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DETERMINACIÓN DE UNA ZONA POTENCIALMENTE ÓPTIMA PARA EJECUTAR
TRABAJOS DE FRACTURAMIENTO HIDRÁULICO
ESTE TRABAJO ES PRESENTADO COMO REQUISITO PARA OPTAR POR EL TÍTULO
DE:
GEOCIENTÍFICO
PRESENTADO POR:
CARLOS FABIÁN SÁNCHEZ SUÁREZ
UNIVERSIDAD DE LOS ANDES
FACULTAD DE CIENCIAS
DEPARTAMENTO DE GEOCIENCIAS
BOGOTÁ
2019
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DETERMINACIÓN DE UNA ZONA POTENCIALMENTE ÓPTIMA PARA EJECUTAR
TRABAJOS DE FRACTURAMIENTO HIDRÁULICO
PRESENTADO POR:
CARLOS FABIÁN SÁNCHEZ SUÁREZ
DIRIGIDO POR:
PH.D. CLAUDIA INDIRA MOLINA POLANÍA
CODIRIGIDO POR:
ING. GABRIEL ÁNGEL MOLINA POLANÍA
UNIVERSIDAD DE LOS ANDES
FACULTAD DE CIENCIAS
DEPARTAMENTO DE GEOCIENCIAS
BOGOTÁ
2019
3
Tabla de contenido
1. AGRADECIMIENTOS .................................................................................................................. 5
2. RESUMEN ....................................................................................................................................... 6
3. ABSTRACT ..................................................................................................................................... 6
4. INTRODUCCIÓN ........................................................................................................................... 7
4.1. OBJETIVOS .......................................................................................................................... 10
4.1.1. Objetivo general ....................................................................................................... 10
4.1.2. Objetivos específicos ............................................................................................... 10
5. MARCO TEÓRICO ..................................................................................................................... 10
5.1. Registros eléctricos ................................................................................................................ 10
5.1.1. Gamma Ray .............................................................................................................. 10
5.1.2. Resistividad .............................................................................................................. 11
5.1.3. Neutrón ..................................................................................................................... 11
5.1.4. Densidad ................................................................................................................... 12
5.1.5. Factor fotoeléctrico .................................................................................................. 14
5.1.6. Compact Microimager (CMI) .................................................................................. 15
5.2. Generación de variables petrofísicas ..................................................................................... 16
5.2.1. Volumen de shale ..................................................................................................... 16
5.2.2. Porosidad total y efectiva ......................................................................................... 17
5.2.3. Saturación de agua ................................................................................................... 18
5.2.4. Permeabilidad ........................................................................................................... 19
5.3. Fracturamiento hidráulico ..................................................................................................... 19
5.4. Tensor de esfuerzos ................................................................................................................ 21
6. DATOS ........................................................................................................................................... 23
7. METODOLOGÍA ......................................................................................................................... 23
8. RESULTADOS Y ANÁLISIS ...................................................................................................... 24
8.1. Correlación litoestratigráfica de cada pozo P# con el pozo FRACTURADO ....................... 24
8.2. Cálculos de propiedades petrofísicas para cada pozo ............................................................. 26
8.2.1. Pozo FRACTURADO .............................................................................................. 26
8.2.2. Pozo P1..................................................................................................................... 29
8.2.3. Pozo P2..................................................................................................................... 29
8.2.4. Pozo P3..................................................................................................................... 29
8.2.5. Pozo P4..................................................................................................................... 29
8.2.6. Pozo P5..................................................................................................................... 30
4
8.2.7. Pozo P6..................................................................................................................... 30
8.2.8. Pozo P7..................................................................................................................... 31
8.2.9. Pozo P8..................................................................................................................... 31
8.2.10. Pozo P9..................................................................................................................... 32
8.2.11. Pozo P10................................................................................................................... 32
8.2.12. Pozo P11................................................................................................................... 33
8.3. Obtención del tensor de esfuerzos principales ...................................................................... 33
8.4. Corte geológico ..................................................................................................................... 37
8.5. Datos de históricos de producción ......................................................................................... 39
8.6. Determinación de la zona óptima para realizar el fracturamiento hidráulico ........................ 40
9. CONCLUSIONES ......................................................................................................................... 42
10. RECOMENDACIONES ............................................................................................................... 42
11. REFERENCIAS ............................................................................................................................ 43
12. ANEXOS ........................................................................................................................................ 44
12.1. Propiedades petrofísicas ..................................................................................................... 44
12.1.1. Pozo P3..................................................................................................................... 44
12.1.2. Pozo P4..................................................................................................................... 47
12.1.3. Pozo P5..................................................................................................................... 49
12.1.4. Pozo P6..................................................................................................................... 51
12.1.5. Pozo P7..................................................................................................................... 53
12.1.6. Pozo P8..................................................................................................................... 55
12.1.7. Pozo P9..................................................................................................................... 57
12.1.8. Pozo P10................................................................................................................... 59
12.1.9. Pozo P11................................................................................................................... 61
12.2. Históricos de producción .................................................................................................... 63
12.2.1. Pozo P3..................................................................................................................... 63
12.2.2. Pozo P4..................................................................................................................... 64
12.2.3. Pozo P5..................................................................................................................... 64
12.2.4. Pozo P6..................................................................................................................... 65
12.2.5. Pozo P9..................................................................................................................... 65
12.2.6. Pozo P10................................................................................................................... 66
12.2.7. Pozo P11................................................................................................................... 66
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1. AGRADECIMIENTOS
En primer lugar, quiero agradecer a Dios por permitirme tener la oportunidad de entregar este
trabajo de tesis. Agradecimiento especial a mi directora Ph.D Claudia Indira Molina, quien me
apoyó a lo largo del proyecto, desde el momento en que me acerqué a ella para hablar sobre un
posible tema a realizar y que gracias a su apoyo logramos encontrar un tema que me gustó bastante
y disfruté desarrollar. También a mi codirector, el ingeniero Gabriel Ángel Molina, quien me
suministró los datos necesarios para el desarrollo del proyecto y estuvo atento cuando requería de
más información. A mis padres y mi hermana muchas gracias por el apoyo moral incondicional,
en especial a mi madre, quien siempre estuvo ahí para brindarme fortaleza en los momentos de
mayor dificultad. Por último, quiero agradecer a mis amigos por acompañarme a lo largo del
desarrollo del proyecto y por estar siempre dispuestos a brindarme su apoyo y compañía en todo
momento.
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2. RESUMEN
El presente estudio fue realizado para un campo petrolero ubicado en la cuenca del Valle Superior
del Magdalena, Colombia, en el cual se realizaron trabajos exitosos de fracturamiento hidráulico
en un pozo (FRACTURADO). El objetivo principal de mi estudio es evaluar si se puede replicar
esta técnica de recobro mejorado en una nueva zona de otro pozo del campo. Se analizaron los
registros eléctricos provenientes de 12 pozos, incluyendo el FRACTURADO, con el fin de obtener
una correlación de la zona de interés, ubicada en la formación Monserrate, para cada uno de los
pozos en estudio. Gracias a los registros Gamma Ray, Neutrón y Densidad, principalmente, se
realizaron los cálculos de las propiedades petrofísicas. Se determinaron los volúmenes de arcilla,
las porosidades efectiva y total, las saturaciones de agua y la permeabilidad en cada uno de los
pozos. Con ayuda del registro CMI (Compact Micro Imager, Weatherford) se realizó el cálculo del
tensor de esfuerzos que domina en la zona del campo en estudio, a partir del análisis de fracturas
que se identificaron para la zona de interés en el pozo FRACTURADO. Por último, utilizamos los
datos de producción históricos de cada uno de los pozos, con el fin de evaluar junto con los cálculos
realizados, la mejor opción para realizar el fracturamiento hidráulico. Cabe destacar la importancia
que ha tenido esta técnica de estimulación a nivel mundial y su impacto positivo en el incremento
en la producción de petróleo en los pozos en que se ha implementado, los cuales hoy en día son
mayormente horizontales y con reservorios que antes no era económicamente rentable su
explotación. Con lo cual este estudio permite soportar, con argumentos técnicos, una decisión al
momento de querer replicar esta técnica en una nueva zona.
Palabras clave: Fracturamiento hidráulico, Petrofísica, Registros Eléctricos, Correlación
3. ABSTRACT
The following observations and study were developed in an oilfield located in Upper Magdalena
Valley basin, Colombia, where stimulation with hydraulic fracturing was successful in one well
(FRACTURADO) and we seek to replicate this technique in a new zone of another well in the
field. Twelve sets of well logs were analyzed, including the ones originated at FRACTURADO
well, investigating for a correlation between the zone of interest, located in Monserrate formation,
and for each of these wells. Thanks mainly to Gamma Ray, Resistivity, Neutron and Density logs,
petrophysics properties were observed and calculated, similarly shale volume, effective and total
porosity, water saturation and permeability were estimated for each well. Using the CMI (Compact
Micro Imager, Weatherford) log, calculus of a regional stress tensor is presented, considering the
fractures identified in the interest zone of the FRACTURADO well. Finally, historical production
data of each well were considered and evaluated to develop the best option to do hydraulic
fracturing, supported with the previous calculations. It must be emphasized the importance of this
stimulation technique worldwide and its positive impact in the increasing oil production in the
wells where has been implemented, considering that today most of them are horizontal wells and
have reservoirs not profitable before. This study supports, with technical observations, a decision
of where to apply this technique to a new zone.
Key Words: Hydraulic Fracturing, Petrophysics, Well Logging, Correlation.
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4. INTRODUCCIÓN
El fracturamiento hidráulico consiste en inyectar fluidos y sólidos a alta presión con el fin de
romper la formación para obtener un canal de alta permeabilidad en la cara del pozo (wellbore),
correspondiente a la fractura realizada. Esto permite una mayor conectividad entre la formación y
el pozo para producir más hidrocarburos, entendiéndose en este caso la formación como la roca
reservorio que contiene el recurso. Esta técnica fue empleada por primera vez en Estados Unidos
en el año 1949 (Hubert & Willis, 1972) y desde entonces generó un incremento en la producción
de barriles de crudo diarios en dicho país. Gracias a esta técnica y a su capacidad de disminuir el
daño de pared, Estados Unidos alcanzó un pico de producción de 9,64 MMBls diarios en el año
1970 (EIA, 2018), y hoy en día el uso de esta, aplicada a yacimientos no convencionales, ha llevado
a este país a ser líder en producción de petróleo a nivel mundial, dejando de ser consumidor para
transformarse en abastecedor. Entendiéndose por no convencionales aquellos yacimientos de los
cuales el volumen de hidrocarburos es extraído de la roca madre o roca generadora, que
corresponde a lo que se conoce hoy en día como ‘tight gas’ y ‘shale oil’, de los cuales no se
trabajará en el presente trabajo. Durante la realización del trabajo fue necesario calcular y evaluar
las propiedades petrofísicas del yacimiento en la zona de interés para cada uno de los pozos con el
fin de correlacionarlos y hacer el análisis respectivo.
Con el fin de conocer las propiedades petrofísicas del subsuelo se utiliza la técnica de exploración
de registros eléctricos, tomados a diferentes profundidades de uno o varios pozos sin revestir. Este
tipo de técnica consiste en el envío de señales activas o captación de señales pasivas hacia una
formación (Beck, 1981), con el fin de obtener su resistividad, radioactividad natural, potencial
espontáneo, porosidad o permeabilidad, entre otros. Una vez obtenidas dichas propiedades
eléctricas, se pueden correlacionar y obtener un mapeo espacial de las mismas. El presente trabajo
de tesis tiene como objetivo principal utilizar los registros eléctricos provenientes de 11 pozos
(Figura 1) que se perforaron en la Formación Monserrate, con el fin de correlacionar estas
propiedades entre ellos y los registros provenientes de un pozo FRACTURADO. Los 11 pozos
están ubicados a una distancia de 1 a 2 km del pozo fracturado (Figura 1), donde los trabajos de
fracturamiento hidráulico fueron exitosos, es decir, lograron el objetivo de aumentar la producción
de ese pozo, pues pasó de producir aproximadamente 35 barriles por día a más de 100 barriles
posterior a realizada la técnica, de ahí la motivación del presente estudio.
La zona de estudio se ubica en la cuenca del Valle Superior del Magdalena (Figura 1), la cual es
una de las principales fuentes petrolíferas de Colombia ya que en ella existen 36 campos de petróleo
y más de 210 pozos exploratorios (Kairuz, 2000). Esta cuenca tiene tres reservorios principales en
las formaciones cretácicas de Caballos y Monserrate, y miocénica de Honda (Figura 2). Todas estas
formaciones son areniscas cuya fuente de materia orgánica proviene de las formaciones cretácicas
del Albiano Medio al Turoniano: Tetúan, Bambucá y La Luna (Barrero et al., 2007). La formación
en estudio será Monserrate, la cual está principalmente formada por intercalación de areniscas y
arcillas del cretácico, a la cual se le ejecutó la estimulación por fracturamiento hidráulico y se
obtuvieron los resultados esperados de mejorar la producción del pozo.
8
Figura 1. A) Cuenca del Valle Superior del Magdalena, señalada con color rosado en el mapa.
Tomado de Barrero et al., 2007. B) Distribución de los pozos que se van a correlacionar (P#) con
el pozo FRACTURADO ubicados en el Valle Superior del Magdalena, Colombia. Fuente: Google
Earth. En color verde señalado el P4 debido a que de él se usaron los datos del CMI.
9
Figura 2. Columna estratigráfica de la cuenca del Valle Superior del Magdalena, en la cual se
pueden reconocer al interior del rectángulo rojo las formaciones mencionadas anteriormente.
Tomado de Sarmiento, 2004.
10
4.1. OBJETIVOS
4.1.1. Objetivo general
Sugerir una zona óptima en la zona de estudio, en la cual se podrían realizar trabajos de
fracturamiento hidráulico.
4.1.2. Objetivos específicos
1. Estudiar los registros eléctricos provenientes de un pozo (i.e., pozo FACTURADO; Ver
Fig. 1) en el cual la técnica de fracturamiento hidráulico ha sido exitosa.
2. Utilizar nuevos registros eléctricos provenientes de 11 pozos (i.e., pozo #1-11; Ver Fig.
1) con el fin de correlacionar sus propiedades petrofísicas con el pozo FRACTURADO.
3. Analizar los resultados obtenidos de las correlaciones mencionadas en el objetivo
anterior, con el fin de sugerir la zona óptima para realizar nuevos trabajos de
fracturamiento hidráulico en la zona de estudio.
5. MARCO TEÓRICO
5.1. Registros eléctricos
Como se mencionó en la introducción, estos registros corresponden a una técnica de exploración
que permite conocer las propiedades petrofísicas del subsuelo y a partir de ahí evaluar el potencial
de un yacimiento.
5.1.1. Gamma Ray
Los rayos gamma son ondas electromagnéticas con longitudes de onda alrededor de las 10-10
pulgadas y que presentan alta energía (Bendeck, 1992). El registro de Gamma Ray es una
herramienta pasiva que se encarga de medir la cantidad de elementos radioactivos que emite la
formación, cuyos niveles son proporcionales a la presencia de U, Th y K, principalmente. La unidad
de medición de este registro son los gAPI (American Petroleum Institute, sus siglas en inglés), el
cual asocia estos elementos a formaciones con mayor contenido de arcillas, por lo tanto, este
registro resulta bastante útil como discriminador de litologías, como se muestra en la figura 3.
Típicamente las arcillas presentan una firma de Gamma Ray alta, asociado a la presencia de
minerales radioactivos que las componen y que en su fórmula química se encuentre una mayor
cantidad de los átomos mencionados anteriormente, con respecto a las areniscas o carbonatos que
tienen medidas más bajas.
11
Figura 3. Ejemplo de un registro Gamma Ray y su interpretación litológica según tamaños de grano
relativos. Donde se puede observar arcillas en colores oscuros con lecturas altas de Gamma Ray y
areniscas en colores claros y con lecturas bajas. Editado de Rider, 1990.
5.1.2. Resistividad
El principio físico bajo el que funciona este registro es el de la Ley de Ohm (1827), que considera:
𝑉 = 𝐼 × 𝑅,
(1)
donde V es el voltaje, I es la corriente eléctrica (en Amperios) y R es la resistencia (en ohmios). La
resistividad está definida como la resistencia eléctrica por unidad de volumen o longitud que
presenta un material al paso de corriente (cuyas unidades son expresadas Ohm*m) y de igual forma,
como el inverso de la conductividad (Bendeck, 1992).
El registro se realiza por medio del envío de corrientes eléctricas a la formación, el cual obtendrá
valores de conductividad y al obtener su inverso se tendrán estimaciones directas de la resistividad
de la formación. Estos valores son indicadores del tipo de fluido que se encuentra almacenado en
el yacimiento, teniendo en cuenta que los hidrocarburos al ser menos conductivos que el agua, se
obtendrán respuestas de resistividad mayores para estos fluidos. Cabe destacar que cuando hay
presencia de agua dulce el valor de resistividad puede asemejarse al de los hidrocarburos, asociado
a la falta de iones salinos, y para tener menor incertidumbre es necesario apoyarse de los demás
registros. Es por esto que al medir la resistividad a lo largo del reservorio, se puede encontrar con
mayor precisión la interfase entre ambos fluidos, conocido en la industria como WOC (Water Oil
Contact), originado por la diferencia de densidades entre ambos fluidos.
12
5.1.3. Neutrón
Los registros de neutrón se utilizan para dar un estimado de los espacios porosos (en unidades de
v/v) que contiene la formación. La herramienta realiza una emisión de neutrones al yacimiento, la
cual por medio de receptores registra la atenuación de estos a medida que avanzan en la formación
y el resultado da una cantidad de átomos de hidrógeno en la formación que corresponde con el
estimado de la porosidad. Es por esto que cuando se tienen formaciones con alta cantidad de átomos
de hidrógeno, los neutrones se absorben rápidamente y en poca distancia, haciendo que la
herramienta detecte poca cantidad de ellos y por lo tanto que el valor de porosidad sea mayor, lo
opuesto ocurre cuando el valor de porosidad es bajo (Glover, 2000). Sin embargo, en zonas que
hay presencia de gas, pese a la baja cantidad de hidrógeno se registra un valor de porosidad bajo,
que está asociado con la presencia del hidrocarburo.
5.1.4. Densidad
Este registro se encarga fundamentalmente de medir la densidad de la formación, para lo cual emite
radiación a la roca y registra qué tanta de esta retorna al sensor. Consta de una fuente radioactiva,
que emite rayos gamma de media energía (normalmente Cesio 137 o Cobalto 60), y dos detectores
a corto y amplio rango, donde el primero se ubica a 7 pulgadas de la fuente y el segundo a 16. La
dispersión de rayos gamma al interior de la formación es producida por el efecto Compton, según
el cual los rayos se van atenuando conforme entran en la roca y se dispersan en múltiples
direcciones. Además de este efecto, también experimentan la absorción fotoeléctrica cuando la
energía de los rayos es más baja, y este se usa como un buen indicador de litologías al estar
relacionado con el número atómico del elemento (Glover, 2000). Esta relación es posible
reconocerla como se muestra en la figura 4, donde se observa el espectro de energía de rayos
gamma al pasar por los detectores con diferentes índices de absorción fotoeléctrica, del cual se
puede obtener la cantidad de electrones que hacen parte de la foto-absorción, y con este número
calcular la densidad de la formación.
13
Figura 4. Espectro de energía de rayos gamma al pasar por los detectores, indicando cuando
predomina la absorción fotoeléctrica o el efecto Compton Tomado y editado de Glover, 2000.
Para realizar este cálculo se despeja la densidad de la fórmula de densidad de número de
electrones:
𝑛𝑒 =𝑁𝑍
𝐴𝜌𝑏
(2)
Donde:
𝑛𝑒 = Número de densidad de electrones (electrones/cm3)
N = Número de Avogadro (6.023x1023)
Z = Número atómico
A = Número másico (g/mol)
𝜌𝑏 = Densidad de la roca (g/cm3)
Los valores típicos de densidades de fluidos y de matriz presentes en un yacimiento están
relacionados con lo que la roca almacena y con la composición mineralógica de la misma, en la
tabla 1 se muestran algunos de estos:
Rangos de densidades (g/cm3)
Fluido Densidad de fluido
Agua 1
Agua salada 1,2-1,4
Aceite/Condensados 0,6-1
Gas <0,4
Matrices Densidad de
matriz
Caliza 2,71
Dolomita 2,87
Arenisca 2,65
Anhidrita 2,96
Tabla 1. Rangos de densidades de fluidos y matrices de roca encontradas comúnmente en el
subsuelo. Tomado de Ellis, 2003.
5.1.5. Factor Fotoeléctrico
Este registro se utiliza como un indicador de litologías, apoyado de la absorción fotoeléctrica de
los rayos gamma con baja energía se obtiene el número atómico para los elementos de la
formación y se realiza el cálculo del índice fotoeléctrico a partir de este:
14
𝑃𝑒 = (𝑍
10)
3.6
(3)
El registro de factor fotoeléctrico no tiene unidades, pero en algunos casos se expresa en
bernios/electrón, proporcional a la sección transversal fotoeléctrica por electrón (Schlumberger,
2019).
Los valores típicos de las formaciones y fluidos encontrados en el subsuelo se pueden ver en la
Tabla 2.
Litología Pe
Arenisca 1,806
Shale 3,42
Arenisca
Arcillosa 2,7
Caliza 5,084
Dolomita 3,142
Anhidrita 5,055
Halita 4,169
Carbón 0,18
Agua pura 0,358
Agua
salada 0,807
Aceite 0,119
Gas (CH4) 0,095
Tabla 2. Valores típicos de factor fotoeléctrico para formaciones y fluidos más comunes
encontrados en el subsuelo. Tomado de Clover, 2000.
5.1.6. Compact Microimager (CMI)
El registro CMI es una herramienta desarrollada por la empresa Weatherford, el cual permite tener
una visión a 360° del pozo y hasta 23 mm de profundidad de investigación de la formación, con
una resolución de pocos milímetros. Gracias a este registro es posible reconocer estructuras
complejas a nivel de formación, como fallas, fracturas, buzamientos, estratificación y sus
respectivas orientaciones (Weatherford, 2013). Este registro de micro imagen provee una imagen
en los alrededores del pozo basado en los valores de resistividad obtenida por cada uno de sus
medidores al momento que pasa por la formación. Tradicionalmente, las formaciones que presentan
bajos valores de resistividad, como shales, se colorean de tonos más oscuros, mientras que las de
altas resistividades u otras estructuras, como areniscas y fallas o fracturas, tienden a ser más claras
(Crain, 1999). Gracias a esta diferenciación de colores es posible reconocer las estructuras
presentes en la formación, que en este caso las de mayor interés son las fracturas. La herramienta
que se utilizó cuenta con 8 pads y 192 sensores, que garantizan un cubrimiento de más del 90% del
pozo. En la figura 5 se muestra un ejemplo del registro CMI tomado en el pozo P4 para una
15
profundidad entre los 750 ft y los 754 ft, en el cual se observan dos planos de estratificación (líneas
verdes en el registro).
Figura 5. Ejemplo de registro CMI tomado en el pozo P4, con su respectivo encabezado. Las líneas
verdes corresponden a dos planos de estratificación identificados.
5.2. Generación de variables petrofísicas
5.2.1. Volumen de shale
El shale es un tipo de roca sedimentaria formada por minerales alúmino-silicatos, con tamaños de
partículas por debajo de los 63 µm (Wentworth, 1922), que es fisible, es decir, que puede romperse
a lo largo de las láminas en las que está compuesta. Esta al interior de un reservorio cumple
funciones de roca madre, almacenadora de la materia orgánica y de la cual se desprendería el fluido
de hidrocarburo, y de roca sello, capaz de generar una barrera impermeable que evite la migración
de los fluidos. Además de encontrarse como roca, es posible encontrarla ocupando los espacios
porosos de rocas sedimentarias como areniscas y carbonatos, por ejemplo (ver figura 6), cuyo
volumen se puede calcular a partir de registros eléctricos como se realiza en el presente trabajo.
16
Figura 6. Distribución de shale al interior de una roca porosa, tomado de
https://www.spec2000.net/01-shalevolume.htm.
Para la realización de este cálculo, el software Techlog (Schlumberger, 2017) recibe los siguientes
parámetros obligatorios: los registros de porosidad neutrón y de densidad, de los cuales extrae
información que será introducida posteriormente en la siguiente ecuación que permite calcular el
valor de volumen de shale en la roca reservorio (Poupon and Gaymard, 1970).
𝑉𝑠ℎ =∅𝑁𝐹𝐿 − ∅𝐷𝐹𝐿
∅𝑁𝑀𝐴 − ∅𝐷𝑀𝐴
(4)
Donde:
ØNFL = Porosidad neutrón leyendo 100% fluido
ØNMA = Porosidad neutrón leyendo 100% matriz de roca
ØDFL = Porosidad densidad leyendo 100% fluido
ØDMA = Porosidad densidad leyendo 100% matriz de roca
Además de la ecuación anterior, se utilizó otro método de cálculo del volumen de shale con la
ecuación de Clavier, 1971, (Ecuación 5), a partir del índice de Gamma Ray (Ecuación 6), como se
muestra a continuación:
𝐺𝑅í𝑛𝑑𝑖𝑐𝑒 =𝐺𝑅 − 𝐺𝑅𝑚𝑎𝑡𝑟𝑖𝑧
𝐺𝑅𝑠ℎ𝑎𝑙𝑒 − 𝐺𝑅𝑚𝑎𝑡𝑟𝑖𝑧
(5)
𝑉𝑠ℎ = 1.7 − √(3.38 − (𝐺𝑅í𝑛𝑑𝑖𝑐𝑒 + 0.7)2
(6)
Donde:
17
GR = Lectura en gAPI de la zona de interés
GRmatriz = Lectura en gAPI cuando es 100% matriz de roca
GRshale = Lectura en gAPI cuando es 100% shale
Este cálculo también se realiza por medio del software Techlog (Schlumberger, 2017), el cual
recibe como parámetros obligatorios la curva del registro de Gamma Ray.
5.2.2. Porosidad total y efectiva
La porosidad es la propiedad de la roca que relaciona el volumen poroso o “vacío” con respecto al
volumen total de la misma, esto es:
∅𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙 =𝑉𝑝𝑜𝑟𝑜𝑠𝑜
𝑉𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙
(7)
Estos cálculos de porosidad se realizan en el software Techlog (Schlumberger, 2017) a partir de la
curva generada de volumen de shale, como se vio anteriormente, y con los registros de porosidad
neutrón y densidad, de la siguiente manera (Atlas, 1979):
∅𝐷 = (𝜌𝑏 − 𝜌𝑀𝐴
𝜌𝑓 − 𝜌𝑀𝐴) − 𝑉𝑠ℎ (
𝜌𝑠ℎ − 𝜌𝑀𝐴
𝜌𝑓 − 𝜌𝑀𝐴)
(8)
Donde:
∅𝐷= Porosidad densidad en v/v.
ρb = Densidad aparente en g/cm3.
ρMA = Densidad de la matriz (arenisca = 2.65 g/cm3; caliza = 2.71 g/cm3; dolomita = 2.87 g/cm3;
anhidrita = 2.90 g/cm3; Sal = 2.15 g/cm3)
ρf = Densidad del fluido (Por defecto se utiliza una densidad de 1 g/cm3, asociada al filtrado de
lodo)
Ahora bien, para lograr obtener todos los parámetros de la ecuación 8 el software Techlog
(Schlumberger, 2017) realiza las siguientes consideraciones:
• Si ∅𝑁 ≤ ∅𝐷, se escoge una combinación Caliza/Arenisca
• Si ∅𝑁 > ∅𝐷, se escoge una combinación Caliza/Dolomita
• Si ∅𝑁 > ∅𝐷, 2.91 ≤ 𝜌𝑏 ≤ 3.5 y ∅𝑒 ≤ 0.04, se escoge Anhidrita
Donde ∅𝑁 = Porosidad neutrón, obtenida del registro.
Por último, para conocer la porosidad total se utiliza la siguiente ecuación (Kamel and Mabrouk,
2003):
18
∅𝑇𝑜𝑡𝑎𝑙 =∅𝑁 + ∅𝐷
2
(9)
Y al reemplazar la ecuación 8 en ella se obtiene (Atlas, 1979):
∅𝑇𝑜𝑡𝑎𝑙 = 0.5 [∅𝑁 + (𝜌𝑏 − 𝜌𝑀𝐴
𝜌𝑓 − 𝜌𝑀𝐴) − 𝑉𝑠ℎ (
𝜌𝑠ℎ − 𝜌𝑀𝐴
𝜌𝑓 − 𝜌𝑀𝐴)]
(10)
Por lo tanto, la porosidad efectiva (∅𝐸) se calcula de la siguiente manera (Tenchov, 1998):
∅𝐸 = ∅𝑇𝑜𝑡𝑎𝑙 − 𝑉𝑠ℎ ∗ ∅𝑇𝑜𝑡𝑎𝑙 = ∅𝑇𝑜𝑡𝑎𝑙(1 − 𝑉𝑠ℎ)
(11)
5.2.3. Saturación de agua
Todo yacimiento almacena una cantidad de agua importante, la cual al momento de realizar
estimaciones de volúmenes de petróleo original es necesario tener en cuenta y para conocer mejor
sus propiedades petrofísicas. Esta agua (irreducible o connata) se encuentra almacenada en la
formación ocupando los espacios porosos o almacenada en arcillas, y puede ser estimada a partir
de registros eléctricos y apoyada por correlaciones.
Diferentes modelos se han originado a partir de las condiciones de yacimiento en cuanto a sus
propiedades petrofísicas y su configuración litológica, los cuales tienen en cuenta (o no) la cantidad
de arcilla presente en el yacimiento y la forma en la que esta se encuentra distribuida (laminar,
estructural o dispersa, figura 6) en una roca arenosa. Por lo tanto, un modelo como el de Archie,
que a pesar de ser el más utilizado globalmente, es una aproximación que no tiene en cuenta la
cantidad de arcilla presente en el yacimiento, mientras que modelos como Simandoux,
Schlumberger e Indonesia sí los tienen en cuenta.
Para efectos del trabajo se utilizará el modelo Indonesia (Poupan and Leveaux, 1971), el cual
considera la arcilla distribuida en la formación de una forma aleatoria o dispersa, y fue una ecuación
obtenida a partir de datos de campo en Indonesia. A diferencia de la de Simandoux (1963), que fue
calculada con experimentos de laboratorio con arena artificial y arcilla, y la de Schlumberger, que
fue basada en la de Simandoux y es menos precisa al no considerar factor de cementación. El
modelo de Indonesia se muestra en la ecuación 12.
𝑆𝑤 =1
𝑅𝑡(
√𝑎𝑅𝑤𝑅𝑠ℎ
𝑉𝑠ℎ√𝑎𝑅𝑤 + ∅𝑇𝑜𝑡𝑎𝑙
𝑚2 √𝑅𝑠ℎ
)
𝑛/2
(12)
Donde Sw es la saturación de agua, Rt es la resistividad verdadera de la formación (Ωm), Rw es la
resistividad del agua salmuera a la temperatura de formación (Ωm), Rsh es el valor promedio de
resistividad profunda medido en shale (Ωm), Vsh es el volumen de shale en la formación (%), 𝑎 es
el factor de tortuosidad, 𝑛 es el exponente de saturación, m es el factor de cementación y ∅𝑇𝑜𝑡𝑎𝑙 es
la porosidad total (%).
19
5.2.4. Permeabilidad
La permeabilidad es una de las propiedades petrofísicas más importantes de un yacimiento,
teniendo en cuenta que esta es una medida de la capacidad de una roca de permitir el
desplazamiento de un fluido a través de ella, con una cierta viscosidad al encontrarse bajo un
cambio de presión. Esta propiedad se ve afectada por la porosidad de la roca, la tortuosidad, el
radio de los poros, y la cantidad de arcilla que se encuentre almacenada, es decir, el volumen de
arcilla (Ekpoudom et al, 2004).
Para su cálculo es posible determinarlo directamente mediante núcleos de roca obtenidos durante
la perforación del pozo, sin embargo, cuando no se cuenta con ellos y sí con registros eléctricos,
como es en este caso, es posible utilizar otros modelos propuestos por distintos autores. El modelo
empleado en este estudio y en el software Techlog (Schlumberger, 2017) corresponde al de Coates
(1981), la cual se basa en una correlación de porosidad efectiva y saturación de agua irreducible
para obtener la permeabilidad de la roca. Esta correlación permite distinguir entre zonas limpias,
es decir de poco contenido de arcilla (Ecuación 13), y zonas de baja porosidad (Ecuación 14):
𝐾 = 𝑘𝑐 ∗ ∅𝐸4 ∗ (
1 − 𝑆𝑤𝑖𝑟𝑟
𝑆𝑤𝑖𝑟𝑟)
2
(13)
𝐾 = 𝑘𝑐 ∗ ∅𝐸4 ∗ (
∅𝑇𝑜𝑡𝑎𝑙 − ∅𝐸 ∗ 𝑆𝑤𝑖𝑟𝑟
∅𝐸 ∗ 𝑆𝑤𝑖𝑟𝑟)
2
(14)
5.3. Fracturamiento hidráulico
El fracturamiento hidráulico es una técnica de estimulación de pozos utilizada en la industria
petrolera con el fin de aumentar la producción, aplicada por primera vez en el año 1949 en Estados
Unidos (Hubert & Willis, 1972). La técnica consiste en inyectar, al interior del pozo y a una
profundidad determinada, una mezcla de fluidos a alta presión, compuesta en su gran mayoría por
agua, y en menor medida por arena, químicos que ayudan a modificar las propiedades del crudo
(como su viscosidad, por ejemplo) y propantes, los cuales se encargan de mantener abiertas las
fracturas al momento de terminar el procedimiento (Rutqvist, 2000). Dicha inyección es aplicada
principalmente en rocas de bajas permeabilidades, como shales por ejemplo, dado que al realizarse
la estimulación, las fracturas generadas permiten aumentar el área de roca en contacto con un canal
de alta permeabilidad y con ello provocar un aumento en la producción del pozo (Atkinson, 2015).
A continuación, se muestra un ejemplo de la formación y propagación de estas fracturas al emplear
la técnica en una formación de baja permeabilidad, en la figura 7.
20
Figura 7. Ejemplo de formación y propagación de fracturas en un pozo vertical y en uno horizontal,
mediante el uso de fracturamiento hidráulico aplicado a una formación de baja permeabilidad.
Editado de: https://lraber.info/justnphoto-natural-gas-drilling-diagram.html
Por último, durante la fase de inyección del fracturamiento hidráulico se realiza una medición de
las presiones del fluido en cabeza de pozo, que varían según la operación que se está realizando y
permiten evaluar cómo responde la formación a esa presión, esto se puede observar en la Figura 8.
En esta gráfica es posible identificar que a medida que la presión de inyección aumenta, esta va a
obtener un pico máximo, que corresponderá con la presión a la cual se rompe la formación, ahí
presentará un primer descenso, que al concluirse en ese momento se apagarán bombas de inyección,
a partir de ese punto se registrará un segundo descenso de manera exponencial, que corresponde
con la presión de cierre de fractura. Por último, se realizará nuevamente el proceso un tiempo
después con el fin de provocar la reapertura de la fractura, sin embargo, ahora el pico máximo
obtenido estará por debajo del obtenido al principio de la prueba, como se ve en la figura 8
(Rutqvist, 2000).
21
Figura 8. Comportamiento teórico de la gráfica de fracturamiento hidráulico según la presión del
pozo y las dos inyecciones realizadas para la fractura inicial y la reapertura de al misma. Tomado
de Rutqvist, 2000.
5.4. Tensor de esfuerzos
El tensor de esfuerzos es la representación matricial de los esfuerzos ocurridos en un plano, donde
se expresa la tracción ejercida sobre el plano en una dirección determinada enmarcada en un eje de
coordenadas cartesianas, que puede ser en 2D (x, y) o en 3D (x, y, z). Para el desarrollo de este
trabajo se realizará el cálculo del tensor en dos dimensiones de los esfuerzos ocurridos al momento
de efectuar el fracturamiento hidráulico, con el fin de conocer este régimen de esfuerzos de la zona
de interés en caso de que se requiera aplicar la técnica a uno de los pozos considerados. La
representación del tensor de esfuerzos para un sistema de dos dimensiones en el plano xy es la
siguiente:
𝜏 = [𝜏𝑥𝑥 𝜏𝑥𝑦
𝜏𝑦𝑥 𝜏𝑦𝑦]
(15)
Figura 9. Representación del plano xy con los vectores de esfuerzos de cizalla. Tomado de
Shearer, 2009
22
Donde 𝜏 corresponde al vector de esfuerzos y las componentes internas corresponden a cada uno
de los esfuerzos obtenidos en las distintas direcciones, siendo 𝜏𝑥𝑥 y 𝜏𝑦𝑦 los esfuerzos principales y
𝜏𝑥𝑦 = 𝜏𝑦𝑥 los esfuerzos de cizalla, cuya igualdad se produce por simetría.
Además, es posible calcular este tensor de esfuerzos a partir de la descomposición del vector de
tracción (𝑡) en su componente normal (𝑡𝑁) y de cizalla (𝑡𝑠), las cuales se calculan a partir de un
ángulo de buzamiento (𝜃) y una dirección dada (ver Figura 10), que en el caso del trabajo será el
rumbo de la fractura analizada, se obtienen de la siguiente manera:
Figura 10. Análisis vectorial de una fractura buzando con un ángulo 𝜃, con vector tracción t y
componentes normal (𝑡𝑁) y de cizalla (𝑡𝑆). Tomado de Shearer, 2009
Los vectores �̂� y 𝑓 muestran la dirección del esfuerzo normal (perpendicular al rumbo de la
fractura) y la dirección del esfuerzo de cizalla (paralelo a la propagación de la fractura),
respectivamente.
𝑡𝑁 = 𝑡 ∙ �̂� (16)
𝑡𝑆 = 𝑡 ∙ 𝑓 (17)
Con lo cual, la tracción se puede expresar como el múltiplo del tensor de esfuerzos en la dirección
del vector �̂�, así:
𝑡(�̂�) = 𝜏�̂� = [𝑡𝑥(�̂�)𝑡𝑦(�̂�)
] = [𝜏𝑥𝑥 𝜏𝑥𝑦
𝜏𝑦𝑥 𝜏𝑦𝑦] [
�̂�𝑥
�̂�𝑦]
(18)
Para este cálculo se utilizarán los datos de presión de cierre y de reapertura obtenidos de la prueba
Minifrac realizada para el pozo FRACTURADO.
23
6. DATOS
Los datos utilizados en este trabajo pertenecen a la empresa operadora, por lo tanto, debido a
acuerdos de confidencialidad preestablecidos no se hará mención de la procedencia de los datos,
ni se dará el nombre ni las coordenadas exactas de los pozos en estudio. Se cuenta con registros
eléctricos de pozo a hueco abierto como Gamma Ray, Resistividad, Factor Fotoeléctrico, Porosidad
Neutrón y Densidad, a partir de los cuales se pueden realizar los cálculos de las propiedades
petrofísicas y obtener correlaciones litoestratigráficas de la zona de interés ubicada en el pozo
FRACTURADO con los demás pozos considerados en este proyecto. Cabe destacar que los
registros tomados en el pozo FRACTURADO se hicieron antes de realizar los trabajos de
fracturamiento hidráulico, por lo tanto, sus propiedades petrofísicas como porosidad y
permeabilidad no habían sufrido cambios aún, los cuales fueron medidos en la zona cercana a la
cara del pozo. También, se tienen registros CMI de algunos pozos con su debida interpretación,
que son de utilidad para el análisis geomecánico de la formación correlacionada en la zona de
interés, de los cuales se pueden identificar los ángulos y direcciones de buzamiento de fracturas y
fallas, principalmente, al mismo tiempo que permite reconocer otras estructuras geológicas como
estratificaciones o límites de capas. Además, se cuenta con los estados mecánicos de los pozos en
estudio y sus correspondientes surveys, los cuales permiten conocer la geometría de cada pozo,
identificar los intervalos de perforados realizados hasta el presente y correlacionar las
profundidades medidas o Measured Depth (MD) con las profundidades verdaderas verticales o
True Vertical Depth (TVD). Adicionalmente, se cuenta con el informe del trabajo (Post Job)
realizado sobre el workover correspondiente al fracturamiento hidráulico en el pozo
FRACTURADO, del cual se obtuvieron datos de presiones para los cálculos del tensor de
esfuerzos. Se solicitaron datos de producción históricos de los diferentes pozos en estudio, y a partir
de ellos se realizaron las gráficas correspondientes a ellos.
7. METODOLOGÍA
El desarrollo de este proyecto se ha realizado, en gran parte, con ayuda del software Techlog
(Schlumberger, 2017), y se ha procedido de la siguiente manera:
1. Por medio de los datos suministrados por la empresa operadora, se cargan los archivos de
los registros eléctricos de cada pozo en Techlog.
2. Se ubicaron los intervalos en que se hizo exitosamente el fracturamiento hidráulico en el
pozo FRACTURADO y se delimitó como zona de interés para correlacionarla con los
demás pozos.
3. Se identificó la zona de interés en los demás pozos (P#) mediante el análisis de los registros
Gamma Ray y Resistividad, debido a que con ellos se puede realizar una discriminación
litológica y determinar la presencia de fluidos en la zona de interés.
4. Una vez ubicada esta zona se realizaron los procedimientos en el mismo software para
generar las curvas de las siguientes propiedades petrofísicas: Volumen de shale,
porosidades total y efectiva, saturación de agua y permeabilidad (Ver Marco Teórico). Para
el caso del cálculo de permeabilidades fue necesario introducir un valor de saturación agua
irreducible, el cual se determinó observando un aproximado del valor más bajo de la
saturación de agua en el intervalo de la zona de interés.
24
5. Para el cálculo del tensor de esfuerzos se utilizaron los datos del Post Job del fracturamiento
del pozo FRACTURADO y se hicieron los cálculos correspondientes, según las ecuaciones
mencionadas en el marco teórico y en resultados.
6. Para realizar el corte geológico fue necesario realizar una transecta que atravesara todos los
pozos, luego de ello, proyectar las profundidades corregidas a TVDss (True Vertical Depth
sub sea) de la zona de interés en cada uno de los pozos y correlacionarlos en profundidad.
7. Se utilizaron los históricos de producción de los pozos, al igual que los cálculos generados
de las variables petrofísicas y a partir del análisis correspondiente se obtuvo la zona óptima
para realizar el fracturamiento hidráulico.
8. RESULTADOS Y ANÁLISIS
8.1. Correlación litoestratigráfica de cada pozo P# con el pozo FRACTURADO
Para obtener esta correlación se utilizaron los registros de Gamma Ray y de Resistividad de
formación, se tomaron como base de partida los del pozo FRACTURADO y se separó un intervalo
de interés para ser correlacionado con los registros de los demás pozos. Este intervalo de interés se
seleccionó a partir de los perforados en los que se realizó el fracturamiento hidráulico. Una vez
identificado este intervalo se procedió a revisar los registros mencionados en cada uno de los pozos
P#, con el fin de identificar la formación Monserrate con las propiedades de la zona de interés en
los demás pozos. En la mayoría de los pozos se lograron identificar patrones de resistividades y de
Gamma Ray que permitieron correlacionar esta formación con mayor facilidad, sin embargo, los
pozos P10 y P11 no fue tan fácil hallar esta misma zona, con lo cual fue necesario utilizar los
perforados de estos pozos y ubicarla con ayuda de ellos. La correlación obtenida se muestra a
continuación en la Figura 11, en ella se muestra para el registro Gamma Ray por ser el
discriminador de litologías entre los dos mencionados, y las profundidades se observan en MD
(Measured Depth).
25
Figura 11. Correlación de la zona de interés del pozo FRACTURADO con los pozos P3 a P11.
26
8.2. Cálculos de propiedades petrofísicas para cada pozo
Para la realización de estos cálculos se contó inicialmente con los registros de Gamma Ray,
Resistividad, Neutrón y Densidad, a partir de los cuales se obtuvieron las propiedades de volumen
de shale, porosidades total y efectiva, saturación de agua y permeabilidad. Cada uno de estos
cálculos se realizó por medio del software Techlog (Schlumberger, 2017), de acuerdo con los
parámetros que requería en cada caso, según lo descrito en los incisos anteriores. Estas propiedades
se calcularon por dos métodos: utilizando el índice de Gamma Ray y utilizando los registros de
Neutrón y Densidad para calcular volumen de shale, y dado que de este parámetro dependen las
demás propiedades, se obtuvieron dos sets de cálculos distintos, mencionados para cada uno de los
pozos. En cada una de las figuras que muestran estas curvas aparece un círculo rojo en la saturación
de agua, el cual corresponde al valor asignado de saturación de agua irreducible para cada uno de
los casos.
El registro de factor fotoeléctrico se incluyó en estos sets de cálculos para verificar, junto con el
Gamma Ray, el tipo de litología con que se contaba en la zona de interés, a partir de la línea base
de shale de cada uno de ellos. Las líneas base de shale tanto de factor fotoeléctrico como del
Gamma Ray fueron deducidas de algunas interpretaciones que realizó la empresa al momento de
tomar los registros eléctricos, se utilizaron estos mismos valores (140 gAPI para Gamma Ray y 2.3
b/e para Factor Fotoeléctrico) con el fin de presentar mayor uniformidad con los resultados
obtenidos.
Para conocer las curvas generadas de los cálculos de las propiedades petrofísicas de todos los
pozos, a excepción del FRACTURADO, revisar la sección de anexos al final del documento.
8.2.1. Pozo FRACTURADO
Este corresponde al pozo guía, en el cual se realizaron los trabajos de estimulación por
fracturamiento hidráulico en la formación Monserrate, y a partir del cual se realizan las
correlaciones con los demás pozos (P#). Este pozo cuenta con tres secciones de perforados en las
que se realizó el procedimiento: de 3775 a 3780 ft, de 3794 a 3799 ft y de 3811 a 3816 ft de
profundidad, con lo cual se decide este intervalo como la zona de interés (Ver figuras 12 y 13).
La figura 12 muestra el cálculo de las propiedades petrofísicas tomando el valor de volumen de
shale obtenido a partir del Gamma Ray, la figura 13 muestra el mismo cálculo de propiedades, pero
a partir de los registros de neutrón y densidad. A partir de lo obtenido por el set de registros fue
posible identificar los siguientes valores promedio (tabla 3).
Registro Unidad FRACTURADO
GR ND
Volumen Shale ft3/ft3 0,6 0,2
Porosidad total ft3/ft3 0,17 0,17
Porosidad efectiva ft3/ft3 0,08 0,16
Swirr ft3/ft3 0,2 0,16
Permeabilidad mD 10 5
Tabla 3. Valores promedio de los cálculos petrofísicos realizados en el pozo FRACTURADO con
cada uno de los métodos mencionados (ND para Neutrón-Densidad y GR para Gamma Ray)
27
Figura 12. Propiedades petrofísicas para el pozo FRACTURADO en la zona de interés con el
método de Gamma Ray.
28
Figura 13. Propiedades petrofísicas para el pozo FRACTURADO en la zona de interés con el
método de Neutrón-Densidad.
29
8.2.2 Pozo P1
Debido a que este es uno de los pozos más viejos del campo, se decidió que no sería tenido en
cuenta en la selección de la realización del nuevo fracturamiento hidráulico. Además, por su
longevidad no se cuenta con tanta información como en los pozos más recientes, los cuales serán
mejores candidatos para obtener la mayor eficiencia en la estimulación.
8.2.3. Pozo P2
Por las mismas razones que el pozo P1, este pozo fue descartado de los candidatos a realizar la
estimulación con la técnica de fracturamiento hidráulico.
8.2.4. Pozo P3
La correlación de este pozo se obtuvo para un valor de MD entre 4085 ft y 4130 ft de profundidad.
Los valores promedio de los cálculos de petrofísica se muestran en la tabla 4.
Registro Unidad P3
GR ND
Volumen Shale ft3/ft3 0,6 0,2
Porosidad total ft3/ft3 0,18 0,17
Porosidad efectiva ft3/ft3 0,06 0,16
Swirr ft3/ft3 0,25 0,2
Permeabilidad mD 12 3
Tabla 4. Valores promedio de los cálculos petrofísicos realizados en el pozo P3 con cada uno de
los métodos mencionados (ND para Neutrón-Densidad y GR para Gamma Ray)
8.2.5. Pozo P4
La correlación de este pozo se obtuvo para un valor de MD entre 3405 ft y 3490 ft de profundidad.
Los valores promedio de los cálculos de petrofísica se muestran en la tabla 5.
Registro Unidad P4
GR ND
Volumen Shale ft3/ft3 0,5 0,18
Porosidad total ft3/ft3 0,2 0,2
Porosidad efectiva ft3/ft3 0,12 0,23
Swirr ft3/ft3 0,12 0,08
Permeabilidad mD 55 45
Tabla 5. Valores promedio de los cálculos petrofísicos realizados en el pozo P4 con cada uno de
los métodos mencionados (ND para Neutrón-Densidad y GR para Gamma Ray)
30
Además, es importante destacar que al ser este pozo el más cercano al pozo FRACTURADO, fue
con los datos obtenidos del registro CMI de este pozo en la zona de interés, que se realizaron los
cálculos del tensor de esfuerzos para el pozo FRACTURADO. Esto implica que en la zona de
interés encontrada en este pozo se registraron fracturas con orientación 295/73 predominantemente.
El pozo cuenta con perforados en la zona de interés, lo que implica que ya se está produciendo de
la formación Monserrate en este pozo.
8.2.6. Pozo P5
La correlación de este pozo se obtuvo para un valor de MD entre 4375 ft y 4453 ft de profundidad.
Los valores promedio de los cálculos de petrofísica se muestran en la tabla 6.
Registro Unidad P5
GR ND
Volumen Shale ft3/ft3 0,65 0,2
Porosidad total ft3/ft3 0,16 0,15
Porosidad efectiva ft3/ft3 0,07 0,12
Swirr ft3/ft3 0,29 0,21
Permeabilidad mD 1 1
Tabla 6. Valores promedio de los cálculos petrofísicos realizados en el pozo P5 con cada uno de
los métodos mencionados (ND para Neutrón-Densidad y GR para Gamma Ray)
El pozo cuenta con fracturas identificadas con orientación 190/62 predominantemente, de acuerdo
con los registros CMI realizados por la empresa. No cuenta con perforados en la zona de interés.
8.2.7. Pozo P6
La correlación de este pozo se obtuvo para un valor de MD entre 4280 ft y 4340 ft de profundidad.
Los valores promedio de los cálculos de petrofísica se muestran en la tabla 7.
Registro Unidad P6
GR ND
Volumen Shale ft3/ft3 0,38 0,22
Porosidad total ft3/ft3 0,16 0,17
Porosidad efectiva ft3/ft3 0,11 0,15
Swirr ft3/ft3 0,2 0,19
Permeabilidad mD 6 7
Tabla 7. Valores promedio de los cálculos petrofísicos realizados en el pozo P6 con cada uno de
los métodos mencionados (ND para Neutrón-Densidad y GR para Gamma Ray)
El pozo no cuenta ni con registros CMI ni con perforados en la zona de interés.
31
8.2.8. Pozo P7
La correlación de este pozo se obtuvo para un valor de MD entre 3825 ft y 3875 ft de profundidad.
Los valores promedio de los cálculos de petrofísica se muestran en la tabla 8.
Registro Unidad P7
GR ND
Volumen Shale ft3/ft3 0,4 0,16
Porosidad total ft3/ft3 0,18 0,17
Porosidad efectiva ft3/ft3 0,11 0,15
Swirr ft3/ft3 0,15 0,13
Permeabilidad mD 11 10
Tabla 8. Valores promedio de los cálculos petrofísicos realizados en el pozo P7 con cada uno de
los métodos mencionados (ND para Neutrón-Densidad y GR para Gamma Ray)
El pozo no cuenta con registros CMI, pero sí se tienen perforados en la zona de interés.
8.2.9. Pozo P8
La correlación de este pozo se obtuvo para un valor de MD entre 3530 ft y 3575 ft de profundidad.
Los valores promedio de los cálculos de petrofísica se muestran en la tabla 9.
Registro Unidad P8
GR ND
Volumen Shale ft3/ft3 0,18 0,2
Porosidad total ft3/ft3 0,19 0,2
Porosidad efectiva ft3/ft3 0,15 0,14
Swirr ft3/ft3 0,17 0,16
Permeabilidad mD 5 8
Tabla 9. Valores promedio de los cálculos petrofísicos realizados en el pozo P8 con cada uno de
los métodos mencionados (ND para Neutrón-Densidad y GR para Gamma Ray)
El pozo no cuenta ni con registros CMI ni con perforados en la zona de interés.
32
8.2.10. Pozo P9
La correlación de este pozo se obtuvo para un valor de MD entre 4125 ft y 4220 ft de profundidad.
Los valores promedio de los cálculos de petrofísica se muestran en la tabla 10.
Registro Unidad P9
GR ND
Volumen Shale ft3/ft3 0,42 0,3
Porosidad total ft3/ft3 0,16 0,16
Porosidad efectiva ft3/ft3 0,1 0,09
Swirr ft3/ft3 0,26 0,23
Permeabilidad mD 2 1
Tabla 10. Valores promedio de los cálculos petrofísicos realizados en el pozo P9 con cada uno de
los métodos mencionados (ND para Neutrón-Densidad y GR para Gamma Ray)
El pozo cuenta con fracturas identificadas con orientación 200/65 predominantemente, de acuerdo
con los registros CMI realizados por la empresa. No cuenta con perforados en la zona de interés.
8.2.11. Pozo P10
La correlación de este pozo se obtuvo para un valor de MD entre 3605 ft y 3693 ft de profundidad.
Los valores promedio de los cálculos de petrofísica se muestran en la tabla 11.
Registro Unidad P10
GR ND
Volumen Shale ft3/ft3 0,1 0,03
Porosidad total ft3/ft3 0,21 0,21
Porosidad efectiva ft3/ft3 0,2 0,2
Swirr ft3/ft3 0,1 0,1
Permeabilidad mD 80 80
Tabla 11. Valores promedio de los cálculos petrofísicos realizados en el pozo P10 con cada uno de
los métodos mencionados (ND para Neutrón-Densidad y GR para Gamma Ray)
El pozo cuenta con fracturas identificadas con orientación 330/72 predominantemente, de acuerdo
con los registros CMI realizados por la empresa. Sí se tienen perforados en la zona de interés.
33
8.2.12. Pozo P11
La correlación de este pozo se obtuvo para un valor de MD entre 3710 ft y 3783 ft de profundidad.
Los valores promedio de los cálculos de petrofísica se muestran en la tabla 12.
Registro Unidad P11
GR ND
Volumen Shale ft3/ft3 0,07 0,04
Porosidad total ft3/ft3 0,43 0,43
Porosidad efectiva ft3/ft3 0,42 0,42
Swirr ft3/ft3 0,032 0,035
Permeabilidad mD 5000 6000
Tabla 12. Valores promedio de los cálculos petrofísicos realizados en el pozo P11 con cada uno de
los métodos mencionados (ND para Neutrón-Densidad y GR para Gamma Ray)
El pozo no cuenta con registros CMI, pero sí con perforados en la zona de interés.
8.3. Obtención del tensor de esfuerzos principales
Inicialmente se buscó en el Post Job del fracturamiento una curva de presiones que se ajustara a
los datos teóricos del comportamiento de la presión en función del tiempo cuando se realiza un
fracturamiento hidráulico y lo que representa cada punto en la gráfica. Por lo tanto, se trabajó con
la gráfica siguiente (Figura 14) obtenida de la prueba Minifrac en el pozo FRACTURADO, de la
cual se obtuvieron las presiones de cierre (Flecha negra) y la de reapertura (Flecha roja) de las
fracturas. Los datos de presión son medidos en superficie y la neta ya considera las pérdidas de
presión hasta fondo.
Figura 14. Gráfica de presión en función del tiempo obtenida en la prueba de Minifrac realizada
por la empresa que hizo el fracturamiento hidráulico.
34
Para conocer los valores de los esfuerzos se procedió según Rutqvist, 2000, quien parte de la
ecuación de Bredehoeft’s (𝜎𝐻 = 3𝜎ℎ − 𝑃𝑟 − 𝑃0) para obtener los valores de los esfuerzos máximos
y mínimos a partir de las presiones de cierre y de reapertura obtenidos de la gráfica de Minifrac.
Donde 𝜎𝐻 es el esfuerzo máximo horizontal, 𝜎ℎ el esfuerzo mínimo horizontal, Pr es la presión de
reapertura y P0 es la presión de poro en la fractura, sin embargo, asumiendo que se trata de fracturas
ligeramente conductivas se puede igualar la presión de reapertura con la de poro, y que la ecuación
a utilizar sea la siguiente,
𝜎𝐻 = 3𝜎ℎ − 2𝑃𝑟 (19)
Los resultados obtenidos se registran a continuación:
𝜎ℎ = 169 𝑝𝑠𝑖, que coincide con el valor de la gráfica de Minifrac para la presión de cierre. 𝑃𝑟 = 120 𝑝𝑠𝑖, que coincide con el valor de la gráfica de Minifrac para la presión de reapertura.
Y con estos datos, se obtuvo un esfuerzo máximo horizontal de 𝜎𝐻 = 267 𝑝𝑠𝑖.
Luego de esto, para calcular los esfuerzos normales se utilizaron las ecuaciones del círculo de Mohr
(1882), que corresponden a:
𝜎𝑛 =𝜎𝑚𝑎𝑥 + 𝜎𝑚𝑖𝑛
2+
𝜎𝑚𝑎𝑥 − 𝜎𝑚𝑖𝑛
2𝐶𝑜𝑠(2𝜃)
(20)
𝜎𝑠 =𝜎𝑚𝑎𝑥 − 𝜎𝑚𝑖𝑛
2𝑆𝑖𝑛(2𝜃)
(21)
Donde 𝜎𝑚𝑎𝑥 corresponde con 𝜎𝐻, 𝜎𝑚𝑖𝑛 con 𝜎ℎ, 𝜎𝑛es el esfuerzo normal, 𝜎𝑠 es el esfuerzo de cizalla
y 𝜃 es el ángulo de buzamiento de la fractura. Teniendo en cuenta que no se tiene un registro CMI
del pozo FRACTURADO, se utilizó el más cercano a este (P4) para analizar si en la zona de interés
correlacionada había fracturas y cómo se orientaban, se encontró que sí hay, por lo tanto, se trabajó
con los datos suministrados por este registro, es decir, una dirección de buzamiento de 295 con 73°
de ángulo de buzamiento (295/73).
Conociendo esto, se obtuvieron los siguientes resultados:
𝜎𝑛 = 178 𝑝𝑠𝑖 𝜎𝑠 = 28 𝑝𝑠𝑖
Posteriormente, aprovechando los datos del registro CMI se hizo el análisis vectorial del rumbo de
la fractura (205), se calcularon los vectores �̂� y 𝑓, como se muestran a continuación.
35
Figura 15. Análisis vectorial de componentes para �̂� y 𝑓 utilizando el rumbo de la fractura
𝑆𝑒𝑛 25 =𝑛𝑦
‖�̂�‖= −
𝑓𝑥
‖𝑓‖
𝐶𝑜𝑠 25 =−𝑛𝑥
‖�̂�‖= −
𝑓𝑦
‖𝑓‖
�̂� = (−0.9060.4226
)
𝑓 = (−0.4226−0.906
)
Ahora, con estos vectores conocidos y con el esfuerzo normal y el de cizalla calculados
anteriormente es posible calcular el vector de tracción como sigue:
𝑡𝑁 = 𝑡 ∙ �̂�
𝑡𝑆 = 𝑡 ∙ 𝑓
Por lo tanto:
(𝑡𝑥
𝑡𝑦) ∙ (
−0.9060.4226
) = 178 𝑝𝑠𝑖
(𝑡𝑥
𝑡𝑦) ∙ (
−0.4226−0.906
) = 28 𝑝𝑠𝑖
Lo cual deja un sistema de dos ecuaciones con dos incógnitas, que al resolver se obtiene:
(𝑡𝑥
𝑡𝑦) = (
−17450
)
36
Por último, para conocer el tensor de esfuerzos principal utilizamos lo siguiente:
𝑡(�̂�) = 𝜏 ∙ �̂�
Y como ya se tenía calculado el esfuerzo de cizalla (28 psi) se ubica en el tensor y se buscan los
valores de los esfuerzos principales con el siguiente sistema:
(−174
50) ∙ (
𝜏𝑥𝑥 2828 𝜏𝑦𝑦
) = 178 𝑝𝑠𝑖
Obteniendo como resultado un valor de -206 psi para 𝜏𝑥𝑥 y de 179 psi para 𝜏𝑦𝑦, y el tensor:
𝜏 = (−206 28
28 179)
A este tensor se le calculan los valores propios (λ), con el fin de conocer los esfuerzos principales
asociados a esta matriz de esfuerzos, y los resultados obtenidos fueron:
𝜆1 = 𝜎1 = −209 𝑝𝑠𝑖 𝜆2 = 𝜎2 = 182 𝑝𝑠𝑖
Los resultados esperados de estos valores propios del tensor debían corresponder con los esfuerzos
máximo y mínimo horizontal que ya se habían calculado anteriormente, sin embargo, no se obtuvo
lo esperado. Esto puede ser, posiblemente, por estar considerando un sistema en dos dimensiones
y no en tres, con lo cual no se tienen en cuenta otros parámetros en el cálculo de este tensor. A
partir de esto, y asumiendo como valores teóricos los esfuerzos calculados 𝜎𝐻 y 𝜎ℎ se obtuvo un
error relativo de:
𝐸𝑟𝑟𝑜𝑟 𝑅𝑒𝑙𝑎𝑡𝑖𝑣𝑜 = |𝑉𝑎𝑙𝑜𝑟𝑂𝑏𝑡𝑒𝑛𝑖𝑑𝑜 − 𝑉𝑎𝑙𝑜𝑟𝑇𝑒ó𝑟𝑖𝑐𝑜
𝑉𝑎𝑙𝑜𝑟𝑇𝑒ó𝑟𝑖𝑐𝑜| 𝑥100%
𝐸𝑟𝑟𝑜𝑟 𝑟𝑒𝑙𝑎𝑡𝑖𝑣𝑜 𝜎𝐻 = 23%
𝐸𝑟𝑟𝑜𝑟 𝑟𝑒𝑙𝑎𝑡𝑖𝑣𝑜 𝜎ℎ = 6%
Por último, se realizó un cálculo para el esfuerzo vertical en la zona de interés del pozo
FRACTURADO, para ello se hizo un promedio de la densidad de roca (en g/cm3), con el registro
densidad, y se interpolaron las profundidades para obtener el TVD de la zona (en metros). Los
resultados con la conversión de unidades fueron:
𝜎𝑉 = 𝜌𝑔ℎ = (2330𝑘𝑔
𝑚3) (9,8
𝑚
𝑠2) (1025 𝑚) = 23,405 𝑀𝑃𝑎 = 3395 𝑝𝑠𝑖
8.4. Corte geológico
La transecta escogida para realizar el corte se muestra en la figura 16, esta fue señalada en Google
Earth con la ubicación de los pozos en estudio, se tuvo en cuenta esta pasara por todos los pozos y
que se pudiera obtener un perfil de elevación del terreno para las debidas correcciones de las
37
profundidades en TVDss. Para realizar esta corrección fue necesario realizar una interpolación con
los datos de profundidades MD y TVD obtenidos de los surveys de cada pozo y, luego de ello,
restarle la elevación de la mesa rotaria al valor interpolado del TVD para obtener el dato de TVDss.
Para la realización del corte geológico se tuvieron en cuenta el grupo Honda y la formación
Monserrate, principalmente, debido a que en Monserrate se encuentra la zona de interés que se está
analizando y sobre ella encontramos las formaciones del grupo Honda. La caracterización
litológica que en él se muestra corresponde con un aproximado de los tipos de roca identificados
en los registros eléctricos de los pozos, y con esto se asignó una litología predominante a cada
sector señalado en el corte, en el que se vieran cambios notorios o que se encontraran topes
formacionales. Las convenciones utilizadas son mostradas en la Figura 17, el círculo muestra la
relación de esfuerzos horizontales que se esperaría tener, de acuerdo con la interpretación de la
gráfica de Minifrac mencionada anteriormente.
Con respecto a la interpretación de este corte es necesario aclarar que para este trabajo no se contó
con datos de sísmica de la región, por lo tanto, el corte realizado corresponde con una aproximación
de lo que podría verse en el subsuelo, lo que hace que las estructuras que allí se identifican, como
pliegues y la falla, corresponden con interpretaciones propias de lo que se correlacionó entre pozos.
Figura 16. Transecta realizada del corte geológico incluyendo todos los pozos en estudio. Tomado
de Google Earth.
38
Figura 17. Corte geológico esquemático de la región, con los pozos en estudio, la zona de interés
señalada y los esfuerzos calculados en el pozo FRACTURADO.
8.5. Datos de históricos de producción
Estos datos fueron suministrados por la empresa con que se desarrolla el presente trabajo, a partir
de ellos se realizaron las gráficas de históricos de producción para cada uno de los pozos en estudio,
estas gráficas se encuentran en la sección de anexos. En la figura 18 se puede observar el histórico
de producción para el pozo FRACTURADO, mostrando año a año los datos de producción de
barriles por día, la estrella indica la fecha en que se hizo el fracturamiento hidráulico exitoso
(diciembre de 2016). Con la gráfica se puede identificar que el pozo pasó de producir
aproximadamente 35 BOPD (Barriles de aceite por día) a alcanzar producciones por encima de los
120 BOPD actualmente, lo que representa más del triple de producción diaria. Es necesario
mencionar que, a pesar de haber pasado más de dos años desde el fracturamiento, esta técnica junto
con los trabajos de well services realizados en los últimos años, han permitido a este pozo continuar
con su alta producción.Además, por información obtenida con la empresa se conoció que los pozos
P7 y P8 están pendientes de realizar intervenciones en ellos, asociados a errores de cementación,
es por esto que no se tienen valores actuales de producción y por lo tanto, son descartados como
candidatos potenciales para realizar la estimulación por fracturamiento hidráulico.
39
Figura 18. Histórico de producción del pozo FRACTURADO. La estrella señala la fecha de
realización del fracturamiento hidráulico y el cuadro negro el procedimiento de well service.
Es necesario mencionar que durante estos históricos se pueden observar algunos aumentos en la
cantidad de barriles después de tener escenarios de baja producción. Estos aumentos son asociados
a diferentes técnicas de reacondicionamiento de pozos o well service con el fin de mantener o
mejorar su producción, los cuales son procedimientos distintos de los de work over, como es el
caso del fracturamiento hidráulico realizado a finales del 2016. Los procedimientos realizados en
algunos de los pozos, mostrados con cuadro negro en cada figura, fueron los siguientes:
➢ FRACTURADO (Figura 18): Aumento de producción hacia el año 2018, posterior al
fracturamiento, se realizó un mantenimiento de cabeza de pozo en julio.
➢ P3 (Figura 38): Aumento de producción a comienzos del 2018, se realizó mantenimiento a
la sarta de varillas en febrero.
➢ P5 (Figura 40): Aumento de producción a mediados del 2018, se realizó mantenimiento al
equipo de bombeo por cavidades progresivas (BCP) en abril.
➢ P9 (Figura 42): Se registran un aumento importante en el 2017 asociado a mantenimientos
de la sarta de varillas y del equipo BCP, realizados en marzo.
40
8.6. Determinación de la zona óptima para realizar el fracturamiento hidráulico
Una vez reunida toda la información anterior, se procedió a realizar la determinación de la zona
óptima en la que podrían ejecutarse trabajos de fracturamiento hidráulico en un pozo de los
estudiados, con el fin de obtener resultados exitosos como con el pozo FRACTURADO.
Para la decisión final se tuvieron en cuenta diferentes aspectos, a continuación se muestran estas
consideraciones y los pozos que fueron descartados según el ítem seleccionado:
1. Inicialmente se contó con 11 pozos en la zona de estudio (P1 a P11), además del
FRACTURADO. De esos once, se descartaron los pozos P1 y P2 debido a que por datos
suministrados por la empresa, estos pozos son demasiado viejos y no se conoce tanta
información nueva, por lo tanto no serían tenidos en cuenta al momento de tomar la
decisión.
2. A partir de la información suministrada por la empresa de los problemas operativos que
tienen actualmente los pozos P7 y P8 acerca de su mala cementación y pendiente
remediación, se decidió no tener en consideración estos pozos, pues no se realizaría la
estimulación en ninguno de ellos.
3. De los pozos restantes se hizo un análisis de las curvas de producción, con el fin de conocer
cómo están produciendo actualmente y con esta información se descartaron los pozos que
están produciendo cerca de 100 o más barriles de aceite por día, que corresponden con los
pozos P5, P9 y P11. Se decidió no tenerlos en cuenta dada la alta producción que ya tienen
con respecto a los demás pozos en estudio, y teniendo en cuenta que el fracturamiento fue
exitoso en uno que producía cerca de 35 BOPD, la idea es replicar ese trabajo bajo
condiciones similares en un nuevo pozo.
4. Ahora bien, por aspectos económicos, se decidió descartar los pozos que no tuvieran
perforados en la zona de interés, con el fin de no pedirle a la empresa un nuevo perforado
en la zona para posteriormente estimularla. Por lo tanto, de ahí se descartaron los pozos P3
y P6 al no encontrarse produciendo de la zona de interés, además, estos dos pozos reportan
mayor producción diaria (por encima de los 50 BOPD) que los últimos dos candidatos entre
25 y 36 BOPD).
5. Por último, se consideraron los cálculos petrofísicos, se encontró que el pozo P10 presenta
ligeramente mejores condiciones petrofísicas que el P4, y sumado a esto, se observó el
registro de resistividad y la curva de saturación de agua en la parte inferior a la zona de
interés. Al realizar este último análisis se encontró que debajo de la zona de interés en el
pozo P4 hay valores de resistividad más bajos y la curva de saturación de agua indica
valores mayores que en el pozo P10, por lo tanto, es posible pensar que a futuro se podrían
presentar problemas por BS&W (Basic Sediments and Water), “water coning” y/o aumento
en la producción de agua si se realiza la estimulación en el pozo P4.
Por lo tanto, como decisión final se determinó que la zona óptima para realizar los trabajos de
fracturamiento hidráulico, con el fin de replicar los trabajos exitosos en el pozo
FRACTURADO y mejorar la producción del nuevo pozo, correspondería a efectuarlos en el
pozo P10 en los intervalos que se encuentran los perforados (i.e. 3619’ – 3639’ y 3675’ – 3680’
en MD). En la figura 19 se muestra la zona en la que se recomienda realizar el procedimiento
y en la tabla 13 un resumen de los parámetros considerados para tomar esta decisión.
41
CANDIDATOS PARA REALIZAR FRACTURAMIENTO HIDRÁULICO
POZO
NO CONSIDERADO PRODUCEN MENOS
DE 100 BARRILES DE ACEITE POR DÍA
CON PERFORADOS EN LA ZONA DE INTERÉS
CONSIDERACIONES PETROFÍSICAS
ANTIGUO PROBLEMAS EN CAMPO
PERMEABILIDAD SATURACIÓN DE AGUA EN ZONA
DE INTERÉS
SATURACIÓN DE AGUA DEBAJO DE
LA ZONA DE INTERÉS
P1
P2
P3 DESCARTADO
P4 50 mD 21% 38%
P5 DESCARTADO
P6 DESCARTADO
P7
P8
P9 DESCARTADO
P10 80 mD 16% 32%
P11 DESCARTADO
Descartado como candidato por ser muy antiguo o por presentar problemas en campo Pozos que satisfacen la categoría mencionada Propiedades de los pozos que al ser descartados no continuaron en la consideración final Candidato seleccionado, de acuerdo con estas consideraciones
Tabla 13. Resumen de las consideraciones realizadas para decidir el mejor candidato a realizar
el fracturamiento hidráulico, según los numerales 1 a 5 mencionados anteriormente.
Cabe mencionar, que la discriminación de distintos pozos a partir de datos de campo se realizó
teniendo en cuenta la oportunidad de poderse ejecutar el trabajo en el campo real, por ello se
descartaron los pozos ya mencionados. Sin embargo, si se incluyeran nuevamente los pozos
P5, P7, P8, P9 y P11, que fueron descartados por consideraciones de campo y a los cuales se
les realizaron los cálculos de petrofísica correspondientes, a diferencia del P1 y P2, se podría
proponer una zona alternativa para realizar el fracturamiento hidráulico, a partir de las
propiedades petrofísicas. Dicho esto, la nueva alternativa sería el pozo P11, teniendo en cuenta
es un intervalo de arenisca muy limpia (bajo volumen de arcilla) la cual cuenta con datos de
porosidad y permeabilidad bastante altos, comparados con los demás pozos. Además, presenta
intervalos cañoneados en la zona de interés en los puntos donde la saturación de agua es más
baja y la resistividad es más alta, con lo cual se puede afirmar que es una roca que tiene una
saturación muy favorable al hidrocarburo. Sumado a esto, en la historia de producción del pozo
se ve que alcanzó a producir más de 500 barriles de aceite por día hacia mediados del 2016
(Figura 44), y hoy en día produce un poco más de 100, por lo tanto, realizar un fracturamiento
en dicho pozo permitiría obtener un aumento considerable de producción.
42
Figura 19. Corte geológico evidenciando la zona óptima para realizar la estimulación por
fracturamiento hidráulico
43
9. CONCLUSIONES
1. Los registros eléctricos permiten obtener cálculos representativos de las propiedades
petrofísicas cuando no se cuenta con núcleos de pozo, además, con ayuda de los CMI se
pueden identificar estructuras geológicas más complejas, incluyendo fracturas y fallas.
2. Teniendo en cuenta que la separación entre pozos no es tan grande y no hay mucha
diferencia de profundidades de la zona de interés correlacionada en cada pozo, es posible
pensar que el cálculo de esfuerzos podría corresponder de manera similar en toda la zona
de interés.
3. Con el uso de los registros eléctricos, especialmente con Gamma Ray y Resistividad, es
posible correlacionar formaciones en el subsuelo al utilizarlos conjuntamente.
4. A pesar de realizar todos los cálculos y los análisis respectivos, fue necesario conocer
información del campo y de los pozos en estudio, con el fin de obtener un resultado que
pueda ser tenido en cuenta para ejecutar en la zona real del estudio.
5. La zona óptima para realizar la nueva estimulación con fracturamiento hidráulico
corresponde a los intervalos cañoneados de 3619’ – 3639’ y 3675’ – 3680’ en MD para el
pozo P10.
6. La aplicación de la técnica en zona óptima mencionada anteriormente podría resultar en un
aumento de producción en el pozo escogido.
10. RECOMENDACIONES
1. Se recomienda tener un perfil sísmico con el fin de realizar un corte geológico del subsuelo
más aproximado a la realidad y tener una mejor visión de las estructuras en profundidad.
2. Para el cálculo del tensor de esfuerzos se podría agregar la componente vertical que permita
tener mejor certeza de los resultados y mayor aproximación a la realidad.
3. Se recomienda a la empresa tener en cuenta el presente trabajo, realizar estudios de impacto
económico y la respectiva viabilidad de un proyecto como este, con el fin de que pueda ser
implementado en el campo en que se realizó el estudio.
4. Así como se realizó en este estudio, es posible aprovechar estos conocimientos con el fin
de aplicarlo a más pozos, esto permitiría evaluar más opciones que permitan tener aumentos
en la producción de petróleo mediante el uso del fracturamiento hidráulico.
44
11. REFERENCIAS
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46
12. ANEXOS
12.1. Propiedades Petrofísicas
12.1.1. Pozo P3
Figura 20. Propiedades petrofísicas para el pozo P3 en la zona de interés con el método de Gamma
Ray.
47
Figura 21. Propiedades petrofísicas para el pozo P3 en la zona de interés con el método de Neutrón-
Densidad.
48
12.1.2. Pozo P4
Figura 22. Propiedades petrofísicas para el pozo P4 en la zona de interés con el método de Gamma
Ray.
49
Figura 23. Propiedades petrofísicas para el pozo P4 en la zona de interés con el método de Neutrón-
Densidad.
50
12.1.3. Pozo P5
Figura 24. Propiedades petrofísicas para el pozo P5 en la zona de interés con el método de Gamma
Ray.
51
Figura 25. Propiedades petrofísicas para el pozo P5 en la zona de interés con el método de Neutrón-
Densidad.
52
12.1.4. Pozo P6
Figura 26. Propiedades petrofísicas para el pozo P6 en la zona de interés con el método de Gamma
Ray.
53
Figura 27. Propiedades petrofísicas para el pozo P6 en la zona de interés con el método de Neutrón-
Densidad.
54
12.1.5. Pozo P7
Figura 28. Propiedades petrofísicas para el pozo P7 en la zona de interés con el método de Gamma
Ray.
55
Figura 29. Propiedades petrofísicas para el pozo P7 en la zona de interés con el método de Neutrón-
Densidad.
56
12.1.6. Pozo P8
Figura 30. Propiedades petrofísicas para el pozo P8 en la zona de interés con el método de Gamma
Ray.
57
Figura 31. Propiedades petrofísicas para el pozo P8 en la zona de interés con el método de Neutrón-
Densidad.
58
12.1.7. Pozo P9
Figura 32. Propiedades petrofísicas para el pozo P9 en la zona de interés con el método de Gamma
Ray.
59
Figura 33. Propiedades petrofísicas para el pozo P9 en la zona de interés con el método de Neutrón-
Densidad.
60
12.1.8. Pozo P10
Figura 34. Propiedades petrofísicas para el pozo P10 en la zona de interés con el método de Gamma
Ray.
61
Figura 35. Propiedades petrofísicas para el pozo P10 en la zona de interés con el método de
Neutrón-Densidad.
62
12.1.9. Pozo P11
Figura 36. Propiedades petrofísicas para el pozo P11 en la zona de interés con el método de Gamma
Ray.
63
Figura 37. Propiedades petrofísicas para el pozo P11 en la zona de interés con el método de
Neutrón-Densidad.
64
12.2. Históricos de producción
12.2.1. Pozo P3
Figura 38. Histórico de producción del pozo P3
65
12.2.2. Pozo P4
Figura 39. Histórico de producción del pozo P4
12.2.3. Pozo P5
Figura 40. Histórico de producción del pozo P5
66
12.2.4. Pozo P6
Figura 42. Histórico de producción del pozo P6
12.2.5. Pozo P9
Figura 42. Histórico de producción del pozo P9
67
12.2.6. Pozo P10
Figura 43. Histórico de producción del pozo P10
12.2.7. Pozo P11
Figura 44. Histórico de producción del pozo P11