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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
MAGÍSTER SCIENTIARUM EN INGENIERÍA DE PETRÓLEO
Autor: Ing. Elías Raúl Acosta Duarte Tutor académico: Ing. Américo Perozo L., M.Sc.
Tutor industrial: Ing. Ernesto Rosales Z.
Maracaibo, Julio de 2006
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:
MAGÍSTER SCIENTIARUM EN INGENIERÍA DE PETRÓLEO
________________________
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
Maracaibo, Julio de 2006
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]
Ing. Elías Raúl Acosta Duarte Modelo Petrofísico de Yacimientos con Alta Saturación Irreducible de Agua de la Formación Oficina
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.
Ing. Elías Raúl Acosta Duarte Modelo Petrofísico de Yacimientos con Alta Saturación Irreducible de Agua de la Formación Oficina
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.
Ing. Elías Raúl Acosta Duarte Modelo Petrofísico de Yacimientos con Alta Saturación Irreducible de Agua de la Formación Oficina
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.
Ing. Elías Raúl Acosta Duarte Modelo Petrofísico de Yacimientos con Alta Saturación Irreducible de Agua de la Formación Oficina
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
Ing. Elías Raúl Acosta Duarte Modelo Petrofísico de Yacimientos con Alta Saturación Irreducible de Agua de la Formación Oficina
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
Ing. Elías Raúl Acosta Duarte Modelo Petrofísico de Yacimientos con Alta Saturación Irreducible de Agua de la Formación Oficina
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
Ing. Elías Raúl Acosta Duarte Modelo Petrofísico de Yacimientos con Alta Saturación Irreducible de Agua de la Formación Oficina
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
Ing. Elías Raúl Acosta Duarte Modelo Petrofísico de Yacimientos con Alta Saturación Irreducible de Agua de la Formación Oficina
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
Ing. Elías Raúl Acosta Duarte Modelo Petrofísico de Yacimientos con Alta Saturación Irreducible de Agua de la Formación Oficina
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
Ing. Elías Raúl Acosta Duarte Modelo Petrofísico de Yacimientos con Alta Saturación Irreducible de Agua de la Formación Oficina
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:
Ing. Elías Raúl Acosta Duarte Modelo Petrofísico de Yacimientos con Alta Saturación Irreducible de Agua de la Formación Oficina
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
Ing. Elías Raúl Acosta Duarte Modelo Petrofísico de Yacimientos con Alta Saturación Irreducible de Agua de la Formación Oficina
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.
Ing. Elías Raúl Acosta Duarte Modelo Petrofísico de Yacimientos con Alta Saturación Irreducible de Agua de la Formación Oficina
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
Ing. Elías Raúl Acosta Duarte Modelo Petrofísico de Yacimientos con Alta Saturación Irreducible de Agua de la Formación 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.
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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.
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CAPÍTULO II FUNDAMENTO TEÓRICO
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.
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CAPÍTULO II FUNDAMENTO TEÓRICO
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.
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CAPÍTULO II FUNDAMENTO TEÓRICO
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.
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CAPÍTULO II FUNDAMENTO TEÓRICO
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.
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CAPÍTULO II FUNDAMENTO TEÓRICO
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)
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CAPÍTULO II FUNDAMENTO TEÓRICO
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.
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CAPÍTULO II FUNDAMENTO TEÓRICO
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:
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CAPÍTULO II FUNDAMENTO TEÓRICO
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%.
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CAPÍTULO II FUNDAMENTO TEÓRICO
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.
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CAPÍTULO II FUNDAMENTO TEÓRICO
• 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
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CAPÍTULO II FUNDAMENTO TEÓRICO
• 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).
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CAPÍTULO II FUNDAMENTO TEÓRICO
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.
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CAPÍTULO II FUNDAMENTO TEÓRICO
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.
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CAPÍTULO II FUNDAMENTO TEÓRICO
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%.
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22
CAPÍTULO II FUNDAMENTO TEÓRICO
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)
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23
CAPÍTULO II FUNDAMENTO TEÓRICO
⎥⎥⎥
⎦
⎤
⎢⎢⎢
⎣
⎡
⎟⎟⎠
⎞⎜⎜⎝
⎛
−−−−
⎥⎥⎦
⎤
⎢⎢⎣
⎡−=
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).
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24
CAPÍTULO II FUNDAMENTO TEÓRICO
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.
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25
CAPÍTULO II FUNDAMENTO TEÓRICO
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.
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26
CAPÍTULO II FUNDAMENTO TEÓRICO
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.
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27
CAPÍTULO II FUNDAMENTO TEÓRICO
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:
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28
CAPÍTULO II FUNDAMENTO TEÓRICO
( ) ( ) ( )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.
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29
CAPÍTULO II FUNDAMENTO TEÓRICO
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:
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30
CAPÍTULO II FUNDAMENTO TEÓRICO
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.
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31
CAPÍTULO II FUNDAMENTO TEÓRICO
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
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CAPÍTULO II FUNDAMENTO TEÓRICO
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.
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CAPÍTULO II FUNDAMENTO TEÓRICO
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)
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34
CAPÍTULO II FUNDAMENTO TEÓRICO
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.
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35
CAPÍTULO II FUNDAMENTO TEÓRICO
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.
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36
CAPÍTULO II FUNDAMENTO TEÓRICO
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.
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CAPÍTULO II FUNDAMENTO TEÓRICO
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.
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CAPÍTULO II FUNDAMENTO TEÓRICO
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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.
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CAPÍTULO II FUNDAMENTO TEÓRICO
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
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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.
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CAPÍTULO II FUNDAMENTO TEÓRICO
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.
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• 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).
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CAPÍTULO II FUNDAMENTO TEÓRICO
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:
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CAPÍTULO II FUNDAMENTO TEÓRICO
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)
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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.
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CAPÍTULO II FUNDAMENTO TEÓRICO
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.
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CAPÍTULO II FUNDAMENTO TEÓRICO
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
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CAPÍTULO II FUNDAMENTO TEÓRICO
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).
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CAPÍTULO II FUNDAMENTO TEÓRICO
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.
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50
CAPÍTULO II FUNDAMENTO TEÓRICO
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)
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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:
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CAPÍTULO III METODOLOGÍA APLICADA
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.
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54
CAPÍTULO III METODOLOGÍA APLICADA
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
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55
CAPÍTULO III METODOLOGÍA APLICADA
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.
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56
CAPÍTULO III METODOLOGÍA APLICADA
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.
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CAPÍTULO III METODOLOGÍA APLICADA
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:
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58
CAPÍTULO III METODOLOGÍA APLICADA
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.
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CAPÍTULO III METODOLOGÍA APLICADA
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.
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60
CAPÍTULO III METODOLOGÍA APLICADA
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.
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61
CAPÍTULO III METODOLOGÍA APLICADA
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.
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CAPÍTULO III METODOLOGÍA APLICADA
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.
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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:
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CAPÍTULO IV ANÁLISIS DE RESULTADOS
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
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CAPÍTULO IV ANÁLISIS DE RESULTADOS
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.
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67
CAPÍTULO IV ANÁLISIS DE RESULTADOS
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).
Ing. Elías Raúl Acosta Duarte Modelo Petrofísico de Yacimientos con Alta Saturación Irreducible de Agua de la Formación Oficina
68
CAPÍTULO IV ANÁLISIS DE RESULTADOS
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
Porosidad (fracción)
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.
Ing. Elías Raúl Acosta Duarte Modelo Petrofísico de Yacimientos con Alta Saturación Irreducible de Agua de la Formación Oficina
69
CAPÍTULO IV ANÁLISIS DE RESULTADOS
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
Porosidad (fracción)
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
CAPÍTULO IV ANÁLISIS DE RESULTADOS
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.
Ing. Elías Raúl Acosta Duarte Modelo Petrofísico de Yacimientos con Alta Saturación Irreducible de Agua de la Formación Oficina
71
CAPÍTULO IV ANÁLISIS DE RESULTADOS
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.
Ing. Elías Raúl Acosta Duarte Modelo Petrofísico de Yacimientos con Alta Saturación Irreducible de Agua de la Formación Oficina
72
CAPÍTULO IV ANÁLISIS DE RESULTADOS
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
CAPÍTULO IV ANÁLISIS DE RESULTADOS
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
Ing. Elías Raúl Acosta Duarte Modelo Petrofísico de Yacimientos con Alta Saturación Irreducible de Agua de la Formación Oficina
74
CAPÍTULO IV ANÁLISIS DE RESULTADOS
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.
Ing. Elías Raúl Acosta Duarte Modelo Petrofísico de Yacimientos con Alta Saturación Irreducible de Agua de la Formación Oficina
75
CAPÍTULO IV ANÁLISIS DE RESULTADOS
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.
Ing. Elías Raúl Acosta Duarte Modelo Petrofísico de Yacimientos con Alta Saturación Irreducible de Agua de la Formación Oficina
76
CAPÍTULO IV ANÁLISIS DE RESULTADOS
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
Ing. Elías Raúl Acosta Duarte Modelo Petrofísico de Yacimientos con Alta Saturación Irreducible de Agua de la Formación Oficina
77
CAPÍTULO IV ANÁLISIS DE RESULTADOS
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.
Ing. Elías Raúl Acosta Duarte Modelo Petrofísico de Yacimientos con Alta Saturación Irreducible de Agua de la Formación Oficina
78
CAPÍTULO IV ANÁLISIS DE RESULTADOS
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.
Ing. Elías Raúl Acosta Duarte Modelo Petrofísico de Yacimientos con Alta Saturación Irreducible de Agua de la Formación Oficina
79
CAPÍTULO IV ANÁLISIS DE RESULTADOS
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 ****
Ing. Elías Raúl Acosta Duarte Modelo Petrofísico de Yacimientos con Alta Saturación Irreducible de Agua de la Formación Oficina
80
CAPÍTULO IV ANÁLISIS DE RESULTADOS
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
Saturación de agua (fracción)
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
Saturación de agua (fracción)
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 ****
Ing. Elías Raúl Acosta Duarte Modelo Petrofísico de Yacimientos con Alta Saturación Irreducible de Agua de la Formación Oficina
81
CAPÍTULO IV ANÁLISIS DE RESULTADOS
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.
Ing. Elías Raúl Acosta Duarte Modelo Petrofísico de Yacimientos con Alta Saturación Irreducible de Agua de la Formación Oficina
82
CAPÍTULO IV ANÁLISIS DE RESULTADOS
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.
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83
CAPÍTULO IV ANÁLISIS DE RESULTADOS
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.
Ing. Elías Raúl Acosta Duarte Modelo Petrofísico de Yacimientos con Alta Saturación Irreducible de Agua de la Formación Oficina
84
CAPÍTULO IV ANÁLISIS DE RESULTADOS
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).
Ing. Elías Raúl Acosta Duarte Modelo Petrofísico de Yacimientos con Alta Saturación Irreducible de Agua de la Formación Oficina
85
CAPÍTULO IV ANÁLISIS DE RESULTADOS
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.
Ing. Elías Raúl Acosta Duarte Modelo Petrofísico de Yacimientos con Alta Saturación Irreducible de Agua de la Formación Oficina
86
CAPÍTULO IV ANÁLISIS DE RESULTADOS
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)
Ing. Elías Raúl Acosta Duarte Modelo Petrofísico de Yacimientos con Alta Saturación Irreducible de Agua de la Formación Oficina
87
CAPÍTULO IV ANÁLISIS DE RESULTADOS
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.
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88
CAPÍTULO IV ANÁLISIS DE RESULTADOS
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.
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89
CAPÍTULO IV ANÁLISIS DE RESULTADOS
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.
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90
CAPÍTULO IV ANÁLISIS DE RESULTADOS
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.
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91
CAPÍTULO IV ANÁLISIS DE RESULTADOS
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:
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92
CAPÍTULO IV ANÁLISIS DE RESULTADOS
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).
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93
CAPÍTULO IV ANÁLISIS DE RESULTADOS
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).
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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.
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96
CAPÍTULO V CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
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.
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97
CAPÍTULO V CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
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.
Ing. Elías Raúl Acosta Duarte Modelo Petrofísico de Yacimientos con Alta Saturación Irreducible de Agua de la Formación Oficina
98
BIBLIOGRAFÍA
BIBLIOGRAFÍA CITADA
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Ing. Elías Raúl Acosta Duarte Modelo Petrofísico de Yacimientos con Alta Saturación Irreducible de Agua de la Formación Oficina
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
Ing. Elías Raúl Acosta Duarte Modelo Petrofísico de Yacimientos con Alta Saturación Irreducible de Agua de la Formación Oficina
A-1
APÉNDICE A TABLAS
Tabl
a A
.5.-
Res
umen
de
aren
as p
roba
das.
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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
Humble modif. 0.81 2 130.42 124.52 Humble no consolidada 0.62 2.15 111.34 105.43
Arenas promedio 1.45 1.54 56.48 50.58 Arenas arcillosas 1.65 1.33 37.03 31.13
F=Ro/Rw= 5.90
Tabla A.8.- Yacimiento N1 YS-66, Comparación de constantes a y m. Yacimiento N1 YS-66
Factor de Formación utilizando distintas constantes Modelo a m F. promedio Delta Archie 1 2 113.94 106.11
Humble modif. 0.81 2 102.54 94.70 Humble no consolidada 0.62 2.15 92.29 84.46
Arenas promedio 1.45 1.54 53.53 45.69 Arenas arcillosas 1.65 1.33 36.69 28.86
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
Humble modif. 0.81 2 30.54 17.51 Humble no consolidada 0.62 2.15 30.12 17.08
Arenas promedio 1.45 1.54 22.95 9.92 Arenas arcillosas 1.65 1.33 17.76 4.73
F=Ro/Rw= 13.04
Ing. Elías Raúl Acosta Duarte Modelo Petrofísico de Yacimientos con Alta Saturación Irreducible de Agua de la Formación Oficina
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
Humble modif. 0.81 2 46.10 29.93 Humble no consolidada 0.62 2.15 44.26 28.10
Arenas promedio 1.45 1.54 31.02 14.85 Arenas arcillosas 1.65 1.33 23.08 6.92
F=Ro/Rw= 16.16
Tabla A.11.- Yacimiento K OM-204, Comparación de constantes a y m. Yacimiento K OM-204
Factor de formación utilizando distintas constantes Modelo a m F. promedio Delta Archie 1 2 92.12 83.67
Humble modif. 0.81 2 80.18 71.73 Humble no consolidada 0.62 2.15 74.62 66.16
Arenas promedio 1.45 1.54 47.20 38.75 Arenas arcillosas 1.65 1.33 33.40 24.95
F=Ro/Rw= 8.45
Tabla A.12.- Yacimiento N2 OG-286, Comparación de constantes a y m. Yacimiento N2 OG-286
Factor de formación utilizando distintas constantes Modelo a m F. promedio Delta Archie 1 2 209.53 197.90
Humble modif. 0.81 2 203.37 191.75 Humble no consolidada 0.62 2.15 169.72 158.09
Arenas promedio 1.45 1.54 79.82 68.20 Arenas arcillosas 1.65 1.33 50.38 38.75
F=Ro/Rw= 11.62
Tabla A.13.- Yacimiento E1 OM-307, Comparación de constantes a y m. Yacimiento E1 OM-307
Factor de formación utilizando distintas constantes Modelo a m F. promedio Delta Archie 1 2 57.33 53.92
Humble modif. 0.81 2 48.18 44.77 Humble no consolidada 0.62 2.15 46.43 43.03
Arenas promedio 1.45 1.54 32.71 29.30 Arenas arcillosas 1.65 1.33 24.32 20.92
F=Ro/Rw= 3.41
Ing. Elías Raúl Acosta Duarte Modelo Petrofísico de Yacimientos con Alta Saturación Irreducible de Agua de la Formación Oficina
A-4
APÉNDICE A TABLAS
Tabla A.14- Yacimiento E1 OM-386, Comparación de constantes a y m. Yacimiento E1 OM-386
Factor de Formación utilizando distintas constantes Modelo a m F. promedio Delta Archie 1 2 47.49 42.08
Humble modif. 0.81 2 39.37 33.96 Humble no consolidada 0.62 2.15 38.46 33.06
Arenas promedio 1.45 1.54 28.27 22.87 Arenas arcillosas 1.65 1.33 21.44 16.03
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
Modelo F. promedio DeltaLineal 44.43 38.52
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
Ing. Elías Raúl Acosta Duarte Modelo Petrofísico de Yacimientos con Alta Saturación Irreducible de Agua de la Formación Oficina
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
Modelo F. promedio DeltaLineal 36.76 28.92
Larinov Rocas Antiguas 18.23 10.40Larinov Rocas Terciarias 18.16 10.32
Clavier 17.18 9.34Steiber 1 18.32 10.49Steiber 2 15.06 7.22Steiber 3 13.55 5.72
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
Larinov Rocas Antiguas 13.66 0.63Larinov Rocas Terciarias 13.54 0.50
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
Modelo F. promedio DeltaLineal 23.08 6.92
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
Ing. Elías Raúl Acosta Duarte Modelo Petrofísico de Yacimientos con Alta Saturación Irreducible de Agua de la Formación Oficina
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
Modelo F. promedio DeltaLineal 33.40 24.95
Larinov Rocas Antiguas 19.44 10.99Larinov Rocas Terciarias 14.90 6.45
Clavier 18.37 9.91Steiber 1 19.63 11.18Steiber 2 16.07 7.62Steiber 3 14.45 6.00
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
Modelo F. promedio DeltaLineal 45.99 34.37
Larinov Rocas Antiguas 21.59 9.97Larinov Rocas Terciarias 16.14 4.52
Clavier 20.07 8.44Steiber 1 21.70 10.08Steiber 2 17.29 5.67Steiber 3 15.42 3.80
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
Modelo F. promedio DeltaLineal 24.32 20.92
Larinov Rocas Antiguas 16.21 12.80Larinov Rocas Terciarias 13.10 9.69
Clavier 15.50 12.09Steiber 1 16.34 12.93Steiber 2 13.93 10.52Steiber 3 12.77 9.36
F=Ro/Rw= 3.41
Ing. Elías Raúl Acosta Duarte Modelo Petrofísico de Yacimientos con Alta Saturación Irreducible de Agua de la Formación Oficina
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
Modelo F. promedio DeltaLineal 21.44 16.03
Larinov Rocas Antiguas 14.99 9.58Larinov Rocas Terciarias 12.47 7.07
Clavier 14.45 9.04Steiber 1 15.13 9.73Steiber 2 13.22 7.81Steiber 3 12.30 6.89
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
Ing. Elías Raúl Acosta Duarte Modelo Petrofísico de Yacimientos con Alta Saturación Irreducible de Agua de la Formación Oficina
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
Ing. Elías Raúl Acosta Duarte Modelo Petrofísico de Yacimientos con Alta Saturación Irreducible de Agua de la Formación Oficina
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.
Ing. Elías Raúl Acosta Duarte Modelo Petrofísico de Yacimientos con Alta Saturación Irreducible de Agua de la Formación Oficina
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.
Ing. Elías Raúl Acosta Duarte Modelo Petrofísico de Yacimientos con Alta Saturación Irreducible de Agua de la Formación Oficina
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.
Ing. Elías Raúl Acosta Duarte Modelo Petrofísico de Yacimientos con Alta Saturación Irreducible de Agua de la Formación Oficina
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
Ing. Elías Raúl Acosta Duarte Modelo Petrofísico de Yacimientos con Alta Saturación Irreducible de Agua de la Formación Oficina
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
Clasificación por Tipo de RocasYacimiento M1 NS-301
Pozo NS-309
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.12.- Pozo NS-309, Identificación del tipo de rocas
Clasificación por Tipo de RocasYacimiento M1 NS-301
Pozo OM-303, 2 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.13.- Pozo OM-303, Identificación del tipo de rocas
Ing. Elías Raúl Acosta Duarte Modelo Petrofísico de Yacimientos con Alta Saturación Irreducible de Agua de la Formación Oficina
B-5
APÉNDICE B FIGURAS
Clasificación por Tipo de RocasYacimiento M1 NS-301
Pozo OM-305
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.14.- Pozo OM-305, Identificación del tipo de rocas
Clasificación por Tipo de RocasYacimiento M1 NS-301
Pozo OM-314
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.15.- Pozo OM-314, Identificación del tipo de rocas
Clasificación por Tipo de RocasYacimiento M1 NS-301
Pozo OM-323
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.16.- Pozo OM-323, Identificación del tipo de rocas
Ing. Elías Raúl Acosta Duarte Modelo Petrofísico de Yacimientos con Alta Saturación Irreducible de Agua de la Formación Oficina
B-6
APÉNDICE B FIGURAS
Clasificación por Tipo de RocasYacimiento M1 NS-301
Pozo OM-327
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.17.- Pozo OM-327, Identificación del tipo de rocas
Clasificación por Tipo de RocasYacimiento M1 NS-301
Pozo OZ-306
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.18.- Pozo OZ-306, Identificación del tipo de rocas
Clasificación por Tipo de RocasYacimiento M1 NS-301
Pozo CHV-15, 2 análisis de núcleo
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.19.- Pozo CHV-15, Identificación del tipo de rocas
Ing. Elías Raúl Acosta Duarte Modelo Petrofísico de Yacimientos con Alta Saturación Irreducible de Agua de la Formación Oficina
B-7
APÉNDICE B FIGURAS
Clasificación por Tipo de RocasYacimiento M1 NS-301
Pozo CHV-28, 2 análisis de núcleo
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.20.- Pozo CHV-28, Identificación del tipo de rocas
Clasificación por Tipo de RocasYacimiento M1 NS-301
Pozo CHV-45
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.21.- Pozo CHV-45, Identificación del tipo de rocas
Clasificación por Tipo de RocasYacimiento M1 NS-301
Pozo CHV-71
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.22.- Pozo CHV-71, Identificación del tipo de rocas
Ing. Elías Raúl Acosta Duarte Modelo Petrofísico de Yacimientos con Alta Saturación Irreducible de Agua de la Formación Oficina
B-8
APÉNDICE B FIGURAS
Clasificación por Tipo de RocasYacimiento M1 NS-301
Pozo CHV-79
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.23.- Pozo CHV-79, Identificación del tipo de rocas
Clasificación por Tipo de RocasYacimiento M1 NS-301
Pozo CHV-81
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.24.- Pozo CHV-81, Identificación del tipo de rocas
Clasificación por Tipo de RocasYacimiento M1 NS-301
Pozo YS-534
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.25.- Yacimiento N1 YS-66, Identificación del tipo de rocas
Ing. Elías Raúl Acosta Duarte Modelo Petrofísico de Yacimientos con Alta Saturación Irreducible de Agua de la Formación Oficina
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
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.26.- Yacimiento P2 SG-103, Identificación del tipo de rocas
Clasificación por Tipo de RocasYacimiento P2 SG-103
Pozo BVR-14
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.27.- Pozo BVR-14, Identificación del tipo de rocas
Clasificación por Tipo de RocasYacimiento P2 SG-103
Pozo BVR-22
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.28.- Pozo BVR-22, Identificación del tipo de rocas
Ing. Elías Raúl Acosta Duarte Modelo Petrofísico de Yacimientos con Alta Saturación Irreducible de Agua de la Formación Oficina
B-10
APÉNDICE B FIGURAS
Clasificación por Tipo de RocasYacimiento P2 SG-103
Pozo BVR-23
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.29.- Pozo BVR-23, Identificación del tipo de rocas
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
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)
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
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)
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
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)
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
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)
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
Ing. Elías Raúl Acosta Duarte Modelo Petrofísico de Yacimientos con Alta Saturación Irreducible de Agua de la Formación Oficina
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
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)
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
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)
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
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
1.0Pe
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
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)
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
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)
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
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)
Swcruce = 0.59
Swirr = 0.17 Sor = 0.31
Figura B.34.- Yacimiento P2 SG-103, Curvas de permeabilidad relativa sistema agua-petróleo
Ing. Elías Raúl Acosta Duarte Modelo Petrofísico de Yacimientos con Alta Saturación Irreducible de Agua de la Formación Oficina
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
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
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
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)
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
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)
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
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)
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
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 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
Ing. Elías Raúl Acosta Duarte Modelo Petrofísico de Yacimientos con Alta Saturación Irreducible de Agua de la Formación Oficina
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
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)
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
Saturación de agua (fracción)
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
Saturación de agua (fracción)
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
Volumen de arcilla (fracción)
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
Porosidad efectiva (fracción)
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.
Ing. Elías Raúl Acosta Duarte Modelo Petrofísico de Yacimientos con Alta Saturación Irreducible de Agua de la Formación Oficina
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
corregida para rocas mesoporosas.
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
resistividad corregida.
Ing. Elías Raúl Acosta Duarte Modelo Petrofísico de Yacimientos con Alta Saturación Irreducible de Agua de la Formación Oficina
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
Volumen de arcilla (fracción)
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
Saturación de agua (fracción)
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
Saturación de agua (fracción)
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
corregida para rocas macroporosas.
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
resistividad corregida.
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.
Ing. Elías Raúl Acosta Duarte Modelo Petrofísico de Yacimientos con Alta Saturación Irreducible de Agua de la Formación Oficina
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
Porosidad efectiv a (fracción)
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
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)
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
corregida para rocas mesoporosas.
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
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)
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
corregida para rocas macroporosas.
Ing. Elías Raúl Acosta Duarte Modelo Petrofísico de Yacimientos con Alta Saturación Irreducible de Agua de la Formación Oficina
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
Resitividad Corregida (ohm-m)
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
resistividad corregida.
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
Volumen de arcilla (fracción)
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
Porosidad efectiva (fracción)
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
Saturación de agua (fracción)
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
corregida para rocas mesoporosas.
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
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)
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
corregida para rocas macroporosas.
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
Resitiv idad Corregida (ohm-m)
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
resistividad corregida.
Ing. Elías Raúl Acosta Duarte Modelo Petrofísico de Yacimientos con Alta Saturación Irreducible de Agua de la Formación Oficina
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
Volumen de arcilla (fracción)
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
Porosidad efectiva (fracción)
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
Saturación de agua (fracción)
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
Saturación de agua (fracción)
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
corregida para rocas macroporosas.
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
Resitiv idad Corregida (ohm-m)
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
resistividad corregida.
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
Volumen de arcilla (fracción)
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
Porosidad efectiv a (fracción)
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
Saturación de agua (fracción)
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
corregida para rocas mesoporosas.
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
Saturación de agua (fracción)
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
resistividad corregida.
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
Porosidad efectiv a (fracción)
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
Saturación de agua (fracción)
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
corregida para rocas mesoporosas.
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
Resitividad Corregida (ohm-m)
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
resistividad corregida.
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
Volumen de arcilla (fracción)
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
Porosidad efectiva (fracción)
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
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)
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
corregida para rocas mesoporosas.
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
Resitividad Corregida (ohm-m)
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
Volumen de arcilla (fracción)
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
Porosidad efectiva (fracción)
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
SimandouxSimandoux modificada (Bardon & Pied)ArchiePouponAcosta-Rosales1Acosta Rosales2Acosta-Rosales3Acosta-Rosales4
Figura B.82.- Yacimiento M1 NS-301, Frecuencia acumulada entre modelos de SW.
Ing. Elías Raúl Acosta Duarte Modelo Petrofísico de Yacimientos con Alta Saturación Irreducible de Agua de la Formación Oficina
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
SimandouxSimandoux modificada (Bardon & Pied)ArchiePouponAcosta-Rosales1Acosta Rosales2Acosta-Rosales3Acosta-Rosales4
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.
Ing. Elías Raúl Acosta Duarte Modelo Petrofísico de Yacimientos con Alta Saturación Irreducible de Agua de la Formación Oficina
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
SimandouxSimandoux modificada (Bardon & Pied)ArchiePouponAcosta-Rosales1Acosta Rosales2Acosta-Rosales3Acosta-Rosales4
Figura B.88- Yacimiento N2 OG-286, Frecuencia acumulada entre modelos de SW.
Ing. Elías Raúl Acosta Duarte Modelo Petrofísico de Yacimientos con Alta Saturación Irreducible de Agua de la Formación Oficina
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.
Ing. Elías Raúl Acosta Duarte Modelo Petrofísico de Yacimientos con Alta Saturación Irreducible de Agua de la Formación Oficina
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.