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4.1 MARCO PETROFISICO
4.1.1 Análisis y Recopilación de la Información
La información que se utilizó para la realizacion del presente trabajo, se obtuvo de IAS
diferentes bases de datos existentes en la compañia REPSOL-YPF. Esta informaciOn
incluyo análisis convencionales y especiales de núcleos, perfiles de ~~ozos , análisis
físico-químico de aguas de formación, historias de producción y presión, y obviamente
los estudios previos que se han realizados en las arenas "L" y otros yacimientos
vecinos. Antes de la utilizacion de esta data, se llevo a cabo un proceso de validaci(',n
de la misma, con la finalidad de garantizar la certidumbre de los resultadcs.
4.1.1.1 Procedimiento de la investigación
+ Recolección de la data (análisis de núcleos convencionales y especiales,
registros disponibles, producción, historias de pozos, mapas del área,
informes previos, etc.).
+ Cálculo y determinación de parámetros petrofísicos (m, n, a, RVI, Sw, K, $).
+ Análisis y evaluación de parámetros petrofísicos (generación de correlacionr?~
por tipo de roca).
+ Determinación de los modelos de arcillosidad, saturación porosidad y
permeabilidad adecuados para cada yacimiento
+ Conclusiones y recomendaciones.
CAPITULO IV
I4 continuación se muestra un resumen de la información recopilada, en las arenas "L",
que será de utilidad para la ejecución del Modelo Petrofísico:
J Registros:
38 Rayos Gamma y Resistividad.
J Núcleos:
Análisis Convencionales de núcleos, en las arenas "L", contando con 49
44 tapones en los pozos MG-769 y MG-781, respectivamente
Análisis Especiales de núcleos, en las arenas"Ln, en los p o z ~ s MG-769 11
MG-781 incluyendo las siguientes pruebas:
J índice de Resistividad y Factor de Formación.
J Presión Capilar por el método hidrostático y centrífuga.
J Análisis de Difracción de Rayos X y Microscopía Electrónica.
J Descripción Sedimentológica.
Además información de ProducciónNacimientos.
4.1 .1.2 Clasificación de los Datos
La primera fase en la caracterización petrofísica del yacimiento, es realizar un inventario
de la información disponible, lo cual es necesario para cumplir con los objetivo:;
establecidos.
Se establecen los pozos claves, siendo estos los que poseen análisis de
núcleos convencionales o especiales, registros electrices, 5ónicos o de
porosidad (densidad y neutron). A partir de los mismos se estableceran y
ajustarán los parámetros petrofísicos tales como coeficiente ce tortuosida~l
(a), factor de cementación (m), exponente de saturación (n), densidad de
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CAPITULO IV
matriz (pma), etc. que serán utilizados para la estimación de las cori~elaciones de
las propiedades (@ y K) en el escalamiento núcleo-perfil. Los pozo; claves para
el yacimiento formado por las arenasWL, son los siguientes:
MG-769 y MG-781.
+ El resto de los pozos del area en estudio, se clasifican como po.zos control, 11
son definidos como aquellos que disponen de registros como, rayos gamma
(GR) y potencial espontáneo (SP), laterolog doble (DLL), en donlje se obtiene
resistividad media o somera (LLS) y profunda (LLD), densidad de formacióri
(RHOB), Neutrón y calibre de hoyo (CALI).
Validación de la Información
'Luego de recolectada la información disponible, se procedio a la valicación de la:;
curvas certificadas, de ser necesario se deben realizar correcciones a dicias curvas, a
a información de núcleo y a la información de yacimiento / produccion.
4.1.3 Edición de Registros
Se verifica la correspondencia de cada curva en profundidad, y se comparia esta con lo:;
registros en papel (se toma como referencia el registro de resictividad), luego se
efectúan las correcciones necesarias por efecto de hoyo, temperatura, capa, etc.; si así
lo requiere la data disponible.
El conjunto de curvas pertenecientes a los pozos del area en estudio. no necesito
ningun tipo de correccion.
4.1.4 Validación de los Análisis Físico-Químicos del Agua de Formacion
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CAPITULO IV
Fueron descartados los análisis físico-químicos del agua de formacion, cuando
ocurrieron algunas de las siguientes situaciones:
Muestras tomadas en fechas cercanas a la finalización de algín trabajo de
perforación, completación, estimulación, fracturamiento o acidific:ación, entre
otros. Por esta razón, algunas muestras pueden ser descartadas ya que
presentaran elevadas concentraciones de sólidos totales disueltos y pH menor CI
7, indicativo que el pozo había sido sometido a algún trabajo de rehabilitación,
alterándose así las propiedades físico-químicas del agua de formación
Muestras tomadas en pozos que estuviesen produciendo en comm ngled para I c ~
fecha de la toma
Análisis cuyos datos estuvieran incompletos
Pozos con problemas mecánicos
Pozos con bajo corte de agua
Influencia directa de los pozos inyectores
Muestras no pertenecientes a las arenas "L" de la Formacion Isnotu.
Muestras que no se encontraron balanceadas iónicamente, es dx i r , aquella!;
donde se encontró que la suma de los pesos equivalentes (meq/L) de los ione!;
positivos (cationes) era diferente a la suma de los iones negativos (aniones).
4.1.5 Corrección de Datos de Núcleos
Se deben refinar los datos de los análisis convencionales y especiales dí? los núcleos,
estableciendo los rangos y tendencias de las mediciones realizadas con el fin de
verificar la validez de los mismos. Esto debe hacerse a través del uso de histogramas,
Cross-Plots, revision de las fotografías, entre otras. Los datos de núr:leos para I;i
ejecución del Modelo Petrofísico presentaron pequeñas inconsistencias en:
Algunas profundidades reportadas en los análisis convencionales.
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CAPITULO IV
4.1.6 Parámetros Petrofisicos
Para la realización de una evaluación cuantitativa de los perfiles de pozos es necesario
conocer los parámetros petrofísicos de la formación, dichas propi3dades son:
-esistividad del agua de formación (Rw), densidad de matriz de formación (pma) facto-
de formacion (F), índice de resistividad (1), exponente de saturación (n), exponente dc?
lcementación (m) y capacidad de Intercambio Catiónico por unidad de Vol ~ m e n Poroso
{Qv).
4.1.6.1 Estimación de la Resistividad del Agua de Formación
El valor de la resistividad del agua de formación es muy importante en la tieterminacióii
de la saturación de agua. Varía significativamente de una zona a otra. Dicha variacióii
está relacionada con la salinidad y las características geológicas del área que se
evalúa.
El cálculo de la resistividad del agua de formación, se realiza a través de diferentes
métodos dependiendo de la información que se disponga:
4 Análisis Físico-Químicos
Un análisis de agua es representativo cuando tiene un buen balance ióriico entre sus
cationes y aniones, es decir, cuando posee cargas eléctricas iguales. Para hacer dich3
balance, la concentración de cada ión reportado en el análisis físico-quíniico, debe ser
expresado en miliequivalentes por litros (meqllts) y solo se acepta una diferencia menor
que uno, entre ambas cargas (cationes y aniones). La expresión matemática es la
siguiente:
Meqlltslión = (mgrllts ó ppm)* CR
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- =I CR (Coeficiente de Reacción) no es más que la medida normalizada de los cationes
y los aniones disueltos en el agua y es igual a la valencia entre peso molecular del ión.
En la Tabla 9, se tienen los diferentes valores de Coeficiente de Reacción para cada
on:
Tabla 9: Valores d e los el tipo ( le ión.
Magnesio
Calcio 0.0499
0.0282
Sulfato 0.0208
Carbonato 0.0333
1 Bario 1 0.0145 1
Bicarbonato 0.01 64
Aluminio
Fluor
Una vez validada la muestra, se procede a realizar la sumatoria de todas las
concentraciones (ppm) de los iones presentes en el análisis químico de la nuestra:
0.1112
0.0526
Bromo
Concentración Total = C(ppm/ión) (1 50)
0.0125
Luego las concentraciones de cada elemento deben convertirse en co7centraciones
equivalentes de cloruro de sodio entrando con la Concentración Total al Gen-8 del
manual de cartas de la Schlumberger para el cálculo de los factores de conversión ds
cada ión. (Figura 60).
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21(
CAPITULO IV
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Salinidad total equivalente NaCl = C(ppm/ión*Fconv) (151)
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Finalmente con la Concentración total en NaCl en ppm se obtiene la resistividad del
agua a la temperatura del yacimiento, utilizando para ello la carta Gen-9 jel manual de
cartas de Schlumberger. (Figura 61).
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Figura 60: Gen-8.
Para obtener la salinidad total equivalente en cloruro de sodio (NaCI), las partes
millón de cada ión se multiplican por su factor de conversión correspc'ndiente y
productos se suman.
21 1
CAPITULO IV
De manera de comparar de forma gráfica las cantidades y tipos de iones que posee una
muestra de agua de formación se procede a realizar el Diagrama Stiff , estableciendo
un patrón para el yacimiento, área o campo en estudio; en el caso de existir dicho
patrón se verifica la existencia de análisis recientes no incluidos en el e;tablecimienlo
de dicho patrón y lo actualiza, de ser necesario, dejándolo disponible par i su uso en la
evaluación.
Para la construcción del diagrama Stiff, se consideran las concentracione:; absolutas en
miliequivalentes por litro de los iones de sodio, calcio, magnesio, cloro, bicarbonato y
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CAPITULO IV
sulfato. Los valores de concentración de cada ión son representados a a izquierda 14
derecha de un eje vertical y se unen con líneas rectas, para conformar un diagrama
característico de cada tipo de agua. La escala debe ser escogida cuicjadosament~,
dependiendo de las concentraciones de las muestras. (Figura 62).
Figura 62: Diagrama Stiff de una muestra de agua de formación
J Técnicas Gráficas de Hingle y Pickett
Estas técnicas se usan en aquellos pozos que tengan arenas limpias saturadas 10OC&
de agua en condiciones iniciales y que dispongan de sus respectivos registros (editadcs
y normalizados) de resistividad y porosidad, además de valores con'iables de Ic,s
exponentes de cementación (m) y saturación (n).
* Determinación de Rw mediante la técnica gráfica de Pickett
En un gráfico Log-Log de Rt vs. Q, la ecuación de los puntos perteneciedes a la zora
con Sw igual a 100%, representará la familia de líneas rectas con pendiente de -m,
cuyo intercepto es de "aRw" en la abscisa de Q = 100%, al asignarle el valor de 1 a la
tortuosidad (a ) dicho intercepto será la resistividad del agua de formación a la
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CAPITULO IV
temperatura del estrato. Los puntos de la zona con Sw menor al 10C% caerán por
encima de la línea recta.
* Determinación de Rw mediante la técnica gráfica de Hingle
Al graficar suficientes puntos de Rt que incluyan una zona de Acuífera (Ro) vs 9, se
proyecta una línea a través de los puntos (Ro) de la zona con Sw igual a 100% que se
encuentren más al nor-oeste del gráfico, para luego calcular el Rw a la profundidad d 4
estrato al multiplicar dicho punto por su valor de porosidad elevado al exponente ce
cementación.
4.1.6.2 Densidad de Matriz (pma)
Se realizan histogramas de frecuencia con los valores de densidad de grano. Del
análisis de dichos histogramas, se determina el valor más represc?ntativo de la
densidad de matriz p,,.
En caso de no existir núcleos o que éstos no sean adecuados, se proced~? a obtener los
parámetros con métodos alternos.
4.1.6.3 Factor de Formación e lndice de Resistividad.
Se procede a verificar la existencia de núcleos con análisis convencionalc!~ y especiales
en el área bajo estudio y se observa si se llevaron a cabo las pruebas de factor de
formación (FF), índice de resistividad (IR), densidad de grano (p,: a diferentes
profundidades; en caso de existir dichas pruebas, se establece el exponelite de
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CAPITULO IV
cementación (m), el coeficiente de tortuosidad (a) y el exponente de saturación (ri)
respectivamente de la siguiente manera:
4.1.6.4 Exponente de Cementación (m) y Coeficiente de Tortuosidad (2)
Se construye la gráfica F Vs. ct, en papel log-log para las diferentes muestras, Ics
valores obtenidos del factor de formación en función de porosidad. ,Ci los puntcs
definen una tendencia lineal, la regresión permite obtener la tortuosidaqi (a) como el
intercepto en la ordenada, mientras que la pendiente de la recta define el exponente de
cementación (m). En caso contrario, la regresión se fuerza por el valor uno (1) en la
ordenada y la pendiente es m.
La expresión matemática que rige el proceso es la siguiente:
Para el cálculo del exponente de cementación corregido por arcillosidad rn* se utiliza el
mismo procedimiento descrito anteriormente pero tomando los valores de factor de
formación corregidos por arcillosidad.
Exponente de Saturación (n)
Se construye la gráfica IR Vs. Sw en papel log-log para las diferentes muestras, los
valores obtenidos del índice de resistividad en función de la saturación de la solución
salina utilizada en la prueba; el exponente de saturación se obtiene como la pendients
de la recta que mejor se ajuste a los puntos representados, de acuerdo a la siguients
expresión:
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CAPITULO IV
Para el cálculo del exponente de saturación corregido por arcillosidad r f * se utiliza (31
mismo procedimiento descrito anteriormente pero tomando los valores de índice de
resistividad corregidos por arcillosidad.
En aquellas áreas que no poseen núcleos, es factible utilizar otros métodcs (analíticos y
gráficos) para calcular los parámetros petrofísicos a, m y n. En esto:; métodos se
ubican zonas dentro del yacimiento que estén presumiblemente 100 % saturadas de
agua de formación, siempre y cuando se conozca el valor de la resistividad del agua de
formación y se disponga de perfiles de porosidad adecuados para realizar el análisis.
4.1.6.5 Métodos Alternos para Determinar Parámetros Petrofísicos.
4.1.6.5.1 Exponente de Cementación (m)
Se grafica en escala log-log los valores de Rt contra @; conocido Rw y asumiendo la
constante de Archie a = 1 .O, se traza una recta por la mayor concentrac ón de punto:;,
partiendo de a = 1 .O y Rt = Rw. La pendiente de dicha recta dará como resultado 131
valor del factor de cementación (m). La formulación matemática que rige este método
es a partir de la ecuación de Archie:
Con:
Sw = 1.0
a = 1.0
Rw conocido
log Rt = -m.log(@)+ log(a.Rw)
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4.1.6.5.2 Exponente de Saturación ( n )
Se asume un valor de n= 2 basado en los experimentos realizados por Arc i ie.
4.1.6.5.3 Coeficiente de Tortuosidad (a )
Basándose en las experiencias de aceptación general se utilizan los siguientes valore,;
empíricos:
Para formaciones duras a = 1 .O
Para areniscas a = 0.62 ó a= 0.81 dependiendo del área de trabajcl.
4.1.6.6 Capacidad de Intercambio Catiónico por unidad de Volumen Poroso (Qv)
La capacidad de intercambio catiónico (CIC) se obtiene del laboratorio como parte d~
los Análisis Especiales de Núcleo, luego el término Qv, introducido como un valor de la
roca reservorio que representa la capacidad de intercambio catiónico por unidad de
volumen poroso, se calcula de la siguiente expresión:
Qv = CIC (1 -$)(pma)l(IOO$) (155)
Para el cálculo de una ecuación de Qv que se ajuste al yacimiento, se grafican en papel
Semilogarítmico para las diferentes muestras de los núcleos, los valore5 obtenidos de
Qv, en función de la porosidad, la ecuación de la recta resultante de la regresión de Ics
puntos define la ecuación a utilizar para el calculo del Qv del yacimiento, que es uno de
los parámetros a utilizar en la Técnica de Waxman-Smits para el calculo de Saturacitn
de agua.
4.1.7 Determinación del Tipo de Roca.
4.1 -7.1 Identificación y Caracterización de las Petrofacies
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CAPITULO IV
1-a identificación y caracterización de las Petrofacies se realiza siguiendo e
rocedi di miento descrito a continuación:
4.1.7.2 Cross-Plots Porosidad - Permeabilidad
1-as gráficas de porosidad vs. permeabilidad, se realizan con la finalidad (le determina-
la calidad de los tipos de rocas presentes en el muestreo, esto se determina luego dc?
dentificar y agrupar muestras que presenten caracteristicas similares de flujo (relacióri
K - 0 ) para cada tipo de roca, determinando aquellas que puedan no ser representativa:;
del yacimiento.
De los análisis convencionales de núcleos, se obtienen valores de porosidad 11
permeabilidad con o sin presión de sobrecarga, utilizando éstos últimos valores para
tratar de simular las condiciones de presión de confinamiento existentes e i el subsuelc.
En un gráfico Semi-Log de $ vs. K, se grafican los valores de porosidad e l la abscisa y
los de permeabilidad en la ordenada, y se observa si existe relación entre dichas
variables. De igual forma se construyen isolíneas para diversos valol-es de K / $
usándose éstas como referencia para poder observar las diferentes agrupaciones d?
puntos que siguen la tendencia de las mismas, representando distintos tipos de roca:;.
(Figura 63).
Determinación del Tipo de Roca Kll; 1
Porosidad (%)
Figura 63: Crossplot Porosidad - Permeabilidad
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CAPITULO IV
4.1.7.3 Radio de Poro
Eil perfil de radio de poro es un gráfico que se realiza con la finalidad de obtener el radic
tie garganta poral (Ri) medido de laboratorio, a diferentes niveles de saturzición. (Figura
Cj4)
Ilebido a que la metodología para la caracterización del tipo de roca ideada por Winlanc
11 Pittman se fundamenta en medidas de presión capilar realizadas con inyección de,
rnercurio, es necesario convertir cualquier otra clase de medición al sistema Aire -.
ldercurio mediante las siguientes ecuaciones:
Pc H?= 5.097* Pcplato poroso
Pc He= 8.738* Pccentrifuga
Donde: (yCos0)Hg = 367
(yCos0)Plato poroso = 72
(yCos0)Centrifuga = 42
R = 106.43 1 Pc
SHg= 1 -SW
=ara la elaboración del Petfil de Radio de Poro se grafican en papel Semi-Log para la:;
3iferentes muestras de los núcleos, los valores obtenidos de presión capil,ar, en funcióri
3e la saturación de la fase no mojante, además se incluye la escala del tamaño de
garganta poral sugerida por Coalson, Hartmann y Thomas. Luego se entra a éste
gráfico a los diferentes valores de saturación y se leen sus correspondientes valores de
presión, para entonces calcular el R, mediante la ecuación:
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2 1 C;
CAPITULO IV
donde:
Pc = Presión Capilar en LbsIpulg2
:'= Tensión Superficial (480 dinaslcm2)
O = ángulo de contacto (140 grados)
r = Radio de garganta de poro en ,um
(2 = Constante de Washburn = 0.145
Ivlediante éste gráfico se puede identificar de manera visual a que petrofaci~s
c:orresponde cada muestras, observando el rango de radio de garganta por21 en el cual
ocurre el mayor desplazamiento de la fase no mojante (zona plana de la curva).
Figura 64: Perfil de Radio de Poro
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CAPITULO IV
4..1.7.4 Curvas de Presión Capilar
L.a caracterización del tipo de roca se lleva a cabo tomando en cuenta principalmente
las pruebas de presión capilar (por inyección de mercurio) de los análisis ec.peciales, los
ciráficos de permeabilidad - porosidad de los análisis convencionales de núcleo entre
otros métodos que permitan la determinación de los posibles tipos de rocas o
r~etrofacies presentes en el yacimiento.
Para la determinación de la geometría o arquitectura de la roca de un yacimiento, las
c:urvas de presión capilar por inyección de mercurio resultan bastante prácticas por las
siguientes razones:
Las curvas de presión capilar son una medida de la roca que relacion3 el volumen
del espacio poroso controlado por las gargantas de poro de un tamaño dado :i una presión
capmilar dada.
La forma en que se presente la curva de presión capilar, es un indicativo de cómo es
la ceometría del yacimiento.
Las curvas de presión capilar además proporcionan una buena aproximación de IE
disl~osición de los fluidos en el yacimiento.
Las curvas de presión capilar son una forma efectiva de medir la di:;tribución del
taniaño de poro en una roca determinada y se pueden categorizar de zcuerdo a sci
taniaño de garganta poral.
Un.3 vez determinados los diferentes intervalos entre los cuales se distribuye la nube de
puritos, se procede a su clasificación de acuerdo a la siguiente tabla:
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CAPITULO IV
Tabla 10: Tipos de Rocas
TIPOS DE ROCA (Petrofacies) 1 1--- . . . . - -- -- - -- - 7 Tamaño de Garganta de Poro -1 t - i Megaporoso > 10 - 1
Petrofacies
I
Mesoporoso 0.5 - 2.5 1
(micrones)
I Microporoso I 0.1 - 0.5 I
4.1.8 Radio de Garganta de Poro
Una vez verificada la existencia de análisis de presión capilar; se establecen la,;
unidades de flujo en función de las relaciones entre los tipos de rozas definido*;
anteriormente y en caso de ser posible se establecen relaciones entre estas y la,;
facies sedimentarias determinadas mediante descripciones sedimentológicas.
Se procede a determinar el radio de garganta poral "Ri" que controla el f l ~ j o , utilizando
los resultados de los gráficos de radio de poro, en los cuales se compara el valor de
"Ri" calculado a partir de la curva de presión capilar con el valor de "Ri" ol~tenido de la;
relaciones empíricas de Winland o Pittman a una saturación de mercurio determinadc.
Estos resultados se ajustan aplicando las siguientes técnicas gráficas:
1. Gráficos de Apice donde se grafica la relación de saturación de
Mercurio 1 Presión Capilar contra Saturación de Mercurio (proveniente d3 las pruebas
de presión capilar) determinando el punto de mayor inflexión, el cual representa la
saturación de mercurio donde se alcanza el mayor desplazamiento, la cual se relacion2
con el radio de la garganta poral dominante "Ri". (Figura 65)
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22:!
CAPITULO IV
S
O 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100
Saturación de Mercurio
Figura 65: Gráfico Ápice
2 . Saturación incremental de mercurio, donde se grafica el volumen desplazado de
inercurio contra el tamaño de garganta poral (provenientes de las pruebas de presióri
capilar) identificando el rango del tamaño de garganta poral donde oc~r re el mayoi-
(lesplazamiento de mercurio. (Figura 66)
Figura 66: Gráfico de Saturación lncremental de Mercurio
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CAPITULO IV
3. Gráficos de comparación entre el "Ri" obtenido de la presión capilar y el "Ri"
obtenido de la relación de Winland-Pittman (uno a uno) a una saturación de
mercurio determinada, buscando la mayor correspondencia existente entre ambos
valores, lo que determina la saturación de mercurio (SHg) que se corresponda al "Ri"
de mejor ajuste para el muestre0 (RSHg). (Figura 67)
1 R35-Pc vs. R35-Winland 1 R45-Pc vs. R45-Pitmann / !
Figura 67: Gráficos Uno a Uno
4.1.8.1 Clasificación de las Muestras de Núcleo Mediante el Gráfico de f ? i
Luego de conocer la ecuación para el cálculo del Ri a través del paso anterior, se
clasifican las muestras de los análisis convencionales de núcleos según el tipo de
Petrofacies, teniendo una idea de la calidad de las arenas muestreadas y del
yacimiento mismo.
Una vez establecido el RSHg se clasifican las muestras con base a la convenc ón
establecida para los diferentes intervalos de Ri estableciendo las petrofacies. A tal
efecto se define el gráfico especifico que corresponda a la saturación determinada.
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CAPITULO IV
Se grafica la Porosidad en escala lineal vs Permeabilidad en escala logarítmica, que
iiicluye además isolíneas de tamaño de garganta poral (Ri); las diferentes :igrupaciones
ce puntos que sigan la tendencia de una isolínea de Ri representan distintas calidades
ce roca, con base en la convención establecida para los diferentes intervalos de Ri.
(Figura 68)
Grafico de Porosidad vs Permea bilidad
Porosidad (%) -- ....
Figura 68: Gráfico de RI.
Se establece la amplitud (intervalo de variación) de porosidad, permeabilidad y
c:ualquier otra propiedad petrofísica que caracterice cada tipo de roca para asociarla
con cada petrofacies establecida anteriormente.
/\ partir de los análisis convencionales (porosidad y permeabilidad); se obtienen las
relaciones entre los perfiles (volumen de arcilla, porosidad, resistividad, ent1.e otros) que
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CAPITULO IV
permitan poder diferenciar calidades de roca, que puedan ser agrupadas en unidades
de flujo.
Se procede a generar correlaciones de distribución del tamaño de garganta poral con
otras propiedades derivadas de núcleos y de períiles (GR, Vsh, k, Q, entrc! otras). Las
rc:laciones resultantes se aplican al resto del pozo bajo análisis.
En caso de ser posible, se asignan códigos a las facies sedimentarias def nidas por el
s~~dimentólogo, asociándolos con las petrofacies determinadas mediante un gráfico K vs
Phi con las isolíneas de garganta poral que representen el RSHg establecido.
4.1.8.2 Relación de Ri vs Propiedades derivadas de Núcleos y Registros
Con el objeto de conocer la permeabilidad en los pozos sin nucleos del yacimiento, se
b ~ s c a relacionar el Ri con otros parámetros derivados de núcleo o registros, para
eitonces poder hacer una distribución areal de las petrofacies y la permeabilidad.
Dichos parámetros pueden ser: porosidad, saturación de agua irreducible, resistividad
verdadera, capacidad de intercambio catiónico por unidad de volumen poroso, volumen
dl3 arcilla, entre otros.
Sin embargo, para las Arenas "L", no se conto con la data suficiente comcl para hacer
emstas correlaciones; ademas, no se obtuvo un buen ajuste en los graficos "uno a uno",
que establecen la comparacion entre el "Ri" producto de la presion capilar y el "Ri"
ol3tenido de la relacibn de Winland-Pittman. (coeficientes de correlación menores a 0,8).
Esto puede ser debido a un muestre0 no homogeneo, y por lo tanto no reprc sentativo.
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CAPITULO IV
4.1.9 Escalamiento Núcleo - Perfil
13 objetivo de la correlación núcleo-perfil es extrapolar los datos obtenidos de los
iiúcleos, al resto de los pozos del area, a traves de los perfiles de pozos; (le esta forma
:;e pretende tener una idea de la distribucion areal de las propiedades petrofísicas mas
mportantes como son: porosidad, permeabilidad, Ri, petrofacies, etc. Esto se realiza
2decuando en profundidad la curva de rayos gamma de superficie (Core-Gamma) cori
la curva de rayos gamma del registro de resistividad de los pozos con núc eo, refiriendo
todos los resultados validados de los análisis provenientes de los iúcleos a la
profundidad ajustada.
4.1.9.1 Cálculo del Modelo de Arcillosidad
Existen diferentes modelos para la estimación del volumen de arcilla tales comci:
Lineal, Larionov, Clavier y Stieber, los cuales deben ser validados ccn análisis ds
difracción de rayos X u otros análisis petrográficos que puedan aportar información
sobre el volumen de arcilla. De esta forma, se procede a determinar el índice de
arcillosidad y el volumen de arcilla utilizando los modelos de arcillosidad mencionado:;,
seleccionando como modelo a utilizar, aquel que más se ajuste a los .~olúmenes de
arcilla reportados por el laboratorio.
GR - GRcl /,yh Vc/ = GRsh - GRcl
Donde GR es el perfil de rayos gamma, GRsh indica la lectura del GR en la lutita miis
representativa de la formación, GRcl la lectura del perfil en la arena más limpia.
Modelos de Arcillosidad:
1. Lineal
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CAPITULO IV
:>. Clavier
:3. Stieber
4. Larionov
22.37 'Lc l r - 1
Kch = Y~~ - 1
Para cada petrofacies, que posea muestras con Análisis Petrográficos, se procede a
dentificar los tipos de arcillas presentes, así como la mineralogía de la formación.
4.1.9.2 Cálculo del Modelo de Porosidad.
Para el cálculo de esta propiedad, la metodología empleada es la derivada del perfil de
densidad de formación, sin embargo lamentablemente, no se pudo disponer de
registros de densidad, para el area de estudio. La metodogia para determinar
porosidad a partir del registro de densidad de formación, es utilizando la siguiente
ecuación:
Donde pma es la densidad de la matriz de la formación, p b es la densidad ~olumétrica de
la formación leída por el perfil y pf es la densidad del fluido a base de zgua igual a 1
grlcc.
MARCO METODOLOGICO PETROFlSlCA
CAPITULO IV
''ara el cálculo de la porosidad efectiva existen 2 métodos a utilizar, 13s cuales sc?
-epresentan por las siguientes ecuaciones:
0, = 0, * (1- Vsh) (Metodo Lineal)
me = Oi - VSh*Qdsh (Metodo Gaymard)
Utilizándose aquella que ajuste mejor con los valores del núcleo
En el caso de los pozos que no poseen perfiles de densidad, ésta se intenta determinzr
a partir de los pozos control, generándose gráficos cross-plot con Ics valores d3
densidad (Rhob) en función de volúmen de arcilla (Vsh); a partir de e s t ~ s valores s3
toma la nube de puntos de mayor densidad para generar la co-relación qu3
posteriormente será empleada en estos pozos y comparada con los resultados
obtenidos por los análisis de núcleos y en pozos con registro de densidad.
4.1.9.3 Determinación de la Permeabilidad
Debido a que la permeabilidad es una propiedad que no es posible Je determinar
directamente de registros, la estimación de la misma debe hace-se aplicando
herramientas gráficas que permitan relacionar esta propiedad, medida en el núcleo,
con otras propiedades fácilmente calculables de registros, para ello se procede a
realizar cross-plot entre porosidad, volumen de arcilla, radio de gargmta de poro,
saturación de agua, relación K/@ etc. por cada tipo de roca determinada y aplic;2r
aquella relación cuyo coeficiente de regresión sea mayor o igual a 0.8 y S 1 ajuste sea vl
más adecuado entre los datos de núcleo y los calculados a partir de esta iécnica.
Tal como se explicó anteriormente no fue posible calcular ecuaciones Clara estimar la
permeabilidad por Petrofacies, debido a la no disponibilidad de datos y que no :;e
obtuvieron buenos ajustes.
MARCO METODOLOGICO PETROFlSlCA
CAPITULO IV
Las ecuaciones existentes empíricas determinadas para areas vecinas, soii:
Permeabilidad del Lago
Permeabilidad Timur:
donde:
: Porosidad (fracción)
Sw: Saturación agua irreducible
4.1.9.4 Cálculo de la Saturación de agua (modelo de saturación).
La metodología utilizada en el estudio para el cálculo de este parámetro, uonsiste en la
determinación del modelo de saturación que más se ajuste a los datos generados del
análisis de núcleo (curvas de presión capilar y permeabilidad relativa).
Existen varios modelos, entre los cuales los más utilizados son: el de Sirrandoux, el ds
Waxman y Smits, Doble agua, Archie, lndonesian etc. Para la aplicación (le los mismos
se necesitan los parámetros siguientes :
+ Coeficiente de tortuosidad (a) (valor)
+ Factor de cementación (m) (valor)
+ Exponente de saturación (n) (valor)
+ Resistividad del agua de formación (R,) (fraccion)
+ Resistividad de la arcilla (Rch)
+ Resistividad verdadera de la formacion (Rt) (valor)
MARCO METODOLOGICO PETROFISICA
CAPITULO IV
+ Volumen de arcilla (Vch) (fraccion)
+ Porosidad efectiva (a,) (fraccion)
+ Conductividad especifica equivalente (B) (valor)
+ Capacidad de intercambio cationico (CIC) (valor)
Capacidad de intercambio por unidad de volumen (Qv) (valor)
'Las ecuaciones que aplica cada uno de los modelos se muestran a continuación:
Tcuac ión de Archie
* Ecuación de Simandoux Iln
* Ecuación de Waxman y Smits
* Modelo Indonesia
Por otra parte para validar uno u otro modelo, como el más representativc se procede a
graficar los resultados de cada uno (S, Vs. Rt) y se compara el valor i e Sw, con t?l
obtenido a través de las curvas de presión capilar y permeabilidades relati das del
MARCO METODOLOGICO PETROFlSlCA
CAPITULO IV
análisis del núcleo en estudio, será más representativo aquel modelo en donde 1'2
saturación de agua irreducible sea igual o se ajuste más al valor de Swi obtenida del
análisis.
4.1.1 0 Determinación de Parámetros de Corte.
Son los valores límites para los cuales la explotación del yi3cimiento es
económicamente rentable y además la fase petróleo es predominante. Los parámetros
en consideración son los siguientes:
+ Saturación de agua corte (Swc)
+ Volúmen de arcilla corte (Vshc)
+ Resistividad de la arcilla de corte (Rshc)
+ Porosidad de la arcilla de corte (Osh,)
El procedimiento a seguir es el siguiente:
1. Determinación del valor de Saturación de agua irreducible. Este valor se puede
obtener a partir de análisis especiales de núcleos (de las curvías de presion
capilar y permeabilidades relativas); sin embargo en caso de no poseer anális S
especiales se puede determinar empleando el gráfico Cross-plot para Ics
primeros pozos perforados de Resistividad (eje y) , Saturación (eje x) y Volúmen
de arcilla (Vsh), tomando la asíntota al eje Y para determinar el valor Swi y la
asíntota al eje X determina la resistividad de agua de corte.
2. Posteriormente se incluyen el resto de los pozos del area, tom.~ndo el punio
donde la curva se vuelve asintótica al eje x en los gráficos Cross-plot , para
determinar el valor de saturación de agua corte (Swc).
3. Se genera el Cross-plot de Volúmen de arcilla versus Saturacióri de agua y a
partir de la recta generada de la intersección con la saturación de agLa
irreducible se obtiene el valor Volúmen de arcilla corte (Vsh) con el valor de Swc.
MARCO METODOLOGICO PETROFISICA
CAPITULO IV
4. La porosidad y resistividad de la arcilla de corte es obtenida a partir de gráficos
de frecuencia que relacionan a estas variables con el gamma ray, y se grafim
este último en la ordenada y tanto la porosidad como la resistividac en la abcisa.
Los valores obtenidos vienen representados por los menores valores mas
repetidos dentro de la nube de puntos graficada.
4.1.1 1 Determinación de Unidades de Flujo
Con la finalidad de identificar los diferentes canales de flujo que permiten $1 movimient3
de los fluídos en el yacimiento y determinar el mínimo número de Unidades de Flujo s
introducir dentro de un modelo de simulación dinámico, se deben aplicat. una serie de
técnicas gráficas, de tal manera que se honre la data "pie a pie" d ? cada pozo,
incluyendo para tal fin la información estratigráfica, petrofísica, y de producción 1
yacimiento. Para este estudio, las Unidades de Flujo (U.F) se deben c!eterminar, en
primer lugar para los pozos claves, ya que estos poseen la mayor y más confiable
información del yacimiento, posteriormente éstas deben ser extrapoladas a los pozcs
control.
4.1.1 1.1 Gráfico Estratigráfico de Lorenz Modificado (Stratigraphic Modifiell Lorenz Plol)
Este gráfico ofrece una guía sobre el número de unidades de flujo en cada pozo
necesarias para honrar el marco geológico del yacimiento, además de permitir realizar
una selección preliminar de los intervalos (Tope y Base). Para la coistrucción del
Stratigraphic Modified Lorenz Plot (SMLP) se grafica el porcentaje de capiicidad de flulo
acumulado contra el porcentaje de capacidad de almacenamiento acumul.ido, ordenaco
en secuencia estratigráfica y utilizando la data "pie a pie" del pozo, basitndose en Icis
puntos de inflexión resultantes para la selección de los intervalos. (Figura 59).
MARCO METODOLOGICO PETROFlSlCA
CAPITULO IV
Figura 69: Gráfico Estratigráfico de Lorenz Modificado
4.1.1 1.2 Perfil de Flujo Estratigráfico (Stratigraphic Flow Profile)
El Perfil de Flujo Estratigráfico (SFP) es usado para verificar e interpreta1 las unidades
de flujo previamente seleccionadas del SMLP, y debe constar de iina curva d?
correlación (Gamma Ray o Volumen de Arcilla), porosidad, permeabilidad, radio d8?
garganta de poro, relación W$, porcentaje de capacidad de almac:enamiento y
porcentaje de capacidad de flujo.
Es a través de este gráfico donde se puede apreciar las arenas con mejores
propiedades petrofísicas, además se podía incluir resultados de registros ds
producción, intervalos cañoneados, descripción litológica que permitm integrar y
validar las Unidades de Flujo con la información de Yacimiento. (Figura 70).
MARCO METODOLOGICO PETROFlSlCA
CAPITULO IV
Diagrima de alinacenamieniri y llujo Ertr;ttigráfico
I'rofur¿íid3d (pics)
-----------
Figura 70: Perfil de Flujo Estratigráfico.
4.1.1 1.3 Gráfico de Lorenz Modificado (Modified Lorenz Plot)
El Gráfico de Lorenz Modificado (MLP) permite jerarquizar las unidiides de flujo
seleccionadas de acuerdo a sus relaciones K/Q, permitiendo comparar aquellas con
similares propiedades visualmente.
Para su elaboración se grafica el porcentaje de capacidad de flujo acumLlado contra e1
porcentaje de capacidad de almacenamiento acumulado para cada uridad de flujo,
luego de ser ordenadas éstas en orden descendente de WQ. (Figura 71).
MARCO METODOLOGICO PETROFlSlCA
CAPITULO IV
VLG - 3873
---p.
O/o PHI ' H acuiri
Figura 71 : Gráfico de Lorenz Modificado
4.1.1 1.4 Definición de la Heterogeneidad de la Red de Poros
13 índice de heterogeneidad (Hi) es el factor que describe el nivel de la heterogeneidacl
del poro, este valor fue introducido por Amaefule et al, 1989, y es una 'unción de IEI
porosidad y permeabilidad si se considera que en el yacimiento existe un flujo no.-
IDarcy.
121 índice de heterogeneidad (Hi) se define por:
Hi= Log 1 O(a$IRQI)
IDonde:
Iii= índice de heterogeneidad del yacimiento
o= porosidad
'?QI= índice de calidad de roca
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CAPITULO IV
Siendo Kk la permeabilidad Klikenberg de la muestra y B el factor de resistencia
iiercial de Forcheimer que es igual a:
14maefule et al, 1989, definieron en su trabajo que el índice de heterogeneidad (Hi) para
yacimientos homogéneos debía ser menor de 2 y para yacimientos het~ogéneos el
>~alor de Hi debía ser mayor de 2 y a medida que este aumenta rrayor será la
ieterogeneidad del mismo.
La heterogeneidad es un aspecto importante en la descripción de los yacimientos, esto
permitirá distinguir varios tipos de roca presentes en un pozo y10 yacimient3.
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CAPITULO IV
4.2 MARCO SEDIMENTOLOGICO.
4.2.1 Núcleos
Para establecer el modelo sedimentológico del área se contó con la descr~pción de do:;
iiúcleos discontinuos, tomados en los pozos MG-769 (núcleos 2 y 3) y MG-781 (núcleo:;
1 y 2) que fueron cortados en la secuencia sedimentaria correspondiente a las arena:;
"L" de la Formación Isnotu.
' la descripción y evaluación detallada de estos núcleos, permitió c'efinir: facies
sedimentarias, unidades sedimentarias y los ambientes de sedimentación 3n los que se
depositó esta unidad.
1.2.1.1 Unidad "Arenas L"
La unidad informal "Arenas L", fué subdividida en 5 unidades sedimentarias, basándose
en los informes realizados por la empresa Schlumberger, donde se presentan lo:;
resultados de los análisis convencionales, mineralógicos y sedimentoli~gicos de lo:;
núcleos cortados en los pozos MG-769 y MG-781. De acuerdo a la informaciói~
recopilada y a la descripción de estos núcleos, se interpreta que el ambiente de
sedimentación en que se depositó esta unidad, comprende una corripleja red de
canales entrelazados, dentro de un sistema fluvial, en su parte alta. 1.0s depósitos
principales de arena corresponden a: canales de diferentes tipos, sus remanentes y
barras longitudinales, mientras que los depósitos arcillosos están asociadc)~ a depósitos
de llanura aluvial distal.
Para efectos de este trabajo, las unidades sedimentarias, de tope a base, fuero?
denominadas: US-1, US-2, US-3, US-4 y US-5. Cabe destacar que la nomenclatura
original de estas sub-unidades, en el informe anterior, fue cambiada ya que cada un3
de los núcleos fue descrito e interpretado independientemente, d3bido a qu3
verticalmente están muy separados entre si, sin embargo entre los objcttivos de estr
estudio se pretende hacer una mayor integración de la información disponible. Así
mismo, la definición de las unidades sedimentarias, se baso en la interpretación de los
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CAPITULO IV
ntervalos con núcleos unicamente, ello respetando la evidencia física d 3 la muestra
directa; no obstante se hace necesario tomar núcleos continuos, de manera de hacer
una definición sedimentologica de mayor detalle y con mayor precisión.
14 continuación se describen cada una de estas subunidades, y se hace mc?nción de los
ambientes en que fueron sedimentadas, esto basado en los núcleos de los pozos MG-
?69 y MG-781; que aunque bastante discontinuos, permiten determinar la coexistenci~i
de facies y el equilibrio entre ellas.
IUS-1: Esta subunidad va desde el tope de las arenas "L", hasta un contacto abrupto
que se reconoce en el núcleo cortado en el pozo MG-769. Aunque la forma de la:;
slectrofacies en los registros, indica diferentes facies sedimentarias, IE sección del
núcleo muestra arenas de grano grueso a conglomeratico, pobremente escogida, y cori
estratificación cruzada de bajo ángulo. Presenta abundantes clastos intraiormacionalei;
de arcilla limosa de color blanquecino.
Este depósito se interpreta como un "channel lag" ubicado en la base de los canales
entrelazados. Los sedimentos asociados a la base de los canales, generalmente so7
más gruesos a conglomeraticos, mientras que las barras consisten de arenas de gran,:,
medio a grueso, tal como lo evidencia la asociación de facies antericr (FA3). Otra
interpretación podría ser, que este depósito este asociado a barras longitudinales, los
cuales son alargados y paralelos al flujo del canal y son comunes en canales
entrelazados por gravas o arenas coglomeraticas.
US-2: Esta subunidad consiste de un apilamiento de sucesiones granoclecreciente de
pequeña escala entre 2 y 5 pies de espesor. Cada una de las unidad~.s
granodecreciente, esta caracterizada por bases erosivas asociadas a conglomeradc~s
(facies Congl) o "channel lag", que grada a una arena de grano grueso (facies AGG), a
una arena de grano medio (facies AGM) y a una arena de grano fino a medio hacia el
tope (facies AGMF). Presencia de estratificación tabular y festoneada. Oc;asionalment83,
pueden preservarse niveles luliticos litificados (facies L), los cuales representan el
abandono del canal o depósitos de llanuras aluviales. La impregnación de
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CAPITULO IV
tiidrocarburos es muy buena y homogénea a lo largo de toda la unidad, excepto er
aquellas facies con abundantes clastos intraformacionales de lutita en donde IE
impregnación disminuye.
1-as facies sedimentarias en ambientes de ríos entrelazados son extrsmadament~
variables y los tamaños de grano se encuentran entre conglomerados arenas cori
estratificación cruzada, arenas limoliticas con rizaduras de corrientes y lutitas. Canales
(le poca sinuosidad de bajo ángulo y ricos en areniscas, incluyen una variedad de
c:aracterísticas depositacionales como canales entrelazados, barras transversales y
longitudinales. Las barras transversas migran corriente abajo perpendiculiares al flujo y
son típicas de canales entrelazados dominados por arenas. Las estructura:;
(Jominantes, son superficies de acrecion de bajo ángulo y estratificacióii tabular. Eri
contraste, las barras longitudinales son alargadas y paralelas al flujo de canal y sor)
comunes en canales entrelazados dominados por gravas. Los sedimento:; asociados a
a base de los canales, generalmente son más gruesos a conglomera tic:^^, mientras
que las barras consisten de arenas de grano medio a grueso. La migración lateral dc?
os canales y barras forman unidades granodecrecientes de pequeña escda. (menor '1
3 5m.)
Las bases erosivas o superficies con un marcado cambio de tamaño de grano fuerori
identificadas como superficies de 5to. y 3er. Orden de acuerdo a la clasific3ción de Mia 1
(1988). Estas superficies representan el movimiento o migración y erosión de la base de
los canales. Así mismo, la presencia de niveles duros de lutita, interpretados como
superficies de 6to. Orden, separan diferentes canales dentro de esta secuencia de
areniscas . En resumen, la presencia de superficies de 3er0, 5t0, y 6to orden dentro de
esta secuencia de areniscas permite interpretar, este intervalo, como un E pilamiento de
canales, los cuales están conformados por unidades de canales y remanentes de
canales.
US-3: Esta sucesión esta caracterizada, en el núcleo 1 del pozo WG-781, que
corresponde al tope de la subunidad, por lutitas limosas litificadas y moteadas d,3
pigmentos rojos, púrpura y ocre de aproximadamente 1 pie y medio de espesor (facies
Palsl).
MARCO METODOLOGICO PETROFlSlCA
CAPITULO IV
E3ta asociación de facies es interpretada como depósitos de llanura aluvial distal,
alejada del área activa del canal, bajo un clima semi-árido y un buen drenaje. Esta
i3terpretación es evidenciada por la presencia de óxido de hierro (pigmentación roja!
ocre y púrpura) y probablemente con un alto porcentaje de caolinita (basad11 en el color
t)lanquecino presente en el paleosuelo). De acuerdo a Reading (1996), ctn ambientes
aluviales las áreas de inundación ("overbank") pueden dividirse en áreas proximales c
los canales activos (diques, canales de desbordamiento y abanicos de 'otura); y las
iireas distales alejadas de los canales activos (llanura aluvial distal). Esta:; llanuras, de,
acuerdo a la densidad de vegetación, clima, drenaje y topografía pueden presentar
pantanos ("swamps") o lagos, o suelos con diferentes grados de niaduración 51
oxidación. (paleosuelos).
Ivíientras que en el núcleo 2 del pozo MG-781, que corresponde a 1;' base de IEI
subunidad, se reconoce un apilamiento de sucesiones granodecrecientes de pequeña
escala y bases erosivas. Cada una de dichas sucesiones, de 1 a 3 pies de espesor,
está caracterizada de base a tope, por areniscas de grano grueso a coiglomerático,
con bases erosivas (facies AC y10 AGG) que gradan a areniscas de (3rano medio,
~xasionalmente grueso (facies AGM) y por último a areniscas de grano fino a medio
:facies AGMF) hacia el tope. Ocasionalmente, dichas sucesiones puecen presentar
entes de lutita-limosa litificada, las cuales podrían representar importa,ites barrera!;
verticales al flujo.
Esto es interpretado como depósitos de canales entrelazados dentro d3 un sistema
aluvial. Los depósitos de ríos entrelazados se caracterizan por terer una baja
sinuosidad y numerosas barras de arena dentro del canal, las cuales separan el flujo eri
una compleja red de canales secundarios. Estos canales secundarios y las barras de
arena migran continuamente dentro del mismo canal, ocasionado que el relleno
resultante muestre un alto grado de complejidad interna y heterogeneidad del tamaño
de grano. Por ello, se describen muestras pobremente escogidas y g ran~s angulares.,
indicando poco transporte y retrábajo, así como la cercanía de la fuente- o ambientes
aluviales. La presencia de niveles duros de lutita fue interpretada como :;uperficies dl3
6to. orden, los cuales separan diferentes canales (Miall, 1988) Las bases ~nrosivas, o
MARCO METODOLOGICO PETROFlSlCA
CAPITULO IV
í~quellas superficies donde se evidencia un marcado cambio en el tama7o de grano,
l'ueron identificadas como superficies de Sto. y 3er. orden, lo cual permite interpreta-
este intervalo como un apilamiento de canales y sus remanentes.
IJS-4: El tope de la subunidad, está caracterizado por lutitas limosas litificadas 11
inoteadas de pigmentos rojos, púrpura y ocre de aproximadamente tres pies dc?
espesor (facies Palsl) en la base del núcleo 2 del pozo MG-781. - =sto es interpretado como depósitos de llanura aluvial distal, alejadas del área activa
idel canal, bajo un clima semi-árido y un buen drenaje. Esta interpretación e:;
widenciada por la presencia de óxido de hierro (pigmentación roja, ocre y púrpura) 11
probablemente con un alto porcentaje de caolinita (basado en el color blanquecino
presente en el paleosuelo). De acuerdo a Reading (1996), en ambientes aluviales la:;
áreas de inundación ("overbank") pueden dividirse en áreas proximales :i los canale:;
activos (diques, canales de desbordamiento y abanicos de rotura); y las iireas distale:;
alejadas de los canales activos (llanura aluvial distal). Estas llanuras, de acuerdo a Ií3
densidad de vegetación, clima, drenaje y topografía pueden presertar pantano:;
( ' l ~ ~ a m p ~ ' ' ) O lagos, o suelos con diferentes grados de maduración y oxidaciór.
(paleosuelos).
Hacia la base, se reconocen arenas de grano grueso a conglomeráticzs, con bases
erosivas (facies AC) que gradan a arenas de grano medio, ocasionalinente gruesll
(facies AGM) hacia el tope, además de gránulos de cuarzo hacia la base del canal.
Similarmente que en el resto de las unidades, las electrofacies reconocidas en los
registro eléctrico de los intervalos sin núcleos, sugieren una asociación de facies más
compleja.
Esta unidad es interpretada como depósitos de canales entrelazados dentro del sistema
aluvial. Generalmente, los sedimentos en la base de los canales son gruesos con
láminas de gránulos y grava ("grave1 lags"). La migración lateral de los canales forma
secuencias granodecrecientes de pequeña escala (1 a 5 m), depositacas sobre una
superficie erosiva, con una base conglomeratica que grada a arenas de grano grueso a
medio con estratificación cruzada.
MARCO METODOLOGICO PETROFISICA
CAPITULO IV
IJS-5: Los litotipos reconocidos corresponden a lutitas limosas litificadas y moteadas de
pigmentos rojos, púrpura y ocre (facies Pals) que infrayacen a un conglomeradc~
masivo, de base erosiva y estratificación cruzada, constituido principalmenle de material
pedogenético. (facies Congl).
Esta unidad fue interpretada como depósitos de llanura aluvial distal, ale.ada del área
activa del canal, bajo un clima semi-árido, con un buen drenaje. Esta interpretación e:;
:soportada por la presencia de paleosuelos y alto porcentaje de caolinita (8,5%).
13casionalmente, dentro de las sucesiones de llanuras aluviales distales se registrar]
.'lujos efímeros como resultado de precipitaciones directas (tormentas). Esto último e:;
t3videnciad0, por la presencia de un conglomerado de material pedogenético eri
2ontacto erosivo con el paleosuelo. De manera que como resultado de Ilus/ias intensas,
se forman arroyos o canales someros efímeros ("shallow ephemeral foodplairi
shannels") que socavan la llanura causando el resquebrajamiento y desgíwramiento eri
pedazos grandes de la misma.
4.3 Calibración Núcleo - Perfil
La ejecución de una correlación núcleo-perfil ha sido de suma importancia en Iii
determinación de las características sedimentológicas y texturales má:; importante;
reveladas por el núcleo y que sean correspondientes a las exhibidas po- los registros
corridos en los pozos cuando éstos fueron perforados.
Dado que la toma de núcleos se efectúa de manera puntual y los registros corridos e7
un pozo se toman de manera contínua, siempre vá a existir un pequero desfase e l
profundidad, el cual es necesario ajustar con la finalidad de describir con mayc'r
exactitud las facies y estructuras sedimentarias correspondientes a determinad3
horizonte.
Existen dos maneras de hacer la correlación: de manera manual pie a pie, o mediante
métodos computarizados que permiten efectuar la correlación de manera automática
aunque siempre bajo el criterio y supervisión del geólogo o sedimentó ogo que esté
realizando esta tarea.
MARCO METODOLOGICO PETROFlSlCA
CAPITULO IV
En el caso de las arenas "L", la correlación núcleo-perfil se efectuó de manera manual
superponiendo en una mesa de luz el registro core gamma al registro gamma ray del
3oz0, efectuando la correlación por tramos desde el fondo hacia superficie 11
determinando el desfase (pies) existente en cada sección. - =I desfase obtenido en cada tramo fue restado al valor de la profundidad del registro ! I
3sí de esta forma fueron calibrados ambos registros. - =n el pozo MG-769 el valor absoluto del desface estuvo alrededor de los 2 pies,
mientras que en el MG-781 aumentó hasta 6 pies.
4.4. Descripción Mineralógica, Facies y Secciones Finas
Se describieron 7 secciones finas, correspondientes al pozo MG-760, las cuales
permiten caracterizar la roca a través de la definición de los componentes rnineralógico!;
(grano, matriz y cemento), características texturales (tamaño de grano, recondez, forma
y escogimiento), tipo de arenisca (facies), secuencia paragenética , evento:;
Aiageneticos creadores y destructores de porosidad, tipos de contacto mtre granos,
tamaños de poros y tamaño de garganta de poro dominante.
El estudio de las secciones finas se realizó de la siguiente manera:
4.4.1. Identificación y Tipo de Arenisca
Las areniscas están compuestas por: grano, matriz y cemento.
Granos: Los detritos son minerales, fragmentos de rocas o fósiles que constituyen E,I
armazón de una arenisca. Los minerales detríticos son los silicatos, feldespatos,
minerales de arcilla y mica.
MARCO METODOLOGICO PETROFlSlCA
24-1
CAPITULO IV
Figura 72: Clasificación de las Areniscas Cuarzosas
Areniscas Wakas: Son unas arenas sucias (arcillosas) que contienen aderriás de cuarzo
y otros minerales estables una gran cantidad de escamas finas de micas y fragmento:;
de rocas aún no descompuestos provenientes del área original (Roca Madre). Tambiéri
pueden contener illita, Esmectita, Caolinita, o cualquier otro mineral de arcilla. La:;
arenas de esta clase que conforman algunos yacimientos pueden alcanzar valores alto:;
de porosidad aunque la permeabilidad es relativamente baja e irregulal. debido a la
presencia de granos finos entre aquellos más grandes. Las areniscas Wakas tienen una
matriz > 15%. (Figura 73).
; : ,
Figura 73: Clasificación de las Areniscas Wakas
4.4.2. Textura
MARCO METODOLOGICO PETROFlSlCA
CAPITULO IV
Tamaño de los qranos: la medición del tamaño de grano debe realizarse por el eje,
rnayor.
fiedondez forma: la redondez de las aristas de los granos se establecí? en angular.
subangular, subredondeado, redondeado y bien redondeado. Cuando se hace e
c?studio de redondez es importante que el cuarzo no tenga sobrecrecimiento.
tIscoqimiento: es la distribución de los diferentes tamaños de grano Jentro de Iz
rnuestra.
[Jna vez evaluadas las características texturales de grano, matriz y cemento se
determinaron las facies asociadas a cada muestra tomada de los núcleos de las arenas
"L", de acuerdo a las facies de areniscas definidas en la descripción mici~oscópica de
riúcleo.
4.4.3. Eventos Diagenéticos
Son los procesos físicos y químicos que ocurren después de la sedimc?ntación, por
rnedio del cual los sedimentos se convierten en roca.
1.0s procesos diagenéticos son:
(zompactación: en la compactación se pueden observar los sedimentos -'racturados y
ksta produce diferentes contactos (tangenciales, alargados, cóncavos-convexo y
suturados).
[)isolución: en la disolución se observan bordes y granos corroídos por fluicos.
I4utiqénesis: En los procesos de autigénesis tenemos la cementación, reemplazo y
recristalización.
4.4.4. Poro y Garganta de Poro
Se midió el tamaño de los poros y las gargantas de poros mediante la esc.da graduada
clel microscopio petrográfico.
MARCO METODOLOGICO PETROFISICA
346
CAPITULO IV
A continuación se presentan algunas de las fotomicrografías de las seccioncts finas:
Figura 74: Fotomicrografia Litofacies AGMF. (Arenas "L", US-2)
I -! 2 .o LLOl
- --
M<; - 769 (1174'4") Lw, Polariznda Conglomcr~~do Areilloio La matriz nrcillosn de In roma. r-<irrcspi>ride :E L sec1iiiiriii;ii i < i h iIe I;iitiaiiu orava. La iridiscencia dc las partículas de-Cmr?~> tamario limo. sc dcbc a la preparación dc la 16minn. 1 -
Figura 75: Fotomicrografia Litofacies CONGL. (Arenas "L", US-5)
MARCO METODOLOGICO PETROFISICA
247
CAPITULO IV
Figura 76: Fotomicrografia Litofacies AGM. (Arenas "L", US-2)
4.5. Microscopía Electrónica de Barrido (SEM) y Difracción de Rayos X (xrd 1.
Se realizó la descripción de fotografías de microscopía electrónica (SEM) de las arenas
"1-", lo cual permitió visualizar la porosidad, la morfología de arcillas y los cementos
presentes (Ver Figura 89). También se contó con análisis de Difracción de Rayos X
(XRD), los cuales permiten la identificación y cuantificación de los minerales que
componen la roca, así como el tipo de arcilla.
MARCO METODOLOGICO PETROFISICA
348
CAPITULO IV
Figura 77: Microscopia Electrónica. (Prof. 3703'04", US-2).
La siguiente tabla resume las características más importantes reveladas por el .~nálisis al
microscopio electrónico.
'1'I E ' O F ' r i m nrio-S~zci~nd:irio I PERMEAILI LIDAD
~ l ~ ~ c l e r ¿ ~ ~ l ~ ~ i t buena I C I C M E - N T O
N&> c l e s n r r ~ r l l n c l c ~ I
MARCO METODOLOGICO PETROFISICA
CAPITULO IV
4.5 Determinación de Electrofacies
F'ara identificación de las electrofacies se utilizó la información de los núcleos MG-769 y
R4G-781, se cotejó con las formas de las curvas de litología de los registros eléctricos.
E3ta interpretación sedimentológico-estratigráfica fue extrapolada a toda el .íirea.
Ein las electrofacies se identificaron seis (6) patrones de facies o tendencia; diferentes:
grano creciente hacia la base, grano creciente hacia el tope, grano creciente hacia el
tope y hacia la base, en forma cilíndrica y en bloque, en forma de sierra y facies de
espesores donde no se observa desarrollo alguno de arena.
E 3 las subnidades de los núcleos donde no se tomaron muestras se efectuó una
extrapolación de la forma de los registros de los pozos vecinos a estos con la finalidad
de determinar la facies predominante en las mismas.
MARCO METODOLOGICO PETROFlSlCA
CAPITULO V. ANALISIS DE RESULTADOS
5.1 Resultados Petrofisicos
Los resultados una vez aplicada la metodología descrita en el capítulo anterior son los
siguientes:
5.1.1 Resistividad del Agua de Formación.
Eintre los pozos del area estudiada, se cuenta con análisis de agua en el M 5-573 y MG-
1'69. De acuerdo a los valores obtenidos del analisis fisico-quimico, se cclnsidera mas
representativo, para obtener la resistividad del agua de formacion de las arenas "L", el
realizado en el pozo MG-769. En la siguiente tabla, se resumen los resultados
obtenidos.
Tabla 9: Analisis Fisico-Quimico del Agua de Formacion. Pozo MG-7fi9.
ANALlSlS FISICO QUlMlCO DE AGUA I cOMPARIA : REPSOL EXPLORACION - MUESTRA TOMADA : M G - 0769 -
MUESTRA TOMADA : OILPHASE FECHA MUESTRE0 r - O 1104/99 --
CAMPO : M E N E G Y E E FECHA ANALlSlS : O 1106199
CATIONES mg.5 meR ANlONES m- meFL II Sodio,Na* (Calc) 961.55 41.99 Cloruros. CI- 575.00 16-22
Calcio. ~ a * 12.00 0.60 Sulfatos, SO,' 252.00 5.25 ~ -.
Magnes io ,~~- 14.29 1.18 -- Carbonatos. 0.00 0.00
co3= I! Hierro, Fe - Bicarbonatos.
HCO;
Bario, Ea* 0.00 0.00 Hydroxidos. 0.00 - 0.00 OH-
TOTAL ANIONES 987.84 43.77 TOTAL CATIONES 2187.00 43-77 Ili
Las muestras tomadas en este pozo resultaron representativas, y se obtuvieron Ics
siguientes valores a la temperatura de 75 O F :
Salinidad = 2550 ppm ; Rw= 2,032 (ohm-m) @ 75O F
CAPITULO V
A continuación se muestran el diagrama de Stiff del pozo MG-769 (balanceado
Figura 78: Diagrama de Stiff. Pozo MG-769 (Balanceado lonicamentc!).
l . Densidad de matriz
!Se realizo un histograma de frecuencia, con los datos de densidad de gralio, obtenidos
(le los análisis convencionales del núcleo del pozo MG-781 (dato no disponible en el
iiucleo MG-769). Se determino el valor de la densidad de matriz predoriinante en la
lormación como 2,65 grslcc, con rango de variación a 2,66 grlcc para Irs arenas "L".
IIn la Figura 79 se presenta el histogramas de frecuencia con los datos de densidad de
grano de dicho pozo. Del mismo modo, los histogramas de frecuencia, realizado:;
individualmente a cada nucleo, no mostraron variaciones significativas, en el valor de la
densidad de matriz.
ANALlSlS RESULTADOS
252
CAPITULO V
DENSIDAD DE GRANO
-
.---p.
- -
-.
--
2,6 2,62 2,64 2,66 2,68 2,7 2.72 2,74 2.76 2,78 2,8
Figura 79: Histograma de Frecuencia del Pozo MG-781 (Arenas "L"I.
5.1.3 Exponente de Cementacion
Para calcular el exponente de cementacion (m), es necesario realizar los gráficos de
Factor de Formación vs. Porosidad en escala logarítmica, donde la pendiente de la
recta resultante va ser el mencionado exponente. Estos graficos fueron realizados en (31
pozo MG-769 (MG-781, no disponible data de FF) donde se escogierori 14 muestrz~s
para determinar el Factor de Formacion, a presion de sobrecarga de 3000 psi; se
obtuvo como valor del exponente de cementación 1,50. El valor de m* corregido por
arcillosidad dió como resultado un valor de 1,79, siendo éste característico cle
formaciones moderadamente cementadas. (Figuras 80 y 81).
ANALlSlS RESULTADOS
253
CAPITULO V
Figura 80: Exponente de Cementación. Pozo MG-769. (Arenas L.)
Figura 81 : Exponente de Cementación Corregido. Pozo MG-769
ANALlSlS RESULTADOS
CAPITULO V
Ei. 1.4 Exponente de Saturación
E3 valor del exponente de saturación (n) fue determinado al graficar índice de
Fiesistividad vs. Saturación de Solución Salina en escala logarítmica, c3n los datos
obtenidos de los análisis especiales de núcleos del pozo MG-769, donde la pendiente
de la recta resultante va ser el mencionado exponente. (MG-781, no disponible data de
IR). Se obtuvo como resultado 1,92, éste valor indica que es el agua, el fluído que mojz~
la roca en el yacimiento. Mientras que el exponente de saturacion corregidos poi.
arcillosidad (n*) dió como resultado 2,34 para las arenas "L" (Figuras 82 y '33).
EXPONENTE DE SATURACION 1 O0
Satur:tci<íii de agua (fracción vol. poroso)
Figura 82: Exponente de Saturación. Pozo MG-769 (Arenas L).
ANALISIS RESULTADOS
255
CAPITULO V
EXPONENTE .~ . . . DE . S A T U R A C I ~ N CORREGIDO POR ARCILLOSIDP.D 1000 --.- ...- . . . . .. . - . . ..-.. .--.- - -- - -- - -- - - - - - -- -. - L. -- .- - - - - - - -. - - -~ -- - A - - - - - . -- - -. -- --- - - - -- -. -
I- 'IR = 1/Sw A '2.34 1 -. I
1 A - ~ - - -. -- - - - -- --p. -- - - - -- - . - - - - _ - z _ : . = . = Ioo
m . w . .-
-- - - -- - - - - - L ..r: 1::
C)
m ! .m L ' L - - - - - . - - .- -- O L 0) '3 A aJ . - - - - - . - - - -- --- - - O
* ~ 1 ' + - .- '3 ,+-
£ : i : , A
-- - . -- - -, -, - -- -- - - -
1 o -
7 - -
- -
-
A-' 4
r
e' \
1 1
0,1 1
Satriración <le agua (fracción vol. poroso)
Figura 83: Exponente de Saturación corregido. Pozo MG-769.
5.1.5 Capacidad de Intercambio Catiónico.
Los valores de la capacidad de intercambio de cationes (CIC), lo cual se obtiene de 103
análisis especiales de núcleos, no fue suministrado por la empresa REFSOL-YPF, dl3
modo que no se pudo utilizar esta data, para determinar la cantidac de cationes
intercambiables presentes en la arcilla dentro del espacio poroso de la:; Arenas "L" .
Este calculo se realiza mediante la siguiente ecuación:
ANALISIS RESULTADOS
CAPITULO V
5.1.6 Identificación y Caracterización de Petrofácies
1-0s resultados obtenidos en la caracterización de petrofácies se presentan E
continuación en forma detallada:
5.1 6 . Gráfico de Porosidad vs. Permeabilidad
13 primer paso es realizar gráficos de Porosidad vs. Permeabilidad, cor isolíneas de
I<IPHI para los pozos clave, es decir los pozos con muestras de núc:leos. Asi se!
determina cualitativamente, la homogeneidad o heterogeneidad en el mrlestreo, y se!
evita escoger muestras atipicas para los analisis que van a determinar la calidad dct
i-oca. A continuación se presentan estos gráficos, notese la homogeneidac mostrada eri
los pozos MG-769 y MG-781. (Figuras 84 y 85).
POZO MG-769 Permeabilidad vs Porosidad
Porosidad ('10)
Figura 84: Crossplots Porosidad - Permeabilidad. Pozo MG-769.
ANALlSlS RESULTADOS
CAPITULO V
-- -- - - - - . - - - - - - - - - . -- - - - - - - - -
Pozo MG-781 Permeabilidad vs Porosidad 1
1 O000 -
F a, Q c a, 1 O00 - Y s
m-
3 - a z 1 0 0 - 'CJ - .- - .- a m
E 10 -
L a, P.
1 -
O 5 10 15 20 25 30
Porosidad (%)
Figura 85: Crossplots Porosidad - Permeabilidad Pozo MG-781
5.1.6.2 Perfil de Garganta Poral
''ara poder aplicar la metodología desarrollada por Winland y Pittman. Se calcula el
-adio de apertura de poros a través de la ecuación:
R = 106,43 / Pc H, (188)
Se observa la fracción del espacio poroso ocupado por el mercurio la cual st?
representa mediante la siguiente figura:
ANALlSlS RESULTADOS
258
CAPITULO V
Distribución de tamaño de Poros
Redio de Apcrtura de Poros (micrones)
Figura 86: Perfil de Garganta Poral pozo MG-769 (Arenas "L")
Los valores de fracción del espacio poroso ocupado por mercurio para cada muestr~,
se presenta en la siguiente tabla:
ANAL1 SlS RESULTADOS
- - ----
259
CAPITULO V
Tabla 10: Fracción Espacio Poroso Ocupado por Hg (MG-769)
1-0s valores de presión capilar a diferentes saturaciones de mercurio para cada muestra,
:;e presentan en las siguientes tablas:
Tabla 11: Presiones Capilares a Diferentes Saturaciones de Hg (MG-769)
ANALlSlS RESULTADOS
260
CAPITULO V
F'osteriormente, se determinaron los radios de garganta de poro correspontliente a cada
saturación de mercurio, mostrados en las tablas anexas:
Tabla 12: Radio de Garganta Poral a diferentes saturaciones de Hg (MG-769)
5.1.6.3 Determinación de la Ecuación de Radio de Garganta Poral
Tal como se explicó en la metodología para el cálculo de la ecuación del radio de
garganta poral se deben realizar los siguientes gráficos:
Gráficos Ápices: En estos crossplots se grafica el cociente SHg , Pc en el eje
de las Y vs. la saturación de mercurio en el eje de las X. A partir d3 los mismo:;
se establece el rango de saturación de mercurio donde se agrupan el conjuntc)
de ápices para la mayoría de las muestras, asociado al radio de garganta dc!
poro que domina el flujo. Este procedimiento fue realizado para las muestras dc?
las Arenas "L" en el pozo MG-769. (Figura 87).
ANALISIS RESULTADOS
26 1
CAPITULO V
Figura 87: Gráfico de Ápice. Pozo MG-769 (Arenas "L")
3e la interpretación de estos gráficos, se puede decir que el rango de saturación dc?
,mercurio se encuentra entre 25 y 50%. Posteriormente, se calculo 13,s radios de
garganta de poro para cada nivel de saturación, a partir de las ecuaciories empírica:;
lcomo función de la porosidad y la permeabilidad desarrolladas por Winland y Pittman.
Los valores obtenidos se muestran en la Tabla 13.
Tabla 13: Radios de Garganta de Poro a diferentes saturaciones de Hg mediant? ecuaciones
empíricas de Winland y Pittman (MG-769)
ANALlSlS RESULTADOS
367 - ~ - CAPITULO V
Gráficos de Saturación Incremental: En estos crossplots se grafica el volumer
o incremento en la saturación de mercurio en una misma muftstra (eje Y:
respecto al radio de apertura de poro (eje X). De aquí se puede infrrir, tal comci
se hace en el gráfico de petfil de garganta poral, la petrofacies a la que
corresponde cada una de las muestras y se verifica el buen cotejo de éstas cori
las obtenidas una vez calculadas las ecuaciones empíricas. Este procedimiento
fue hecho para el pozo MG-769, en las Arenas "L". (Figura 88).
Saturación Incremental de Mercurio 1
0.01 o. 1 1 10
Radio de Garglinta Pornl (inicrones) I
Wcro
- - - -- - - - - -
Figura 88: Gráfico de Saturación lncremental Pozo MG-769.(Arenas 'L")
Gráficos Uno a Uno: Estos gráficos son los que ayudan a defiiir con mayor
exactitud el radio de garganta de poro predominante en cada uno de Ic,s
yacimientos. En estos crossplots se grafica el radio de g.3rganta porz~l
correspondiente a determinada saturación de mercurio (eje Y) probeniente de 121s
curvas de presión capilar vs. el radio de garganta proveniente de las ecuacionec
empíricas de Winland y/o Pittman (eje Y).
ANALlSlS RESULTADOS
CAPITULO V
Al graficar estos valores, a cada nivel de saturación de mercurio, se otservó que Iz
ecuacion que mejor representa la data de laboratorio, es decir aquella que
genera el mínimo error relativo promedio, es la correspondiente a uria saturaciór
de mercurio de 40% desarrollada por Pittman. A continuación se presenta e
gráfico Uno a Uno (Figura 89) con mejor ajuste para el pozo MG-759, junto a IE
ecuación correspondiente, el resto de éstos gráficos son mostrados en los
anexos.
p~ -
y = 0.629 1x R" = 0.8343 R 4 0 Pc vs R 4 0 Pittman 1
Figura 89: Gráfico uno a uno pozo MG-769. (Arenas "L")
Es importante destacar, que la interpretación de estos gráficos dc.be ser muV/
xidadosa, pues no se busca el más alto coeficiente de correlación, cinc la tendencia
más cercana a la línea de 45", es decir la mas fiel representación de la data de
Laboratorio.
5.1.6.4 Clasificación de las Muestras de Núcleo Mediante el Gráfico de Porosidad vs.
Permeabilidad, con lsolineas de Radios de Garganta Poral
Estos gráficos de Porosidad vs. Permeabilidad constituyen una retroalimc?ntación a los
primeros gráficos efectuados en el análisis (punto 5.1.6.1), debido a que eti ellos se
ANALISIS RESULTADOS
CAPITULO V
incluye la información mas depurada respecto a la escala de tamaño de g ~ g a n t a poral
(le los pozos claves, observándose luego a partir de estos la distrib~ción de la:;
muestras por Petrofacies, demostrándose así la ocurrencia de rocas M,?so, Macro y
Ivlegaporosas.(Figura 90).
Figura 90: Gráfico K vs. @,con líneas de R40 de Pittman constantes. Pozo MG-¡'69.Arenas"Lv
5.1.7 Modelo de Arcillosidad
El volumen de arcilla fue calculado usando el perfil de Rayos Gamma (SR), debido a
que este se encuentra disponible en todos los pozos del área, no así os perfiles ce
neutrón, densidad y SP, siendo la ecuación utilizada:
ANALlSlS RESULTADOS
-- ----
CAPITULO V
Donde:
GRl eido= Gamma Ray leído en la zona a evaluar.
GR,,,,, = Gamma Ray en la arena más limpia en el mismo intervalo geoló!yico
GRlutita = Gamma Ray en las arcillas
3ebido a que no se dispone de suficientes datos de las pruebas de difrac~ión de rayo!;
.Y (XRD), realizadas en los núcleos de los pozos MG-769 y MG.781, se t izo imposible
a comparación con los modelos establecidos: Lineal, Clavier, Stieber y LE rionov, tanto
Dara rocas terciarias como para rocas más viejas.
Por ello, se decide utilizar el MODELO LINEAL, que es el de mayor uso )ara este tipo
de yacimientos, de manera que:
Vcl = Ish
5.1.8 Modelo de Porosidad
Para el cálculo de la porosidad efectiva, se recomienda utilizar el Método de Gaymarcl,
el cual esta representado por la siguiente ecuación:
@e = at - VSh*Odsh (Método Gaymard)
donde:
9 = Porosidad Total, calculada a partir del registro de densidad.
Vsh = Volumen de Arcilla obtenido usando el modelo de Larionov para roces terciarias.
Este método, resulta ser el más conservador de los modelos existente;; además no
existen mediciones en el laboratorio de porosidad efectiva, que permitan la
comparación con los resultados obtenidos de los perfiles de densidad de f ~rmación.
ANALlSlS RESULTADOS
260
CAPITULO V
! 9 Modelo de Permeabilidad
Como es sabido, la permeabilidad no se puede medir y determinar directamente eri
registros de pozos, de manera que se buscó la forma de establecer ec.~aciones que
permitan calcular la permeabilidad, a partir de otro parámetro medido direc.:amente en Ici
!-oca. Debido a la escasez de dato se relaciono K Vs Phi, sin embargo no se logro mu!/
3uen cotejo, quizás por la heterogeneidad en el muestreo. Si se discrim na por tipo ;I
#calidad de roca, no mejora el coeficiente de correlación, de modo que se establece unía
~cuación general. (ver figura 91).
K Vs Phi. (Pozo Mg-769)
O 5 1 O 15 20 25 30 35
Porosidad (%)
Figura 91 : Gráfico K vs. a. Pozo MG-769.Arenas"Ln.
La ecuación general para calcular la Permeabilidad a partir de la poro: idad es la
siguiente:
K = 57,428*m2 - 2940,3*@ + 37790.
Donde:
a,: porosidad efectiva en porcentaje.
K: permeabilidad estimada en milidarcys.
ANALISIS RESULTADOS
CAPITULO V
!j. 1.10 Modelo de Saturación
13 método para calcular la saturación de agua, consiste en comparar los modelos
c:omúnmente utilizados, y así determinar el que más se ajusta a los datos proveniente:;
(Je los núcleos analizados. Para ello, se programan las ecuaciones usacias por esto:;
tnétodos para calcular la saturación de agua, y se evalúan gráficamente ~loteando lo:;
valores de Rt (eje Y) vs. Sw (eje X); luego se comparan con los va ores de Swi
provenientes de las curvas de presión capilar ylo permeabilidades relativas y determinap
así el o los modelos que más se ajusta al yacimiento estudiado.
:Si se dispone de pruebas de saturación de agua irreducible, esta se pude comparar cori
los datos de producción de los primeros pozos completados en el árc!a, donde sc?
~;alcula SW, aplicando la formula utilizada por los modelos comúnmente utilizados, ya
que en estos pozos, toda el agua es irreducible. La mejor equivalencia, apunta al
nodelo de saturación, que debe ser utilizado.
-amentablemente, no se dispone de data suficiente de presión capilar, saturación de
.agua irreducible, permeabilidades relativas y registros de pozos viejos.
Ello obliga a recomendar el uso del modelo de Simandoux para el calculo de saturacióii
cfe agua, el cual viene dado por la ecuación siguiente:
ANALISIS RESULTADOS
CAPITULO V
:5.1.11 Determinación de Unidades de Flujo
''ara la determinación de las unidades de flujo en los pozos control en el área eri
13studio se calcularon los radios de garganta poral a lo largo de las arenas ' L , utilizando
as ecuaciones previamente establecidas como función de la porosidad y la
3ermeabilidad calculadas, y especificando la presencia de las diferentes petrofácies eri
os pozos.
5.1.1 1.1 Gráfico Estratigráfico de Lorenz Modificado (SMLP)
Al realizar este gráfico, se identificaron al menos 6 unidades de flujo en el pozo MG-
769, todas ellas con condiciones que favorecen el flujo de fluidos a t r~vés de ellas,
dentro de las arenas "L". Estas unidades de flujo no están distribuida;
homogéneamente en todos los pozos del área, y su depositación está asociada con I;a
ubicación de los mismos. A continuación se presenta el gráfico para el pozo MG-76s.
(Figuras 92).
- - -- --
Grafito Estratificado de Lorenz Modificado (S1i9LP)
Capacidad de Almacenamiento (%Phi*h Acum
Figura 92: Gráfico Estratigráfico de Lorenz Modificado. Pozo MG-769. (Arl?nasVL")
ANALlSlS RESULTADOS
CAPITULO V
5.1.1 1.2 Gráfico de Lorenz Modificado (MLP)
La construcción del gráfico de Lorenz modificado (MLP) permitió jcrarquizar las
unidades de flujo presentes en el pozo MG-769, con base en sus relaciones K/$. Se
obtuvieron los siguientes resultados:
Tabla 14: Clasificación jerárquica de unidades de flujo presentes en el pozc~ MG-769.
1 Unidad 1 Tope Base 1 Espesor de Flujo
%K*h %0e*h FSU Acum 1 Acum
Lo anterior puede ser visualizado gráficamente,de acuerdo a la data recabada en el
pozo MG-769. (Figura 93)
r Grafico de Lorenz Modificado (MLP)
0,000 4- 1 - ~- 1 r - 1
1 2 3 4 5 6
Capacidad de Almacenamiento (%Phi*h Acum: ~ ~~ -- ~ - -- -- -- -
Figura 93: Gráfico de Lorenz Modificado. Pozo MG-769 (Arenas "L').
ANALlSlS RESULTADOS
2; O
CAPITULO V
5.1.1 2.3 Perfil de Flujo Estratigráfico (SFP)
Este gráfico permite verificar la calidad de las unidades de flujo previamentv
seleccionadas del gráfico estratigráfico de Lorenz modificado; observándose las
respuestas para las diferentes calidades de roca, en función de la ~lermeabilidacl,
porosidad y el espesor. Como resultado se observó que las unidades de flujo con
mayores capacidades de flujo y almacenamiento son: 6 y 4 caracterizada:; mayorment3
por rocas mega, macro y mesoporosa y que se ubican, de acuerdo a a descripció?
sedimentológica, dentro de la unidad US-2, al tope de las arenas "L", de la Formaciói
Isnotu. (Figura 94).
Perfil de Flujo Estratigafico (SFP)
Porcentaje 'ó
Figura 94: Perfil de Flujo Estratigráfico. Pozo MG-769 (Arenas "L")
ANALlSlS RESULTADOS
CAPITULO V
5.2 Resultados Sedimentológicos.
5.2.1 Calibración Núcleo - Perfil
Resulta importante efectuar una buena correlación núcleo-perfil, de manera de
extrapolar la información aportada por el núcleo, incluyendo las características
sedimentológicas y texturales, a los pozos sin núcleo, y de modo general ZI toda el área
estudiada a través de la correlación realizada con los registros eléctricos d 3 pozos.
Las correlaciones efectuadas en los pozos MG-769 y MG-781, entre lo:; registros de
rayos gamma corridos en los pozos y el core gamma realizados a los núcleos, se
efectuó de forma manual, comparando pie a pie las respuestas entre las curvas de
ambos perfiles.
Se superpuso en una mesa de luz el registro core gamma de ambos núcleos al de lo;
registros de los pozos, efectuando la correlación por tramos desde e fondo hacia
superficie y determinando el desfase (pies) existente en cada sección, restándole € 1
cfesfase obtenido en cada tramo al valor de la profundidad del registro y así de esta
forma fueron calibrados ambos registros.
En el caso del pozo MG-769 el desfase varía entre 2 y 4 pies, alcanz3ndo el valor
náximo hacia la base del núcleo No 3.( US-5).
Mientras que para el pozo MG-781, el desfase es más uniforme alrededor de los 5 pies,
.:arito para los núcleos 1 y 2.
5.2.2 Identificación y Tipo de Arenisca
ILas secciones finas realizadas en los núcleos permitieron determinar los componente:;
inás importantes en cuanto a grano, matriz y cemento como componentt?~ principales
de las areniscas.
ANALISIS RESULTADOS
2; 2
CAPITULO V
En el núcleo del pozo MG-769 el constituyente mayoritario es el cuarzo ccln porcentajes
que van desde 49 hasta 78%. El resto de los constituyentes minerales :on: restos d2
arcillas y fragmentos de roca, además de otros componentes menores.
La matriz observada es de tipo arcillosa entre 4 y 39%, mientras que en Iijs 7 muestras
analizadas, no se observó evidencias de cementación y la porosidad ~.isual alcanzlj
hasta un 26%. ( Ver tabla 15).
Tabla 15: Identificación Componentes de Areniscas. Pozo MG-769. Arer as "L"
GRANOS c n m c r ) a 5 e 2 g = i a . r ~ g a z I r r n o g a x : " , = 4 0
L o s
MATRIZ CEM iNTO a - C a k !: k o :E Ir < o w
- J p o o m
c 1
13 tipo de Areniscas presente en núcleo del pozo MG-769, corresponde a arenisca:;
Iíticas (grauvacas), aunque una muestra (49) se clasificó como conglomerrdo arcilloso.
5.2.3 Textura
13 análisis de secciones finas arrojó los siguientes resultados:
ANAL1 SlS RESULTADOS
CAPITULO V
El tamaño de grano predominante en las muestras de núcleo del poz:, MG-769 es
medio, mayormente subangular, y de pobre selección o escogimiento.
La tabla 16 muestra un sumario de las características texturales.
Tabla 16: Características texturales de las muestras del pozo MG-769. Arenas "L"
TEXTURA 1
!>.2.4 Eventos Diagenéticos
1-0s eventos diagenéticos reconocidos en el núcleo del pozo MG-769 son
principalmente: compactación por efecto del soterramiento y disolución de la matriz
:ircillosa y10 minerales inestables. (Ver tabla 17).
ANAL1 SIC RESULTADOS
374
CAPITULO V
Tabla 17: Eventos Diagenéticos. Pozo MG-769. (Arenas "L").
!>.2.5 Porosidad
1-as muestras del núcleo del pozo MG-769 muestran porosidad primari2, donde lo:;
poros están conectados, aunque localmente pueden verse afectados por
c:oncentraciones arcillosas. Los poros secundarios se formaron debido a la disolucióri
de la misma arcilla y minerales inestables. El principal tipo de porosidad observado fue,
iitergranular; menormente se reconoció intragranular, como producto de desgaste de
fragmentos Iíticos inestables. Los valores de porosidad se ubicaron entre 2-'% y 12%.
5.2.6 Descripción Mineralógica
E!ntre las aplicaciones de la microscopía electrónica de barrido y la difracc.ión de rayos
>:, se tiene la identificación y cuantificación de los minerales que se encuentran como
componentes principales en la roca; también permite el reconocimientc del tipo de
zircilla.
ANALlSlS RESULTADOS
7; 5
CAPITULO V
El cuarzo es el mineral predominante en la composición de la roca, con valores d,?
hasta 78%, aunque también hay presencia de fragmentos de roca, arcilla:, feldespato y
carbonatos en menor proporción. La Figura 95 muestra un promedio de la mineralogía
presente en el núcleo del pozo MG-769.
78%
" Cuarzo 'Arcilla " F. de Roca ' Micas Feldesp ' Calcita
Figura 95: Mineralogía Total. Pozo MG-769 (Arenas "L")
Similarmente, los análisis de difracción de rayos X permitieron identificar :i la Caolonitzi
c:omo la arcilla predominante, seguida en abundancia por Clorita + Cloritci Fe. Aunque
los porcentajes varían ligeramente con cada muestra, la figura 96 presenta un promedic~
(le la mineralogía de las arcillas presentes en el núcleo del pozo MG-769.
Caolinita Clorita Clorita Fe
Figura 96: Mineralogía de Arcillas. MG-769 (Arenas "L")
ANALlSlS RESULTADOS
CAPITULO V
5.2.7 Determinación de Electrofacies
Para identificar las electrofacies se utilizó la información de los núcleos RIG-769 y MCi-
781 y su cotejo con las formas de las curvas de Iitología de los registros eléctricos. Esta
interpretación sedimentológico-estratigráfica debe ser extrapolada al resto de los pozos
del área.
En las electrofacies se identificaron cinco (5) patrones de facies o tendencias
diferentes:
l. Grano creciente hacia la base.
II. Grano creciente hacia el tope.
III. Grano creciente hacia el tope y hacia la base.
IV. En forma cilíndrica.
V. En forma de sierra.
En las subnidades de los núcleos donde no se tomaron muestras se efectuó una
extrapolación de la forma de los registros de los pozos vecinos a estos c3n la finalidad
de determinar la facies predominante en las mismas.
En términos generales, se observa un claro predominio de las seccencias gran3
creciente hacia la base, las cuales han sido interpretadas en los núcleos :on depósitos
de canales distributarios. Estos normalmente se observan apilados con tiase erosiva:;,
de manera que se interpreta un ambiente sedimentario de canales entreliizados dentro
de un sistema predominantemente fluvial.
ANALlSlS RESULTADOS
CAPITULO VI. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES.
6.1 CONCLUSIONES
*:* Los análisis convencionales y especiales de los núcleos de los pozos permitieroii
efectuar el ajuste de parámetros petrofísicos tales como Rw, pma, a, m, m*, n, nk
que se utilizaran en la evaluación de los yacimientos presentes en la Formacióri
Isnotu, especialmente en las arenas "L".
*:* La ecuación empírica que mejor se ajustó para el cálculo de radio de garganta
poral fue: R40 de Pittman para las Arenas "L".
*:* Dentro del intervalo rocoso correspondiente a las arenas "L", se ideitificaron tres
petrofacies: Megaporosa, Macroporosa, Mesoporosa.
*:* No se logró obtener un buen match entre el radio de garganta de poro y otra:;
variables.
*:* La abundancia relativa de Petrofacies de buena calidad, es indicativo del poco
efecto de procesos diagenéticos post-depositacionales que afectaron la calidacl
de la roca, así como lo poco consolidado de estas rocas.
*:* De acuerdo a los análisis de difracción de rayos X, se observó q ~ e el mineral
predominante es el cuarzo y la arcilla predominante es la caolinita.
*:* La poca data disponible no permitió recomendar modelos de arcillosidad,
porosidad y saturación para la evaluación de las arenas "L" de a Formacióri
Isnotu.
*:* Se definió una ecuación para calcular permeabilidad a partir de la pclrosidad.
*:* Se definieron zonas con características de flujo similares en el po;ro clave MG-,
769, integrando datos petrofísicos y sedimentológicos.
*:* Se determinaron 2 zonas de flujo principales (UF 4 y 6) dentro de la zona
muestreada de las Arenas "L".
*:* El principal constituyente del esqueleto mineral de la roca es el cuarzo, cor
porcentajes que van desde 49 hasta 78%. El resto de los constituyerites
CAPITULO VI 278
*:* minerales son: clastos de arcillas y fragmentos de roca, adernás de otros
componentes menores.
*:* La matriz observada es de tipo arcillosa entre 4 y 39%, mientrzs que en la;
muestras analizadas, no se observó evidencias de cementación y la porosidad
visual alcanzó hasta un 26%.
*:* El tipo de Areniscas identificadas en el núcleo del pozo MG-769, corresponde i3
areniscas Iíticas (grauvacas), aunque una muestra (49) se clasificó como
conglomerado arcilloso.
*:* El tamaño de grano predominante en las muestras de núcleo del 3ozo MG-769
es medio, mayormente subangular, y de pobre selección o escogimiento.
*:* Los eventos diagenéticos reconocidos en el núcleo del pozo MG-769 sor1
principalmente: compactación por efecto del soterramiento y disolución de la
matriz arcillosa y10 minerales inestables.
*:* Las muestras del núcleo del pozo MG-769 muestran porosidad primaria, donde
los poros están conectados, aunque localmente pueden verse afectados por
concentraciones arcillosas. Los poros secundarios se formaron debido a la
disolución de la misma arcilla y minerales inestables. El principal tipo dct
porosidad observado fue intergranular; menormente se reconoció intragranular,
como producto de desgaste de fragmentos Iíticos inestables. Lcs valores de
porosidad se ubicaron entre 27% y 12%.
6.2 RECOMENDACIONES.
*:* Definitivamente, debe evitarse tomar núcleos discontinuos, si se desea hace-
caracterización petrofisica del yacimiento.
*:* Reevaluar los pozos completados en las Arenas "L", utilizando lo; parámetros
petrofísicos obtenidos en este estudio.
*:* Extrapolar la información de las unidades de flujo determinadas, a todos lo:;
pozos del yacimiento, y cañonear selectivamente las arenas de niejor calidad,
como método alternativo para optimizar la completación, en pozos fimturos.
CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
CAPITULO VI 27 9
*:* Probar la ecuación empírica determinada para calcular el radio de parganta porz I
y el modelo de permeabilidad en todo el yacimiento.
*:* Una vez extrapolados los modelos, la información obtenida puetle ser usada
para inicializar los modelos de simulación respectivos
6.3 BIBLIOGRAFIA.
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