** 3/4 ****8.5 11 0.78 1.29 -55 " " " " " " " "

NS-305 D2U OM-354 4 12.5 * 1.7 3.13 -48 Febrero 1967 372 0.1 42 680 600 1/4 ****YS--90 2 4 2.7 2.00 -60 Octubre 1977 96 0.6 32.3 1948 80 **** ****YS-524 3 4.5 1.50 -45 Octubre 1984 47 0.6 31.7 3678 **** **** ****BDV-5 R4U BDV-13 4 7 0.8 1.75 -57 3/10/1991 32 9 48.6 10241 110 **** 18439

P2 SG-103 4 11 * 0.8 2.75 -66 30/12/1953 158 0 30.4 660 250 1/4 ****N2 SG-102 7 35 * 0.8 5.00 -30 " 273 0.4 29.1 510 460 1/4 ****

R0 55 57 * 0.8 1.04 -85 " 232 0.6 31.7 490 435 1/4 ****4 10 * 1.8 2.50 -52 6/8/2001 465 0.2 28.1 1500 90 **** ****6 12.5 * 1.8 2.08 -48 " " " " " " " "2 3.5 * 1.8 1.75 -12 Abril 1958 ***** 100 **** **** **** **** ****

1.5 7 * 1.8 4.67 -52 " ***** 100 **** **** **** **** ****1.5 10 * 1.8 6.67 -68 " ***** 100 **** **** **** **** ****

R2 1.5 18 * 1.8 12.00 -132 Abril 1958 ***** 100 **** **** **** **** ****S1 (R4L) 2 4.5 * 1.8 2.25 -125 " ***** 100 **** **** **** **** ****

S2 1.5 30 * 1.8 20.00 -52 " ***** 100 **** **** **** **** ****7 7 * 1.8 1.00 -28 Sept. 1986 302 11 32 2348 140 **** ****4 4.5 * 1.8 1.13 -20 " " " " " " **** ****

1.5 4 * 1.8 2.67 -12 " " " " " " **** ****2.5 6 2.2 2.40 -10 Enero 1989 120 1.2 33.5 13497 160 3/4 ****4.5 7.5 2.2 1.67 -15 " " " " " " " "

O1L OM-201 5 8.5 2.2 1.70 -48 " 40 32 35.8 900 130 **** ****L3,4 OM-202 7 14 2.2 2.00 -50 " 137 0 29.9 1792 140 **** ***

5 6 * 0.9 1.20 -30 22/03/1994 195 80 33.6 6410 210 3/4 78014 5 * 0.9 1.25 -42 " " " " " " " "6 8 * 0.9 1.33 -45 1/9/1952 342 0 36.7 480 540 1/4 ****20 15 * 0.9 0.75 -58 "15 7 * 0.9 0.47 -58 "15 7 * 0.9 0.47 -50 "

L4 NS-301 140 75 * 0.9 0.54 -90 1/9/1952 636 0.2 36.4 770 680 5/16 ****50 20 * 0.9 0.40 -75 27/04/1956 300 0.5 37.9 570 510 1/4 ****50 27 * 0.9 0.54 -80 27/04/1956 " " " " " " "

J1 15 17 * 0.9 1.13 -70 27/04/1956 GAS SECO **** **** **** 1525 1/4 ****I6 12 10 * 0.9 0.83 -45 27/04/1956 GAS SECO **** **** **** 1600 1/4 ****I4 25 10 * 0.9 0.40 -50 27/04/1956 ACHICÓ SECO **** **** **** **** **** ****

7 8 * 0.9 1.14 -68 27/04/1956 ACHICÓ SECO **** **** **** **** **** ****6 7 * 0.9 1.17 -68 " " " " " " " "

PruebaPozo Yacimiento

L1U

CHV-143 M1 NS-301

OM-306

N1 YS-66

E1 OM-307

K OM-204

F7L OM-306

N2 OG-286

OM-202

M1 NS-301

Resistividad (ohm-m)

SG-120

OM-261

P1,3

N2U OG-304

Esto se logró con bastante éxito en el yacimiento N1 YS-66, donde se estableció lo siguiente:

( ) PETRÓLEO5.11RR

t

16 ⇒−⇒

( ) GAS25.1RR

t

16 ⇒−⇒

Figura 48.- Yacimiento N1 YS-66, Sincronización de la respuestas de los perfiles con las pruebas de producción.


86


Se considera que en este yacimiento se obtuvo una buena sincronización motivado a los siguiente:

• Los valores de SP oscilan en un rango relativamente corto de –30 a –60mV.

• Todo el yacimiento pertenece a un mismo ambiente sedimentario (barra de

desembocadura).

Para los demás yacimientos es necesario un estudio estadístico más detallado para lograr

sincronizar la interpretación de los perfiles con la producción.

4.6.- Integración petrofacies – litofacies - sedimentología La información de los modelos petrofísicos debe ser integrada a la de litofacies y el ambiente

sedimentario para validar los valores obtenidos. Del cotejo entre ellos surge un modelo integrado que

sirve de base para estudios posteriores.

4.6.1- Yacimiento M1 NS-301 El ambiente sedimentario del yacimiento M1 NS-301 es deltáico (Figura 49) por lo que en el se

encontraran facies de canales distributarios, abanicos de rotura y barras de desembocadura. Este tipo de

ambiente se caracteriza por su complejidad, por lo que en un pozo se pueden observar varias facies

pertenecientes al mismo yacimiento.

Figura 49.- Yacimiento M1 NS-301, Mapa de ambiente sedimentario. (11)


87


El pozo CHV-28 esta ubicado en un abanico de rotura (Figura 50). Según las petrofacies

identificadas en este estudio el lente superior es mesoporoso y el inferior es macroporoso. El reporte de

descripción litológica del análisis núcleo de este pozo indica para la muestra Nº 5 que a la profundidad de

7020 pies que es arena y arcilla irregularmente laminar de grano muy fino a fino. A 7030 pies se indica la

arena es de grano medio, uniforme, limpia y bien redondeada con muy poca restricción por lutita. Ambas

descripciones concuerdan con el tipo de roca determinada en este estudio y con el ambiente sedimentario

donde se ubica el pozo.

MACRO

MESO

Figura 50.- Pozo CHV-28, Electrofacies arena M1

El pozo CHV-98 está ubicado según su electrofacies (Figura 51) es también un abanico de rotura

de tres lentes, el superior de roca macroporosa y los inferiores mesoporosa.

MACRO

MESO

Figura 51.- Pozo CHV-98, Electrofacies arena M1

El tipo de roca de los abanicos depende de la fuerza con que ocurre la ruptura del borde del canal,

por lo general cerca del canal las rocas son de grano medio a fino y mientras más lejos del canal , más

finos son los granos hasta llegar a partículas limosas.

En el caso del yacimiento M1 NS-301, los abanicos ocurren uno sobre otros con distintas fuerzas

de ruptura, por ello tenemos lentes con rocas mesoporoso y otros con macroporoso. El pozo OM-327

también es un abanico de rotura, pero los lentes que los conforman son de rocas macroporosas. Esto se

debe a que está muy cercano al canal distributario (Figura 52)

MACRO

MACRO

Figura 52.- Pozo OM-303, Electrofacies arena M1

La descripción litológica indica para ambos lentes: grano fino a medio, buena distribución,

consolidado y fuerte cementación calcárea.


88


4.6.2- Yacimiento D2U OM-354 El yacimiento D2U OM-354 está ubicado en toda su extensión en un abanico de rotura (Figura

53). De allí que sus espesores (Figura B.3, Apéndice B) sean principalmente entre 5 y 10 pies. El Pozo

NS-303 está ubicado más próximo al canal de donde deriva el abanico, por ello tiene mayor tamaño de

granos (Figura 54) que el pozo NS-310. Esto es una característica de los abanicos de rotura, las mejores

propiedades están próximas al canal y gradualmente decrece a medida que se aleja de este.

Figura 53.- Yacimiento D2U OM-354, Mapa de ambiente sedimentario. (4)

MESO

MESO

Figura 54.- Pozos NS-303 y NS-310, Electrofacies arena D2U.

El pozo NS-303 tiene una muestra de pared con la siguiente descripción litológica: grano muy fino

a fino, no consolidado. Inicialmente se estimó que el tipo de roca en este pozo era macroporoso, pero no

correspondía con la descripción de la muestra. Por ello se revisó los parámetros petrofísicos para

ajustarlos a la información de la muestra. Esto demuestra la importancia de la integración petrofacies –

litofacies – sedimentología, ya que luego del ajuste ambos pozos son mesoporoso, pero el NS-303, sigue

teniendo mayor tamaño de grano.


89


4.6.3- Yacimiento R4U BDV-13 Este yacimiento está ubicado en un ambiente fluvial caracterizado por canales y barras de canal

(Figura 55).

Figura 55.- Yacimiento R4U BDV-13, Mapa de ambiente sedimentario. (10)

La electrofacies del pozo BDV-13 (Figura 56) muestra un canal con dos lentes, uno identificado

como macroporoso y otro como megaporoso. Estos tipos de encajan con lo esperado para una canal.

MACRO MEGA

Figura 56.- Pozo BDV-13, Electrofacies arena R4U.

En la Figura 57 se observa el borde de un canal, donde las propiedades petrofísicas son de menor

calidad que en el canal. El tipo de roca es mesoporoso.

MESOMESO

Figura 57.- Pozo BDV-21, Electrofacies arena R4U.


90


4.7.- Parámetros de corte Después de establecer los modelos petrofísicos se procedió a determinar los parámetros de corte

para cada propiedad.

Para establecer la resisitividad verdadera (Rt) corte, se analizó varios pozos cerca o dentro de la

zona de agua y algunos en la zona de hidrocarburos. El análisis consistió en primer lugar en comparar la

Rt en los pozos probados o interpretados como agua pertenecientes al yacimiento analizado. En segundo

lugar se estudió el comportamiento de la Rt en todas las arenas probadas de los pozos seleccionados.

Luego se analizó el comportamiento de este parámetro por tipo de roca. La Tabla A.4 del Apéndice A es

un ejemplo de la información utilizada para establecer la Rt corte.

Con los gráficos mostrados en la Sección 4.4.3 (Figura 41) se logró estimar la saturación de agua

(SW) corte para cada tipo de roca. Luego se graficó la arcillosidad (Vsh) en función de la Rt para determinar

Vsh corte (Figura 58). Para el yacimiento M1 NS-301 este valor es 39%.

y = 0.8136x-0.5251

R2 = 0.7057

0.00

0.05

0.10

0.15

0.20

0.25

0.30

0.35

0.40

0.45

0.50

0 5 10 15 20 25 30 35 40 45

Resitividad Corregida (ohm-m)

Volu

men

de

arci

lla (f

racc

ión)

Meso

Macro

Vsh corte = 0.39

Rt corte =4

Figura 58.- Yacimiento M1 NS-301, Vsh en función de la Rt.

Después se graficó la porosidad efectiva (φe) en función del Vsh para la φe corte (Figura 59),

estimándose en 13% para en yacimiento M1 NS-301.


91


y = 0.2985e-2.1463x

R2 = 0.9499

0.00

0.05

0.10

0.15

0.20

0.25

0.30

0.00 0.05 0.10 0.15 0.20 0.25 0.30 0.35 0.40 0.45 0.50

Volumen de arcilla (fracción)

Poro

sida

d ef

ectiv

a (fr

acci

ón)

MesoMacro

Vsh corte = 0.39

φe corte = 0.13

Figura 59.- Yacimiento M1 NS-301, φe en función del Vsh.

Finalmente se realizó la gráfica de permeabilidad (k) en función de la φe para la k corte (Figura

60), determinándose en 12 mD.

y = 41216x3 - 15084x2 + 2092.5x - 95.69R2 = 0.9571

y = 0.2279e27.175x

R2 = 0.8949

0

20

40

60

80

100

120

140

160

180

0.00 0.05 0.10 0.15 0.20 0.25 0.30

Porosidad efectiva (fracción)

Perm

eabi

lidad

(md)

MesoMacro

kcorte = 12

φe corte = 0.13

Figura 60.- Yacimiento M1 NS-301, k en función de la φe.

Las gráficas para los demás yacimientos pueden ser consultadas en el Apéndice B. En la tabla

siguiente se resume los valores corte para cada parámetro:


92


Tabla 27.- Resumen de parámetros de corte. Roca mesoporosa Roca macroporosa Yacimiento

Rt (ohm-m) Sw ( %) Rt (ohm-m) Sw ( %) Vsh (%) φe(%) K

(mD) M1 NS-301 4 58 5 52 39 13 12

D2U OM-354 4 74 5 68 24 14 20 N1 YS-66 3 64 4 54 27 15 20

R4U BDV-13 3 59 4 55 35 14 15 P2 SG-103 3 60 4 54 28 14 10 K OM-204 3.5 68 5 56 22 16 20 N2 OG-286 3.5 56 5 55 36 12 10 E1 OM-307 4 66 **** **** 31 15 16 E1 OM-386 4 64 **** **** 33 15 16

En la sección 4.3.2 de este Capítulo se estimó por permeabilidad relativa una SW corte que es la

SW a partir del cual el agua fluye preferencialmente con respecto al petróleo. Este valor se puede comparar

con la SW corte estimada por la gráfica mencionada anteriormente. Comparando estos valores para el

yacimiento M1 NS-301, observamos que ambos son muy próximos, 60% y 57 % respectivamente para la

roca mesoporosa y 55% y 52% para la macroporosa. Esto refleja lo importante que es sincronizar ambos

métodos para minimizar la incertidumbre en cuando a este parámetro tan importante al momento de tomar

decisiones operacionales.

Los valores de corte como el Vsh, φe y k se estimaron sin distinguir el tipo de roca, ya que estos

dependen del tamaño más pequeño encontrados en el yacimiento, ya que los rangos de estos tienden a ser

mayores en Vsh y menores en φe y k.

4.8.- Modelo Petrofísico Integrado

El objetivo principal de este estudio, es el de proponer un modelo petrofísico integrado. En las

secciones anteriores se fueron integrando varias disciplinas tales como: petrofacies, litofacies,

sedimentología, producción de hidrocarburos, interpretación de perfiles, estadísticas, entre otras. Luego de

analizar los resultados de la integración se propone los siguientes parámetros o modelos petrofísicos:

4.8.1- Volumen de arcilla (Vsh)

En los casos donde no se disponga de análisis de mineralogía de arcillas, se propone el modelo de

Clavier modificado por Acosta & Rosales (Ecuación 75).


93


4.8.2.- Coeficiente de tortuosidad (a) y exponente de cementación (m)

Según la arcillosidad tenemos:

Tabla 28.- Valores de a y m propuestos. Arena a m

Limpia (Vsh ≤ 5%) 1 2 Ligeramente arcillosas (5% ≤ Vsh ≤ 15%) 1.45 1.54

Arcillosas (15% ≤ Vsh ≤ 35%) 1.63 1.33

Los valores para arenas limpias pueden varias a 0.62 y 2.15 en arenas no consolidadas. 4.8.3.- Porosidad (φe) La porosidad efectiva puede corregirse mediante la correlación:

4790983.1perfil

4790983.1perfil

corr_e 021313823.050288417.0021313823.01147074.1

φ+

φ×+×−=φ

(80)

donde: φe_corr = porosidad corregida ajustada a valores de núcleo (fracción) , φperfil = porosidad corregida

obtenida de los perfiles (fracción). 4.8.4.- Saturación de agua (SW)

Como resultado del análisis realizado para determinar el modelo de saturación para cada

yacimiento, se observó ciertas tendencias por lo que se propone lo siguiente: Tabla 29.- Modelos de SW recomendados para cada tipo de ambiente sedmentario.

Modelo Tipo ambiente

Acosta & Rosales 1 (Ecuación 76) Barras de desembocadura

Acosta & Rosales 2 (Ecuación 77) Abanicos de rotura

Acosta & Rosales 3 (Ecuación 78) Barras de canal

Acosta & Rosales 4 (Ecuación 79) Canales 4.8.5.- Permeabilidad (k)

El modelo de Smit (Ecuación 17) arrojó buenos resultados y resulta muy conveniente debido a que

incluye el exponente de cementación (m).


94

CAPÍTULO V CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

CAPÍTULO V.- CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

5.1.- CONCLUSIONES

La metodología aplicada para determinar la tortuosidad (a) y el grado de cementación (m) es

confiable, ya que logró reproducir los valores determinados por análisis de núcleos.

La tortuosidad (a) se determinó en 1.65 y el grado de cementación en (m) en 1.33, valores

propuestos por Carothers (1958) para arenas arcillosas.

El exponente de saturación o índice de humectabilidad (n) se determinó como n = 2 valor común

para yacimientos fuertemente humectados por agua.

El tipo de roca predominante en estos yacimientos es el mesoporoso, seguido por el macroporoso.

La diferencia en arcillosidad entre el Modelo Lineal (índice de rayos gamma) y los demás

existentes puede llegar a hasta un 25% de sobrestimación, que llevado a términos de porosidad

efectiva representa un 8% de subestimación.

La metodología aplicada para determinar el modelo de arcillosidad es confiable, ya que reprodujo

los valores derivados de los análisis de núcleos.

El modelo de arcillosidad determinado para los yacimientos analizados es Clavier modificado.

Fue de gran importancia lograr una buena a correlación para determinar la arcillosidad y

porosidad efectiva en la mayoría de los yacimientos, considerando que estos poseen menos de

40% de pozos con perfil de rayos gamma y menos de 25% de densidad - neutrón.

Los modelos para saturación de agua que mejor aplican para el Área Mayor de Oficina son Acosta

& Rosales 1, 2, 3 y 4.

Con la comparación de la saturación de agua determinada por presión capilar y por perfiles se

puede estimar o validar el contacto agua-petróleo original, analizando la influencia del tipo de

roca.

El modelo de permeabilidad que más se ajusta a los valores de análisis de núcleos, es el modelo de

Smit.

La correlación de Timur tiende a sobrestimar la permeabilidad en los yacimientos estudiados, la

diferencia puede llegar a ser hasta más de 150 md.

Existe una diferencia en la resistividad verdadera de corte para rocas mesoporosas y macroporosas

de aproximadamente 1 ohm, lo que demuestra la influencia del tipo de roca en la resistividad.

Los valores de corte de arcillosidad, porosidad efectiva y permeabilidad dependen del tipo de roca

de menor tamaño.


96


Es de suma importancia la integración de disciplinas como petrología, litología, sedimentología,

producción de hidrocarburos, interpretación de perfiles, entre otras, ya que mejora la certidumbre

del modelo propuesto.

La certidumbre de este Modelo Petrofísico debe ser mejorada con la adición de información de:

Perfiles modernos.

Análisis especiales de núcleos.

Caracterización de las arcillas.

Sincronización de la interpretación de perfiles con producción.

La aplicación de la metodología de este estudio puede generar la revisión de reservas y la

incorporación de nuevas a las oficiales.

5.2.- RECOMENDACIONES Se recomiendan los parámetros petrofísicos para los casos señalados:

Si Vsh ≤ 5% (arena limpia): a = 1 y m = 2

Si 5% ≤ Vsh ≤ 15% (arena ligeramente arcillosa): a = 1.45 y m = 1.54

Si 15% ≤ Vsh ≤ 35% (arena arcillosa): a = 1.65 y m = 1.33 Los siguientes modelos para los casos señalados:

Arcillosidad, Clavier modificado por Acosta & Rosales:

( )( )9047.0

212

shsh 7.0I38.37.18813.0V ⎟⎠⎞

⎜⎝⎛ +−−=

Saturación de Agua, los modelos de Acosta & Rosales según el ambiente sedimentario:

Acosta & Rosales 1

⎟⎟⎟⎟

⎠

⎞

⎜⎜⎜⎜

⎝

⎛

×φ×

⎟⎠⎞

⎜⎝⎛ −×××

−

⎟⎟⎟⎟⎟

⎠

⎞

⎜⎜⎜⎜⎜

⎝

⎛

⎟⎟⎟⎟

⎠

⎞

⎜⎜⎜⎜

⎝

⎛

×φ×

⎟⎠⎞

⎜⎝⎛ −×××

+⎟⎟⎟⎟

⎠

⎞

⎜⎜⎜⎜

⎝

⎛

×φ

⎟⎠⎞

⎜⎝⎛ −××

=sh

me

shshW

n/12

shme

shshW

tme

shW

W R22

V1VRa

R22

V1VRa

R2

V1RaS

Para pozos en barras de desembocadura.


97


Acosta & Rosales 2

( )

⎟⎟⎟⎟

⎠

⎞

⎜⎜⎜⎜

⎝

⎛

×φ×

⎟⎠⎞

⎜⎝⎛ −×××

−

⎟⎟⎟⎟⎟

⎠

⎞

⎜⎜⎜⎜⎜

⎝

⎛

⎟⎟⎟⎟

⎠

⎞

⎜⎜⎜⎜

⎝

⎛

×φ×

⎟⎠⎞

⎜⎝⎛ −×××

+⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛

×φ−××

=sh

me

shshW

n/12

shme

shshW

tme

shWW R2

2V1VRa

R22

V1VRa

RV1RaS

Para pozos en abanicos.

Acosta & Rosales 3

⎟⎟⎟⎟

⎠

⎞

⎜⎜⎜⎜

⎝

⎛

×φ×

⎟⎠⎞

⎜⎝⎛ −×××

−

⎟⎟⎟⎟⎟

⎠

⎞

⎜⎜⎜⎜⎜

⎝

⎛

⎟⎟⎟⎟

⎠

⎞

⎜⎜⎜⎜

⎝

⎛

×φ×

⎟⎠⎞

⎜⎝⎛ +×××

+⎟⎟⎟⎟

⎠

⎞

⎜⎜⎜⎜

⎝

⎛

×φ

⎟⎠⎞

⎜⎝⎛ −××

=sh

me

shshW

n/12

shme

shshW

tme

shW

W R22

V1VRa

R22

V1VRa

R2

V1RaS

Para pozos en barras de canal o meandro.

Acosta & Rosales 4

( )

⎟⎟⎟⎟

⎠

⎞

⎜⎜⎜⎜

⎝

⎛

×φ×

⎟⎠⎞

⎜⎝⎛ −×××

−

⎟⎟⎟⎟⎟

⎠

⎞

⎜⎜⎜⎜⎜

⎝

⎛

⎟⎟⎟⎟

⎠

⎞

⎜⎜⎜⎜

⎝

⎛

×φ×

⎟⎠⎞

⎜⎝⎛ +×××

+⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛

×φ−××

=sh

me

shshW

n/12

shme

shshW

tme

shWW R2

2V1VRa

R22

V1VRa

RV1RaS

Para pozos en canales

Permeabilidad, Smit:

( )Wirr

Wirrm

e

SS1100

k−φ×

=

Adicionalmente se recomienda:

• Aplicar la metodología en arenas como la TU del Campo Budare donde existe gran incertidumbre

en cuanto a las saturaciones de los fluidos.

• Realizar estudios de caracterización mineralógica de las arcillas de la formación oficina, con el fin

de integrar los resultados con los logrados en la presente investigación.

• Realizar estudios de sincronización de la interpretación de perfiles con pruebas de producción.

• Retomar los proyectos de digitalización de registros antiguos.


98

BIBLIOGRAFÍA

BIBLIOGRAFÍA CITADA

1. Acosta N., Tito J. (2002) Determinación de Unidades de Flujo en Base a Índice de Calidad de Roca

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12. Perozo, Américo (????) Evaluación de Formaciones mediante Perfiles. Material Didáctico. Maracaibo. Venezuela.

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♦ PDVSA (????) Estudio Integrado Área Budare-Elotes. Estudios Integrados Liviano. Puerto La Cruz, Venezuela.

♦ PDVSA (????) Estudio Integrado Área Chimire-Boca. Estudios Integrados Liviano. Puerto La Cruz. Venezuela.

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♦ Silva U., Jesús (1991) Actualización en Ingeniería de Yacimientos. Modulo II. Evaluación de Formaciones. Centro Internacional de Educación y Desarrollo (CIED) División Oriente. Venezuela.


101

APÉNDICE A TABLAS

Tabla A.1.- Yacimiento N1 YS-66, Factores de corrección de resistividad. Yacimiento N1 YS-66

Factores de Corrección Resistividad Inducción

SN / IR = 1 - 1.5 SN / IR = 1.51 - 2 Resistividad 1.00-2.00 Resistividad 1.00-2.00

Espesor 2 4 6 8 Espesor 2 4 6 8 Factor 2.0 1.8 1.5 1.4 Factor 3.5 3.3 3 2.9

Resistividad 2.01-3.00 Resistividad 2.01-3.00 Espesor 2 4 6 8 Espesor 2 4 6 8 Factor 1.9 1.6 1.4 1.2 Factor 3.4 3.1 2.9 2.7 Resistividades 3.01-4.00 Resistividades 3.01-4.00

Espesor 2 4 6 8 Espesor 2 4 6 8 Factor 1.7 1.4 1.2 1.1 Factor 3.2 2.9 2.7 2.6 Resistividades 4.01-5.00 Resistividades 4.01-5.00

Espesor 2 4 6 8 Espesor 2 4 6 8 Factor 1.4 1.2 1.1 1 Factor 2.9 2.7 2.6 2.5

Tabla A.2.- Yacimiento R4U BDV-13, Factores de corrección de resistividad.

Yacimiento R4U BDV-13 Factores de Corrección Resistividad Inducción Espesor Factor

4 1.50 6 1.30 8 1.10

Tabla A.3.- Yacimiento K OM-204, Factores de corrección de resistividad.

Yacimiento K OM-204 Factores de Corrección Resistividad Inducción Espesor Factor

3 - 4 1.50 5 - 6 1.33 7 - 8 1.18 9 - 10 1.10

Tabla A.4.- Yacimiento N2 OG-286, Factores de corrección de resistividad.

Yacimiento N2U OG-286 Factores de Corrección Resistividad Inducción Espesor Factor

2 - 3 2.25 4 - 5 1.8 6 - 7 1.5 8 - 9 1.2


A-1

APÉNDICE A TABLAS

Tabl

a A

.5.-

Res

umen

de

aren

as p

roba

das.


A-2

APÉNDICE A TABLAS

Tabla A.6.- Yacimiento M1 NS-301, Comparación de constantes a y m.

Yacimiento M1 NS-301 Factor de formación utilizando distintas constantes

Modelo a m F. promedio Delta Archie 1 2 40.63 28.41

Humble modif. 0.81 2 33.49 21.27 Humble no consolidada 0.62 2.15 32.91 20.69

Arenas promedio 1.45 1.54 24.76 12.54 Arenas arcillosas 1.65 1.33 19.03 6.80

F=Ro/Rw= 12.22

Tabla A.7.- Yacimiento D2U OM-354, Comparación de constantes a y m. Yacimiento D2U OM-354

Factor de Formación utilizando distintas constantes Modelo a m F. promedio Delta Archie 1 2 137.45 131.55



F=Ro/Rw= 5.90

Tabla A.8.- Yacimiento N1 YS-66, Comparación de constantes a y m. Yacimiento N1 YS-66




F=Ro/Rw= 7.84

Tabla A.9.- Yacimiento R4U BDV-13, Comparación de constantes a y m. Yacimiento R4U BDV-13

Factor de Formación utilizando distintas constantes Modelo a M F. promedio Delta Archie 1 2 37.18 24.15



F=Ro/Rw= 13.04


A-3

APÉNDICE A TABLAS

Tabla A.10.- Yacimiento P2 SG-103, Comparación de constantes a y m. Yacimiento P2 SG-103

Factor de formación utilizando distintas constantes Modelo a m F. promedio Delta Archie 1 2 54.64 38.48



F=Ro/Rw= 16.16

Tabla A.11.- Yacimiento K OM-204, Comparación de constantes a y m. Yacimiento K OM-204




F=Ro/Rw= 8.45

Tabla A.12.- Yacimiento N2 OG-286, Comparación de constantes a y m. Yacimiento N2 OG-286




F=Ro/Rw= 11.62

Tabla A.13.- Yacimiento E1 OM-307, Comparación de constantes a y m. Yacimiento E1 OM-307




F=Ro/Rw= 3.41


A-4

APÉNDICE A TABLAS

Tabla A.14- Yacimiento E1 OM-386, Comparación de constantes a y m. Yacimiento E1 OM-386




F=Ro/Rw= 5.41

Tabla A.15.- Yacimiento M1 NS-301, Comparación de modelos de volumen de arcillas.

Yacimiento M1 NS-301 V utilizando distintas modelos sh

Modelo F. promedio DeltaLineal 16.19 3.99

Larinov Rocas Antiguas 12.38 0.18Larinov Rocas Terciarias 10.84 -1.36

Clavier 12.04 -0.17Steiber 1 12.56 0.36Steiber 2 11.39 -0.81Steiber 3 10.83 -1.38

F=Ro/Rw= 12.21

Tabla A.16.- Yacimiento D2U OM-354, Comparación de modelos de volumen de arcillas.

Yacimiento D2U OM-354 V utilizando distintas modelos sh


Larinov Rocas Antiguas 19.80 13.90Larinov Rocas Terciarias 15.37 9.46

Clavier 18.73 12.82Steiber 1 19.99 14.09Steiber 2 16.50 10.60Steiber 3 14.95 9.04

F=Ro/Rw= 5.90


A-5

APÉNDICE A TABLAS

Tabla A.17.- Yacimiento N1 YS-66,

Comparación de modelos de volumen de arcillas. Yacimiento N1 YS-66

V utilizando distintas modelos sh




F=Ro/Rw= 7.84

Tabla A.18.- Yacimiento R4U BDV-13, Comparación de modelos de volumen de arcillas.

Yacimiento R4U BDV-13 V utilizando distintas modelos sh

Modelo FF promedio DeltaLineal 17.64 4.60


Clavier 13.35 0.31Steiber 1 13.80 0.77Steiber 2 12.62 -0.41Steiber 3 12.06 -0.98

F=Ro/Rw= 13.04

Tabla A.19.- Yacimiento P2 SG-103, Comparación de modelos de volumen de arcillas.

Yacimiento P2 SG-103 V utilizando distintas modelos sh


Larinov Rocas Antiguas 12.87 -3.29Larinov Rocas Terciarias 14.63 -1.53

Clavier 16.45 0.29Steiber 1 17.12 0.96Steiber 2 15.44 -0.72Steiber 3 14.65 -1.51

F=Ro/Rw= 16.16


A-6

APÉNDICE A TABLAS

Tabla A.20.- Yacimiento K OM-204, Comparación de modelos de volumen de arcillas.

Yacimiento K OM-204 V utilizando distintas modelos sh




F=Ro/Rw= 8.45

Tabla A.21.- Yacimiento N2 OG-286, Comparación de modelos de volumen de arcillas.

Yacimiento N2 OG-286 V utilizando distintas modelos sh




F=Ro/Rw= 11.62

Tabla A.22.- Yacimiento E1 OM-307, Comparación de modelos de volumen de arcillas.

Yacimiento E1 OM-307 V utilizando distintas modelos sh




F=Ro/Rw= 3.41


A-7

APÉNDICE A TABLAS

Tabla A.23.- Yacimiento E1 OM-386,

Comparación de modelos de volumen de arcillas. Yacimiento E1 OM-386

V utilizando distintas modelos sh




F=Ro/Rw= 5.41

Tabla A.24.- Resumen de ecuación de correlación (crossplots) Ecuación Coeficiente Yacimiento (R2)

8237.0SP_shGR_sh V7394.0V ×= 0.7464

( )Clavier_she V1008.1Exp2466.0 ×−×=φ 0.7835 M1 NS-301

4790983.1núcleo

4790983.1núcleo

corr_e 021313823.050288417.0021313823.01147074.1

φ+

φ×+×−=φ

0.6124

7238.0ANP0376.0Ish −×= 0.908 9281.3

elin_sh 0041.0V −φ×= 0.8499 D2U OM-354

1419.03363.11492.3 e2et +φ×+φ×−=φ 1.0000

)V6986.2(Exp34.0 3Stieber_she ×−×=φ 0.7934 N1 YS-66

496.97R2189.9R5055.0GR .corr_t2

.corr_t.norm +×−×= 0.7103 5037.4)GR(Ln1687.1I .normsh −×= 0.7049 R4U BDV-13

046.0)V(Ln0838.0 1Stieber_she +×−=φ 0.8174 8066.0corr_tt R0654.0 −×=φ 0.6351

8565.0te 6678.0 φ×=φ 0.8711 P2 SG-103

7673.1esh 0152.0I −φ×= 0.9055

06.0V196.0 1972.03Stieber_she −×=φ − 0.805 K OM-204

0074.0)R(Ln078.0 .corr_te −×=φ 0.8829 N2 OG-286

6148.0esh 1075.0I −φ×= 0.896

)R0336.0(Exp1171.0 .corr_te ××=φ 0.794 E1 OM-307

)25.10(Exp8771.1I esh φ×−×= 0.854 )R0336.0(Exp1171.0 .corr_te ××=φ E1 OM-386 0.794


A-8

APÉNDICE A TABLAS

)25.10(Exp8771.1I esh φ×−×= 0.854 donde: V = arcillosidad determinada por la curva de potencial espontaneo, Vsh_SP sh_GR = arcillosidad

determinada por la curva de rayos gamma, Vsh_Clavier = arcillosidad determinada por el modelo de Clavier,

φ = porosidad efectiva, φ = porosidad del núcleo, φ = porosidad ajustada a valores de núcleo, Ie núcleo e_corr. sh

= índice de arcillosidad, ANP= espesor de arena petrolífera, Vsh_Stieber3 = arcillosidad determinada por el

modelo de Stieber 3, GR = rayos gamma normalizada, Rnorm. t_corr. = resistividad verdadera corregida,

Vsh_Stieber1 = arcillosidad determinada por el modelo de Stieber 1, φt = porosidad total


A-9

APÉNDICE B FIGURAS

Help

ORIGEN DE LA MUESTRA: M1 (6922'-6947') FECHA DE TOMA:

LUGAR DE TOMA: CHV-53 FECHA ANALISIS:

OBSERVACIONES: Analisis # 1041 ANALIZADO POR:

p.p.m. 17394.00 p.p.m. ##### K mult.

CALCIO 35.00 CRUDO EN AGUA 0.00 Ca 0.894 MAGNESIO 15.00 SOLIDOS SUSPENDIDOS 0.00 Mg 1.166 SODIO 6041.00 SOLIDOS TOT. DISUELTOS 0.00 Na 1.000 BICARBONATOS 4416.00 ALCALINIDAD TOTAL 0.00 HCO3 0.241 CARBONATOS 96.00 DUREZA CARBONATICA 0.00 CO3 0.493 SULFATOS 181.00 DUREZA NO CARBONATICA 0.00 SO4 0.456 CLORUROS 6610.00 DUREZA TOTAL 0.00 Cl 1.000 SULFURO 0.00 TEMP. LABORATORIO ºF 80.00 Fe 1.000 HIDROXIDOS 0.00 RESISTIVIDAD Ohm-m 0.00000 K 0.921 HIERRO TOTAL 0.00 INDICE DE LANGELIER 0.00 SILICE 0.00 pH @ TEMP. LABORATORIO 8.30 POTASIO 0.00 TURBIDEZ (U.N.T.) 0.00 Factor de Escala

Na 10 Cl13891.9 ppm Equivalente de NaCl TEMP. Tr 200 Ca 10 HCO3

Rw @ 75 ºF 0.416 Mg 10 SO4 CLASIFICACION SULIN METEORICA Rw @ Tr ºF 0.164 Fe 10 CO3

BALANCE IONICO 0.11 meq/lt TOLERANCIA 0.20 BALANCEADA

-26.27 10 Na-0.175 20 Ca-0.123 30 Mg

0 265.64 40 Fe0.32 40 CO3

0.3768 30 S O47.2378 20 HCO3

18.64 10 Cl265.75

Balance -0.11

22-Apr-50

SOCONY-VAC.

8-Jun-50

DIAGRAMA DE STIFF10

20

30

40

-20 -15 -10 -5 0 5 10 15 20

Cl

Fe

Mg

Ca HCO3

CO3

SO4

Na15 1520 2010 105 5 0

CARACTERIZACION DEL AGUA DE FORMACION A PARTIR DE ANALISIS FISICO-QUIMICOS DE LABORATORIO

DISEÑADO POR LEONARDO BRICEÑO /07/2001

PDVSA

Figura B.1.- Ejemplo de hoja de cálculo para validación de muestras de agua.


B-1

APÉNDICE B FIGURAS

Histograma de Frecuencia de EspesoresYacimiento M1 NS-301

0

10

20

30

40

3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17

Frec

uenc

ia

0

50

100

150

200

Espesor

Frec

uenc

ia A

cum

ulad

a

Figura B.2.- Yacimiento M1 NS-301, Histograma de frecuencia de espesores.

Histograma de Frecuencia de EspesoresYacimiento D2U OM-354

0

1

2

3

4

5

5 6 7 8 9 10

Frec

uenc

ia

0

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

Espesor

Frec

uenc

ia A

cum

ulad

a

Figura B.3.- Yacimiento D2U OM-354, Histograma de frecuencia de espesores.

Histograma de Frecuencia de EspesoresYacimiento N1 YS-66

0

5

10

15

20

25

30

35

40

45

2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14

Frec

uenc

ia

0

25

50

75

100

125

150

Espesor

Frec

uenc

ia A

cum

ulad

a

Figura B.4.- Yacimiento N1 YS-66, Histograma de frecuencia de espesores.


B-2

APÉNDICE B FIGURAS

Histograma de Frecuencia de EspesoresYacimiento R4U BDV-13

0

1

2

3

4

5

4 5 6 7 8 9 10 11 12 13

Frec

uenc

ia

01234567891011121314151617181920

Espesor

Frec

uenc

ia A

cum

ulad

a

Figura B.5.- Yacimiento R4U BDV-13, Histograma de frecuencia de espesores.

Histograma de Frecuencia de EspesoresYacimiento P2 SG-103

0

1

2

3

4

3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13

Frec

uenc

ia

0123456789101112131415

Espesor

Frec

uenc

ia A

cum

ulad

a

Figura B.6.- Yacimiento P2 SG-103, Histograma de frecuencia de espesores.

Histograma de Frecuencia de EspesoresYacimiento K OM-204

0

1

2

3

4

3 4 5 6 7 8 9 10

Frec

uenc

ia

0123456789101112

Espesor

Frec

uenc

ia A

cum

ulad

a

Figura B.7.- Yacimiento K OM-204, Histograma de frecuencia de espesores.


B-3

APÉNDICE B FIGURAS

Histograma de Frecuencia de EspesoresYacimiento N2 OG-286

0

1

2

3

4

5

6

7

2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30

Frec

uenc

ia

0

5

10

15

20

25

30

35

Espesor

Frec

uenc

ia A

cum

ulad

a

Figura B.8.- Yacimiento N2 OG-286, Histograma de frecuencia de espesores.

Histograma de Frecuencia de EspesoresYacimiento E1 OM-307

0

1

2

3

4

5

6

2 3 4 5 6 7

Frec

uenc

ia

0123456789101112

Espesor

Frec

uenc

ia A

cum

ulad

a

Figura B.9.- Yacimiento E1 OM-307, Histograma de frecuencia de espesores

Histograma de Frecuencia de EspesoresYacimiento E1 OM-386

0

1

2

3

3 4 5 6

Frec

uenc

ia

0

1

2

3

4

5

6

7

Espesor

Frec

uenc

ia A

cum

ulad

a

Figura B.10.- Yacimiento E1 OM-386, Histograma de frecuencia de espesores


B-4

APÉNDICE B FIGURAS

Clasificación por Tipo de RocasYacimiento M1 NS-301

8 pozos, 9 análisis de núcleos

0.01

0.1

1

10

100

1000

10000

0 0.05 0.1 0.15 0.2 0.25 0.3Porosidad Núcleo (fracción)

Perm

eabi

lidad

Núc

leo

(md)

0,10,2

0,51

2,5510

30

NANO

MICRO

MESO

MACRO

MEGA

Radio de Garganta

(micrones)

Figura B.11.- Yacimiento M1 NS-301, Identificación del tipo de rocas


Pozo NS-309

0.01

0.1

1

10

100

1000

10000


Perm

eabi

lidad

Núc

leo

(md)

0,10,2

0,51

2,5510

30

NANO

MICRO

MESO

MACRO

MEGA

Radio de Garganta

(micrones)

Figura B.12.- Pozo NS-309, Identificación del tipo de rocas


Pozo OM-303, 2 análisis de núcleos

0.01

0.1

1

10

100

1000

10000


Perm

eabi

lidad

Núc

leo

(md)

0,10,2

0,51

2,5510

30

NANO

MICRO

MESO

MACRO

MEGA

Radio de Garganta

(micrones)

Figura B.13.- Pozo OM-303, Identificación del tipo de rocas


B-5

APÉNDICE B FIGURAS


Pozo OM-305

0.01

0.1

1

10

100

1000

10000


Perm

eabi

lidad

Núc

leo

(md)

0,10,2

0,51

2,5510

30

NANO

MICRO

MESO

MACRO

MEGA

Radio de Garganta

(micrones)



Pozo OM-314

0.01

0.1

1

10

100

1000

10000


Perm

eabi

lidad

Núc

leo

(md)

0,10,2

0,51

2,5510

30

NANO

MICRO

MESO

MACRO

MEGA

Radio de Garganta

(micrones)



Pozo OM-323

0.01

0.1

1

10

100

1000

10000


Perm

eabi

lidad

Núc

leo

(md)

0,10,2

0,51

2,5510

30

NANO

MICRO

MESO

MACRO

MEGA

Radio de Garganta

(micrones)



B-6

APÉNDICE B FIGURAS


Pozo OM-327

0.01

0.1

1

10

100

1000

10000


Perm

eabi

lidad

Núc

leo

(md)

0,10,2

0,51

2,5510

30

NANO

MICRO

MESO

MACRO

MEGA

Radio de Garganta

(micrones)



Pozo OZ-306

0.01

0.1

1

10

100

1000

10000


Perm

eabi

lidad

Núc

leo

(md)

0,10,2

0,51

2,5510

30

NANO

MICRO

MESO

MACRO

MEGA

Radio de Garganta

(micrones)

Figura B.18.- Pozo OZ-306, Identificación del tipo de rocas


Pozo CHV-15, 2 análisis de núcleo

0.01

0.1

1

10

100

1000

10000


Perm

eabi

lidad

Núc

leo

(md)

0,10,2

0,51

2,5510

30

NANO

MICRO

MESO

MACRO

MEGA

Radio de Garganta

(micrones)

Figura B.19.- Pozo CHV-15, Identificación del tipo de rocas


B-7

APÉNDICE B FIGURAS


Pozo CHV-28, 2 análisis de núcleo

0.01

0.1

1

10

100

1000

10000


Perm

eabi

lidad

Núc

leo

(md)

0,10,2

0,51

2,5510

30

NANO

MICRO

MESO

MACRO

MEGA

Radio de Garganta

(micrones)



Pozo CHV-45

0.01

0.1

1

10

100

1000

10000


Perm

eabi

lidad

Núc

leo

(md)

0,10,2

0,51

2,5510

30

NANO

MICRO

MESO

MACRO

MEGA

Radio de Garganta

(micrones)



Pozo CHV-71

0.01

0.1

1

10

100

1000

10000


Perm

eabi

lidad

Núc

leo

(md)

0,10,2

0,51

2,5510

30

NANO

MICRO

MESO

MACRO

MEGA

Radio de Garganta

(micrones)



B-8

APÉNDICE B FIGURAS


Pozo CHV-79

0.01

0.1

1

10

100

1000

10000


Perm

eabi

lidad

Núc

leo

(md)

0,10,2

0,51

2,5510

30

NANO

MICRO

MESO

MACRO

MEGA

Radio de Garganta

(micrones)



Pozo CHV-81

0.01

0.1

1

10

100

1000

10000


Perm

eabi

lidad

Núc

leo

(md)

0,10,2

0,51

2,5510

30

NANO

MICRO

MESO

MACRO

MEGA

Radio de Garganta

(micrones)



Pozo YS-534

0.01

0.1

1

10

100

1000

10000


Perm

eabi

lidad

Núc

leo

(md)

0,10,2

0,51

2,5510

30

NANO

MICRO

MESO

MACRO

MEGA

Radio de Garganta

(micrones)

Figura B.25.- Yacimiento N1 YS-66, Identificación del tipo de rocas


B-9

APÉNDICE B FIGURAS

Clasificación por Tipo de RocasYacimiento P2 SG-103

3 pozos, 3 análisis de núcleos

0.01

0.1

1

10

100

1000

10000


Perm

eabi

lidad

Núc

leo

(md)

0,10,2

0,51

2,5510

30

NANO

MICRO

MESO

MACRO

MEGA

Radio de Garganta

(micrones)

Figura B.26.- Yacimiento P2 SG-103, Identificación del tipo de rocas


Pozo BVR-14

0.01

0.1

1

10

100

1000

10000


Perm

eabi

lidad

Núc

leo

(md)

0,10,2

0,51

2,5510

30

NANO

MICRO

MESO

MACRO

MEGA

Radio de Garganta

(micrones)

Figura B.27.- Pozo BVR-14, Identificación del tipo de rocas


Pozo BVR-22

0.01

0.1

1

10

100

1000

10000


Perm

eabi

lidad

Núc

leo

(md)

0,10,2

0,51

2,5510

30

NANO

MICRO

MESO

MACRO

MEGA

Radio de Garganta

(micrones)



B-10

APÉNDICE B FIGURAS


Pozo BVR-23

0.01

0.1

1

10

100

1000

10000


Perm

eabi

lidad

Núc

leo

(md)

0,10,2

0,51

2,5510

30

NANO

MICRO

MESO

MACRO

MEGA

Radio de Garganta

(micrones)


Curvas de Permeabilidades RelativasYacimiento M1 NS-301

Roca mesoporosa

0.0

0.1

0.2

0.3

0.4

0.5

0.6

0.7

0.8

0.9

1.0


Perm

eabi

lidad

rela

tiva

al p

etró

leo

(Kro

)

0.0

0.1

0.2

0.3

0.4

0.5

0.6

0.7

0.8

0.9

1.0

Perm

eabi

lidad

rela

tiva

al p

etró

leo

(Kw

o)

Sw irr = 0.22

Sw cruce = 0.61

Sor = 0.31

Curvas de Permeabilidades RelativasYacimiento M1 NS-301

Roca macroporosa

0.0

0.1

0.2

0.3

0.4

0.5

0.6

0.7

0.8

0.9

1.0


Perm

eabi

lidad

rela

tiva

al p

etró

leo

(Kro

)

0.0

0.1

0.2

0.3

0.4

0.5

0.6

0.7

0.8

0.9

1.0

Perm

eabi

lidad

rela

tiva

al p

etró

leo

(Kw

o)

Sw irr = 0.13

Sw cruce = 0.57

Sor = 0.32

Figura B.30.- Yacimiento M1 NS-301, Curvas de permeabilidad relativa sistema agua-petróleo

Curvas de Permeabilidades RelativasYacimiento D2U OM-354

Roca mesoporosa

0.0

0.1

0.2

0.3

0.4

0.5

0.6

0.7

0.8

0.9

1.0


Perm

eabi

lidad

rela

tiva

al p

etró

leo

(Kro

)

0.0

0.1

0.2

0.3

0.4

0.5

0.6

0.7

0.8

0.9

1.0

Perm

eabi

lidad

rela

tiva

al p

etró

leo

(Kw

o)

Sw cruce = 0.65

Sw irr = 0.29 Sor = 0.26

Curvas de Permeabilidades RelativasYacimiento D2U OM-354

Roca macroporosa

0.0

0.1

0.2

0.3

0.4

0.5

0.6

0.7

0.8

0.9

1.0


Perm

eabi

lidad

rela

tiva

al p

etró

leo

(Kro

)

0.0

0.1

0.2

0.3

0.4

0.5

0.6

0.7

0.8

0.9

1.0

Perm

eabi

lidad

rela

tiva

al p

etró

leo

(Kw

o)

Sw cruce = 0.62

Sw irr = 0.24 Sor = 0.28

Figura B.31.- Yacimiento D2U OM-354, Curvas de permeabilidad relativa sistema agua-petróleo


B-11

APÉNDICE B FIGURAS

Curvas de Permeabilidades RelativasYacimiento N1 YS-66

Roca mesoporosa

0.0

0.1

0.2

0.3

0.4

0.5

0.6

0.7

0.8

0.9

1.0


Perm

eabi

lidad

rela

tiva

al p

etró

leo

(Kro

)

0.0

0.1

0.2

0.3

0.4

0.5

0.6

0.7

0.8

0.9

1.0

Perm

eabi

lidad

rela

tiva

al p

etró

leo

(Kw

o)

Swcruce= 0.63

Swirr = 0.24 Sor = 0.30

Curvas de Permeabilidades RelativasYacimiento N1 YS-66Roca macroporosa

0.0

0.1

0.2

0.3

0.4

0.5

0.6

0.7

0.8

0.9

1.0


Perm

eabi

lidad

rela

tiva

al p

etró

leo

(Kro

)

0.0

0.1

0.2

0.3

0.4

0.5

0.6

0.7

0.8

0.9

1.0

Perm

eabi

lidad

rela

tiva

al p

etró

leo

(Kw

o)

Swcruce= 0.60

Swirr = 0.19 Sor = 0.30

Figura B.32.- Yacimiento N1 YS-66, Curvas de permeabilidad relativa sistema agua-petróleo

Curvas de Permeabilidades RelativasYacimiento R4U BDV-13

Roca mesoporosa

0.0

0.1

0.2

0.3

0.4

0.5

0.6

0.7

0.8

0.9

1.0


Perm

eabi

lidad

rela

tiva

al p

etró

leo

(Kro

)

0.0

0.1

0.2

0.3

0.4

0.5

0.6

0.7

0.8

0.9

1.0Pe

rmea

bilid

ad re

lativ

a al

pet

róle

o (K

wo)

Swcruce = 0.62

Swirr = 0.24 Sor = 0.28

Curvas de Permeabilidades RelativasYacimiento R4U BDV-13

Roca macroporosa

0.0

0.1

0.2

0.3

0.4

0.5

0.6

0.7

0.8

0.9

1.0


Perm

eabi

lidad

rela

tiva

al p

etró

leo

(Kro

)

0.0

0.1

0.2

0.3

0.4

0.5

0.6

0.7

0.8

0.9

1.0

Perm

eabi

lidad

rela

tiva

al p

etró

leo

(Kw

o)

Swcruce = 0.59

Swirr = 0.18 Sor = 0.30

Figura B.33.- Yacimiento R4U BDV-13, Curvas de permeabilidad relativa sistema agua-petróleo

Curvas de Permeabilidades RelativasYacimiento P2 SG-103

Roca mesoporosa

0.0

0.1

0.2

0.3

0.4

0.5

0.6

0.7

0.8

0.9

1.0


Perm

eabi

lidad

rela

tiva

al p

etró

leo

(Kro

)

0.0

0.1

0.2

0.3

0.4

0.5

0.6

0.7

0.8

0.9

1.0

Perm

eabi

lidad

rela

tiva

al p

etró

leo

(Kw

o)

Swcruce = 0.62

Swirr = 0.24 Sor = 0.28

Curvas de Permeabilidades RelativasYacimiento P2 SG-103

Roca macroporosa

0.0

0.1

0.2

0.3

0.4

0.5

0.6

0.7

0.8

0.9

1.0


Perm

eabi

lidad

rela

tiva

al p

etró

leo

(Kro

)

0.0

0.1

0.2

0.3

0.4

0.5

0.6

0.7

0.8

0.9

1.0

Perm

eabi

lidad

rela

tiva

al p

etró

leo

(Kw

o)

Swcruce = 0.59

Swirr = 0.17 Sor = 0.31

Figura B.34.- Yacimiento P2 SG-103, Curvas de permeabilidad relativa sistema agua-petróleo


B-12

APÉNDICE B FIGURAS

Curvas de Permeabilidades RelativasYacimiento K OM-204

Roca mesoporosa

0.0

0.1

0.2

0.3

0.4

0.5

0.6

0.7

0.8

0.9

1.0


Perm

eabi

lidad

rela

tiva

al p

etró

leo

(Kro

)

0.0

0.1

0.2

0.3

0.4

0.5

0.6

0.7

0.8

0.9

1.0

Sw irr = 0.25

Sw cruce = 0.62

Sor = 0.27

Curvas de Permeabilidades RelativasYacimiento K OM-204

Roca macroporosa

0.0

0.1

0.2

0.3

0.4

0.5

0.6

0.7

0.8

0.9

1.0


Perm

eabi

lidad

rela

tiva

al p

etró

leo

(Kro

)

0.0

0.1

0.2

0.3

0.4

0.5

0.6

0.7

0.8

0.9

1.0

Perm

eabi

lidad

rela

tiva

al p

etró

leo

(Kw

o)

Sw irr = 0.20

Sw cruce = 0.60

Sor = 0.29

Figura B.35.- Yacimiento K OM-204, Curvas de permeabilidad relativa sistema agua-petróleo

Curvas de Permeabilidades RelativasYacimiento N2 OG-286

Roca mesoporosa

0.0

0.1

0.2

0.3

0.4

0.5

0.6

0.7

0.8

0.9

1.0


Perm

eabi

lidad

rela

tiva

al p

etró

leo

(Kro

)

0.0

0.1

0.2

0.3

0.4

0.5

0.6

0.7

0.8

0.9

1.0

Perm

eabi

lidad

rela

tiva

al p

etró

leo

(Kw

o)

Swcruce = 0.61

Swirr = 20 Sor = 29

Curvas de Permeabilidades RelativasYacimiento N2 OG-286

Roca macroporosa

0.0

0.1

0.2

0.3

0.4

0.5

0.6

0.7

0.8

0.9

1.0


Perm

eabi

lidad

rela

tiva

al p

etró

leo

(Kro

)

0.0

0.1

0.2

0.3

0.4

0.5

0.6

0.7

0.8

0.9

1.0

Perm

eabi

lidad

rela

tiva

al p

etró

leo

(Kw

o)

Swcruce = 0.57

Swirr = 14 Sor = 32

Figura B.36.- Yacimiento N2 OG-286, Curvas de permeabilidad relativa sistema agua-petróleo

Curvas de Permeabilidades RelativasYacimiento E1 OM-307

Roca mesoporosa

0.0

0.1

0.2

0.3

0.4

0.5

0.6

0.7

0.8

0.9

1.0


Perm

eabi

lidad

rela

tiva

al p

etró

leo

(Kro

)

0.0

0.1

0.2

0.3

0.4

0.5

0.6

0.7

0.8

0.9

1.0

Perm

eabi

lidad

rela

tiva

al a

gua

(Krw

)

Swcorte = 0.64

Swirr = 0.28 Sor = 0.26

Figura B.37.- Yacimiento E1 OM-307,

Curvas de permeabilidad relativa sistema agua-petróleo


B-13

APÉNDICE B FIGURAS

Curvas de Permeabilidades RelativasYacimiento E1 OM-386

Roca mesoporosa

0.0

0.1

0.2

0.3

0.4

0.5

0.6

0.7

0.8

0.9

1.0


Perm

eabi

lidad

rela

tiva

al p

etró

leo

(Kro

)

0.0

0.1

0.2

0.3

0.4

0.5

0.6

0.7

0.8

0.9

1.0

Perm

eabi

lidad

rela

tiva

al p

etró

leo

(Kw

o)

Swcorte = 0.63

Swirr = 0.27 Sor = 0.27

Figura B.38.- Yacimiento E1 OM-386,

Curvas de permeabilidad relativa sistema agua-petróleo.

Resistividad Corregida en función de la Saturación de AguaYacimiento M1 NS-301

Roca mesoporosa

0

5

10

15

20

25

30

35

40

45

50

0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1


Res

istiv

idad

Cor

regi

da (o

hm-m

)

Sw irr = 0.22

Rt corte = 4

Sw corte = 0.58

y = 2.2649x-1.392

R2 = 0.8931

y = 0.9253x-2.2673

R2 = 0.9964

Figura B.39.- Yacimiento M1 NS-301, Saturación de agua contra resistividad

corregida para rocas mesoporosas.

Resistividad Corregida en función de la Saturación de AguaYacimiento M1 NS-301

Roca macroporosa

0

5

10

15

20

25

30

35

40

45

50

0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1


Res

isiti

vdad

cor

regi

da (o

hm-m

)

Sw irr = 0.13

Sw corte = 0.52

Rt corte = 5

y = 2.1093x-1.5262

R2 = 0.9111

y = 1.3574x-1.7863

R2 = 0.9951

Figura B.40.- Yacimiento M1 NS-301, Saturación de agua contra resistividad

corregida para rocas macroporosas. Ing. Elías Raúl Acosta Duarte Modelo Petrofísico de Yacimientos con Alta Saturación Irreducible de Agua de la Formación Oficina

B-14

APÉNDICE B FIGURAS

Volum en de Arcilla en función de la Resisitiv idad CorregidaYacim iento M1 NS-301

y = 0.8136x-0.5251

R2 = 0.7057

0.00

0.05

0.10

0.15

0.20

0.25

0.30

0.35

0.40

0.45

0.50

0 5 10 15 20 25 30 35 40 45

Resitiv idad Corregida (ohm -m )

Volu

men

de

arci

lla (f

racc

ión)

MesoMacro

Vsh corte = 0.39

Rt corte =4

Figura B.41.- Yacimiento M1 NS-301, Volumen de arcilla en función de la

resistividad corregida.

Porosidad efectiva en función del Volumen de arcillaYacimiento M1 NS-301

y = 0.2985e-2.1463x

R2 = 0.9499

0.00

0.05

0.10

0.15

0.20

0.25

0.30

0.00 0.05 0.10 0.15 0.20 0.25 0.30 0.35 0.40 0.45 0.50


Poro

sida

d ef

ectiv

a (fr

acci

ón)

MesoMacro

Vsh corte = 0.39

φe corte = 0.13

Figura B.42.- Yacimiento M1 NS-301, Porosidad efectiva en función del

volumen de arcilla.

Permeabilidad en función de la Porosidad efectivaYacimiento M1 NS-301

y = 41216x3 - 15084x2 + 2092.5x - 95.69R2 = 0.9571

y = 0.2279e27.175x

R2 = 0.8949

0

20

40

60

80

100

120

140

160

180

0.00 0.05 0.10 0.15 0.20 0.25 0.30


Perm

eabi

lidad

(mD

)

Meso

Macro

kcorte = 12

φe corte = 0.13

Figura B.43.- Yacimiento M1 NS-301, Permeabilidad en función de la

porosidad efectiva.


B-15

APÉNDICE B FIGURAS

Resistiv idad correg ida en func ión de la Saturac ión de AguaYacim iento D2U O M -354

Roca m esoporosoa

0

2

4

6

8

10

12

14

16

18

20

0.00 0 .10 0.20 0 .30 0.40 0 .50 0.60 0 .70 0.80 0 .90 1.00S aturac ión de agua (fracc ión)

Res

istiv

idad

cor

regi

da (o

hm-m

)

Sw corte = 0.74

Rt corte = 4

Sw irr = 0.29

y = 0.46x-3.4477

R 2 = 0.979y = 2.4884x-1.6416

R 2 = 0.9995

Figura B.44.- Yacimiento D2U OM-354, Saturación de agua contra resistividad


Resistiv idad correg ida en func ión de la Saturac ión de AguaYacim iento D2U O M -354

Roca m acroporosa

0

2

4

6

8

10

12

14

16

18

20

0 .00 0 .10 0 .20 0 .30 0.40 0 .50 0 .60 0.70 0 .80 0 .90 1.00Saturación de agua (fracc ión)

Res

istiv

idad

cor

regi

da (o

hm-m

)

Sw corte = 0.68

Rt corte = 5

Sw irr = 0.24

y = 2.8399x-1.4001

R 2 = 0.9231

y = 2.8797x-1.4865

R 2 = 0.9963

Figura B.45.- Yacimiento D2U OM-354, Saturación de agua contra resistividad

corregida para rocas macroporosas.

Volum en de Arcilla en función de la Resisitiv idad CorregidaYacim iento D2U OM-354

y = 0 .5358x-0.5855

R 2 = 0.7923

0.00

0.05

0.10

0.15

0.20

0.25

0.30

0.35

0.40

0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 2

Resitiv idad Corregida (ohm -m )

Volu

men

de

arci

lla (f

racc

ión

0

)

MesoMacro

Vsh corte = 0.24

Rt corte = 4

Figura B.46.- Yacimiento D2U OM-354, Volumen de arcilla en función de la



B-16

APÉNDICE B FIGURAS

Porosidad efectiva en función del Volumen de arcillaYacimiento D2U OM-354

y = 0.0338x-0.9706

R2 = 0.8386

0.00

0.05

0.10

0.15

0.20

0.25

0.30

0.35

0.40

0.00 0.05 0.10 0.15 0.20 0.25 0.30 0.35 0.40


Poro

sida

d ef

ectiv

a (fr

acci

ón)

MesoMacro

Vsh corte = 0.24

φe corte = 0.14

Figura B.47.- Yacimiento D2U OM-354, Porosidad efectiva en función del

volumen de arcilla.

Permeabilidad en función de la Porosidad efectiv aYacimiento D2U OM-354

y = 2.0415e15.631x

R2 = 0.9659

y = 26527x3.9096

R2 = 0.9099

0

20

40

60

80

100

120

140

0.00 0.05 0.10 0.15 0.20 0.25 0.30 0.35 0.40

Porosidad efectiv a (fracción)

Perm

eabi

lidad

(mD

)

MesoMacro

k = 20

φe corte = 0.14

Figura B.48.- Yacimiento D2U OM-354, Permeabilidad en función de la

porosidad efectiva.

Resistiv idad Coregida en función de la Saturación de AguaYacim iento N1 YS-66

Roca m esoporosa

0

2

4

6

8

10

12

14

16

18

20

0.00 0.10 0.20 0.30 0.40 0.50 0.60 0.70 0.80 0.90 1.00


Res

istiv

idad

cor

regi

da (o

hm-m

)

Sw corte = 0.64

Rtcorte = 3

Sw irr = 0.24

y = 1.5614x-1.6297

R2 = 0.9993

Figura B.49.- Yacimiento N1 YS-66, Saturación de agua contra resistividad

corregida para rocas mesoporosas. Ing. Elías Raúl Acosta Duarte Modelo Petrofísico de Yacimientos con Alta Saturación Irreducible de Agua de la Formación Oficina

B-17

APÉNDICE B FIGURAS

Resistiv idad Coregida en función de la Saturación de AguaYacim iento N1 YS-66Roca m acroporosa

0

2

4

6

8

10

12

14

16

18

20

0.00 0.10 0.20 0.30 0.40 0.50 0.60 0.70 0.80 0.90 1.00


Res

istiv

idad

cor

regi

da (o

hm-m

)

Sw irr = 0.19

Rtcorte = 4

Sw corte = 0.54

y = 1.5381x-1.5621

R2 = 0.9995

Figura B.50.- Yacimiento N1 YS-66, Saturación de agua contra resistividad


Volumen de Arcilla en función de la Resisitiv idad CorregidaYacimiento N1 YS-66

y = 0.411x-0.4036

R2 = 0.7044

0.00

0.05

0.10

0.15

0.20

0.25

0.30

0.35

0.40

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 1

Resitiv idad Corregida (ohm-m)

Volu

men

de

arci

lla (f

racc

ión

6

)

MesoMacro

Vshcorte = 0.27

Rtcorte = 3

Figura B.51.- Yacimiento N1 YS-66, Volumen de arcilla en función de la


Porosidad efectiv a en función del Volumen de arcillaYacimiento N1 YS-66

y = 0.3485e-2.3842x

R2 = 0.8022

0.00

0.05

0.10

0.15

0.20

0.25

0.30

0.35

0.40

0.00 0.05 0.10 0.15 0.20 0.25 0.30 0.35 0.40

Volum en de arcilla (fracción)

Poro

sida

d ef

ectiv

a (fr

acci

ón)

MesoMacro

φecorte = 0.17

Vshcorte = 0.27

Figura B.52.- Yacimiento N1 YS-66, Porosidad efectiva en función del

volumen de arcilla.


B-18

APÉNDICE B FIGURAS

Perm eabilidad efewctiv a en función de la Saturación de aguaYacim iento N1 YS-66

y = 8151.6x3.3668

R2 = 0.8536

y = 84287x4.9008

R2 = 0.8106

0

20

40

60

80

100

120

140

0.00 0.05 0.10 0.15 0.20 0.25 0.30 0.35 0.40


Perm

eabi

lidad

(mD

)

MesoMacro

φecorte = 0.17

kcorte = 20

Figura B.53.- Yacimiento N1 YS-66, Permeabilidad en función de la

porosidad efectiva.

Resistividad Corregida en función de la Saturación de AguaYacimiento R4U BDV-13

Roca mesoporosa

0

2

4

6

8

10

12

14

16

18

20


Res

istiv

idad

cor

regi

da (o

hm-m

)

Swcorte = 0.59

Rt corte = 3

Swirr = 0.24

y = 0.8063x-2.2601

R2 = 0.9988

Figura B.54.- Yacimiento R4U BDV-13, Saturación de agua contra resistividad


Resistividad Corregida en función de la Saturación de AguaYacimiento R4U BDV-13

Roca macroporosa

0

2

4

6

8

10

12

14

16

18

20


Res

istiv

idad

cor

regi

da (o

hm-m

)

Swcorte = 0.55

Rt corte = 4

Swirr = 0.18

y = 1.5119x-1.5338

R2 = 0.9976

Figura B.55.- Yacimiento R4U BDV-13, Saturación de agua contra resistividad



B-19

APÉNDICE B FIGURAS

Volumen de Arcilla en función de la Resisitividad CorregidaYacimiento R4U BDV-13

y = 1.4074x-1.2435

R2 = 0.7578

0.00

0.05

0.10

0.15

0.20

0.25

0.30

0.35

0.40

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 1


Volu

men

de

arci

lla (f

racc

ión)

2

MesoMacro

Vshcorte = 0.35

Rt corte = 3

Figura B.56.- Yacimiento R4U BDV-13, Volumen de arcilla en función de la


Porosidad efectiva en función del Volumen de arcillaYacimiento R4U BDV-13

y = 0.09x-0.4225

R2 = 0.9306

0.00

0.05

0.10

0.15

0.20

0.25

0.30

0.35

0.40

0.00 0.05 0.10 0.15 0.20 0.25 0.30 0.35 0.40


Poro

sida

d ef

ectiv

a (fr

acci

ón)

MesoMacro

Vshcorte = 0.35

φe corte = 0.14

Figura B.57.- Yacimiento R4U BDV-13, Porosidad efectiva en función del

volumen de arcilla.

Permeabilidad en función de la Porosidad efectivaYacimiento R4U BDV-13

y = 97385x4.5423

R2 = 0.9515

y = 1.6043e18.647x

R2 = 0.9662

0

25

50

75

100

125

150

175

200

225

250

0.00 0.05 0.10 0.15 0.20 0.25 0.30 0.35 0.40


Per

mea

bilid

ad (m

D)

MesoMacro

Figura B.58.- Yacimiento R4U BDV-13, Permeabilidad en función de la

porosidad efectiva. Ing. Elías Raúl Acosta Duarte Modelo Petrofísico de Yacimientos con Alta Saturación Irreducible de Agua de la Formación Oficina

B-20

APÉNDICE B FIGURAS

Resistiv idad Corregida en función de la Saturación de AguaYacim iento P2 SG-103

Roca Mesoporosa

0

2

4

6

8

10

12

14

16

18

20

0.00 0.10 0.20 0.30 0.40 0.50 0.60 0.70 0.80 0.90 1.00


Res

istiv

idad

cor

regi

da (o

hm-m

)

Rtcorte = 3

Sw corte = 0.60

Sw irr = 0.24

y = 1.1868x-1.7719

R 2 = 0.9959

Figura B.59.- Yacimiento P2 SG-103, Saturación de agua contra resistividad


Resistiv idad Corregida en función de la Saturación de AguaYacim iento P2 SG-103

Roca Macroporosa

0

2

4

6

8

10

12

14

16

18

20


Res

istiv

idad

cor

regi

da (o

hm-m

)

Sw corte = 0.54

Rtcorte = 4

Sw irr = 0.17

y = 2.0407x-1.1015

R 2 = 0.9979

Figura B.60.- Yacimiento P2 SG-103, Saturación de agua contra resistividad


Volumen de Arcilla en función de la Resisitiv idad CorregidaYacimiento P2 SG-103

y = 1.0528x-1.2446

R2 = 0.7326

0.00

0.05

0.10

0.15

0.20

0.25

0.30

0.35

0.40

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9


Volu

men

de

arci

lla (f

racc

ión

10

)

MesoMacro

Rtcorte = 3

Vshcorte = 0.28

Figura B.61.- Yacimiento P2 SG-103, Volumen de arcilla en función de la



B-21

APÉNDICE B FIGURAS

Porosidad efectiva en función del Volumen de arcillaYacimiento P2 SG-103

y = 0.0792x-0.4771

R2 = 0.8993

0.00

0.05

0.10

0.15

0.20

0.25

0.30

0.35

0.40

0.00 0.05 0.10 0.15 0.20 0.25 0.30 0.35 0.40


Poro

sida

d ef

ectiv

a (fr

acci

ón)

MesoMacro

Vshcorte = 0.28

φecorte = 0.14

Figura B.62.- Yacimiento P2 SG-103, Porosidad efectiva en función del

volumen de arcilla.

Permeabilidad en función de la Porosidad efectivaYacimiento P2 SG-103

y = 0.0513e35.925x

R2 = 0.8886

y = 41552x4.0353

R2 = 0.9814

0

25

50

75

100

125

150

175

200

225

250

0.00 0.05 0.10 0.15 0.20 0.25 0.30 0.35


Perm

eabi

lidad

(mD

)

MesoMacro

φecorte = 0.14kcorte = 10

Figura B.63.- Yacimiento P2 SG-103, Permeabilidad en función de la

porosidad efectiva.

Resistiv idad Corregida en función de la Saturación de AguaYacim iento K OM-204

Roca m esoprosa

0

2

4

6

8

10

12

14

16

18

20

0.00 0.10 0.20 0.30 0.40 0.50 0.60 0.70 0.80 0.90 1.00


Res

istiv

idad

cor

regi

da (o

hm-m

)

R t corte = 3.5

Sw irr = 0.25

Sw corte = 0.68

y = 2.1620x-1.5742

R 2 = 0.9975

Figura B.64.- Yacimiento K OM-204, Saturación de agua contra resistividad

corregida para rocas mesoporosas. Ing. Elías Raúl Acosta Duarte Modelo Petrofísico de Yacimientos con Alta Saturación Irreducible de Agua de la Formación Oficina

B-22

APÉNDICE B FIGURAS

Resistiv idad Corregida en función de la Saturación de AguaYacim iento K OM-204

Roca m acroprosa

0

2

4

6

8

10

12

14

16

18

20

0.00 0.10 0.20 0.30 0.40 0.50 0.60 0.70 0.80 0.90 1.00


Res

istiv

idad

cor

regi

da (o

hm-m

)

Rt corte = 5

Sw corte = 0.56

Sw irr = 0.20

y = 2.3157x-1.3565

R 2 = 0.9998

Figura B.65.- Yacimiento K OM-204, Saturación de agua contra resistividad


Volumen de Arcilla en función de la Resisitiv idad CorregidaYacimiento K OM-204

y = -0.1093Ln(x) + 0.3541R2 = 0.8673

0.00

0.05

0.10

0.15

0.20

0.25

0.30

0.35

0.40

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12


Volu

men

de

arci

lla (f

racc

ión)

MesoMacro

Rt corte = 3.5

Vsh corte = 0.22

Figura B.66.- Yacimiento K OM-204, Volumen de arcilla en función de la


Porosidad efectiv a en función del Volum en de arcillaYacim iento K OM-204

y = 0.0692x-0.5818

R2 = 0.9998

0.00

0.05

0.10

0.15

0.20

0.25

0.30

0.35

0.40

0.00 0.05 0.10 0.15 0.20 0.25 0.30 0.35 0.40


Poro

sida

d ef

ectiv

a (fr

acci

ón)

MesoMacro

φe corte = 16

Vsh corte = 0.22

Figura B.67.- Yacimiento K OM-204, Porosidad efectiva en función del

volumen de arcilla. Ing. Elías Raúl Acosta Duarte Modelo Petrofísico de Yacimientos con Alta Saturación Irreducible de Agua de la Formación Oficina

B-23

APÉNDICE B FIGURAS

Permeabilidad en función de la Porosidad efectiv aYacimiento K OM-204

y = 0.4935e23.398x

R2 = 0.9983

y = 34381x4.0325

R2 = 1

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

0.00 0.05 0.10 0.15 0.20 0.25 0.30


Perm

eabi

lidad

(mD

)

MesoMacro

φe corte = 16k corte = 20

Figura B.68.- Yacimiento K OM-204, Permeabilidad en función de la

porosidad efectiva.

Resistividad Corregida en función de la Saturación de AguaYacim iento N2 O G-286

Roca m esoporosa

0

5

10

15

20

25

30

35

0.00 0.10 0.20 0.30 0.40 0.50 0.60 0.70 0.80 0.90 1.00


Res

istiv

idad

cor

regi

da (o

hm-m

)

Sw corte = 0.56

Rtcorte = 3.5

Sw irr = 20

y = 1.5981x-1.672

R 2 = 0.9969

Figura B.69.- Yacimiento N2 OG-286, Saturación de agua contra resistividad


Resistiv idad Corregida en función de la Saturación de AguaYacimiento N2 OG-286

Roca m acroporosa

0

5

10

15

20

25

30

35

0.00 0.10 0.20 0.30 0.40 0.50 0.60 0.70 0.80 0.90 1.00


Res

istiv

idad

cor

regi

da (o

hm-m

)

Swcorte = 0.55

Rtcorte = 5

Swirr = 0.14

y = 2.4897x-1.3606

R2 = 0.9987

Figura B.70.- Yacimiento N2 OG-286, Saturación de agua contra resistividad

corregida para rocas macroporosas. Ing. Elías Raúl Acosta Duarte Modelo Petrofísico de Yacimientos con Alta Saturación Irreducible de Agua de la Formación Oficina

B-24

APÉNDICE B FIGURAS

Volumen de Arcilla en función de la Resisitiv idad CorregidaYacimiento N2 OG-286

y = 0.825x-0.6325

R2 = 0.8228

0.00

0.05

0.10

0.15

0.20

0.25

0.30

0.35

0.40

0 5 10 15 20 25 30 35 40Resitiv idad Corregida (ohm-m)

Volu

men

de

arci

lla (f

racc

ión)

MesoMacro

Rtcorte = 3.5

Vshcorte = 0.36

Figura B.71.- Yacimiento N2 OG-286, Volumen de arcilla en función de la


Porosidad efectiv a en función del Volum en de arcillaYacim iento N2 OG-286

y = 0.0617x-0.6157

R2 = 0.9082

0.00

0.05

0.10

0.15

0.20

0.25

0.30

0.35

0.40

0.00 0.05 0.10 0.15 0.20 0.25 0.30 0.35 0.40

Volum en de arcilla (fracción)

Poro

sida

d ef

ectiv

a (fr

acci

ón)

MesoMacro

Vshcorte = 0.36

φecorte = 0.12

Figura B.72.- Yacimiento N2 OG-286, Porosidad efectiva en función del

volumen de arcilla.

Perm eabilidad en función de la Porosidad efectiv aYacim iento N2 OG-286

y = 15084x3.4854

R2 = 0.9487

y = 11459x3.2403

R2 = 0.9964

0

25

50

75

100

125

150

175

200

225

0.00 0.05 0.10 0.15 0.20 0.25 0.30


Perm

eabi

lidad

(mD

)

MesoMacro

kcorte = 10

φecorte = 0.12

Figura B.73.- Yacimiento N2 OG-286, Permeabilidad en función de la

porosidad efectiva. Ing. Elías Raúl Acosta Duarte Modelo Petrofísico de Yacimientos con Alta Saturación Irreducible de Agua de la Formación Oficina

B-25

APÉNDICE B FIGURAS

Resistividad Corregida en función de la Saturación de AguaYacimiento E1 OM-307

Roca mesoporosa

0

2

4

6

8

10

12

14

16

18

20

0.00 0.10 0.20 0.30 0.40 0.50 0.60 0.70 0.80 0.90 1.00


Res

istiv

idad

cor

regi

da (o

hm-m

)

Swcorte = 0.66

Rt corte = 4

Swirr = 0.28

y = 1.5952x-2.0956

R2 = 0.9822

Figura B.74.- Yacimiento E1 OM-307, Saturación de agua contra resistividad


Volumen de Arcilla en función de la Resisitividad CorregidaYacimiento E1 OM-307

y = 0.5088x-0.362

R2 = 0.9421

0.00

0.05

0.10

0.15

0.20

0.25

0.30

0.35

0.40

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9


Volu

men

de

arci

lla (f

racc

ión)

10

Meso

Vshcorte = 0.31

Rt corte = 4

Figura B.75.- Yacimiento E1 OM-307, Volumen de arcilla en función de la


Porosidad efectiva en función del Volumen de arcillaYacimiento E1 OM-307

y = 0.125x-0.3113

R2 = 0.9991

0.00

0.05

0.10

0.15

0.20

0.25

0.30

0.35

0.40

0.00 0.05 0.10 0.15 0.20 0.25 0.30 0.35 0.40


Poro

sida

d ef

ectiv

a (fr

acci

ón)

Meso

Vshcorte = 0.31

φe corte = 0.17

Figura B.76.- Yacimiento E1 OM-307, Porosidad efectiva en función del

volumen de arcilla. Ing. Elías Raúl Acosta Duarte Modelo Petrofísico de Yacimientos con Alta Saturación Irreducible de Agua de la Formación Oficina

B-26

APÉNDICE B FIGURAS

Permeabilidad en función de la Porosidad efectivaYacimiento E1 OM-307

y = 0.1102e29.204x

R2 = 1

0

10

20

30

40

50

0.00 0.05 0.10 0.15 0.20 0.25 0.30


Perm

eabi

lidad

(mD

)

Meso

kcorte = 16

φe corte = 0.17

Figura B.77.- Yacimiento E1 OM-307, Permeabilidad en función de la

porosidad efectiva.

Resistividad Corregida en función de la Saturación de AguaYacimiento E1 OM-386

Roca mesoporosa

0

2

4

6

8

10

12

14

16

18

20


Res

istiv

idad

cor

regi

da (o

hm-m

)

Swcorte = 0.64

Rt corte = 4

Swirr = 0.27

y = 1.5849x-1.9627

R2 = 0.9973

Figura B.78.- Yacimiento E1 OM-386, Saturación de agua contra resistividad


Volumen de Arcilla en función de la Resisitividad CorregidaYacimiento E1 OM-386

y = 0.681x-0.5348

R2 = 0.9531

0.00

0.05

0.10

0.15

0.20

0.25

0.30

0.35

0.40

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14


Volu

men

de

arci

lla (f

racc

ión)

Meso

Rt corte = 4

Vshcorte = 0.33

Figura B.79.- Yacimiento E1 OM-386, Volumen de arcilla en función de la

resistividad corregida. Ing. Elías Raúl Acosta Duarte Modelo Petrofísico de Yacimientos con Alta Saturación Irreducible de Agua de la Formación Oficina

B-27

APÉNDICE B FIGURAS

Porosidad efectiva en función del Volumen de arcillaYacimiento E1 OM-386

Roca mesoporosa

y = 0.2714e-1.3331x

R2 = 0.9965

0.00

0.05

0.10

0.15

0.20

0.25

0.30

0.35

0.40

0.00 0.05 0.10 0.15 0.20 0.25 0.30 0.35 0.40


Poro

sida

d ef

ectiv

a (fr

acci

ón)

Meso

φe corte = 0.17

Vshirr = 0.33

Figura B.80.- Yacimiento E1 OM-386, Porosidad efectiva en función del

volumen de arcilla.

Permeabilidad en función de la Porosidad efectivaYacimiento E1 OM-386

Roca mesoporosa

y = 0.1284e28.378x

R2 = 0.9999

0

10

20

30

40

50

60

0.00 0.05 0.10 0.15 0.20 0.25 0.30


Perm

eabi

lidad

(mD

)

Meso

φe corte = 0.17

kirr = 16

Figura B.81.- Yacimiento E1 OM-386, Permeabilidad en función de la

porosidad efectiva.

Frecuencia Acumulada de Modelos de Saturación de Agua Yacimiento M1 NS-301

0102030405060708090

100110120

0 0.05 0.1 0.15 0.2 0.25 0.3 0.35Error menor a...

Frec

uenc

ia


Figura B.82.- Yacimiento M1 NS-301, Frecuencia acumulada entre modelos de SW.


B-28

APÉNDICE B FIGURAS

Frecuencia Acumulada de Modelos de Saturación de Agua Yacimiento D2U OM-354

0

1

2

3

4

5

0 0.05 0.1 0.15 0.2 0.25 0.3 0.35

Error menor a...

Frec

uenc

ia


Figura B.83.- Yacimiento D2U OM-354, Frecuencia acumulada entre modelos de SW.

Frecuencia Acumulada de Modelos de Saturación de Agua Yacimiento N1 YS-66

02468

101214161820222426

0 0.05 0.1 0.15 0.2 0.25 0.3 0.35Error menor a...

Frec

uenc

ia

SimandouxSimandoux modificada (Bardon & Peid)ArchiePouponAcosta & Rosales 1Acosta & Rosales 2Acosta & Rosales 3Acosta & Rosales 4

Figura B.84.- Yacimiento N1 YS-66, Frecuencia acumulada entre modelos de SW.

Frecuencia Acumulada de Modelos de Saturación de Agua Yacimiento R4U BDV-13

0

1

2

3

4

5

6

7

0 0.05 0.1 0.15 0.2 0.25 0.3 0.35

Error menor a...

Frec

uenc

ia

SimandouxSimandoux modificada (Bardon & Peid)ArchiePouponAcosta & Rosales 1Acosta & Rosales 2Acosta & Rosales 3Acosta & Rosales 4

Figura B.85- Yacimiento R4U BDV-13, Frecuencia acumulada entre modelos de SW.


B-29

APÉNDICE B FIGURAS

Frecuencia Acumulada de Modelos de Saturación de Agua

Yacimiento P2 SG-103

0

1

2

3

4

5

6

7

8

0.00 0.05 0.10 0.15 0.20 0.25 0.30 0.35

Error menor a...

Frec

uenc

ia

SimandouxSimandoux modificada (Bardon & Peid)ArchiePouponAcosta-Rosales 1Acosta Rosales 2Acosta-Rosales 3Acosta-Rosales 4

Figura B.86- Yacimiento P2 SG-103, Frecuencia acumulada entre modelos de SW.

Frecuencia Acumulada de Modelos de Saturación de Agua Yacimiento K OM-204

0

1

2

3

4

5

0 0.05 0.1 0.15 0.2 0.25 0.3 0.35Error menor a...

Frec

uenc

ia

SimandouxSimandoux modificada (Bardon & Pied)ArchiePouponAcosta-Rosales 1Acosta Rosales 2Acosta-Rosales 3Acosta-Rosales 4

Figura B.87- Yacimiento K OM-204, Frecuencia acumulada entre modelos de SW.

Frecuencia Acumulada de Modelos de Saturación de Agua Yacimiento N2 OG-286

0

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

0 0.05 0.1 0.15 0.2 0.25 0.3 0.35

Error menor a...

Frec

uenc

ia


Figura B.88- Yacimiento N2 OG-286, Frecuencia acumulada entre modelos de SW.


B-30

APÉNDICE B FIGURAS

Frecuencia Acumulada de Modelos de Saturación de Agua Yacimiento E1 OM-307 y E1 OM-386

0

1

2

3

4

5

0.00 0.05 0.10 0.15 0.20 0.25 0.30 0.35

Error menor a...

Frec

uenc

ia

SimandouxSimandoux modificada (Bardon & Pied)ArchiePouponAcosta-Rosales 1Acosta Rosales 2Acosta-Rosales 3Acosta-Rosales 4

Figura B.89- Yacimientos E1 OM-307 y E1 OM-386,

Frecuencia acumulada entre modelos de SW.


B-31

Anexo 1.- Yacimiento M1 NS-301, Mapa isopaco-estructural

N

Anexo 2.- Yacimiento D2U OM-354, Mapa isopaco-estructural

N

N

Anexo 3.- Yacimiento N1 YS-66, Mapa isopaco-estructural

Anexo 4.- Yacimiento R4U BDV-13, Mapa isopaco-estructural

N

Anexo 5.- Yacimiento P2 SG-103, Mapa isopaco-estructural

N

Anexo 6.- Yacimiento K OM-204, Mapa isopaco-estructural

N

Anexo 7.- Yacimiento N2 OG-286, Mapa isopaco-estructural

N

Anexo 8.- Yacimientos E1 OM-307 y E1 OM-386, Mapa isopaco-estructural

N

Anexo 9.-Sim

bología utilizada en los mapas isopaco -estructurales.

Anexo 10.-C

ontinuación simbología utilizada en los m

apas isopaco -estructurales.

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