REPÚBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELA …21:36Z... · Ecuación empírica desarrollada por Winland...

REPÚBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELA UNIVERSIDAD DEL ZULIA

FACULTAD DE INGENIERIA DIVISIÓN DE ESTUDIOS PARA GRADUADOS

PROGRAMA DE POSTGRADO EN GEOLOGÍA PETROLERA CALIDAD PETROFÍSICA DEL YACIMIENTO LGINF-04 DEL MIEMBRO LAGUNA EN

EL CAMPO TÍA JUANA LAGO

Trabajo de Grado presentado ante la Ilustre Universidad del Zulia

para optar al Grado Académico de:

MAGISTER SCIENTIARUM EN GEOLOGÍA PETROLERA

Autor: Ing. Yulimar Coromoto Vargas Quintero Tutor: MSc. Américo Perozo

Maracaibo, enero de 2014

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DEDICATORIA

A Dios todopoderoso por ser mi luz y mi guía. A mis padres Julio y Marcela, pilares fundamentales en mi vida, que me dieron uno de los mejores regalos que se le puede dar a un hijo “la Educación”…los amo!! A mis tíos Guillermo, Nancy y Gladis, quienes han estado en todos los momentos importantes de mi vida. Gracias por su cariño!!

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AGRADECIMIENTO

A Dios todopoderoso, por ser nuestro creador y a quien le debemos todo. Gracias por tu infinita Misericordia. A mis padres Julio y Marcela, por su amor y dedicación. A mi hermana Yenifer, por su compañía. A la ilustre Universidad del Zulia, formadora de grandes talentos profesionales en nuestro país. A mi profe MSc. Américo Perozo, gracias por todo su apoyo, impulso y dedicación. Además de brindarnos todos sus amplios conocimientos y soluciones!! para la culminación de este trabajo de grado. A mi compañera y amiga Islia Garcia, por su apoyo incondicional, paciencia y sobre todo, por el Don de llevarme a la calma en momentos de estrés. Gracias mana!! A mi compañero Armando Pautt, por su colaboración, siempre con la mejor disposición y paciencia para ayudarme. A mis amigas Norelis Gonzalez, Leosveida Cambas e Ibis Mata, por estar siempre ahí apoyándome.

Vargas Quintero, Yulimar Coromoto. Calidad petrofísica del yacimiento Lginf-04 del Miembro Laguna en el campo Tia Juana Lago. (2014) Trabajo de Grado. Universidad del Zulia. Facultad de Ingeniería. División de Postgrado. Maracaibo. Venezuela. 120 p. Tutor: Américo Perozo.

RESUMEN

El yacimiento Lagunillas Inferior 04, edad Mioceno, está localizado en la parte noreste del área de operaciones de la Unidad de Producción Tia Juana Lago. Se encuentra limitado al N-NW con el yacimiento LL-03, al este con el campo Tia Juana Tierra, al sur con el CAPO del Yacimiento y al W-SW con el yacimiento LGINF-05. Debido a su gran extensión áreal 55 Km2 y a la densidad de pozos, 756 en total, el mismo se desarrollará específicamente en las parcelas A-189 y A-192 en su componente Laguna, subunidades LaA, LaB y LaC; donde se utilizará información de aproximadamente 100 pozos, de los cuales 1 es considerado clave (con datos de núcleo), 39 pozos de control petrofísico (poseen registros de porosidad) y el resto de los pozos con registros de resistividad y rayos gamma para complementar zonas no cubiertas por los pozos control. Debido a que en la última actualización realizada en el año de 2007, no se contaba con los resultados de los análisis convencionales y especiales de núcleo tomados en el pozo TJ-1436 (2006) Miembro Laguna, quien es objetivo secundario del yacimiento LGINF-04. Mediante el análisis y procesamiento de los datos adquiridos en el núcleo, se puede representar de una manera más cercana las propiedades petrofísicas del yacimiento en su componente Laguna, para lo que se requiere incorporar nueva información de perfiles y núcleo, edición y normalización de perfiles, determinación de parámetros petrofísicos, calibración núcleo-perfil entre otros. De los resultados que se esperan obtener, está el definir el modelo petrofísico del yacimiento, correlacionar y evaluar pozos con/sin registro de porosidad, determinar tipos de roca y finalmente elaborar los mapas de isopropiedades. Palabras Clave: Miembro, Núcleo, Laguna, Isopropiedades. E-mail del autor: [email protected]

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Vargas Quintero, Yulimar Coromoto. Petrophysics quality in Lginf-04 reservoir belonged to the Laguna Member Tia Juana Lake field. (2014) Trabajo de Grado. Universidad del Zulia. Facultad de Ingeniería. División de Postgrado. Maracaibo. Venezuela. 120 p. Tutor: Américo Perozo.

ABSTRACT

The Lagunillas Inferior 04 reservoir, edge Miocene, is located in the northeastern part of the operation area of Tia Juana Lago Production Unit. Is limited to the N-NW with the LL-03 reservoir, to the east with the field Tia Juana Tierra, to the south with the WOC of the Reservoir and W-SW with the LGINF-05 reservoir. Because of its large areal extent of 55 square kilometer and density of wells, 756 in total, it specifically held in plots A-189 and A-192 in the Laguna component, subunits LaA, LaB and LaC; wherein information from approximately 100 wells is used, of which one is considered key (with data from the core), 39 wells of petrophysical Control (possess porosity logs) and the remaining wells with resistivity and gamma rays to complement areas not covered by the monitoring wells. Because in the last update in 2007, there were no results for conventional and special core analysis taken in well TJ-1436 (2006) Member Laguna, who is a secondary objective of LGINF-04 reservoir. By analyzing and processing the data acquired in the nucleus, can be represented in a more closely the petrophysical properties of the reservoir at its Laguna component that is required to incorporate new information of logs and core, editing, and standardized logs, determination of petrophysical parameters, including core-log calibration and others. From the results to be obtained, is to define the petrophysical model of the reservoir, correlate and evaluate wells with / without porosity log, determine rock types and finally draw isoproperties maps. Keywords: Member, Core, Laguna, Isopropiedades. Author’s E-mail: [email protected]

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TABLA DE CONTENIDO

RESUMEN ....................................................................................................................... 3 ABSTRACT ...................................................................................................................... 4 DEDICATORIA ................................................................................................................. 5 AGRADECIMIENTO ......................................................................................................... 6 TABLA DE CONTENIDO ................................................................................................. 7 LISTA DE FIGURAS ...................................................................................................... 10 LISTA DE TABLAS ......................................................................................................... 12 INTRODUCCIÓN ........................................................................................................... 13 CAPÍTULO I ................................................................................................................... 15 PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA ............................................................................ 15

1.1. Planteamiento y formulación del problema. ...................................................... 15 1.2. Justificación y delimitación de la investigación. ................................................. 15 1.3. Objetivo general de la investigación. ................................................................. 16 1.4. Objetivos específicos de la investigación. ......................................................... 16 1.5. Estudios previamente realizados....................................................................... 16

CAPÍTULO II .................................................................................................................. 18 GENERALIDADES DEL ÁREA ...................................................................................... 18

2.1. Ubicación geográfica y límites. ............................................................................. 18 2.2. Estructura. ............................................................................................................ 19 2.3. Estratigrafía. ......................................................................................................... 21 2.4. Modelo de facies. ................................................................................................. 24

CAPÍTULO III ................................................................................................................. 26 MARCO TEÓRICO ......................................................................................................... 26

3.1. Núcleo. ................................................................................................................. 26 3.1.1. Tipos de núcleo. .......................................................................................... 26 3.1.2. Preservación de los núcleos. ...................................................................... 27

3.2. Porosidad. ............................................................................................................ 27 3.2.1. Tipos de porosidad. ..................................................................................... 28

3.2.1.1. Porosidad primaria. ........................................................................ 28 3.2.1.2. Porosidad secundaria. ................................................................... 29

3.2.2. Factores que afectan la Porosidad. ............................................................. 29 3.2.3. Medición de la porosidad. ........................................................................... 32

3.3. Permeabilidad. ..................................................................................................... 32 3.3.1. Tipos de permeabilidad. .............................................................................. 33 3.3.2. Factores que afectan la permeabilidad. ...................................................... 33 3.3.3. Medición de la permeabilidad. ..................................................................... 34

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3.4. Saturación de fluidos. ........................................................................................... 35 3.5. Tensión superficial e interfacial. ........................................................................... 36 3.6. Humectabilidad. .................................................................................................... 36 3.7. Presión Capilar. .................................................................................................... 37 3.8. Resistividad eléctrica de la formación. ................................................................. 37 3.9. Parámetros petrofísicos. ....................................................................................... 39 3.10. Propiedades de la roca a partir de análisis de núcleo. ....................................... 40 3.11. Unidades de flujo ó Unidades hidráulicas. .......................................................... 42

CAPITULO IV ................................................................................................................. 44 MARCO METODOLÓGICO ........................................................................................... 44

4.1. Tipo de Investigación. ........................................................................................... 44 4.2. Metodología aplicada en la elaboración del modelo petrofísico. .......................... 44 4.3. Recopilación y organización de la información. .................................................... 45 4.4. Edición de perfiles de pozos. ................................................................................ 48 4.5. Correcciones ambientales. ................................................................................... 48 4.6. Normalización de perfiles de pozos. ..................................................................... 48

4.6.1. Normalización de perfiles de rayos gamma. ............................................... 49 4.6.2. Normalización de perfiles de resistividad. ................................................... 50

4.7. Normalización de la información de núcleos. ....................................................... 51 4.8. Determinar parámetros petrofísicos. .................................................................... 55 4.9. Correlación Núcleo-Perfil. ..................................................................................... 60 4.10. Determinar tipos de roca. ................................................................................... 61

4.10.1. Perfil de garganta de poro. ........................................................................ 61 4.10.2. Radio de garganta de poro (Ri). ................................................................ 62

4.10.2.1. Ecuación empírica desarrollada por Winland para determinar el Radio de Apertura de Poros correspondiente a una Saturación de Mercurio de 35%. ...................................................................................... 62 4.10.2.2. Ecuaciones empíricas desarrolladas por Pittman para determinar el Radio de Poro Correspondiente a varias saturaciones de mercurio. .............................................................................................. 62

4.10.3. Gráficos de ápices (Apex Plots). ............................................................... 63 4.10.4. Gráficos de saturación incremental. .......................................................... 63 4.10.5. Gráficos uno a uno. ................................................................................... 64 4.10.6. Clasificación de las muestras de núcleo mediante el gráfico de radio de garganta de poro (Ri). ............................................................................... 64

4.11. Unidades de flujo. ............................................................................................... 65 4.12. Determinar modelo de arcillosidad. .................................................................... 65 4.13. Determinar modelo de porosidad total y efectiva. .............................................. 67

4.13.1. Pozos con perfiles de densidad y neutrón.............................................. 67 4.13.2. Pozos con perfiles de densidad únicamente. ......................................... 67 4.13.3. Pozos sin perfiles de densidad y neutrón. .............................................. 68 4.13.4. Porosidad efectiva. ................................................................................. 68

4.14. Determinar modelo de saturación de agua total. ................................................ 68 4.15. Determinar modelo de permeabilidad absoluta. ................................................. 70 4.16. Determinación de parámetros de corte (Cut-off). ............................................... 71 4.17. Evaluación Petrofísica de los pozos del área en estudio.................................... 72 4.18. Elaborar Mapas de Iso-propiedades. ................................................................. 72

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CAPITULO V .................................................................................................................. 73 ANALISIS DE LOS RESULTADOS ................................................................................ 73

5.1. Normalización de la información de perfiles. ....................................................... 73 5.2. Normalización de la información de núcleos. ....................................................... 74

5.2.1. Esfuerzos de confinamiento promedio del Miembro Laguna. ..................... 74 5.3. Determinar parámetros petrofísicos. .................................................................... 78

5.3.1. Determinación del exponente de cementación, m y m*. ............................. 79 5.2.3. Determinar la densidad de matriz (ρma). .................................................... 83 5.2.4. Determinar resistividad del agua de formación (Rw). .................................. 84 5.2.5. Resumen de los parámetros petrofísicos. ................................................... 85

5.3. Correlación Núcleo Perfil. ..................................................................................... 86 5.4. Determinar tipos de roca. ..................................................................................... 86

5.4.1. Gráfico de ápice ó ápex. ............................................................................. 87 5.4.2. Gráficos de saturación incremental de mercurio. ........................................ 88 5.4.3. Gráficos uno a uno. ..................................................................................... 89 5.4.4. Definición del tipo de roca. .......................................................................... 89 5.4.5. Resumen de los tipos de roca con los rangos de K-Φ. ............................... 92

5.5. Determinación de modelos petrofísicos. ............................................................... 93 5.5.1. Modelo de arcillosidad (Vsh). ...................................................................... 93 5.5.2. Modelos de porosidad total y efectiva. ........................................................ 96 5.5.3. Determinación del Rhob sintético. ............................................................... 98 5.5.4. Modelo de permeabilidad absoluta. ............................................................ 99 5.5.5. Modelo de saturación de agua total (Swt). ................................................ 101

5.6. Determinar parámetros de corte de Sw, Vsh, Φe y Rt. ...................................... 103 5.6.1. Corte de Sw. ............................................................................................. 103 5.6.2. Corte de Vsh. ............................................................................................ 104 5.6.3. Corte de Φe. ............................................................................................. 105 5.6.4. Corte de Rt. ............................................................................................... 105 5.6.5. Resumen de los parámetros de cortes ..................................................... 106

5.7. Evaluación petrofísica de los pozos en estudio. ................................................. 106 5.8. Propagación de propiedades petrofísicas mediante correlaciones. ................... 107 5.9. Generación de mapas de Iso-propiedades. ........................................................ 110

5.9.1. Mapa de arena neta total (ANT). ............................................................... 110 5.9.2. Mapa de arena neta petrolífera (ANP). ..................................................... 111 5.9.3. Mapa de volumen de arcilla (Vsh). ............................................................ 112 5.9.4. Mapa de porosidad efectiva (PHIE). ......................................................... 113 5.9.5. Mapa de permeabilidad absoluta (K). ....................................................... 114 5.9.6. Mapa de Saturación de Agua Total (Sw). ................................................. 115

CONCLUSIONES ......................................................................................................... 117 RECOMENDACIONES ................................................................................................ 119 BIBLIOGRAFÍA ............................................................................................................ 120

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LISTA DE FIGURAS

Figura Página

1. Ubicación geográfica del yacimiento Lagunillas Inferior 04. .................................... 18

2. Mapa estructural oficial del yacimiento Lagunillas Inferior 04. ................................. 20

3. Mapa estructural del yacimiento Lagunillas Inferior 04. ........................................... 20

4. Sección estructural representativa del yacimiento Lagunillas Inferior 04. ............... 21

5. Registro del pozo TJ-838. ....................................................................................... 23

6. Columna estratigráfica generalizada de la U. P. Tia Juana Lago. ........................... 24

7. Mapas de electrofacies de las subunidades LaA, LaB y LaC. ................................. 25

8. Empaque cúbico. ..................................................................................................... 30

9. Empaque ortorrómbico. ........................................................................................... 30

10. Empaque tetragonal esfenoidal. ............................................................................ 31

11. Empaque rombohedral (Hexagonal). .................................................................... 31

12. Empaque rombohedral (Hexagonal). .................................................................... 35

13. Clasificación propuesta por Coalson, Hartmann y Thomas. .................................. 41

14. Flujograma con la metodología de trabajo. ........................................................... 45

15. Mapa base de ubicación del pozo con núcleo. ...................................................... 46

16. Clasificación de la información de registros de los pozos. .................................... 47

17. Tipos de esfuerzos que experimenta la roca. ........................................................ 51

18. Gráficos de permeabilidad y porosidad vs. esfuerzo. ............................................ 55

19. Gen-8. ................................................................................................................... 58

20. Gen-9. ................................................................................................................... 59

21. Clasificación de petrofacies ó tipos de roca. ......................................................... 64

22. Histogramas de frecuencia de rayos gamma editado y normalizado. ................... 73

23. Histogramas de frecuencia de resistividad somera y profunda. ............................ 74

24. Exponente de cementación (m) del Miembro Laguna. .......................................... 79

25. Exponente de cementación corregido por arcilla (m*) del Miembro Laguna. ........ 80

26. Exponente de saturación (n) del Miembro Laguna. ............................................... 81

27. Exponente de saturación corregido por arcillosidad (n*) del Miembro Laguna. ..... 82

28. Histograma de densidad de granos del Miembro Laguna. .................................... 84

29. Diagrama de Stiff, con el patrón más representativo del Miembro Laguna. .......... 85

30. Ajuste en profundidad de los datos de núcleo del pozo TJ-1436. ......................... 86

11

31. Gráfico de presión capilar por inyección de mercurio. ........................................... 87

32. Gráfico de Ápex del Miembro Laguna. .................................................................. 88

33. Gráfico de Saturación Incremental de mercurio para el Miembro Laguna............. 88

34. Gráfico uno a uno del Miembro Laguna. ............................................................... 89

35. Distribución de radio de garganta de poro para el Miembro Laguna. .................... 91

36. Tipos de roca para el Miembro Laguna. ................................................................ 91

37. Gráfico de Lorenz Modificado. ............................................................................... 92

38. Unidades de flujo vs. Tipo de roca, pozo TJ-1436. ............................................... 93

39. Composición total de la roca del Miembro Laguna. ............................................... 94

40. Distribución de minerales de arcilla presentes en el Miembro Laguna .................. 94

41. Curvas de Vsh de los modelos calculados vs DRX de los análisis de núcleo del .........pozo TJ-1436. ....................................................................................................... 95

42. Porosidad del registro vs porosidad del núcleo del pozo TJ-1436. ....................... 97

43. Gráfico con Rhob sintético para el Miembro Laguna. ............................................ 99

44. Gráfico de porosidad vs. Swir para el Miembro Laguna. ..................................... 100

45. Curvas de Permeabilidad absoluta calculadas vs permeabilidad del núcleo del .........pozo TJ-1436. ..................................................................................................... 101

46. Saturación de agua del registro (Sw) vs. Swir del núcleo. ................................... 103

47. Corte de Sw para el Miembro Laguna. ................................................................ 104

48. Corte de Vsh, para el Miembro Laguna. .............................................................. 104

49. Corte de Φe, para el Miembro Laguna. ............................................................... 105

50. Corte de resistividad, para el Miembro Laguna. .................................................. 106

51. Evaluación petrofísica del pozo TJ-1436 en el Miembro Laguna. ....................... 107

52. Sección estratigráfica Oeste–Este, parcelas A-189 y A-192 del Miembro .........Laguna. ............................................................................................................... 108

53. Sección estratigráfica Noroeste–Sureste, parcelas A-189 y A-192 del Miembro .........Laguna. ............................................................................................................... 109

54. Mapa de arena neta total (ANT). ......................................................................... 111

55. Mapa de arena neta petrolífera (ANP). ............................................................... 112

56. Mapa de volumen de arcilla (Vsh). ...................................................................... 113

57. Mapa de porosidad efectiva (PHIE). .................................................................... 114

58. Mapa de permeabilidad absoluta (K). .................................................................. 115

59. Mapa de saturación de agua total (Sw). .............................................................. 116

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LISTA DE TABLAS

Tabla Página

1. Calidad del cemento en función del exponente de cementación (m). ..................... 57

2. Valores de esfuerzo promedio a diferentes profundidades en el Miembro Laguna. 75

3. Valores de porosidad de las muestras de núcleo corregidas por esfuerzo para el .......Miembro Laguna. .................................................................................................... 77

4. Valores de permeabilidad de las muestras de núcleo corregidas por esfuerzo .......para el Miembro Laguna. ......................................................................................... 78

5. Valores de densidad de granos para las muestras pertenecientes al Miembro .......Laguna. ................................................................................................................... 83

6. Valores de Salinidad y Rw para el Miembro Laguna. .............................................. 84

7. Parámetros petrofísicos establecidos, para el Miembro Laguna. ............................ 85

8. Valores de radio de garganta de poros asociado al tipo de roca para el Miembro .......Laguna. ................................................................................................................... 90

9. Rangos de porosidad y permeabilidad establecidos para los tipos de roca en .......función del radio de garganta de poros. .................................................................. 92

10. Parámetros de Cortes para el Miembro Laguna. ................................................. 106

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INTRODUCCIÓN

El yacimiento Lagunillas Inferior 04, edad Mioceno, perteneciente a la Unidad de

Explotación Tía Juana Lago, es un yacimiento maduro en etapa de agotamiento,

explotado desde 1927. Geológicamente se encuentra en arenas poco consolidadas de

Edad Mioceno y está conformado por los Miembros Laguna, Lagunillas Inferior, La

Rosa y Santa Bárbara.

En el año 1999 se llevo a cabo el Estudio Integrado del yacimiento Lagunillas

Inferior 04, que para el 2006 fue actualizado con el fin de incorporar información

reciente de pozos y de núcleos, estos últimos con análisis convencionales y especiales

(TJ-1423 (LGINF-05) y PB-769 (LGINF-04)), para así generar y/o establecer una

caracterización petrofísica del yacimiento con menor grado incertidumbre.

Desafortunadamente para el momento de la actualización, no se tenían los resultados

de los análisis convencionales y especiales del núcleo tomados en el pozo TJ-1436

(2006) Miembro Laguna, el cual es componente del Yacimiento LGINF-04 como objetivo

secundario, hasta la fecha esta unidad no se encuentra caracterizada petrofísicamente,

por no contar con información de núcleo representativa y confiable para el momento de

la actualización (2007).

En el capítulo I, se realiza el planteamiento y formulación del problema, se definen

los objetivos generales y específicos; y se mencionan los estudios realizados

previamente. El capítulo II, presenta las generalidades del área y los resultados

obtenidos en el modelo estructural, estratigráfico y sedimentológico del estudio

integrado culminado en el año 1999 y 2007. El capítulo III, contempla las bases teóricas

con las que fue sustentado el presente estudio. El capítulo IV, enfoca la metodología y

procedimientos empleados para determinar los parámetros y modelos petrofísicos. El

capítulo V, presenta los resultados obtenidos, así como su comparación y

correspondencia con la sedimentología del Miembro Laguna, componente del

Yacimiento Lagunillas Inferior 04.

Finalmente, se presentan las conclusiones y recomendaciones derivadas de los

resultados obtenidos, entre las cuales destaca la incorporación de un Modelo

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Petrofísico para el Miembro Laguna que corresponda con el modelo sedimentológico,

estructural y estratigráfico, para de esta forma generar un modelo dinámico del

yacimiento Lagunillas Inferior 04 más robusto y que posibilite un plan de explotación de

las reservas remanentes.

15

CAPÍTULO I

PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA

1.1. Planteamiento y formulación del problema.

El yacimiento Lagunillas Inferior 04, de edad Mioceno, perteneciente al Campo Tía

Juana Lago, es un yacimiento maduro, explotado desde 1927. En la ultima

actualización realizada en el año de 2007, no se contaba con los resultados de los

análisis convencionales y especiales del núcleo tomados en el pozo TJ-1436 (2006)

Miembro Laguna, quien es objetivo secundario del yacimiento LGINF-04, y que hasta la

fecha no está caracterizado petrofísicamente. Por lo que se requiere de una

actualización del Estudio, mediante la incorporación y procesamiento de datos

adquiridos en el núcleo, con el fin de caracterizar petrofísicamente el yacimiento

Lagunillas Inferior, a nivel del Miembro Laguna.

En términos prácticos, el problema planteado se enmarca en la necesidad de

derivar un modelo petrofísico del Miembro Laguna, componente del yacimiento

Lagunillas Inferior 04, con la finalidad de soportar en conjunto con otras disciplinas, una

adecuada estrategia de explotación de las reservas remanentes.

1.2. Justificación y delimitación de la investigación.

El modelo petrofísico de un yacimiento es componente fundamental en la

elaboración de un modelo estático, el cual es el enlace directo con el modelo dinámico

del mismo, debido a que de las características y propiedades físicas de la roca

yacimiento depende el desplazamiento de los fluidos en el medio poroso, estas

propiedades también tienen una relación directa con el ambiente de depositación de los

sedimentos.

Debido a la extensión del área 55 Km2, densidad de pozos 756 y el poco tiempo

para la realización del estudio, el mismo se desarrollará en el yacimiento Lagunillas

Inferior 04, específicamente en las parcelas A-189 y A-192 en su componente Laguna,

subunidades LaA, LaB y LaC; donde se utilizará información de aproximadamente 100

16

pozos, de los cuales 1 es considerado clave (con datos de núcleo), 39 pozos de control

petrofísico (poseen registros de porosidad) y el resto de los pozos con registros de

resistividad y rayos gamma para complementar zonas no cubiertas por los pozos

control.

1.3. Objetivo general de la investigación.

Caracterizar petrofísicamente el Miembro Laguna del yacimiento LGINF-04, en el

Campo Tía Juana Lago por medio del análisis de los registros pozos disponibles.

1.4. Objetivos específicos de la investigación.

• Describir las propiedades petrofísicas del yacimiento LGINF-04, atravesado por

100 pozos en toda la sección del miembro Laguna del Campo Tía Juana Lago.

• Seleccionar los registros asociados a cada propiedad petrofísica, controladas por

las curvas de rayos gamma, potencial espontáneo, resistividad somera y

profunda, densidad de formación y neutrón de las parcelas A-189 y A-192.

• Analizar la propagación de las propiedades petrofísicas en el mallado de pozos,

mediante correlaciones.

• Definir modelo de arcillosidad, porosidad total y efectiva, permeabilidad absoluta,

tipos de rocas y saturaciones en el Miembro Laguna.

• Determinar la calidad del yacimiento por medio de la generación de mapas de

Isopropiedades, arena neta total (ANT), arena neta petrolífera (ANP) y arena

neta explotable (ANE).

1.5. Estudios previamente realizados.

Entre los trabajos que se han realizado en el yacimiento Lagunillas Inferior 04, se

tiene:

• Schlumberger, 1999–2002, Integrated Reservoir Study of the LL-04, Lake

Maracaibo, Venezuela. Phase I, II y III Reservoir Characterization.

17

• Landmark, 2005, Revisión Técnica de Geociencias / Modelos Estático-Dinámico

(CAVY) del proyecto “Generación de Cartera de Localizaciones Basado en

Tecnologías Tía Juana Lago LL-04”.

• EXGEO, 2007, Modelo Estocástico del Yacimiento LGINF-04.

• OMNI, 2006, Análisis convencionales de núcleo en el pozo TJ-1436.

• OMNI, 2006, Análisis especiales de núcleo en el pozo TJ-1436.

18

CAPÍTULO II

GENERALIDADES DEL ÁREA

2.1. Ubicación geográfica y límites.

El yacimiento Lagunillas Inferior 04, está localizado en la parte noreste del área de

operaciones de la Unidad de Producción Tía Juana Lago. Este Yacimiento de Edad

Mioceno limita al N-NW con el yacimiento LL-03, al este con el campo Tia Juana Tierra,

al sur con el CAPO del Yacimiento y al W-SW con el Yacimiento LGINF-05. La figura 1,

muestra la ubicación geográfica del yacimiento Lagunillas Inferior 04, así como los

yacimientos adyacentes.

Figura 1. Ubicación geográfica del yacimiento Lagunillas Inferior 04.

Fuente: HRT, año 1999.

19

2.2. Estructura.

Según estudio geológico realizado por LAGOVEN en 1983, el yacimiento LGINF-

04, está conformado estructuralmente por un homoclinal de rumbo aproximadamente

NW-SE y con un buzamiento promedio de 5° hacia el SURESTE. Este homoclinal está

cortado por fallas distribuidas en dos sistemas: un sistema de fallas de dirección NW-

SE, paralelo al rumbo de la estructura y otro en dirección NE-SW, perpendicular al

mismo.

El yacimiento está limitado al Norte y SW, por las fallas normales que lo separan

del yacimiento LL-03, las cuales actúan como barreras entre estos dos reservorios, más

no así en la parte Oeste (A-190, A-210), donde las fallas existentes están orientadas en

dirección NE-SW (Estudio de Exxon de yacimiento LL-03), las cuales no constituyen

barreras efectivas entre los dos yacimientos. Al Este, está limitado por las líneas de

playas o límites de asignación y al Sur por los contactos de petróleo/agua.

Una de las fallas más importante, se encuentra en el flanco SE del yacimiento, la

misma tiende a desaparecer hacia el N-NE, sirviendo de barrera parcial a los fluidos del

reservorio. Su desplazamiento vertical es de aproximadamente 120 pies, evidenciado

en varios pozos (TJ-53, TJ-48), encontrándose su menor desplazamiento (60 pies)

hacia la parte central.

Un sistema de fallas normales con desplazamientos menores (aproximadamente

40 pies), se evidencia al Este del yacimiento, algunas de ellas se extienden hasta la

Franja del Km., y otras continúan a las asignaciones de Maraven en tierra. Estas fallas

no determinadas en los mapas oficiales de Lagoven, cortan algunos pozos del

yacimiento LL-04 y otras son estimadas de acuerdo a las anomalías estructurales

observadas.

20

Figura 2. Mapa estructural oficial del yacimiento Lagunillas Inferior 04.


Figura 3. Mapa estructural del yacimiento Lagunillas Inferior 04.


21

SECCIÓN ESTRUCTURAL SUROESTE - NORESTESO NE

MAPA DE UBICACIÓN

Figura 4. Sección estructural representativa del yacimiento Lagunillas Inferior 04.

2.3. Estratigrafía.

Las rocas del Yacimiento LGINF-04 del Mioceno medio e inferior tienen alrededor

de 2000 pies de espesor que incluyen en orden ascendente las formaciones La Rosa y

Lagunillas. La Formación Lagunillas esta divida en tres miembros: Lagunillas inferior,

Laguna y Bachaquero. El Miembro Lagunillas inferior contiene el mayor yacimiento de

hidrocarburo, los miembros Laguna inferior de la Fm. Lagunillas y Santa Bárbara de la

Fm. La Rosa son considerados yacimientos secundarios. Las litofacies que son mejores

reservorios incluyen arenas no consolidadas, arenas con laminaciones y rizaduras,

areniscas fosilíferas, una litofacies heterolítica con intercalaciones menores de 2” de

areniscas y lutitas. Las litofacies de grano fino (Limos y Lutitas) proveen de barreras

laterales para el flujo de hidrocarburos. La extensión lateral de la mayoría de las lutitas

es limitada por las condiciones de depositacion fluvial.

Las arenas de la formación La Rosa y del Miembro Laguna Inferior, no presentan

contacto petróleo/agua. El límite de estos yacimientos está representado por la línea

cero, por debajo de la cual todas las arenas están saturadas por agua en más de 50%.

Según estudio geológico realizado por LAGOVEN en 1983, los cuerpos de arena que

constituyen la Formación La Rosa y el Miembro Lagunillas Inferior, muestran una

orientación predominante NE-SW, coincidiendo con la dirección predominante de la

22

estructura; no así los intervalos arenosos de Laguna Inferior, ya que estos presentan

formas alargadas a lo largo de rumbo y presentan en general una orientación NNO-

SSE, la cual difiere de la orientación de las arenas de la Formación La Rosa y del

Miembro Lagunillas inferior.

El yacimiento exhibe una variación de gravedad en el crudo, en sentido vertical.

Así tenemos que las arenas de Laguna Inferior y Lagunillas Inferior muestran un crudo

con gravedad máxima de 14.5° y 16° API, respectivamente. La formación La Rosa

(Arena La Rosa, Intermedia y Santa Bárbara), contiene crudo mucho más liviano con

una gravedad promedio de 20° API.

El Miembro Laguna inferior, componente del yacimiento LGINF-04, esta dividido

en tres unidades estratigráficas, que en orden ascendente tenemos, LaC, LaB, LaA, se

caracteriza por ser predominantemente lutítico, con algunos lentes de arena

principalmente en la base, los espesores de este miembro estan en orden de 170 pies

hacia el sur sobre 270 pies en Punta Benitez; Estos tres intervalos en los cuales fue

dividido Laguna Inferior, presentan sus arenas en forma alargada y en general con una

orientación NNW-SSE, la cual difiere de la orientación de las arenas del Miembro

Lagunillas Inferior.

A continuación una descripción más detallada de los tres cuerpos ó subunidades

fueron propuestas en el estudio realizado por HRT en el año 2000 (figura 5), los cuales

se denominan de la base al tope:

Intervalo LaC: Es el de mayor extensión y muestra los mejores espesores de

arena de los tres intervalos. Descansa transicionalmente sobre el Miembro Lagunillas

Inferior, siendo el más prospectivo de Laguna Inferior y por lo tanto el que más ha sido

abierto a producción. Lateralmente es muy continuo, con poca comunicación vertical

con el Miembro Lagunillas Inferior.

Intervalo LaB: Es un intervalo constituido por arenas lenticulares muy arcillosas.

Los mejores desarrollos de arena están localizados al sur donde han sido abiertas a

producción en algunos pozos.

23

Intervalo LaA: Constituye el tope de Laguna Inferior, siendo el intervalo que

presenta menor desarrollo de arena. No existe comunicación vertical con el intervalo

LaB, infrayacente y la unidad Laguna Superior, suprayacente. De lo tres intervalos de

Laguna Inferior, este es el que menos producción aporta.

Figura 5. Registro del pozo TJ-838.

Fuente: LAGOVEN, año 1983.

24

ERA PERIODO EPOCA GRUPO FORMACION MIEMBRO CAPA LENTE SUB-LENTE

LaALaBLaC

LRALRBLRCLRD

B6.1B6.2B6.3

UNIDAD-1UNIDAD-2UNIDAD-3SuperiorMedio

InferiorSuperiorMedio

ARENA LA ROSA

ARENA INTERMEDIA

LUTITA LA ROSA

SANTA BARBARA

ISNOTU

BACHAQUERO

LAGUNA

SUPINFSUPINF

SUPERIOR

INFERIOR

SUPERIOR

INFERIOR

LAGUNILLAS INF.

LL-A

LL-D

B-6

B-1B-2B-3

B-4B-5

LL-B

LL-C

B-7

B-8

B

NEO

GEN

O

MIO

CEN

O

CEN

OZO

ICO

PALE

OG

EN

O

EO

CEN

O

MIS

OA

LA R

OSA

LAG

UN

ILLA

S

ERA PERIODO EPOCA GRUPO FORMACION MIEMBRO CAPA LENTE SUB-LENTE

LaALaBLaC

LRALRBLRCLRD

B6.1B6.2B6.3

UNIDAD-1UNIDAD-2UNIDAD-3SuperiorMedio

InferiorSuperiorMedio

ARENA LA ROSA

ARENA INTERMEDIA

LUTITA LA ROSA

SANTA BARBARA

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BACHAQUERO

LAGUNA

SUPINFSUPINF

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SUPERIOR

INFERIOR

LAGUNILLAS INF.

LL-A

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LAG

UN

ILLA

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Figura 6. Columna estratigráfica generalizada de la U. P. Tia Juana Lago.


2.4. Modelo de facies.

Los modelos de facies están basados en descripciones de núcleos e información

paleontológica, complementadas por datos derivados de correlaciones y mapas

isopacos total del intervalo y mapas de clasificación de facies sísmicas. En este caso la

interpretación de las facies sedimentarias a través de registros eléctricos se logra al

correlacionar los pozos del yacimiento. Mediante la geometría y forma de rayos gamma,

ó de potencial espontáneo comparadas con los modelos teóricos desarrollados por

diversos autores se hace posible la identificación del ambiente sedimentario del área.

El ambiente depositacional para el Mioceno en el área del LL-04 varía de marino

poco profundo a fluvial. El Miembro Lagunillas inferior (Fm. Lagunillas) se encuentra

discordante sobre la Formación la Rosa, y consiste de sedimentos fluviales y fluviales-

estuarinos. La parte basal del Miembro Laguna (Fm. Lagunillas) tiene sedimentos

25

parálicos ó marino de aguas poco profundas y hacia el tope tenemos depósitos

lacustrinos y fluvio-deltaicos.

Figura 7. Mapas de electrofacies de las subunidades LaA, LaB y LaC.


26

CAPÍTULO III

MARCO TEÓRICO

3.1. Núcleo.

Se define Como una fracción ó muestra de roca de un yacimiento, el cual se toma

con la finalidad de realizarle análisis petrofísicos, geológicos y geomecánicos. Este

núcleo es tomado de un pozo a una profundidad específica, por medio de métodos

especiales que permitan tratar de conservar al 100% su estructura geológica y sus

características físico – químicas de la mejor forma posible.

3.1.1. Tipos de núcleo.

Tomando en cuenta la forma de su extracción, estas muestras pueden ser de la

siguiente manera:

• Núcleos de Pared: son porciones del yacimiento que son tomados cuando se

corren los perfiles eléctricos, que pueden ser recuperadas con facilidad, sin

tubería; y se pueden recuperar varias muestras simultáneamente asignándoles

profundidades confiables. Sin embargo, estas porciones presentan algunas

desventajas: las porciones recuperadas generalmente tienen poco volumen, son

tomadas de la zona lavada del pozo, por lo tanto no son representativas, y los

análisis que pueden realizarse sobre éstas son bastantes limitados.

• Núcleos Continuos: son muestras tomadas del pozo mediante herramientas

especiales, estos núcleos pueden variar de 10 a 60 pies de longitud y de 1 ¼ a 6

pulgadas de diámetro. La selección de estas muestras depende de la

disponibilidad de la herramienta misma, así como de las características de la

formación a ser muestreada y de los objetivos de los análisis de los núcleos. Esta

muestra debe ser preservada para mantener su estructura geológica y sus

características físicos – químicas.

27

3.1.2. Preservación de los núcleos.

Después de extraídas las muestras deben ser resguardarlas de manera integral

por lo cual se inicia un proceso de preservación de los núcleos, donde las mismas son

aisladas del medio exterior para ser protegidos de los agentes físicos y químicos que

puedan de una u otra forma alterar las condiciones naturales de la roca y/o los fluidos

que ella contiene.

Existen diferentes técnicas de preservación de núcleos dependiendo del tipo de

muestra tomada, de las características que presenta (muestra de canal, muestra de

pared, núcleos), el tiempo necesario para estar almacenadas y el objetivo para el cual

fueron tomadas. Las principales técnicas utilizadas para la preservación son las

siguientes:

• Bolsas plásticas, bolsas de papel resistentes.

• Película plástica inerte, papel de aluminio, material aislante, caja plástica y

envase de vidrio.

• Congelando con nitrógeno líquido y hielo seco.

• Cajas de madera.

3.2. Porosidad.

Se define como la relación entre el volumen poroso y el volumen total de la roca.

VtVp

=φ

Donde:

Φ: Porosidad.

Vp: Volumen poroso.

Vt: Volumen total de la roca.

Entendiéndose por volumen poroso, al volumen total menos el volumen de los

granos ó sólidos contenidos en la misma. La porosidad puede expresarse

indistintamente en fracción ó porcentaje.

28

3.2.1. Tipos de porosidad.

Durante la sedimentación y litificación, algunos de los espacios porosos originados

inicialmente pueden quedar aislados de otros por varios procesos diagenéticos y

catageneticos, tales como la cementación y compactación. Entonces, muchos de los

poros estarán conectados, mientras que otros se encontrarán completamente aislados.

Esto conlleva a distinguir dos categorías de porosidades, denominadas total ó absoluta

y efectiva.

• Porosidad total: considera el volumen total de poros que estén ó no

interconectados entre sí.

• Porosidad efectiva: considera solo los poros interconectados entre sí, para el

cálculo del volumen poroso, siendo ésta la que permite medir las estimaciones

de petróleo y gas en sitio.

Geológicamente, la porosidad puede clasificarse de acuerdo al origen y al tiempo

de disposición de los estratos, de la siguiente manera:

3.2.1.1. Porosidad primaria.

Es aquella que se desarrolla u origina en el momento en que se depositan los

sedimentos y usualmente es mas uniforme que la porosidad inducida. Esta se clasifica

en las siguientes porosidades:

• Intercristalina: Está conformada por los espacios vacíos que existen entre las

hendiduras de los planos de los cristales. Muchos de estos espacios vacíos son

sub-capilares con poros de hasta 0.002 mm de diámetro. La porosidad existente

en los cristales y entre las partículas de tamaño muy fino ha sido llamada por

Pittman como microporosidad.

• Intergranular: Espacios vacíos intersticiales entre granos que forman la

estructura. Estos espacios vacíos pueden variar de sub-capilares hasta capilares

de mayor tamaño que pueden llegar hasta 5 mm de diámetro.

29

3.2.1.2. Porosidad secundaria.

La porosidad secundaria es el resultado de procesos geológicos (diagenesis y

catageneisis) después de la depositación de los sedimentos. La magnitud, tamaño e

interconexión de los poros puede tener una relación no directa con la forma de las

partículas sedimentarias originales. La porosidad puede ser dividida en tres grupos

basados en el proceso geológico dominante.

• Porosidad en solución: se presenta en rocas cuyos intersticios están formados

por soluciones de algunas porciones solubles de roca contaminadas con ácidos

orgánicos.

• Porosidad por dolomitización: algunos están constituidos prácticamente por

calizas, y si el agua circulante por los poros contiene una cantidad significativa

del ion magnesio, el calcio en la roca puede ser cambiado por magnesio en la

solución. El volumen iónico de magnesio es considerablemente pequeño que el

del calcio, con el reemplazo, el resultado es una dolomita que posee una

porosidad mayor. Una vez completado el reemplazo de calcio por magnesio se

pueden obtener resultados de 12 y 13% de incremento de la porosidad.

• Porosidad por fractura: son aberturas creadas por quiebres estructurales de las

rocas reservorios bajo tensión causada por actividad teutónica. Estas aberturas

incluyen fisuras y fracturas. En algunas rocas reservorios, tales como en los

carbonatos de Campos de Texas, la porosidad por fractura es bastante

importante.

3.2.2. Factores que afectan la Porosidad.

Los factores principales que afectan la porosidad son por el tipo de empaque

(cúbico, rombohedral, ortorrómbico, tetragonal esferoidal); el material cementante; por

la geometría y distribución de los granos; por la presión de las capas suprayacentes y

confinares; y por la presencia de partículas finas de arcilla.

30

• Tipo de Empaque: Es un sistema idealizado que supone granos perfectamente

esféricos y de igual diámetro, presentan cuatro tipos definidos de empaques pero

con diferentes valores de porosidad:

Empaque Cúbico: Es el arreglo de mínima compactación y por lo tanto

máxima porosidad. Los ejes entre las esferas forman entre si ángulos de 90°.

90°

(A

(D (C

(B

r

r

90°

(A

(D (C

(B

r

r

90°

(A

(D (C

(B

r

r

90°

(A

(D (C

(B

r

r

Figura 8. Empaque cúbico.

Fuente: Vergel L. Neuro J., 2007.

Empaque Rómbico u Ortorrómbico: Las esferas se acomodan de manera

que sus ejes formen ángulos entre sí de 60° en un plano y 90° en otro plano.

60°

(A

(D (C

(Br

60°

(A

(D (C

(Br

60°

(A

(D (C

(Br

Figura 9. Empaque ortorrómbico. Fuente: Vergel L. Neuro J., 2007.

Empaque Tetragonal Esfenoidal: En este tipo de empaque, los ejes de las

esferas forman en todos los sentidos ángulos entre sí de 60°.

31

Figura 10. Empaque tetragonal esfenoidal.


Empaque Rombohedral (Hexagonal): Este tipo de empaque por su

configuración es el arreglo de máxima compactación.

(A

(C

(B

(D

(C

(B(A

(D

(A

(C

(B

(D

(C

(B(A

(D

(A

(C

(B

(D

(C

(B(A

(D

Figura 11. Empaque rombohedral (Hexagonal).


• Material Cementante: Formado por el cemento que une los granos entre sí. Los

materiales cementes más comunes son la sílice, el carbonato de calcio y la

arcilla. Del material cementante depende la firmeza y compactación de la roca

sedimentaria; por ello los estratos se identifican como consolidados, poco

consolidados y no consolidados. Este material ligante puede ser transportado en

solución cuando los sedimentos estaban ya depositados, otras veces es

producto de la disolución de los mismos sedimentos, o bien puede ocurrir que

este material sea incluido mecánicamente entre los poros de la roca, ya que su

contenido en mayor o menor grado le dará solidez a dicha roca e incrementará o

disminuirá la porosidad.

32

• Presión de las capas suprayacentes y confinantes: La compactación es el grado

de alteración del tamaño y forma de las partículas debido a la presión de las

rocas suprayacentes. Esta es la ejercida por la disposición de las capas en

condiciones de fondo y por efecto de la presión de sobrecarga se origina una

disminución de la porosidad a causa de este fenómeno. Aunque hay muchas

excepciones, se puede decir que la porosidad disminuye con el aumento en la

profundidad o en la edad de la roca.

• Presencia de partículas finas de arcilla (arcillosidad): El modo en que la arcilla

afecta la Porosidad depende de la cantidad de ella y de sus propiedades físicas.

También pueden depender de la manera en que la lutita esté distribuida en la

formación, ya que el material arcilloso puede encontrarse distribuido de forma

laminar, estructural o dispersa, por lo tanto se puede decir que la porosidad de la

roca disminuye a medida que aumenta la presencia de arcilla en la formación.

3.2.3. Medición de la porosidad.

La porosidad puede medirse de las siguientes formas:

• Por medio de perfiles eléctricos: neutrón, sónico y densidad de formación.

• De los núcleos extraídos de los pozos.

3.3. Permeabilidad.

Es una propiedad inherente a la roca y se define como la medida de facilidad con

que la roca permite que los fluidos se muevan dentro del volumen poroso

interconectado. La permeabilidad se expresa mediante una unidad arbitraria

denominada Darcy, en honor al Francés Henry Darcy, quien fue el primero en estudiar

el paso del fluido (agua) a través de un medio poroso (filtro de arena).

Se dice que dicho medio tiene una permeabilidad de un Darcy, cuando un fluido

de una sola fase con una viscosidad de un centipoise, y que llena completamente el

espacio poroso, fluye a través de éste bajo condiciones de flujo viscoso a una tasa de

un centímetro cúbico por segundo, por un área transversal de un centímetro cuadrado,

33

por centímetro de longitud; y bajo un diferencial de presión de una atmósfera. En los

experimentos iniciales, Darcy no consideró la viscosidad del fluido como variable.

Posteriormente Muskat desarrolló esta ecuación para la industria petrolera, tomando en

cuenta dicho parámetro. La expresión matemática de la Ley de Darcy es la siguiente:

dLdPk

AqV *

μ−==

Donde:

V: velocidad aparente de flujo, cm/seg.

q: tasa de flujo, cc/seg.

A: área perpendicular al flujo, cm2.

k: permeabilidad, Darcy.

μ: viscosidad, cp.

dp/dl: gradiente de presión en la dirección del flujo, atm/cm.

3.3.1. Tipos de permeabilidad.

• Permeabilidad Absoluta (k): cuando existe una sola fase, la cual satura 100% el

medio poroso.

• Permeabilidad Efectiva (ke): cuando existe más de una fase en el medio poroso,

las cuales fluyen simultáneamente.

• Permeabilidad Relativa (kri): se refiere a la relación entre la efectiva y la absoluta.

3.3.2. Factores que afectan la permeabilidad.

La permeabilidad está afectada en el yacimiento, por los mismos factores que

afectan la porosidad tales como presión de Sobrecarga, grado de compactación de la

roca, tamaño y distribución de los granos, entre otros. Además, es importante tomar en

cuenta que las medidas de permeabilidad están afectadas a su vez por el efecto de

deslizamiento de las moléculas y por la presencia de líquidos reactivos en el medio

poroso.

34

3.3.3. Medición de la permeabilidad.

Existen diferentes formas de medir la permeabilidad: medidas directas e

indirectas.

Medidas indirectas: cuando no se dispone de núcleos, estas se puede determinar

mediante correlaciones o métodos indirectos tales como:

• Pruebas de restauración y declinación de presión de pozos.

• Correlación de permeabilidad en función de porosidad.

• Según perfiles eléctricos de resistividad en función de porosidad.

Medidas directas: mediante núcleos, utilizando gases o liquidos. Los métodos utilizados

son los siguientes:

• Permeámetro Standard.

• Permeámetro Ruska Universal.

• Permeámetro de gas.

Las medias de permeabilidad obtenida por estos métodos es absoluta, pues en

dichos aparatos sólo se pueden hacer fluir un fluido a través de las muestras de

núcleos, y ese fluido es un gas (aire comprimido, nitrógeno, entre otros.)

Actualmente en el laboratorio, el método que se usa con mayor grado de

confiabilidad es el permeámetro de gas; este permeámetro esta adaptado a la ley de

Darcy mediante la siguiente ecuación:

ALC

K qag =

Donde:

Kg: permeabilidad al gas (mD).

35

qa: tasa de flujo de gas, (cc/seg a condiciones atmosféricas).

C: constante que depende de presión y Viscosidad del gas.

3.4. Saturación de fluidos.

Para estimar la cantidad de hidrocarburos presentes en un yacimiento es

necesario determinar la fracción del volumen poroso ocupado por cada uno de los

fluidos presentes.

Dicha fracción de volumen de poros, ocupando por agua, petróleo o gas es

precisamente lo que se denomina saturación del fluido. Matemáticamente dichas

saturaciones serán:

Donde la sumatoria

GRANOS DE ARENAGRANOS DE ARENA MATERIAL MATERIAL CEMENTANTECEMENTANTE

PETROLEOPETROLEO

AGUAAGUA

GASGAS


PETROLEOPETROLEO

AGUAAGUA

GASGAS


PETROLEOPETROLEO

AGUAAGUA

GASGAS

Figura 12. Empaque rombohedral (Hexagonal).


100*PorosoVolumenPetróleodeVolumen

So =

100*PorosoVolumen

AguadeVolumenSw =

100*PorosoVolumen

GasdeVolumenSg =

1=++ gwo SSS

36

La determinación de la saturación de los fluidos presentes en los diferentes

estratos de un yacimiento puede realizarse, al igual que la Porosidad y la Permeabilidad

de dos formas diferentes:

• Mediante Registros de Pozos, los cuales miden propiedades eléctricas y

radioactivas (registros eléctricos, neutrón, FDC entre otros) que permiten

identificar los fluidos contenidos en el yacimiento.

• En el Laboratorio, haciendo uso de los métodos de la Retorta y de Extracción por

Solventes.

3.5. Tensión superficial e interfacial.

Es el resultado de las fuerzas moleculares que causan que la superficie de un

líquido asuma el tamaño más pequeño posible, y que actúe como una membrana bajo

tensión. Estas fuerzas causan atracción entre las moléculas de la misma sustancia

(cohesión) y entre moléculas de diferentes sustancias (adhesión).

La tensión superficial está reservada a la tensión ejercida en la superficie de un

líquido, el cual está en contacto con su vapor ó con el aire, y puede medirse mediante la

observación de la fuerza requerida para jalar un alambre delgado a través de la

superficie.

El término de tensión interfacial es utilizado para definir la tensión de la superficie

de separación ó interfase entre dos líquidos inmiscibles, pero en sentido estricto la

tensión superficial es también tensión interfacial.

3.6. Humectabilidad.

Se conoce con el nombre de humectabilidad, a la tendencia de un fluido a

adherirse a una superficie sólida, en presencia de otro fluido inmiscible, tratando de

ocupar la mayor área de contacto posible con dicho sólido. Esta tensión de adhesión

ocurre cuando existe más de un fluido saturando el yacimiento, y es función de la

tensión interfacial.

37

Otro término sinónimo utilizado es el de mojabilidad, denominando fluido mojante

ó humectante al que presenta mayor tensión de adhesión con la roca del yacimiento.

3.7. Presión Capilar.

Las fuerzas capilares presentes en el yacimiento, se originan por la acción

molecular de dos o más fluidos inmiscibles (petróleo, agua y gas), que coexisten en

dicho medio poroso. Estas fuerzas son realmente retentivas e impiden el vaciamiento

del yacimiento.

La presión capilar existe siempre que dos fases miscibles estén presentes en un

tubo capilar, y es definida como la caída de presión a lo largo de la curva de la interfase

del líquido.

En un yacimiento de gran espesor que contenga agua e hidrocarburos, la

saturación puede variar desde 100% de agua en la parte inferior de la zona hasta una

zona máxima de petróleo (y una saturación de agua irreducible) en la parte superior.

Existe una transición gradual entre estos dos extremos de saturación. El intervalo de

transición puede ser muy corto para formaciones porosas y permeables o muy largo

para formaciones de baja permeabilidad.

Tanto el agua como el petróleo están presentes en los poros de las rocas, el agua,

que es la fase que comúnmente humedece, recubre las paredes de los poros y llena los

canales de los poros más pequeños. El petróleo tiende a acumularse en glóbulos en los

poros más grandes.

3.8. Resistividad eléctrica de la formación.

La resistencia eléctrica es la propiedad de un material de impedir el paso de una

corriente eléctrica. Es definida como la relación entre el voltaje aplicado y la corriente

que fluye:

IEr =

38

Donde:

r: Resistencia, ohmios.

E: Voltaje aplicado, voltios.

I: Corriente, amperios.

La resistividad es la resistencia de una unidad de volumen de un material. Al

duplicarse la longitud del elemento conductor, se duplica su resistencia y al duplicarse

la sección transversal perpendicular al flujo de corriente, la resistencia se reduce a la

mitad, de donde se deduce que la resistividad se define como:

mmOhm

LArR

2**==

Donde:

R: Resistividad, ohm-m.

r: Resistencia, ohmios.

L: Longitud del conductor considerado, m.

A: Área de su sección transversal, m2.

La resistividad de las formaciones es indicativa de su litología y de su contenido de

fluidos. Las formaciones geológicas conducen la corriente eléctrica sólo mediante el

agua que contienen. La mayoría de los minerales que constituyen las partes sólidas de

los estratos, cuando están absolutamente secos son aislantes. Las pocas excepciones

a esta regla son los sulfuros metálicos, como la pirita, que son conductores de la

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

encuentren en las formaciones, son eléctricamente no conductoras.

Las formaciones porosas de más baja resistividad indican incrementos tanto en la

cantidad de agua como en su salinidad. Otros factores importantes en la resistividad de

las formaciones son la forma e interconexión de los espacios de los poros que están

ocupados por el agua.

39

3.9. Parámetros petrofísicos.

Son un conjunto de variables que permiten calcular la saturación de agua a través

de un modelo de saturación de la roca.

• Coeficiente de tortuosidad “a”: Es una relación que se determina empíricamente;

este valor permite compensar las variaciones de compactación, estructura de

poros, tamaño y distribución en la relación entre F y phi (intercepto cuando la

porosidad es igual a uno). El valor numérico para la constante a esta

generalmente entre 0.6 y 1.

• Exponente de cementación “m”: Es un parámetro que permite que la tortuosidad

del sistema poral sea correlacionado a una cantidad medible de porosidad. En

resumen, el factor de cementación, varía con la porosidad, distribución de los

granos y su tamaño, la intercomunicación de los poros y la litología. Para

formaciones fracturadas m varía entre 1.3 y 1.4, en formaciones compactas

hasta 2.5.

• Exponente de saturación “n”: Es un parámetro difícil de determinar con precisión,

aún con medidas realizadas en laboratorio, ya que depende de muchos factores

como el tipo de roca, tipo de fluidos, presión capilar, humectabilidad de la roca y

de la dirección en que fue establecida (drenaje o inhibición) y del tipo de

porosidad (íntergranular, cavernosa o ambas).

El parámetro n, varía levemente según la roca – yacimiento que se trate, el factor

fundamental en el control de su magnitud es la humectabilidad de la roca, en las

rocas mojadas completamente por petróleo (n) puede alcanzar valores mayores

de 2 @ 3,4 o aún mayores, pudiendo en algunos alcanzar valores superiores de

10). En general, la mayoría de las rocas son mojadas por agua y (n) toma valores

alrededor de 2.

• Resistividad del Agua de Formación: La resistividad del agua de formación es

uno de los parámetros más importantes en el análisis de registros a hoyo abierto,

puesto que el valor de Rw es requerido para calcular la saturación de fluidos en

el espacio poroso de la roca reservorio. El espacio poroso de los sedimentos

40

marinos inicialmente esta lleno por agua de mar, pero la composición química del

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

áreas geográficas, ni a través de largos períodos de tiempo. Sin embargo, en

muchas partes el agua de mar probablemente no sufre cambios significantes con

el paso del tiempo geológico. Variaciones considerables en la salinidad del agua

pueden ocurrir dentro de una cuenca.

Ocasionalmente; la salinidad es totalmente diferente en la misma roca reservorio

o en ambos lados de la falla sellada. Las variaciones de salinidad pueden ocurrir

en cortas distancias, tanto verticales como horizontales. La filtración a través de

las arcillas es aparentemente uno de los mecanismos primarios causantes de

cambios inusuales de la salinidad.

• Densidad de la matriz (ρma): La densidad del grano de una roca esta definida

como el peso de la roca, excluyendo el peso de los fluidos contenidos en el

espacio poroso, dividido entre el volumen de la parte sólida de la roca,

excluyendo el espacio poroso.

3.10. Propiedades de la roca a partir de análisis de núcleo.

La presión capilar por inyección de mercurio es una técnica extremadamente útil

que puede ser realizada tanto en rocas yacimiento como en rocas sello y permite

obtener información descriptiva y cuantitativa sobre la distribución del tamaño de las

gargantas de los poros, espesor de la columna de hidrocarburos, capacidad de sello y

saturación de agua irreducible.

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

medido de la ecuación básica de presión capilar, podía ser estimado a partir de los

datos de porosidad y permeabilidad de los análisis convencionales de núcleos a

condiciones de superficie. Combinando estos datos con las pruebas de presión capilar,

él desarrolló para 56 muestras de areniscas y 26 de carbonatos, una relación empírica

entre porosidad, permeabilidad al aire y radio de la garganta de poros correspondiente

a una saturación de mercurio de 35% (R35). La ecuación de Winland fue usada y

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

41

( ) ( ) ( )φLogKairLogRLog 864.0.588.0732.035 −+= Donde:

R35: Radio de apertura de poro correspondiente a un 35% de espacio poros ocupado

por el mercurio, micras (μm).

Kair: Permeabilidad Absoluta al aire sin corregir, (mD).

Ф: Porosidad, porcentaje.

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

poro obtenido a partir de la curva de presión capilar donde el fluido no mojante

(mercurio) se encuentra saturando el 35 % de la porosidad. El radio de la garganta de

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

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

grandes que existen en una roca con porosidad intergranular.

En 1985, Coalson, Hartmann y Thomas propusieron una clasificación de la

geometría de poros basada en el tamaño de las gargantas de poros obtenidos a partir

de pruebas de presión capilar por inyección de mercurio. Es aquí, donde por primera

vez es introducido en concepto de Petrofacies definiéndose como una unidad de roca

con propiedades petrofísicas similares y una relación consistente entre porosidad,

permeabilidad, saturación de agua y radio de gargantas de poros, éstas representan

unidades con capacidad de flujo similar.

Clasificación de Petrofacies

Megaporosa > 10.0 Macroporosa 2.0-10.0Mesoporosa 0.5-2.0Microporosa 0.1-0.5Nanoporosa < 0.1

Ri (μ)

Figura 13. Clasificación propuesta por Coalson, Hartmann y Thomas.

42

De manera gráfica se ha acostumbrado a identificar las Petrofacies con un color,

siendo el rojo para la Petrofacies Megaporosa, Azul para la Macroporosa, Verde para la

Mesoporosa, Amarillo para la Microporosa y por último Marrón para la Nanoporosa.

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

método similar a un conjunto de muestras de núcleos tomados en formaciones

comprendidas en Edades desde el Ordovícico hasta el Terciario, estableciendo 14

correlaciones empíricas para radios de gargantas de poros correspondientes a

saturaciones de mercurio (Ri) de 10 a 75%:

( ) ( ) ( )φLogKairLogRLog 385.0.500.0459.010 −+=














3.11. Unidades de flujo ó Unidades hidráulicas.

Las unidades hidráulicas están definidas como elementos representativos del

volumen total del yacimiento en los cuales las propiedades geológicas y petrofísicas

que afectan el flujo de fluidos son internamente consistentes y predeciblemente

diferentes a las propiedades de otros volúmenes de rocas.

43

Las unidades hidráulicas están relacionadas con la distribución de facies

geológicas pero no necesariamente coinciden con los límites de facies. De esta

manera, las unidades hidráulicas no son verticalmente contiguas.

Las unidades hidráulicas quedan definidas por:

• Atributos geológicos de textura, mineralogía, estructuras sedimentarias, contactos

de capas y naturaleza de barreras de permeabilidad.

• Propiedades petrofísicas de porosidad, permeabilidad y presión capilar.

3.11.1. Características de las unidades de flujo (UF).

• Las unidades de flujo y las litofacies no son equivalentes.

• Las unidades de flujo pueden ser correlacionables entre pozos.

• La definición de las unidades de flujo puede variar con la vida del yacimiento.

• Las unidades de flujo deben ser reconocibles en los registros del pozo.

• Una unidad de flujo puede estar en comunicación con otra o puede estar

completamente aislada una de otra.

44

CAPITULO IV MARCO METODOLÓGICO

4.1. Tipo de Investigación.

El proyecto de investigación a desarrollar de acuerdo a las características que

presenta se clasifica como:

• Descriptivo, porque en este estudio se seleccionan una serie de variables para

describir lo que se investiga, se establecen comportamientos específicos y se

comprueba la asociación entre las variables de la investigación.

• Analítico, porque trata de especificar y enfatizar las características y propiedades

importantes de fenómenos o procesos que sean sometidos a análisis, para

describir sus aplicaciones. En esta investigación el proceso lo representa el

yacimiento Eoceno B-Inferior, objeto de la investigación.

• Aplicado, ya que sus resultados podrán utilizarse en la solución de algunos de los

problemas que confronta el yacimiento, de acuerdo a la procedencia de los

datos, la presente investigación es de campo, ya que la información fue obtenida

de la realidad, en su ambiente natural a través de muestras de agua, corridas de

registros, núcleo, entre otros.

• Documental, de acuerdo a la manera de recopilación, organización y manejo de

los datos e información.

4.2. Metodología aplicada en la elaboración del modelo petrofísico.

Para realizar el presente estudio se llevaran a cabo una serie de pasos y

procedimientos con el fin de alcanzar los objetivos planteados; y la secuencia se

describe a continuación:

45

RECOPILAR Y ORGANIZAR LA INFORMACIÓN

CORRELACIÓN NÚCLEO PERFIL

DETERMINAR PARAMETROS PETROFISICOSa, m y m*, n y n*, ρma y Rw

DETERMINAR RADIO DE GARGANTA PORO Y TIPOS DE ROCA

ESTABLECER UNIDADES DE FLUJO

DETERMINAR LOS MODELOS DE ARCILLOSIDAD, POROSIDAD, SATURACIÓN DE

AGUA Y PERMEABILIDAD

DETERMINAR PARAMETROS DE CORTE

EDICIÓN DE PERFILES Y CORECCIONES AMBIENTALES

APLICAR MODELOS AL ÁREA

GENERAR SUMARIOS PETROFISICOS

ELABORAR MAPAS DE ESPESORES E ISOPROPIEDADES

NORMALIZACIÓN DE PERFILES Y DATOS DE NÚCLEO

INICIO

Figura 14. Flujograma con la metodología de trabajo. 4.3. Recopilación y organización de la información.

Una de las etapas más importante en el desarrollo del estudio, fue la revisión y

recopilación de toda la información disponible. Donde inicialmente se reviso toda la

información referente a los análisis de núcleos disponibles de los pozos en el intervalo

de interés, encontrándose análisis convencionales y especiales de núcleos, perfiles de

pozos, análisis físico-químico de agua de formación, historias de producción/presión y

estudios previamente realizados; posteriormente procedió a validar esta información de

modo de aumentar la certidumbre de los resultados.

46

El análisis de núcleo permite medir directamente varias propiedades petrofísicas

bajo condiciones controladas de laboratorio, pero dado que esta es una técnica que

requiere la toma del núcleo lo cual es generalmente costoso e implica riesgos

operacionales adicionales, el análisis de registros es una de las técnicas más comunes

para la interpretación de las características geológicas y la predicción de parámetros

petrofísicos en las rocas almacén de hidrocarburos. Por esta razón son pocos los pozos

que contienen información de análisis de núcleo, para el presente estudio solo

contamos con el pozo TJ-1436.

TJ-1436 TJ-1436

Figura 15. Mapa base de ubicación del pozo con núcleo.

Posteriormente se realizó la selección y lista de los pozos en las parcelas A-189 y

A-192, con datos de perfiles en la sección de interés para el estudio. Con la finalidad

optimizar los procesos de edición, normalización, análisis e interpretación de los

perfiles, donde se establecieron tres grupos de pozos acorde con los datos disponibles

tales como pozos con perfiles eléctricos, rayos gamma, calibre de hoyo y densidad de

47

formación compensada, en este caso la información fue clasificada de la siguiente

manera:

• Pozos Claves: Son aquellos pozos que disponen de análisis convencionales y

especiales de núcleos. Además de contar con un set de registros completos que

incluyen: Registros eléctricos, radiactivos y/o acústicos.

• Pozos control ó petrofísicos: Son aquellos que disponen de todo el conjunto de

registros para determinar las distintas propiedades petrofísicas, entre los cuales

se encuentran: las curvas de rayos gamma (GR), potencial (SP), Resistividad

profunda (RT), densidad (RHOB), sónico ó acústico, neutrón (DT) y caliper

(CALI).

• Pozos no control ó no petrofísicos: Son aquellos que no cuentan con registros de

porosidad, sólo disponen de registros de Resistividad y de litología (SP,GR), que

son la mayoría de los pozos del área de interés.

A continuación en la figura 16, se presenta la distribución de la información de

registros en las parcelas A-189 y A-192, según la clasificación previamente descrita.

CLASIFICACIÓN DE LA INFORMACIÓN DE PERFILES DE POZOS

61%

39%

1%

Pozos ClavePozos PetrofísicosPozos no Petrofísicos

Figura 16. Clasificación de la información de registros de los pozos.

48

4.4. Edición de perfiles de pozos.

El proceso de edición de los datos de perfiles de pozos consiste en visualizar,

revisar y catalogar las curvas cargadas en la base de datos del proyecto, con el

propósito de detectar problemas y efectuar las correcciones correspondientes. Entre las

actividades básicas de edición comúnmente efectuadas se pueden mencionar: la

integración ó empalme de las curvas derivadas de múltiples corridas de perfiles, ajustes

de profundidad y/o escala de las curvas, edición de secciones anómalas, corrección por

deriva de la curva SP, entre otras. Para conservar la integridad de las curvas originales

en la base de datos, se generaron copias con el sufijo “_EDIT”, por ejemplo, la curva

GR_EDIT, representa la copia editada realizada a la curva original GR.

4.5. Correcciones ambientales.

Las correcciones ambientales a la información adquirida con herramientas de

resistividad, rayos gamma, densidad de formación y neutrón compensado, se efectúan

con el propósito de eliminar ó reducir los efectos causados por condiciones de hoyo,

características del lodo de perforación, temperatura, etc. En este caso, no fue necesario

efectuar corrección ambiental a los datos de los perfiles de pozos, ya que las curvas

fueron sometidas a un proceso de normalización mediante el cual se eliminan la mayor

parte de los problemas mencionados. Adicionalmente, los últimos pozos perforados en

el yacimiento ya poseen las correcciones ambientales, realizadas en este caso por las

compañías de perfilaje.

4.6. Normalización de perfiles de pozos.

El proceso de normalización de perfiles de pozos, es de vital importancia tanto

para la ejecución de la caracterización petrofísica como para la construcción del modelo

estático del área de estudio. La normalización de los perfiles de pozos, en especial

rayos gamma, potencial espontáneo, resistividad y densidad de formación, se realiza

con la finalidad de eliminar ó reducir los efectos de dispersión dejados durante la

adquisición de la información. Entre las causas de estos efectos se pueden mencionar:

criterios diferentes en la calibración de las herramientas de perfilaje, modelo ó prototipo

de herramientas, diversidad en compañías de perfilaje, tipo de sistema de lodo de

perforación, escalas de adquisición ó vectorización, entre otros. Para conservar la

integridad de las curvas editadas en la base de datos, se asignó el sufijo “_N” a las

49

curvas normalizadas, por ejemplo, la curva “GR_N”, presenta las ediciones realizadas a

la curva editada “GR_EDIT”.

En términos generales, la normalización consiste, en establecer un patrón

litológico local ó regional, que permita efectuar la comparación con la data adquirida en

cada pozo. De no ajustarse la curva al patrón, se realiza un ajuste por desplazamiento,

tendencia o escala, generando de esta forma, una nueva curva que es comparada

nuevamente con el patrón litológico del área, efectuando de esta manera un proceso

iterativo hasta que exista correlación.

4.6.1. Normalización de perfiles de rayos gamma.

La normalización de los perfiles de rayos gamma se realiza con el propósito de

reducir los efectos de dispersión causados durante la adquisición de la información. Las

curvas normalizadas de rayos gamma permiten calcular con mayor precisión y

consistencia los valores de arcillosidad, porosidad efectiva, tipos de roca y

permeabilidad de las areniscas en evaluación. Adicionalmente, estas curvas

normalizadas facilitan los procesos de correlación estratigráfica entre pozos y

calibración núcleo-perfil. Mediante el análisis de histogramas de frecuencia acumulada

y normalizada de los datos de rayos gamma de los pozos, se estableció el modelo de

normalización.

Existen varios métodos para la normalización de registros, cada uno con sus

ventajas y desventajas. Normalmente, se utiliza una combinación de métodos, pero en

términos generales se asume que cualquier corrección aplicada a la curva de GR sería

una transformación lineal de la forma general:

bxay += . (1)

ó, específicamente para la curva GR:

bEDITGRaNGR += _*._ (2)

50

Donde “GR_N” y “GR_EDIT” indican la nueva curva normalizada y la copia de la

curva inicial, respectivamente. Las dos constantes a y b representan la pendiente y la

intersección de una función lineal general. Es importante notar que algunos problemas

indicados anteriormente requieren una relación de un solo punto, mientras otros

requieren una relación de dos puntos, donde la diferencia es simplemente el valor de la

constante b, la cual es cero en el primer caso.

4.6.2. Normalización de perfiles de resistividad.

La normalización de los perfiles de resistividad de investigación somera (RS) y

profunda (RT) se realiza con el propósito de reducir los efectos causados durante la

adquisición de la información, por fallas en la calibración de las herramientas. Las

curvas normalizadas de resistividad permiten calcular con mayor precisión y

consistencia los valores de saturación de agua de las areniscas en evaluación.

Adicionalmente, estas curvas normalizadas facilitan el proceso de correlación

estratigráfica entre pozos.

Para el proceso de normalización, se seleccionaron los pozos de interés para el

estudio, con información de resistividad somera (RS) y profunda (RT) en el intervalo

correspondiente a la superficie de máxima inundación, que para este caso es la

Formación la Rosa. En esta zona, las curvas RS y RT deben presentar valores similares

de resistividad debido a las características impermeables de las lutitas. En el caso

contrario, se procede a la normalización de dichas curvas.

Los pozos seleccionados fueron utilizados para establecer el modelo de

normalización al nivel de las zonas 100% lutita. Mediante el análisis de histogramas de

frecuencia de las curvas RS y RT, se estableció un promedio de resistividad para el

valor mínimo de normalización (100% de lutita) de ambas curvas.

Los valores mínimos de las curvas de resistividad RS y RT de cada pozo al nivel

de las lutitas de referencia, se utilizaron durante la normalización de dichas curvas. La

normalización se efectuó mediante la suma o resta a los valores de las curvas RS y RT

la diferencia entre el valor mínimo de las curvas y el valor mínimo de normalización. En

los pozos sin información de resistividad al nivel del marcador ó superficie de máxima

51

inundación (lutita La Rosa), se sustituyó el valor mínimo de normalización por el

promedio del valor mínimo de las curvas normalizadas de resistividad profunda de los

pozos vecinos y se procede de igual manera a la normalización de las curvas.

4.7. Normalización de la información de núcleos.

El procesamiento para la corrección incluyó los siguientes pasos:

• Calcular esfuerzo de confinamiento del yacimiento.

• Uso del modelo de Stanley Jones, para desarrollar un modelo de corrección

de permeabilidad y porosidad por esfuerzo.

4.7.1 Determinar Esfuerzos de confinamiento promedio del yacimiento.

El cálculo de éstos se desarrolló con base en el modelo de Dirk Teeuw (SPE02973

“Prediction of Formation Compaction from Laboratory Compressibility Data”) y Nelson,

que se explica a continuación:

En un sistema de coordenadas

cartesianas, se pueden definir los tres tipos de esfuerzos principales, como se muestra

en la figura 17.

Figura 17. Tipos de esfuerzos que experimenta la roca.

52

El esfuerzo principal vertical es σz que representa el peso de los estratos

superiores que suprayacen a la roca de interés y viene dado por:

yacobZ PP −=σ (3)

Donde:

σz: esfuerzo principal vertical, lpc.

Pob: es la presión de sobrecarga, lpc.

Pyac: es la presión original del yacimiento, lpc.

La presión de sobrecarga se estima mediante la expresión:

HP sob ∗= γ (4)

Donde:

H: profundidad, expresada verticalmente, ft

.s:gradiente de sobrecarga igual o cercano a la unidad, 1lpc/ftץ

Si no se conoce la presión de yacimiento y el mismo no está anormalmente

presurizado, se puede aproximar mediante la expresión:

HP wyac ∗= γ (5)

Donde:

H: es la profundidad, expresada verticalmente, ft.

w: representa el gradiente promedio de una columna de agua fresca a salobre 0,44ץ

lpc/ft.

Teeuw desarrolló la relación entre los esfuerzos horizontales y verticales debido a

que el tapón utilizado en el laboratorio tiene forma cilíndrica se tiene que:

zyx vv σσσ ∗−

==1 (6)

Donde:

53

ν: relación de Poisson, la cual viene definida por:

LL

dd

vΔ

Δ=

(7)

Donde:

Δd: cambio en el diámetro que sufre el tapón cuando es sometido a un esfuerzo.

d: diámetro original.

ΔL: es el cambio en longitud y.

L: longitud original del tapón.

Para propósitos prácticos, la relación de Poisson se estima como ν = 0,28 para

yacimientos con rocas consolidadas y ν = 0,32 para rocas friables o no consolidadas.

Para el esfuerzo promedio se puede tomar ν = 0,30 entonces tenemos que:

3zyx

m

σσσσ

++=

(8)

Al someter las muestras tomadas en superficie a este esfuerzo promedio σm, se

reproducen las condiciones de yacimiento y se puede medir cualquier propiedad

petrofísica a esas condiciones. Operando matemáticamente sustituyendo la Ec. 3 y 6 en

la Ec. 8, se tiene que:

Hm ∗= 35,0σ (9)

Siendo σm el esfuerzo neto promedio del yacimiento.

4.7.2 Corrección de porosidad y permeabilidad de núcleos por esfuerzos.

El modelo de Stanley C. Jones (SPE 15380, “Two-Point Determination of

Permeability and PV vs. Net Confining Stress"), descrito a continuación, se utilizó para

corregir por efectos de soterramiento y convertir la información histórica de condiciones

ambientales estándar a condiciones del yacimiento. Jones desarrolló dos correlaciones

empíricas (ecuaciones 10 y 11) para entender la variabilidad de la permeabilidad y el

54

volumen poroso con el esfuerzo al cual está sometido el yacimiento, las cuales se

expresan como sigue:

Modelo de corrección por esfuerzo de la porosidad normalizada

[ ]σ

σσφφ

CEXPbEXP

ZZ +−−−

=1

)/(1( *2

0 (10)

Modelo de corrección por esfuerzo de la permeabilidad

[ ]σ

σσσ C

EXPbEXPKK

+−−−

=1

)/(1( *1

0 (11)

Donde:

ΦZ: Porosidad normalizada corregido al esfuerzo neto del yacimiento, fracción.

ΦZ0: Porosidad normalizada a cero esfuerzo, fracción.

Kσ : Permeabilidad Klinkenberg al esfuerzo neto del yacimiento, mD.

Ko : Permeabilidad Klinkenberg a cero esfuerzo, mD.

b1 : Parámetro de sensibilidad al esfuerzo para la permeabilidad.

σm: Esfuerzo neto promedio del yacimiento o de la muestra.

σ*: Constante de Declinación.

C: Constante arbitraria.

b2: Parámetro de sensibilidad al esfuerzo para el volumen poroso.

Como se puede observar, existen cuatro constantes a determinar en las

ecuaciones: b1, Ko, σ* y C, o b2, Vpo, σ* y C. Dentro de su estudio, Jones determinó

que la constante σ* se ajustó bien a un valor de 3000 lpc para casi todas las muestras

utilizadas en ese estudio. La constante arbitraria C mostró variaciones entre 0 y 1x10 E

–05 lpc-1, con un promedio estadístico de 3x10 E-06 lpc-1.

Al suponer un valor promedio para σ* de 3000 lpc y para C de 3x10 E-06 lpc-1,

solo hace falta encontrar los valores de b1, b2, Ko y Vpo. Esto reduce el número de

55

constantes a obtener de cuatro a dos, lo que permite linealizar las ecuaciones

anteriores con el fin de obtener el valor de las variables faltantes, conociendo los

valores de permeabilidad y porosidad para dos condiciones de esfuerzos diferentes tal

como se muestra en la figura 18.

Figura 18. Gráficos de permeabilidad y porosidad vs. esfuerzo.

Fuente: Modelo de Stanley C. Jones, SPE 15380.

4.8. Determinar parámetros petrofísicos.

Los parámetros petrofísicos son elementos importantes en el desarrollo de

modelos petrofísicos ya que conforman los parámetros que requieren las ecuaciones

matemáticas con las cuales se estiman las propiedades y características de los

reservorios.

4.8.1. Exponente de cementación m, m* y Coeficiente de tortuosidad.

El cálculo del coeficiente de cementación (m) y el corregido por arcilla (m*), se

efectuó mediante la metodología tradicional de graficar en escala log–log para las

diferentes muestras, los valores obtenidos del factor de formación en función de

porosidad, los cuales deben estar a la presión neta de confinamiento que para este

caso es 1450 lpc. Para lograr establecer una correlación ajustada al tipo Archie, se hizo

56

necesario introducir varias muestras simuladas con Ø = 1 y FF = 1 para obligar a la

línea de tendencia a cruzar en ó cerca del valor correspondiente a FF = Ø = 1. Para el

cálculo del coeficiente corregido por arcilla (m*) se corrigió el factor de formación (FF),

por efectos de arcilla, utilizando la expresión:

)1( QvBRwFFF ∗∗+=∗ (12)

Donde:

Rw: resistividad del fluido saturante, en ohm-m a 25° C,

Qv: capacidad de intercambio de cationes, en m-eq/mL, y

B: conductancia específica de las arcillas, expresada a 25° C.

La conductancia específica de las arcillas es un valor dependiente de temperatura

y se calcula mediante la expresión:

)27,004,0)(1()28,1000406,0225,0(

23,1

2

−+−−

=TRw

TTB (13)

Donde:

T: temperatura en grados centígrados.

4.8.2 Exponente de saturación n y n*.

Para determinar el exponente de saturación, (n) y el exponente de saturación

corregido por arcillas (n*), se utilizó la metodología de graficar en escala Log-log el

índice de resistividad (IR) versus la saturación de la solución salina (Sw) medidos en

laboratorio, para todos los casos se hizo regresión lineal forzada a través del punto IR =

Sw = 1.

Para el cálculo del exponente de saturación corregido por arcilla (n*), se corrigió el

valor del Índice de Resistividad por efectos de la arcilla presente, utilizando la

expresión:

)1( QvBRwSw

QvBRw

IRIR∗∗+

∗∗

∗=∗

(14)

57

Luego con el resultado del exponente de saturación promedio, obtenido por medio

del gráfico de IR vs Sw, se procede a clasificar la calidad del cemento, según los rangos

presentados en la siguiente tabla:

Tabla 1. Calidad del cemento en función del exponente de cementación (m).

Exponente de cementación (m) Calidad del cemento

< 1,4 No cementadas

1,6 – 1,8 Muy ligeramente cementadas

1,8 – 2,02 Moderadamente cementadas

> 2,02 Altamente cementadas

4.8.3 Densidad de matriz (ρma).

Para determinar la densidad de matriz se elabora un histograma con los diferentes

valores de densidad de grano medidos en el laboratorio, donde el valor que aparece

con mayor frecuencia, es decir la moda del número de observaciones, representa la

densidad de matriz de la unidad estudiada.

4.8.4. Resistividad del agua de formación (Rw).

Uno de los parámetros más difíciles de establecer en la evaluación petrofísica de

un yacimiento, es la resistividad del agua de formación “Rw”. Existen varios métodos

empleados para estimarlo, pero el más directo es el análisis físico-químico de las

muestras de agua de producción. Un análisis de agua se considera representativo

cuando el balance iónico entre los cationes y aniones, presenta cargas eléctricas

iguales. Para realizar este balance la concentración de cada ión reportado en el análisis

físico-químico, debe ser expresado en miliequivalentes por litros (meq/lts) y solo se

acepta una diferencia menor que uno entre ambas cargas (cationes y aniones). 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 muestra. Luego las

concentraciones de cada elemento deben convertirse en concentraciones equivalentes

de cloruro de sodio entrando con la Concentración total de solidos al Gen-8 del manual

58

de cartas de la Schlumberger para el cálculo de los factores de conversión de cada ión,

el cual se muestra a continuación.

Figura 19. Gen-8.

Fuente: Schlumberger.

Para obtener la salinidad total equivalente en cloruro de sodio (NaCl), las partes

por millón de cada ión se multiplican por su factor de conversión correspondiente y los

productos se suman.

Finalmente con la concentración total en NaCl en ppm se obtiene la resistividad

del agua a la temperatura del yacimiento, utilizando para la carta Gen-9 del manual de

cartas de Schlumberger.

59

Figura 20. Gen-9.

Fuente: Schlumberger.

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 ó campo en estudio; en el caso de

existir dicho patrón se verifica la existencia de análisis recientes no incluidos en el

establecimiento de dicho patrón y se actualiza de ser necesario, dejándolo disponible

para su uso en la evaluación. Para la construcción del diagrama Stiff, se consideran las

concentraciones absolutas en miliequivalentes por litro de los iones de sodio, calcio,

magnesio, cloro, bicarbonato y sulfato. Los valores de concentración de cada ión son

representados a la izquierda y 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 cuidadosamente, dependiendo de las concentraciones de las muestras.

60

La resistividad del agua de formación también puede ser determinada mediante otros

métodos tales como: análisis de la curva de potencial espontaneo “SP” y gráficos de

Pickett, el cual consiste en un gráfico de resistividad verdadera “Rt” vs porosidad total

“PHIT”. Estos métodos se aplican en areniscas limpias de buen espesor y 100%

saturadas de agua.

4.9. Correlación Núcleo-Perfil.

Durante el estudio del yacimiento Lagunillas Inferior 04, se efectuó un proceso de

validación y certificación de los datos digitales (en formato MsExcel) de los análisis

convencionales y especiales del núcleo TJ-1436. Los análisis convencionales incluyen

datos de porosidad y permeabilidad medida a una presión de sobre carga de 1450 lpc,

densidad de grano y descripción sedimentológica. En los análisis especiales se incluyen

los datos de las pruebas de permeabilidad relativa (sistemas agua-petróleo y gas-

petróleo), presión capilar (mediante plato poroso, centrifuga e inyección de mercurio),

mojabilidad, índice de resistividad, factor de formación, factor de compresibilidad,

tamaño de grano, componentes mineralógicos (cuarzo, tipos de arcillas y cemento) y

tamaño de la apertura de poros. La información de núcleos en formato MsExcel, fue

convertida a formato “LAS” (con incremento de 0,5 pies) mediante un macro, para su

transferencia a la base de datos de OpenWorks. Cabe destacar que, el pozo TJ-1436

(pozo con núcleo), dispone de un set de registros eléctricos completos para efectuar el

proceso de correlación núcleo-perfil. A continuación se describirá el procedimiento para

efectuar el ajuste de profundidad de los datos de núcleos con respecto a la profundidad

de los registros de pozos.

En la aplicación “PetroWorks” se crearon los “Templates ó plantillas” para facilitar

la correlación núcleo-perfil. Estos incluyen las curvas normalizadas, así como los

valores de las propiedades petrofísicas (porosidad, permeabilidad, densidad de grano,

saturación de petróleo, saturación de agua irreducible y volumen de arcilla) medidas en

las pruebas de los análisis convencionales/especiales de núcleos. A partir de estos

“Templates” se logró realizar el ajuste de profundidad de los datos de núcleos con

respecto a los datos de perfiles, esto como primer paso a la realización de la correlación

núcleo-perfil. El procedimiento de ajuste de profundidad se realizó con la herramienta

de “LogEdit” dentro de “PetroWorks”, la cual tiene un módulo especial para ajustar la

61

información de núcleos con la información de los perfiles del pozo. Es importante

mencionar que la mayoría de las veces, estos desplazamientos no son constantes

sobre todo en arenas no consolidadas, como es el caso de este estudio.

4.10. Determinar tipos de roca.

Considerar como tipos de roca a una unidad de roca depositada bajo condiciones

y procesos diagenéticos similares, la cual resulta de una única:

• Relación de Porosidad y Permeabilidad.

• Geometría y distribución de tamaño de poro (Presión Capilar).

• Saturación de Agua a una altura dada con respecto al Contacto Agua Petróleo

Original (CAPO), de no existir CAPO se considera la saturación de agua inicial

(Swi).

4.10.1. Perfil de garganta de poro.

El perfil de garganta ó apertura de poro es un gráfico que se realiza con la

finalidad de obtener el radio de garganta de poros (Ri) medido de laboratorio, a

diferentes niveles de saturación. Debido a que la metodología para la caracterización

del tipo de roca ideada por Winland y Pittman se fundamenta en medidas de presión

capilar realizadas con inyección de mercurio, es necesario convertir cualquier otra clase

de medición al sistema Aire-Mercurio según el tipo de prueba.

Para la elaboración del perfil de garganta de poro se grafican las diferentes

valores obtenidos de presión capilar de las muestras de núcleo, en función de la

saturación de la fase no mojante, se generan correlaciones de Pc=f(SHg) para

conseguir los valores de presión capilar a las saturaciones de mercurio desde 10%

hasta 75% para cada muestra y posteriormente es convertido a radio de garganta poro

(Ri) con la siguiente ecuación:

SHgi Pc

R 43,106= (15)

Donde:

Ri: Radio de garganta de poro a cualquier saturación de mercurio, micrones.

62

PcSHg: Presión capilar a cualquier saturación de mercurio, lpc.

4.10.2. Radio de garganta de poro (Ri).

Basados en trabajos de laboratorio, Winland y Pittman consiguieron una serie de

ecuaciones que relacionan el radio de garganta de poro, la porosidad y la permeabilidad

a diferentes saturaciones de mercurio como se muestra a continuación:

4.10.2.1. Ecuación empírica desarrollada por Winland para determinar el Radio de

Apertura de Poros correspondiente a una Saturación de Mercurio de 35%.

φlog*864.0log*588.0732.0log 35 −+= KR (16)

4.10.2.2. Ecuaciones empíricas desarrolladas por Pittman para determinar el Radio de

Poro Correspondiente a varias saturaciones de mercurio.

φlog*385.0log*500.0459.0log 10 −+= KR (17)

φlog*344.0log*509.0333.0log 15 −+= KR (18)

φlog*303.0log*519.0218.0log 20 −+= KR (19)

φlog*350.0log*531.0204.0log 25 −+= KR (20)

φlog*420.0log*547.0215.0log 30 −+= KR (21)

φlog*523.0log*565.0255.0log 35 −+= KR (22)

φlog*680.0log*582.0360.0log 40 −+= KR (23)

φlog*974.0log*608.0609.0log 45 −+= KR (24)

φlog*205.1log*626.0778.0log 50 −+= KR (25)

φlog*426.1log*632.0948.0log 55 −+= KR (26)

φlog*666.1log*648.0096.1log 60 −+= KR (27)

φlog*979.1log*643.0372.1log 65 −+= KR (28)

φlog*314.2log*627.0664.1log 70 −+= KR (29)

63

φlog*626.2log*609.0880.1log 75 −+= KR (30)

Donde:

Ri: Radio de garganta de poro a cualquier saturación de mercurio, µm.

K: Permeabilidad al aire, mD.

Φ: Porosidad, %v/v.

Por lo tanto el propósito es conseguir la ecuación que mejor reproduzca el radio de

garganta de poro calculado a partir de los datos de presión capilar de laboratorio,

aplicando el siguiente procedimiento:

4.10.3. Gráficos de ápices (Apex Plots).

Permite identificar el rango de saturación de la fase no mojante donde se alcanza

el mayor desplazamiento, la cual se relaciona con el radio de garganta poro dominante

“Ri”; para elaborar el Apex-Plots se grafica la relación Saturación de la fase no

mojante/Presión Capilar vs Saturación de la fase no mojante, y se observa el rango

donde ocurren las inflexiones de las curvas representando la saturación de mercurio

promedio correspondiente al radio de garganta Ri.

4.10.4. Gráficos de saturación incremental.

Este gráfico permite determinar el valor del radio de garganta de poro para cada

muestra en el que ocurre el mayor incremento en la saturación de la fase no mojante y

por ende el de las petrofacies. Este se construye graficando los incrementos de

saturación entre cada nivel de presión, contra su respectivo radio de garganta de poro

(por cada muestra), en éste también se incluye la escala del tamaño de garganta poro

sugerida por Coalson, Hartmann y Thomas.

64

Clasificación de Petrofacies

Megaporosa > 10.0 Macroporosa 2.0-10.0Mesoporosa 0.5-2.0Microporosa 0.1-0.5Nanoporosa < 0.1

Ri (μ)

Figura 21. Clasificación de petrofacies ó tipos de roca.

4.10.5. Gráficos uno a uno.

Los gráficos Uno a Uno permiten comparar los valores de Ri obtenidos a partir del

Perfil de Garganta de Poro, con los calculados usando las ecuaciones empíricas de

Winland y Pittman, para cada nivel de saturación de mercurio perteneciente al rango

previamente establecido a través del Gráfico de Ápices. Se elabora graficado en papel

cartesiano los Ri calculados del Perfil de Garganta de Poro vs los Ri calculados las

ecuaciones empíricas de Winland y Pittman, la tendencia de los puntos será una línea

recta, escogiéndose el Ri que más se acerque a una línea de 45 grados. Este gráfico,

será determinante en la escogencia del Ri por lo tanto su interpretación debe hacerse

con mucho cuidado, analizando siempre todos los parámetros que influyen en el cálculo

de los diferentes Ri.

4.10.6. Clasificación de las muestras de núcleo mediante el gráfico de radio de garganta

de poro (Ri).

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. Para esto se realizó el gráfico de Permeabilidad vs. Porosidad con la finalidad

de determinar la diversidad de los tipos de roca presentes en el yacimiento. El cual

permite identificar y caracterizar los grupos que representan una única relación de

permeabilidad en función de la porosidad y cualquier otra propiedad petrofísica que

caracterice cada tipo de roca para asociarla con cada petrofacies.

65

4.11. Unidades de flujo.

El Gráfico Estratigráfico de Lorenz modificado presenta el %K*H acumulado

versus el %PHI*H acumulado, en el se observará que cada cambio de pendiente de la

curva es un área de flujo diferente. Donde cada zona de flujo tiene su correspondencia

en profundidad, que luego se cotejará con la correlación núcleo-perfil y trasladar las

profundidades del núcleo al registro. Este método gráfico se basa en el marco

geológico, tipo de roca, capacidad de almacenaje, capacidad de flujo entre otros. La

construcción del gráfico de Lorenz Modificado se realizará con la capacidad de flujo

acumulado versus la capacidad de almacenamiento acumulado computado en unidades

de flujo que mantienen su posición estratigráfica. El procedimiento consiste primero en

ordenar ó jerarquizar las zonas de mayor capacidad de flujo acumulado a menor

capacidad de flujo acumulado, es decir en orden descendente. Este método permite

observar cuales unidades sedimentarias se pueden considerar como una misma unidad

de flujo y cual unidad sedimentaria se pueden dividir en unidades de flujo.

4.12. Determinar modelo de arcillosidad.

Para el cálculo del Índice de arcilla (Ish) se utilizaron los indicadores de contenido

de arcilla y se aplican las siguientes expresiones, de acuerdo con el perfil usado (SP,

GR ó RT), para el presente estudio solo se incluyeron los pozos con curvas de rayos

Gamma:

Índice de arcilla (Gamma Ray):

clGRshGRclGRGR

Ish−

−=

(31)

Donde:

Ish: Índice de arcilla.

sh : Indica la lutita más representativa del yacimiento.

cl: Indica la arena más limpia.

Una vez calculado el índice de arcilla (Ish), se procede a definir el modelo que mejor

representa el comportamiento de la arcillosidad del área de estudio. Existen varios

66

modelos para tal fin y los mismos se pueden determinar a partir de las siguientes

expresiones:

Volumen de arcilla Lineal:

IshVsh = (32)

Volumen de arcilla Clavier:

( ) 21

27.038.37.1 ⎥⎦⎤

⎢⎣⎡ +−−= IshVsh

(33)

Volumen de arcilla Larionov (rocas terciarias):

17.32

17.32

−

−×=

IshVsh

(34)

Volumen de arcilla Steiber 1:

IshIshVsh−

=2 (35)


IshIshVsh×−

=23 (36)


IshIshVsh×−

=34 (37)

Donde:

Vsh: Volumen de arcilla, v/v.


67

Y por último se selecciona el modelo que proporcione el mejor cotejo con los datos de

volumen de arcilla del análisis petrográfico de DRX, determinados en el núcleo del

pozo TJ-1436.

4.13. Determinar modelo de porosidad total y efectiva.

Para el cálculo de la porosidad, los pozos del área de estudio se separaron en tres

grupos de acuerdo a la información disponible:

4.13.1. Pozos con perfiles de densidad y neutrón.

En el caso de los pozos con porosidad calculado a partir del perfil de densidad y

neutrón se utilizó fundamentalmente con el objeto de corregir por los efectos de la

presencia de hidrocarburos livianos, cuando ese fuese el caso, se hizo uso de las

siguientes expresiones:

fma

bmaDPHIρρρρ

−−

= (38)

2

22 NPHIDPHIt

+=φ

(39)

Donde:

Φt: Porosidad total, v/v.

ρb: es la lectura la curva de densidad, tomada del perfil, en gr/cc.

ρma: es la densidad de la matriz.

ρf: es la densidad del filtrado de lodo (agua = 1 gr/cc, salmuera 1.05 gr/cc y aceite 0.89

gr/cc).

DPHI: Porosidad determinado a partir del registro de densidad, v/v.

NPHI: es la lectura de neutrónica, tomada del perfil, v/v.

4.13.2. Pozos con perfiles de densidad únicamente.

En los pozos donde no se disponía de perfiles de neutrón se calculó la porosidad

total directamente de la ecuación de porosidad del perfil de densidad como se tiene a

continuación.

68

fma

bmat ρρ

ρρφ

−−

= (40)

Donde:




ρf: es la densidad del filtrado de lodo (agua = 1 gr/cc, salmuera 1.05 gr/cc y aceite 0.89

gr/cc).

4.13.3. Pozos sin perfiles de densidad y neutrón.

Para el cálculo de la porosidad en un pozo, es necesario una curva de densidad,

de neutrón y/o sónico. La mayoría de los pozos del área en estudio son pozos no

petrofísicos, por lo que se hizo necesario generar una curva sintética de densidad a los

pozos que no contaban con esta curva, a partir de los pozos con perfil de densidad del

área en estudio (A-189 y A-192), que estuviesen poco afectados por el derrumbe del

hoyo.

4.13.4. Porosidad efectiva.

Para el cálculo de porosidad efectiva se utilizó la ecuación convencional por

contenido de arcilla, debido a que el espacio poroso efectivo está controlado

mayormente por arcilla dispersa y laminar en esta área. Esta expresión viene dada por:

( )Vshte −∗= 1φφ (41)

Donde:


Φe: Porosidad efectiva, v/v.


4.14. Determinar modelo de saturación de agua total.

Los modelos de saturación de agua más utilizados en la evaluación petrofísica del

Lago de Maracaibo son Simandoux y Waxman & Smits (W&S). En la literatura, al igual

69

que la arcillosidad y permeabilidad, existen diversos modelos matemáticos que permiten

estimar la saturación de agua en arenas arcillosas a partir de la curva de resistividad.

Entre los más importantes tenemos a Simandoux, Waxman Smits y Simandoux

Modificado. Generalmente, estos modelos son calibrados mediante los datos de

saturación provenientes de los análisis de presión capilar, siempre y cuando se tenga

una curva de resistividad profunda tomada a condiciones iníciales. Para definir el

modelo matemático de saturación dependiente de la curva de resistividad en el área, se

recurrió a la validación con los datos de producción, definiéndose una ecuación que se

ajustara a estos datos y permitiera estimar la saturación en los pozos para el momento

en que fueron perforados como se muestra a continuación.

Saturación de agua Archie:

⎟⎠⎞

⎜⎝⎛⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛=

RtRwaSw m

n

φ (42)

Saturación de agua Waxman-Smits:

)/..1(.*

*

wtvwt

wnw SQBRR

RFFS

+=

(43)

Saturación de agua Indonesia:

2/2/)

21(1 n

ww

m

sh

V

sh

t

SaRR

VR

sh

⎥⎥

⎦

⎤

⎢⎢

⎣

⎡+=

− φ

(44)

Saturación de agua Simandoux:

⎥⎥⎥

⎦

⎤

⎢⎢⎢

⎣

⎡−⎟

⎟

⎠

⎞

⎜⎜

⎝

⎛⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛+⎟⎟

⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛=

sh

sh

tw

me

sh

shm

e

ww R

VRRaR

VRaS

2/12

...4

.2. φφ

(45)

Saturación de agua Simandoux modificado:

)*( Swt)Rsh*PHIEm

V sha*Rw* ) V sh*(1.0

*RtPHIEmRwa*

(1/n

Swt −−= (46)

70

Saturación de agua Doble Agua:

( )⎥⎦

⎤⎢⎣

⎡−⎟⎟

⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛+= wwb

wt

wbw

nwt

mt

we CCSS

CaS

Cφ

(47)

Donde:

Sw ó Swt: Saturación de agua total, v/v.

a: Coeficiente de tortuosidad.

Rw: Resistividad del agua de formación, Ω-m

n: Exponente de saturación.

m: Exponente de cementación.

n*: Exponerte de saturación corregido por arcilla.

m*: Exponente de cementación corregido por arcilla.


Rt: Resistividad de la formación verdadera, Ω-m.

Qv: Capacidad de intercambio cationico por volumen poroso, meq/mililitro.


Rsh: Resistividad de la lutita, Ω-m.

Debido a que el pozo con núcleo, tiene análisis especiales y su producción inicial

fue limpia, es decir no produjo agua de formación, se procedió a comparar la

saturación de agua calculada por cada modelo con la saturación de agua irreducible de

cada muestra de núcleo y así definir el modelo que mejor se ajuste al área en estudio.

4.15. Determinar modelo de permeabilidad absoluta.

La permeabilidad es una propiedad que no puede determinarse directamente de

los registros, para la estimación de la misma en la literatura, existen diversos modelos

matemáticos, a continuación se muestran los más comunes y aplicados en el estudio.

Permeabilidad Timur:

2

4.4*8581Swir

eK φ= (48)

71

Permeabilidad Timur Modificado:

2

6

)*25,0*(*10500

VshSwirK

+=

φφ (49)

Permeabilidad Turner:

2

6

)*1401,0*(*13815

VshSwireeK

+=

φφ (50)

Permeabilidad Lago:

497.0

3.4*85138Swir

eK φ= (51)

Permeabilidad Coates Dumanoir:

2

5.4*10000Swir

eK φ= (52)

Permeabilidad Willie Rose: 3

2

*250Swir

eK φ= (53)

Donde:

K= Permeabilidad, mD.

Swir: Saturación de agua irreducible, v/v.


4.16. Determinación de parámetros de corte (Cut-off).

Los parámetros de corte fueron determinados de la siguiente manera:

El corte de saturación de agua (Swc) se obtuvo mediante los gráficos de

permeabilidad relativa agua petróleo, que para el Miembro laguna, se tienen seis

muestras de laboratorio de permeabilidad relativa agua (krw) y seis de permeabilidad

relativa al petróleo (Kro), el mismo consiste en generar una curva promedio para cada

72

curva y obtener un solo grafico, para ubicar el punto de intersección entre ambas y

determina el valor de saturación de agua corte (Swc).

Luego cut-off de volumen de arcilla (Vshc) se determinó graficando el Volumen de

arcilla (Vsh) vs. Saturación de agua (Sw) de los pozos petrofísicos, luego con el corte

de saturación de agua (Swc) definido con las curva promedio de permeabilidad relativa,

se entra a la gráfica y se obtiene el cut-off de Volumen de arcilla.

El cut-off de porosidad (Φc) se determinó graficando la porosidad vs saturación de

agua de los pozos petrofísicos, luego con el valor corte de saturación de agua (Swc), se

entra a la gráfica y se consigue el corte de porosidad.

Para el corte de resistividad (Rtc), se graficó la resistividad de la zona virgen (Rt)

vs saturación de agua de los pozos petrofísicos, donde luego con el valor corte de

saturación de agua (Swc) se entra a la gráfica y se consigue el cut-off de resistividad.

4.17. Evaluación Petrofísica de los pozos del área en estudio.

Después de haber clasificado toda la información y obtener los parámetros

petrofísicos necesarios, se procedió a realizar la evaluación de todos los pozos del área

en estudio, donde posteriormente se generaron los sumarios de las propiedades

petrofísicas por pozo con la información de, arena neta total, arena neta petrolífera,

porosidades, permeabilidad absoluta y volumen de arcilla.

4.18. Elaborar Mapas de Iso-propiedades.

Para generar los mapas de Iso-propiedades (espesores de arena neta total, arena

neta petrolífera, porosidades, permeabilidad absoluta y volumen de arcilla), se utilizaron

los datos provenientes de las evaluaciones petrofísicas realizadas a todos los pozos del

área de interés.

73

CAPITULO V ANALISIS DE LOS RESULTADOS

5.1. Normalización de la información de perfiles.

Para obtener información aplicable al estudio, se generaron histogramas de

frecuencia con las curvas de rayos gamma (GR_N) y de resitividades (RS_N y RT_N)

de los pozos pertenecientes al área de interés, con la finalidad de obtener un patrón de

valor mínimo y máximo para el GR_N, y para el caso de las curvas resistividad solo el

mínimo, con la finalidad de aplicarlo a todos los pozos de del área en estudio. A

continuación, en la figura 22 se muestran los histogramas de frecuencia de las curvas

de rayos gamma editadas y normalizadas (GR_EDIT y GR_N) respectivamente.

Figura 22. Histogramas de frecuencia de rayos gamma editado y normalizado.

Como se puede visualizar en la figura 22, el histograma de frecuencia ubicado a la

izquierda, representa las curvas de rayos gamma editados, con un mínimo promedio de

15 y un máximo de 185 unidades API. Seguidamente, a la derecha se encuentra el

histograma con la información de rayos gamma normalizados, donde se estableció un

patrón mínimo de normalización de 20 y un máximo de 140 unidades API.

La figura 23, muestra los histogramas de frecuencia para la normalización de las

resistividades.

74

Figura 23. Histogramas de frecuencia de resistividad somera y profunda.

Podemos visualizar en ambos histogramas (resistividad somera y profunda)

respectivamente, que el valor mínimo de normalización al que fueron llevados las

curvas de resistividad es de 1,5 ohm-m, esto debido al procedimiento descrito en el

marco metodológico.

5.2. Normalización de la información de núcleos.

Para obtener información aplicable en el estudio, las propiedades de las rocas

tomadas de los núcleos fueron corregidas de la siguiente manera:

5.2.1. Esfuerzos de confinamiento promedio del Miembro Laguna.

Debido a que los esfuerzos de los análisis de núcleo a condiciones de yacimiento

son constantes, a 800 y 1450 lpc, se calcularon los esfuerzos promedio para cada una

de las muestras tomando en cuenta la profundidad de los tapones del núcleo utilizando

el modelo de Teeuw (descrito en el capitulo anterior), la tabla 2 se presentan los

resultados del cálculo del esfuerzo promedio por muestra.

75

Tabla 2. Valores de esfuerzo promedio a diferentes profundidades en el Miembro Laguna.

Muestra Prof. (ft) P1 (lpc) P2 (lpc) σ prom (lpc)

1 2103 800 1450 10882 2103 800 1450 10893 2105 800 1450 10894 2106 800 1450 10905 2107 800 1450 10906 2108 800 1450 10917 2109 800 1450 10928 2110 800 1450 10929 2145 800 1450 111010 2145 800 1450 111011 2146 800 1450 111112 2164 800 1450 112014 2165 800 1450 112116 2166 800 1450 112118 2167 800 1450 112220 2168 800 1450 112222 2169 800 1450 112324 2170 800 1450 112426 2171 800 1450 112428 2172 800 1450 112430 2173 800 1450 112532 2174 800 1450 112534 2175 800 1450 112636 2188 800 1450 113338 2189 800 1450 113340 2190 800 1450 113442 2191 800 1450 113444 2192 800 1450 113546 2206 800 1450 114248 2207 800 1450 114350 2208 800 1450 114352 2209 800 1450 114454 2210 800 1450 1144

Los resultados presentados en la tabla 2, muestran en la última columna

demarcada en color rojo, los valores de esfuerzo promedio calculados con la ecuación

8, para cada muestra a diferentes profundidades, donde los valores de los esfuerzos

están comprendidos entre 1088 @ 1144 lpc, para un esfuerzo promedio total de 1119

lpc, de las 33 muestras pertenecientes al Miembro Laguna, donde se puede notar la

diferencia de las presiones utilizadas en el laboratorio (P1 y P2), siendo estos valores

sub y sobreestimados para realizar los análisis respectivos a los núcleos, por lo que se

requiere llevar las propiedades de los núcleos a condiciones de yacimiento

considerando el esfuerzo promedio calculado con la ecuación.

76

5.2.2. Corrección de porosidad y permeabilidad de núcleos por esfuerzos.

El pozo TJ-1436 con análisis convencionales de núcleo, dispone de 33 muestras a

las cuales se le midió valores de porosidad y permeabilidad a dos diferentes

condiciones de esfuerzos (P1 y P2). Es importante resaltar que para este caso, el

esfuerzo mínimo (P1=800 lpc) sobreestima las propiedades y el esfuerzo máximo

(P2=1450 lpc) las subestima, sobre todo en las permeabilidades.

En la tabla 3, se puede ver que los valores de porosidad corregidos por esfuerzo,

en este caso no muestran variaciones apreciables respecto a los valores determinados

en el laboratorio.

77

Tabla 3. Valores de porosidad de las muestras de núcleo corregidas por esfuerzo para el Miembro Laguna.

Muestra Prof. (ft) P1 (Lpc) Φ P1 (%) Φ Z1 P2 (Lpc) Φ P2 (%) Φ Z2 b Φ Z0 Φ Z Φ NOB (%)

1 2103 800 35 0,54 1450 34 0,52 -0,20 0,56 0,53 352 2103 800 32 0,47 1450 32 0,46 -0,18 0,50 0,47 323 2105 800 29 0,41 1450 29 0,41 -0,11 0,43 0,41 294 2106 800 33 0,50 1450 33 0,49 -0,11 0,51 0,50 335 2107 800 36 0,55 1450 35 0,54 -0,11 0,57 0,55 356 2108 800 36 0,55 1450 35 0,54 -0,14 0,57 0,55 357 2109 800 31 0,44 1450 30 0,43 -0,11 0,45 0,44 308 2110 800 28 0,38 1450 27 0,38 -0,09 0,39 0,38 289 2145 800 33 0,50 1450 33 0,49 -0,08 0,51 0,49 3310 2145 800 34 0,50 1450 33 0,50 -0,10 0,52 0,50 3311 2146 800 34 0,52 1450 34 0,51 -0,13 0,54 0,52 3412 2164 800 36 0,57 1450 36 0,56 -0,07 0,58 0,57 3614 2165 800 38 0,62 1450 38 0,61 -0,12 0,64 0,61 3816 2166 800 37 0,59 1450 37 0,59 -0,07 0,60 0,59 3718 2167 800 37 0,58 1450 36 0,57 -0,07 0,59 0,58 3720 2168 800 37 0,59 1450 37 0,58 -0,09 0,60 0,59 3722 2169 800 39 0,63 1450 38 0,62 -0,11 0,65 0,63 3924 2170 800 37 0,60 1450 37 0,59 -0,08 0,61 0,60 3726 2171 800 36 0,57 1450 36 0,56 -0,10 0,59 0,57 3628 2172 800 38 0,62 1450 38 0,61 -0,10 0,63 0,62 3830 2173 800 37 0,58 1450 36 0,57 -0,12 0,60 0,58 3732 2174 800 29 0,41 1450 29 0,40 -0,07 0,42 0,41 2934 2175 800 30 0,43 1450 30 0,42 -0,13 0,45 0,43 3036 2188 800 29 0,40 1450 28 0,39 -0,13 0,42 0,40 2938 2189 800 30 0,43 1450 30 0,42 -0,13 0,45 0,43 3040 2190 800 30 0,42 1450 29 0,42 -0,09 0,43 0,42 3042 2191 800 31 0,44 1450 30 0,43 -0,11 0,45 0,44 3044 2192 800 31 0,44 1450 30 0,44 -0,05 0,45 0,44 3146 2206 800 27 0,38 1450 26 0,36 -0,33 0,41 0,37 2748 2207 800 33 0,48 1450 32 0,46 -0,28 0,52 0,47 3250 2208 800 37 0,57 1450 35 0,55 -0,29 0,62 0,56 3652 2209 800 37 0,58 1450 36 0,56 -0,26 0,62 0,57 3654 2210 800 37 0,59 1450 36 0,57 -0,28 0,64 0,58 37

En la tabla 4, se presentan los valores de permeabilidad corregidos por esfuerzo

para las muestras del núcleo, calculados mediante las ecuaciones descritas en el marco

metodológico, donde podemos apreciar que las permeabilidades corregidas se

encuentran entre los valores mínimos y máximos determinados en el laboratorio,

notándose variaciones apreciables de para esta propiedad.

78

Tabla 4. Valores de permeabilidad de las muestras de núcleo corregidas por esfuerzo para el Miembro Laguna.

Muestra Prof. (ft) P1 (lpc) Kk1 (mD) P2 (lpc) Kk2 (mD) b Ko KNOB

1 2103 800 1793 1450 1517 -1,11 2331 16582 2103 800 383 1450 336 -0,86 470 3603 2105 800 116 1450 109 -0,38 127 1134 2106 800 1181 1450 1124 -0,32 1276 11545 2107 800 2294 1450 2170 -0,36 2502 22346 2108 800 739 1450 673 -0,61 854 7077 2109 800 118 1450 106 -0,69 139 1128 2110 800 11 1450 11 -0,56 13 119 2145 800 374 1450 355 -0,34 407 36510 2145 800 548 1450 479 -0,89 677 51211 2146 800 673 1450 615 -0,60 776 64312 2164 800 833 1450 798 -0,27 889 81514 2165 800 2038 1450 1859 -0,60 2351 1943

16 2166 800 2208 1450 2098 -0,33 2391 215018 2167 800 4788 1450 4635 -0,20 5035 470820 2168 800 5598 1450 4950 -0,81 6786 525022 2169 800 5900 1450 5342 -0,65 6890 560124 2170 800 6254 1450 5778 -0,52 7074 600026 2171 800 1518 1450 1368 -0,68 1786 143828 2172 800 6755 1450 6485 -0,26 7197 661230 2173 800 8383 1450 7616 -0,63 9737 797032 2174 800 858 1450 828 -0,23 907 84234 2175 800 491 1450 448 -0,60 566 46836 2188 800 40 1450 35 -0,86 49 3838 2189 800 54 1450 48 -0,75 65 5140 2190 800 41 1450 37 -0,58 47 3942 2191 800 56 1450 51 -0,61 65 5344 2192 800 73 1450 72 -0,12 75 7246 2206 800 94 1450 59 -3,05 192 7348 2207 800 1414 1450 1173 -1,24 1895 127550 2208 800 9523 1450 7260 -1,81 14567 819252 2209 800 7091 1450 5337 -1,89 11070 6056

54 2210 800 13762 1450 11697 -1,08 17747 12573

5.3. Determinar parámetros petrofísicos.

El exponente de cementación “m” y el exponente de saturación “n”, requieren para

su cálculo de la existencia de análisis de laboratorio en muestras de núcleos que

correspondan al intervalo ó formación de interés. Estos análisis son, Factor de

Formación e Índice de resistividad. De la recolección de información realizada durante

la fase inicial del estudio, se obtuvo de los análisis especiales del pozo TJ-1436, una

población de 8 muestras con ambos análisis. A continuación se describen los

resultados de cada uno de estos parámetros de la siguiente manera:

79

5.3.1. Determinación del exponente de cementación, m y m*.

La figura 24, muestra el gráfico correspondiente al cálculo de “m”, para las 8

muestras que corresponden al Miembro Laguna.

Exponente de Cementación (m) @ 1450 LPC

FF = PHI-1,55

m = 1,55

1,0

10,0

100,0

0,10 1,00

Porosidad (PHI), Fracción

Fact

or d

e Fo

rmac

ión

(FF)

Figura 24. Exponente de cementación (m) del Miembro Laguna.

Se puede observar que la correlación del factor de formación (FF) del Miembro

Laguna, tiene un coeficiente de correlación de R2= 1, lo que nos indica una excelente

calidad de la correlación. La expresión que relaciona el factor de formación y la

porosidad viene dado por la expresión:

1,55PHIFF −=

Donde:

FF: Factor de formación.

PHI: Porosidad total, v/v.

El valor del exponente de cementación es m= 1,55 valor que corresponde a rocas

no cementadas.

En la figura 25, se muestra el gráfico correspondiente al cálculo de “m*”, para las

muestras tomadas en el Miembro Laguna, a una presión de sobrecarga de 1450 lpc.

80

Exponente de Cementación Corregido por Arcilla (m*) @ 1450 LPC

FF*= PHI-1,62

m* = 1,62

1,0

10,0

100,0

0,10 1,00

Porosidad (PHI), Fracción

Fact

or d

e Fo

rmac

ión

* (FF

*)

Figura 25. Exponente de cementación corregido por arcilla (m*) del Miembro Laguna.

Podemos notar que la correlación es bastante buena y la regresión lineal forzada a

través del punto F*= Ø = 1, permite estimar un valor de “m*”, que relaciona el factor de

formación corregido por arcillosidad y la porosidad mediante la siguiente expresión:

1,62PHIFF* −=

Donde:

FF*: Factor de formación corregido por arcilla.

PHI: Porosidad total, v/v.

El valor del exponente de cementación corregido por arcilla es m*= 1,62. Esta

expresión aplica para todas las muestras del Miembro Laguna a una presión de

sobrecarga de 1450 lpc. Donde el coeficiente de regresión para “m*”, al igual que el de

m es excelente (R2 = 1).

5.2.2. Determinación del Exponente de Saturación, n, y n*

La figura 26, muestra el gráfico del cálculo de “n”, para el Miembro Laguna.

81

Exponente de Saturación (n) @ 1450 LPC

IR = 1,0 * Sw-1,88

n = 1,88

1,00

10,00

100,00

0,10 1,00

Saturación de Solución Salina (Sw), Fracción

Indi

ce d

e R

esis

tivid

ad (I

R)

Figura 26. Exponente de saturación (n) del Miembro Laguna.

Como puede observarse, la correlación es bastante buena y la regresión lineal

forzada a través del punto IR = Sw = 1, permite estimar un valor de “n” que relaciona el

índice de resistividad y la saturación de agua mediante las expresiones que se

presentan a continuación:

1,88Sw*1IR −=

Donde:

IR: Índice de Resistividad.

Sw: saturación de agua, (v/v).

El valor del exponente de saturación para el Miembro Laguna es n=1,88. Para el

cálculo del exponente “n*” corregido por arcilla, se procedió de la misma manera

gráfica, en la figura 27, se presenta el gráfico para las 8 muestras en el Miembro

Laguna.

82

Exponente de Saturación Corregido por Arcilla (n*) @ 1450 LPC

IR* = 0,96 * Sw-2,11

n* = 2,11

1,00

10,00

100,00

0,10 1,00Saturación de Solución Salina (Sw), Fracción

Indi

ce d

e R

esis

tivid

ad (I

R*)

Figura 27. Exponente de saturación corregido por arcillosidad (n*) del Miembro Laguna.

La correlación obtenida para todas las muestras del Miembro Laguna es buena y

la regresión lineal forzada a través del punto IR* = Sw = 1, permite estimar un valor de

“n*” que relaciona el Índice de resistividad corregido por arcilla y la saturación de agua

mediante la expresión, que se presenta a continuación:

-2,11Sw*0,96IR* =

Donde:

IR*: Índice de Resistividad.

Sw: saturación de agua, (v/v).

El coeficiente de regresión R2=0,96 lo que nos indica que la calidad de la

correlación es bastante buena. El valor del exponente de saturación es n*=2,11.

El coeficiente de tortuosidad, a, en todas las ocasiones es muy cercano a 1, con

una desviación alrededor de 1%, pues como se mencionó anteriormente, las

regresiones se adecuaron para que pasaran por el punto de 1 de porosidad y de

saturación de agua, cuando el factor de formación y el índice de resistividad se hacen

igual a 1.

83

5.2.3. Determinar la densidad de matriz (ρma).

En los análisis del pozo TJ-1436, se dispone de la información de densidad de

granos (ρma) con una población de 27 muestras en el intervalo de interés para el

estudio. Para consolidar un valor promedio de densidad, que servirá para el cálculo de

la porosidad a partir de perfiles de densidad, se procedió a elaborar un histograma de

densidad de granos con base en las 27 muestras y utilizando clases con 0,01 gr/cc de

amplitud. El histograma muestra que la mayor concentración de los datos esta en el

valor de 2,65 gr/cc con una frecuencia de 12 muestras siendo esta la más

representativa según el histograma de densidad.

Tabla 5. Valores de densidad de granos para las muestras pertenecientes al Miembro Laguna.

2,64Laguna2210,354

2,63Laguna2208,350

2,67Laguna2192,344

2,69Laguna2191,342

2,68Laguna2190,340

2,68Laguna2189,338

2,67Laguna2188,336

2,66Laguna2173,330

2,66Laguna2172,328

2,65Laguna2170,424

2,64Laguna2169,422

2,65Laguna2168,220

2,64Laguna2167,318

2,65Laguna2166,316

2,65Laguna2165,314

2,64Laguna2164,312

2,66Laguna2146,311

2,67Laguna2145,010

2,67Laguna2144,79

2,65Laguna2109,78

2,65Laguna2108,87

2,65Laguna2107,56

2,65Laguna2106,55

2,65Laguna2105,54

2,65Laguna2104,53

2,65Laguna2103,32

2,65Laguna2102,51

Densidad de GranoMiembroProfundidadNúmero de

Muestra

2,64Laguna2210,354

2,63Laguna2208,350

2,67Laguna2192,344

2,69Laguna2191,342

2,68Laguna2190,340

2,68Laguna2189,338

2,67Laguna2188,336

2,66Laguna2173,330

2,66Laguna2172,328

2,65Laguna2170,424

2,64Laguna2169,422

2,65Laguna2168,220

2,64Laguna2167,318

2,65Laguna2166,316

2,65Laguna2165,314

2,64Laguna2164,312

2,66Laguna2146,311

2,67Laguna2145,010

2,67Laguna2144,79

2,65Laguna2109,78

2,65Laguna2108,87

2,65Laguna2107,56

2,65Laguna2106,55

2,65Laguna2105,54

2,65Laguna2104,53

2,65Laguna2103,32

2,65Laguna2102,51

Densidad de GranoMiembroProfundidadNúmero de

Muestra

84

2,63

2,64

2,65

2,66

2,67

2,68

2,69

0

2

4

6

8

10

12

Frec

uenc

ia

Densidad de Grano (gr/cc)

DENSIDAD DE GRANO MIEMBRO LAGUNA

Figura 28. Histograma de densidad de granos del Miembro Laguna.

5.2.4. Determinar resistividad del agua de formación (Rw).

A

continuación se presenta el cálculo de la resistividad del agua determinada por medio

del análisis físico-químico, el marco metodológico contiene todo el flujo de trabajo para

el cálculo de este parámetro. Es importante resaltar que debido a que no se cuenta con

análisis de agua representativos para el área en estudio (Laguna), se utilizaron los

resultados de Rw y salinidad establecidos en la actualización del estudio integrado del

yacimiento LGINF-04 realizado por la empresa Exgeo en el 2007, mostrados en la tabla

6.

Tabla 6. Valores de Salinidad y Rw para el Miembro Laguna.

Unidad Salinidad (NaCl), ppm Rw (Ω-m) @ 150 ºF

Laguna 1871 1,43

En la figura 29, se presenta el gráfico ó diagrama de Stiff más representativo, con

el resultado final de la resistividad del agua de formación (Rw) del Miembro Laguna, el

cual se presenta a continuación:

85

Figura 29. Diagrama de Stiff, con el patrón más representativo del Miembro Laguna.

5.2.5. Resumen de los parámetros petrofísicos.

Luego de realizar los diferentes cálculos para determinar los parámetros

petrofísicos se presentan a continuación un resumen de los resultados en la tabla 7.

Tabla 7. Parámetros petrofísicos establecidos, para el Miembro Laguna.

Unidad a m m* n n* ρma

(gr/cc)

Rw (ohm-m)

@ 150 ºF

Laguna 1 1,55 1,62 1,88 2,11 2,65 1,43

86

5.3. Correlación Núcleo Perfil.

En la figura 30, se muestra el ajuste en profundidad del Gamma Ray (GR_N) y el

Core Gamma (GR_CORE) para el pozo TJ-1436.

Figura 30. Ajuste en profundidad de los datos de núcleo del pozo TJ-1436.

5.4. Determinar tipos de roca.

El objetivo es determinar geometría y distribución del tamaño de poros, mediante

el análisis de las presiones capilares, para el Miembro Laguna se cuenta con 7

muestras con análisis de presión capilar por inyección de mercurio. A continuación en la

figura 31 se presenta el gráfico de las curvas de presión capilar para cada muestra.

87

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

0102030405060708090100

Pres

ión

Cap

ilar (

lpca

)

Saturación de Mercurio (%)

Presión Capilar vs Saturación de Mercurio

4 9 24 40 56 68 72

Figura 31. Gráfico de presión capilar por inyección de mercurio.

En la figura 31, se puede observar que las curvas de presión capilar se hacen

asintóticas a saturaciones de mercurio entre 95-85%. En este gráfico se pueden

visualizar distintos valores de saturación de agua irreducible para el universo de

muestras distribuidas en todo el Miembro Laguna, lo que es un indicativo de la

presencia de varios tipos de roca.

5.4.1. Gráfico de ápice ó ápex.

A partir del gráfico de ápice elaborado con las 7 muestras correspondientes al

Miembro Laguna, se establecieron rangos de saturación óptimos de desplazamiento de

mercurio en donde se agrupan el mayor conjunto de ápices para la mayoría de las

muestras, el cual está asociado al radio de garganta de poro (Ri) que domina el flujo.

En la figura 32, se observa que los mayores puntos de inflexión de las curvas varían en

un rango de saturación de mercurio entre 45 y 60% siendo el de 50% la saturación con

el punto de mayor inflexión y que probablemente sea el valor de saturación que

predomine al momento de estimar el radio de garganta de poro.

88

Gráfico de Apex

0,0

0,2

0,4

0,6

0,8

1,0

1,2

1,4

1,6

1,8

2,0

0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

Saturación de Hg (%)

Satu

raci

ón d

e H

g / P

c

4 9 24 40 56 68 72

Figura 32. Gráfico de Ápex del Miembro Laguna.

5.4.2. Gráficos de saturación incremental de mercurio.

Para los gráficos de saturación incremental, se observaron que los máximos

desplazamientos de mercurio ocurrieron en los tamaños de poros correspondientes a

los intervalos de 2 a 10 y de 11 a 30 micrones, lo que esta asociado a la presencia de

petrofacies de tipo Macroporosa y Megaporosa. Como se muestra en la figura 33.

Saturación Incremental de Mercurio

0

5

10

15

20

25

30

35

0,01 0,1 1 10 100

Radio de Garganta de Poros (micras)

Volu

men

Incr

emen

tal d

e H

g (%

)

4 9 24 40 56 68 72

NANO MICRO MESO MACRO MEGA

Figura 33. Gráfico de Saturación Incremental de mercurio para el Miembro Laguna.

89

5.4.3. Gráficos uno a uno.

Con las ecuaciones descritas en el capitulo anterior, se determinó el perfil de

garganta de poro a partir de las presiones capilares, donde se graficó Ri_Pc contra

Ri_(Winland y Pittman) a las diferentes saturaciones de mercurio (SHg), después de

realizar los gráficos UNO a UNO se determinó que la correlación que más se ajustó y

de la forma más certera a la línea de 45º, fue la correlación de radio de garganta de

poro de Pittman (R50) para el Miembro Laguna, tal como se observa en la figura 34.

R50_Hg vs. R50_PITMANy = 0,9347xR2 = 0,8545

0

5

10

15

20

25

30

35

40

45

0 5 10 15 20 25 30 35 40 45

R50_Pc

R50

_PIT

MA

N

Figura 34. Gráfico uno a uno del Miembro Laguna.

La correlación de Pittman (R50) es la que definirá los radios de garganta de poro

para el Miembro Laguna en función de la permeabilidad y la porosidad tal como se

muestra a continuación:

φlog*205.1log*626.0778.0log 50 −+= KR Donde:

R50: Radio de garganta de poro.

K: Permeabilidad al aire, mD.

Φ: Porosidad, %v/v.

5.4.4. Definición del tipo de roca.

Al establecer la ecuación característica de radio de garganta de poro del

yacimiento Laguna, que dio como resultado la ecuación de Pittman (R50), se elaboró el

90

gráfico de permeabilidad versus porosidad construyendo así, iso-líneas de radio de

garganta de poro en micrones, con la finalidad de definir el tipo de roca característico

para el Miembro Laguna. Estas iso-líneas tendrán un rango de tipo de roca

dependiendo del radio de garganta poral, en la tabla 8 se muestran los valores de radio

de garganta de poros asociados a las petrofacies ó tipos de roca que corresponde cada

muestra de núcleo incluida en el presente análisis.

Tabla 8. Valores de radio de garganta de poros asociado al tipo de roca para el Miembro Laguna.

MICRO0,440110,288

MESO1,2236720,3144

MESO1,0175530,3042

MESO0,8131390,3040

MESO1,0170510,3038

MESO0,8131380,2936

MESO1,63691120,307

MESO1,63861130,293

MACRO7,0396612750,3248

MACRO4,015564680,3034

MACRO6,029078420,2932

MACRO8,0395414380,3626

MACRO9,6510219430,3814

MACRO5,622528150,3612

MACRO4,818876430,3411

MACRO4,215325120,3310

MACRO3,411023650,339

MACRO5,019927070,356

MACRO7,0347511540,334

MACRO3,311273600,322

MACRO8,7478516580,351

MEGA14,61086138110,3556

MEGA30,834167125730,3754

MEGA19,51660360560,3652

MEGA23,62275081920,3650

MEGA23,22179579700,3730

MEGA20,61734366120,3828

MEGA19,41606160000,3724

MEGA18,61447856010,3922

MEGA17,81417352500,3720

MEGA16,71282847080,3718

MEGA10,2578221500,3716

MEGA10,0630122340,355

Tipo de Roca

R50 PittmanK/Por

K_PNC (mD)Por (Frac)Muestra

En la figura 35, se presenta un gráfico con la distribución del radio de garganta de

poros (Ri) en función de la clasificación de las petrofacies ó tipos de roca, descrita en el

91

marco metodológico, que fueron calculados con el R50_Pittman. Donde se pueden

observar los porcentajes de radios de garganta de poros, según las muestras

consideradas en el presente estudio, para petrofacies Macroporosas es de (43%),

Megaporosas (30%), Mesoporosas (24%) y Microporosas (3%). Donde podemos

concluir que los tipos de roca predominantes para el Miembro Laguna son:

Macroporosas y Megaporosas.

DISTRIBUCIÓN DE RADIO DE GARGANTA DE PORO

30%

43%

24%

3%

MEGA

MACRO

MESO

MICRO

Figura 35. Distribución de radio de garganta de poro para el Miembro Laguna.

TIPOS DE ROCA

1

10

100

1000

10000

100000

15 20 25 30 35 40 45

Porosidad (%)

Perm

eabi

lidad

(mD

)

0.5 Micrones 2 Micrones 10 Micrones 20 Micrones MEGA MACRO MESO MICRO Figura 36. Tipos de roca para el Miembro Laguna.

Como se puede visualizar de manera gráfica en las figura 35 y 36, podemos

concluir que en función de las muestras disponibles para el intervalo correspondiente al

92

Miembro Laguna, se determinaron cuatro tipos de roca de las cuales se consideraron

como predominantes las del tipo Mega y Macro, según lo descrito previamente.

5.4.5. Resumen de los tipos de roca con los rangos de K-Φ.

A continuación se muestran en la tabla 9, los rangos de Porosidad y

Permeabilidad para cada tipo de roca:

Tabla 9. Rangos de porosidad y permeabilidad, establecidos para los tipos de roca en

función del radio de garganta de poros.

Φ (%v/v) K (mD) Tipo de roca

35-39 2230-8100 Megaporosa

30-36 360-2150 Macroporosa

5.4. Determinar unidades de flujo.

Para definir las unidades en el pozo clave TJ-1436 se utilizó el gráfico de Lorenz

Modificado, con un universo de 33 muestras analizadas. Donde se procedió a agrupar

aquellas petrofacies de igual pendiente y consecutivas, para definir las unidades de

flujo. La figura 37, muestra las 6 unidades de flujo obtenidas con la información

disponible para el presente estudio.

Lorenz Modificado

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

%PHI*H Acumulado

%K

*H A

cum

ulad

o

UF-1 UF-2UF-3

UF-4

UF-5

UF-6

Figura 37. Gráfico de Lorenz Modificado.

93

En la figura 38, se muestran los gráficos de torta correspondientes a cada unidad

de flujo, en relación al tipo de roca predominante.

Unidad de Flujo 1MACRO25%

MEGA75%

Unidad de Flujo 2

MESO83%

MACRO17%

Unidad de Flujo 3

MACRO67%

MESO33%

Unidad de Flujo 4

MEGA67%

MACRO33%

Unidad de Flujo 5 MACRO100%

Unidad de Flujo 6

MACRO49%

MESO25%

MEGA13%

MICRO13%

Unidad de Flujo 1MACRO25%

MEGA75%

Unidad de Flujo 2

MESO83%

MACRO17%

Unidad de Flujo 3

MACRO67%

MESO33%

Unidad de Flujo 4

MEGA67%

MACRO33%

Unidad de Flujo 5 MACRO100%

Unidad de Flujo 6

MACRO49%

MESO25%

MEGA13%

MICRO13%

Figura 38. Unidades de flujo vs. Tipo de roca, pozo TJ-1436.

Basado en los resultados obtenidos de los gráficos de unidades de flujo vs tipo de

roca, podemos concluir que para la UF-1, la petrofacie que predomina es la Mega, en la

UF-2 la Meso, UF-3 Macro, UF-4 Mega, UF-5 Macro y la UF-6 Macro. Resultando como

tipo de roca predomínate de las unidades de flujo del Miembro Laguna son las Mega y

Macro, para las muestras de núcleo en el pozo TJ-1436.

5.5. Determinación de modelos petrofísicos.

5.5.1. Modelo de arcillosidad (Vsh).

El Volumen de arcilla es la propiedad más importante, ya que todas las demás

propiedades llevan intrínseco en todos los modelos esta variable. Para establecer el

modelo de volumen de arcilla (Vsh) del área de estudio, se compararon las curvas

calculadas de todos los modelos de Volumen de arcilla descritos en el marco

metodológico, con la información de mineralógica obtenida de las 7 muestras de

análisis de difracción de rayos X (DRX) del pozo con núcleo TJ-1436, en el Miembro

Laguna.

94

En base a los resultados obtenidos del análisis de Difracción de Rayos X al núcleo

del pozo TJ-1436, se tiene la siguiente distribución:

Composición Total de la Roca

Carbonatos3%

Minerales de arcilla6%Pirita

1%

Cuarzo86%

Plagioclasas8%

Feldespato K5%

Figura 39. Composición total de la roca del Miembro Laguna.

En la figura 39, se muestra la composición total de la roca para el Miembro

Laguna, en función de las muestras de DRX del pozo con núcleo TJ-1436, donde los

análisis revelan que el mayor porcentaje de la roca está constituido por cuarzo (86%).

Minerales de Arcilla

Caolinita66%

Arcillas Mixtas17%

Ilita17%

Figura 40. Distribución de minerales de arcilla presentes en el Miembro Laguna

según DRX del pozo TJ-1436.

95

Donde podemos concluir que el mineral de arcilla que predomina en las muestras

disponibles para el Miembro Laguna es la Caolinita, con un 66% del volumen total de

minerales de arcillas (6%), presentes en las muestras analizadas.

La porosidad y la permeabilidad son propiedades que dependen del grado de

diagénesis de la roca, donde la distribución de las arcilla permitirá identificar el mismo.

Al inicio del periodo de compactación del sedimento se forma la clorita que corresponde

a la diagénesis temprana y la disolución de los granos, y la llegada del cemento se

forman la Caolinita, Ilita y Esméctica en la diagénesis tardía. En función de las muestras

de DRX analizadas en el pozo con núcleo TJ-1436 y de lo previamente descrito, se

puede concluir que el grado de diagénesis del yacimiento es tardía.

En la figura 41, se muestra el pozo TJ-1436, con las curvas de Vsh calculadas a

partir del registro de GR, para cada uno de los modelos descritos en el capitulo anterior,

que son comparadas con el volumen de arcilla de las 7 muestras, provenientes de la

DRX de los análisis del núcleo.

Figura 41. Curvas de Vsh de los modelos calculados vs DRX de los análisis de núcleo del pozo TJ-1436.

96

De acuerdo con los resultados del volumen de arcilla calculados con los modelos

existentes al pozo clave TJ-1436, el modelo Steiber 3 (demarcado con el circulo azul)

fue el que presentó un mejor cotejo, con el porcentaje de volumen de arcilla obtenido de

los análisis DRX (puntos de color rojo); Es importante resaltar que el muestreo existente

de análisis DRX, se concentró sólo en facies de buena calidad, con un volumen máximo

de arcilla de 12%. A continuación se muestra el modelo de arcilla que más ajusta al

comportamiento del Miembro Laguna:

IshIshVsh×−

=34

Donde:



5.5.2. Modelos de porosidad total y efectiva.

Los valores de porosidad derivados de los análisis convencionales de núcleos, se

corrigieron a la presión efectiva de confinamiento del yacimiento aplicando el método de

dos puntos de Stanley C. Jones. La estimación de la porosidad se realizó a partir del

registro de densidad y neutrón mediante las ecuaciones descritas en el marco

metodológico. La figura 42, presenta los resultados de porosidad medidos en el

laboratorio y los calculados con los modelo matemáticos de porosidad total.

97

Figura 42. Porosidad del registro vs porosidad del núcleo del pozo TJ-1436.

Para el pozo TJ-1436, se muestran los cálculos de la curva de porosidad total

(demarcado con el circulo azul) y los datos medidos de núcleos (puntos de color rojo);

nótese la buena correspondencia entre la curva de porosidad total con la porosidad

medida en los núcleos del Miembro Laguna. A continuación se muestran los modelos

de porosidad total y efectiva del área:

Pozos con densidad neutrón

fma

bmaDPHIρρρρ

−−

=

2

22 NPHIDPHIt

+=φ

98

Pozos con densidad

fma

bmat ρρ

ρρφ

−−

=

Donde:




ρf: es la densidad del filtrado de lodo (agua = 1 gr/cc, salmuera 1,05 gr/cc y aceite 0,89

gr/cc).

DPHI: Porosidad determinado a partir del registro de densidad, v/v.

NPHI: es la lectura de neutrónica, tomada del perfil, v/v.

Porosidad efectiva

( )Vshte −∗= 1φφ Donde:




5.5.3. Determinación del Rhob sintético.

Para la evaluación de los pozos, es necesario una curva de densidad, de neutrón

y/o sónico para el cálculo de la porosidad. Los pozos que no contaban con registros de

densidad se les generó una curva de densidad sintética (Rhob sintético) a partir de los

pozos con perfil de densidad que no estuviesen afectado por el derrumbe del hoyo.

La ecuación del Rhob sintético se puede generar en función de diferentes

variables como son: SP, Resistividad, GR o Vsh. El Vsh fue la variable empleada que

es equivalente a un GR normalizado. Al graficar los valores de (Rhob vs Vsh) y a partir

de la dispersión de puntos se trazó una línea recta cuya ecuación está en función del

Vsh.

99

Laguna

VSHVSHRHOB NCOR 41858,02

7244,00317,2_ −+=

VSH_N

RH

OB

_N

Figura 43. Gráfico con Rhob sintético para el Miembro Laguna.

A continuación se muestra la ecuación resultante del gráfico de Rhob sintético,

para estimar la curva de densidad de los pozos no petrofísicos del Miembro Laguna.

2*41858,0*7244,00317,2 VshVsh Rhob_Sint −+=

5.5.4. Modelo de permeabilidad absoluta.

Debido a que permeabilidad es una propiedad que no puede determinarse

directamente de los registros, para la estimación de la misma fue necesario aplicar

modelos existentes en la literatura, tales como: Timur, Timur modificado, Lago, SLB, y

Willie Rose, entre otros.

Para aplicar estos modelos fue necesario definir una correlación para el cálculo de

la saturación de agua irreducible (Swir) en los pozos, la cual se estableció mediante el

gráfico de Porosidad vs Swir, ambas propiedades fueron obtenidas de los resultados de

los análisis de laboratorio por método de centrifuga, realizado a 7 muestras de núcleo

del pozo TJ-1436. A continuación en la Figura 44, se presenta el gráfico de Swir vs PHI,

con su respectiva correlación.

100

Porosidad vs Swir

Swir = -4,700* PHIE + 1,913

0,0

0,1

0,2

0,3

0,4

0,5

0,0 0,1 0,2 0,3 0,4

PHI (fracción)

Sw

ir (fr

ació

n)

Figura 44. Gráfico de porosidad vs. Swir para el Miembro Laguna.

Como podemos ver en el gráfico de Porosidad vs Swir, se tiene que la correlación

para el cálculo de esta propiedad (Swir) es:

91,1*7,4 +−= PHIESwir

La figura 45, muestra para el pozo clave TJ-1436, los cálculos de la curva

permeabilidad absoluta (demarcada con el círculo azul) y los datos medidos de núcleos

(puntos de color rojo); donde podemos constatar que la curva que presenta un mejor

cotejo con los datos de núcleo es la calculada con el modelo de Willie Rose.

101

Figura 45. Curvas de Permeabilidad absoluta calculadas vs permeabilidad del núcleo del pozo TJ-1436.

El modelo de permeabilidad absoluta definido para el Miembro Laguna, con la

información del pozo clave TJ-1436 es el de Willie Rose. A continuación se describe el

modelo matemático: 3

2

*250Swir

eK φ=

Donde:

K= Permeabilidad, mD.

Swir: Saturación de agua irreducible, v/v.


5.5.5. Modelo de saturación de agua total (Swt).

Los modelos utilizados para los cálculos de saturación de agua fueron Archie,

Waxman Smits, Simandoux, Simandoux modificado y Poupon-Leveaux (Indonesia).

102

Posteriormente se analizó y se comparo cada modelo de manera individual, con

las saturaciones obtenidas de los análisis de permeabilidad relativa de las muestras de

núcleo en el área de interés, así como con el resto de curvas disponibles y datos de

producción inicial por pozo, se concluyó que el modelo de mejor ajuste a las

condiciones del yacimiento es el de Simandoux Modificado. Este modelo para el cálculo

de la saturación de agua se expresa mediante la siguiente ecuación:

)*( Swt)Rsh*PHIE m

V sha*Rw* ) V sh*(1.0

*RtPHIEmRwa*

(1/n

Swt −−=

Donde:

Swt: Saturación de agua total, v/v.

a: Coeficiente de tortuosidad.

Rw: Resistividad del agua de formación, Ω-m

n: Exponerte de saturación corregido por arcilla.

m: Exponente de cementación corregido por arcilla.


Rt: Resistividad de la formación verdadera, Ω-m.

Rsh: Resistividad de la lutita, Ω-m.


En la figura 46, se tienen los resultados obtenidos de las saturaciones de agua

calculadas para cada uno de los modelos descritos en el marco metodológico,

calculados partir del perfil de resistividad, y que son comparados con las saturaciones

de agua irreducible de cada muestra determinadas en los análisis permeabilidades

relativas, de esta manera se determinó el modelo de saturación que mejor se ajustaba

al yacimiento. Nótese que la saturación de agua total (Swt) coteja muy bien con la

saturación de agua irreducible (Swir) calculado a partir de los datos núcleos.

103

Figura 46. Saturación de agua del registro (Sw) vs. Swir del núcleo.

5.6. Determinar parámetros de corte de Sw, Vsh, Φe y Rt.

5.6.1. Corte de Sw.

El corte de saturación de agua (Swc), se determino usando las 8 muestras

correspondientes a las permeabilidades relativas del área en estudio, las cuales fueron

promediadas ó normalizadas para tener una sola curva representativa, obteniéndose

para el Miembro Laguna un corte de 0,52 ó 52% (ver figura 47).

104

Permeabilidad Relativa

0,0001

0,001

0,01

0,1

1

0,00 0,10 0,20 0,30 0,40 0,50 0,60 0,70 0,80 0,90 1,00

Sw (Fracción)

Kre

lativ

a

Krw

KroSwc= 0,52

Permeabilidad Relativa

0,0001

0,001

0,01

0,1

1

0,00 0,10 0,20 0,30 0,40 0,50 0,60 0,70 0,80 0,90 1,00

Sw (Fracción)

Kre

lativ

a

Krw

KroSwc= 0,52

Figura 47. Corte de Sw para el Miembro Laguna.

5.6.2. Corte de Vsh.

La figura 48, muestra el gráfico de corte de Vsh determinado para el Miembro

Laguna, el cual fue estimado en 0,35 ó 35%. A los efectos de la determinación de este

corte, en las corridas realizadas se utilizaron un total de diez pozos distribuidos de

manera estratégica en toda el área de estudio, para tener un control de la variación

tanto vertical como areal de la arcillosidad. Con este corte se definirá la arena neta (AN)

del Miembro Laguna.

Volumen de Arcilla vs Saturación de Agua

0,0

0,1

0,2

0,3

0,4

0,5

0,6

0,0 0,1 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 0,8 0,9 1,0

Saturación de Agua (Fracción)

Vsh

(Fra

cció

n)

Vshc = 0,35

Volumen de Arcilla vs Saturación de Agua

0,0

0,1

0,2

0,3

0,4

0,5

0,6

0,0 0,1 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 0,8 0,9 1,0


Vsh

(Fra

cció

n)

Vshc = 0,35

Figura 48. Corte de Vsh, para el Miembro Laguna.

105

5.6.3. Corte de Φe.

Para definir el corte de porosidad, una vez determinado el corte de arcillosidad, se

efectuaron corridas para los mismos diez pozos utilizados en la determinación del corte

de arcillosidad. La figura 49 muestra el resultado del proceso, el cual es de 0,22 ó 22%.

Con este corte de Φe se determinará la arena neta total (ANT).

Volumen de Arcilla vs Porosidad

0,0

0,1

0,2

0,3

0,4

0,5

0,0 0,1 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 0,8 0,9 1,0

Volumen de Arcilla (Fracción)

Poro

sida

d (F

racc

ión)

PHIEc = 0,22

Volumen de Arcilla vs Porosidad

0,0

0,1

0,2

0,3

0,4

0,5

0,0 0,1 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 0,8 0,9 1,0

Volumen de Arcilla (Fracción)

Poro

sida

d (F

racc

ión)

PHIEc = 0,22

Figura 49. Corte de Φe, para el Miembro Laguna.

5.6.4. Corte de Rt.

El corte de resistividad se determino, utilizando los mismos diez pozos utilizados

en los gráficos anteriores, distribuidos estratégicamente en toda el área de estudio. La

figura 50, presenta de manera gráfica el resultado de resistividad corte para el Miembro

Laguna. Donde el valor de Rt corte es de 10 Ohm-m.

106

Saturación de Agua vs Resistividad

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

1600

0,0 0,1 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 0,8 0,9 1,0


Res

istiv

idad

(Ohm

-m)

RTc = 10 Ohm-m

Saturación de Agua vs Resistividad

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

1600

0,0 0,1 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 0,8 0,9 1,0


Res

istiv

idad

(Ohm

-m)

RTc = 10 Ohm-m

Figura 50. Corte de resistividad, para el Miembro Laguna.

5.6.5. Resumen de los parámetros de cortes

De esta manera se establecieron los valores cortes ó cut-off finales, para estimar

los valores de AN, ANT y ANP, la Tabla 10 presenta el resumen de parámetros

petrofísicos definidos para el Miembro Laguna.

Tabla 10. Parámetros de Cortes para el Miembro Laguna.

Unidad Sw (v/v) Vsh (v/v) Φe (v/v) Rt (ohm-m)

Laguna 52 35 22 10

5.7. Evaluación petrofísica de los pozos en estudio.

Luego de clasificar la información determinar los parámetros petrofísicos

necesarios, se procedió a evaluar los pozos del área en estudio, para esto se creó una

base de datos en la plataforma Open Works, específicamente en el programa de

evaluación petrofísica Petroworks, donde de cada una de las evaluaciones se obtuvo un

sumario con la información necesaria para generar los mapas de espesor y de iso

propiedades.

107

KФ Sw VshKФ Sw Vsh

Figura 51. Evaluación petrofísica del pozo TJ-1436 en el Miembro Laguna.

5.8. Propagación de propiedades petrofísicas mediante correlaciones.

Para el presente estudio se generaron una serie de secciones estratigráficas en

diferentes direcciones, tomando en cuenta para todas las correlaciones el pozo clave

del estudio (TJ-1436), con el objetivo de analizar la continuidad lateral de las

subunidades que lo conforman (LaA, LaB y LaC), así como la propagación de las

propiedades petrofísicas de todo Miembro Laguna, dentro de los limites considerados

para el estudio (A-189 y A-192).

A continuación en la Figura 52, se presenta la sección estratigráfica en dirección

Oeste – Este, que incluye los pozos: TJ-253, TJ-259, TJ-256, TJ-45, TJ-554, TJ-892,

TJ-743, TJ-1436, TJ-35 y TJ-104.

108

SECCIÓN ESTRATIGRÁFICA OESTE - ESTEO E

MAPA DE UBICACIÓN

Figura 52. Sección estratigráfica Oeste–Este, parcelas A-189 y A-192 del Miembro Laguna.

En la sección O-E de las parcelas A-189 y A-192, podemos ver que la subunidad

LaA presenta un espesor estratigráfico promedio de 130 pies, donde de Oeste a Este

se evidencia como una zona estéril ó arcillosa, que en forma general corresponde a

facies de llanura de inundación y en algunos casos barras arcillosas, sin ninguna

prospectividad aparente. Seguidamente en LaB se tiene un espesor estratigráfico de 40

pies promedio y sus facies corresponden a barras de espesor variable, con buena

continuidad lateral y propiedades petrofísicas (baja arcillosidad, buenas porosidades y

altas resistividades). LaC presenta un espesor total 20 pies aproximados, y sus facies

son barras, que de forma general presenta buena continuidad, las arenas que

presentan un buen desarrollo suelen ser poco arcillosas (15 al 25%), porosas (30 a

35%) y resistivas (mayores a 100 Ohm-m).

109

A continuación en la Figura 53, se presenta la sección estratigráfica en dirección

Oeste – Este, que incluye los pozos: TJ-1089, TJ-68, TJ-246, TJ-406, TJ-172, TJ-50,

TJ-1436, TJ-142 , TJ-108, RD-508 y RD-509.

SECCIÓN ESTRATIGRÁFICA SUROESTE - NORESTESO NE

MAPA DE UBICACIÓN

Figura 53. Sección estratigráfica Noroeste–Sureste, parcelas A-189 y A-192 del Miembro Laguna.

En la sección SO-NE, podemos ver que la subunidad LaA presenta un espesor

estratigráfico promedio de 130 pies, donde predominan las barras arcillosas y llanuras

de inundación, que no presentan prospectividad aparente. LaB se tiene un espesor

promedio de 40 pies, en esta subunidad se observa al Suroeste buena continuidad, con

variaciones apreciables en cuanto al espesor y propiedades petrofísicas favorables en

las arenas de mayor desarrollo, ya que presentan baja arcillosidad, buena porosidad y

altas resistividades. Al Noroeste de este sublente se muestra como una zona estéril en

facies de llanura de inundación, sin ninguna condición petrofísica favorable para la

producción de hidrocarburos. LaC presenta un espesor total 20 pies aproximados, se

visualizan barras en ambas direcciones, las arenas que presentan buen desarrollo son

poco arcillosas del 15 al 25%, con porosidades de 30 a 35% y en las arenas con mayor

desarrollo alcanzan resistividades a partir de los 100 Ohm-m, indicativo de buenas

saturaciones de hidrocarburos.

110

5.9. Generación de mapas de Iso-propiedades.

Con el propósito de analizar y validar la distribución espacial de las propiedades

de la roca, establecidas durante el estudio petrofísico, se elaboraron mapas

preliminares de arena neta “AN”, arena neta petrolífera “ANP”, porosidad efectiva,

permeabilidad absoluta y volumen de arcilla. Para la elaboración de estos mapas se

generaron sumarios utilizando los valores límites establecidos. Los sumarios y mapas

fueron generados mediante el programa MapView de la aplicación PetroWorks,

plataforma OpenWorks. En la elaboración de los mapas se utilizaron los sistemas de

fallas y limites del yacimiento establecidos en los estudios realizados por las disciplinas

de geología, geofísica e ingeniería de yacimientos.

El control de calidad de los mapas se orientó a la identificación de áreas de

inconsistencia ó de valores anómalos de las propiedades petrofísicas. También, se

efectuó un control de la orientación de los cuerpos arenosos y sus propiedades

petrofísicas según la dirección de sedimentación y control geológico establecido en los

mapas de arena neta. Los pozos identificados con valores anómalos de propiedades

petrofísicas fueron re interpretados acorde con los resultados de los pozos vecinos y

posteriormente incluidos en los sumarios finales.

5.9.1. Mapa de arena neta total (ANT).

Se puede observar que los espesores de arena neta total varían en un rango de 3

a 27 pies, que en la leyenda corresponden a las áreas en tonos de color azul, donde el

promedio dentro de los límites del área en estudio es de 15 pies.

111

Figura 54. Mapa de arena neta total (ANT). 5.9.2. Mapa de arena neta petrolífera (ANP).

En este mapa podemos visualizar que los espesores de arena neta petrolífera

están en un rango de 3 a 20 pies, que en la leyenda corresponden a las áreas en tonos

de color azul, el promedio dentro de los límites del área es de 12 pies.

112

Figura 55. Mapa de arena neta petrolífera (ANP).

5.9.3. Mapa de volumen de arcilla (Vsh).

En este mapa la mayor concentración de Volumen de Arcilla en las arenas, se

encuentra en las áreas representadas con tonalidades de color verde y las arenas las

más limpias se encuentran en las áreas en tonos de color azul, según leyenda.

Notándose mayor arcillosidad (25 a 35%), hacia el centro de la estructura en dirección a

la sedimentación SO-NE, las zonas mas limpias se encuentran hacia los bordes en la

misma dirección (SO-NE) con un rango de arcillosidad entre 15 y 25%, con un promedio

de 20%.

113

Figura 56. Mapa de volumen de arcilla (Vsh).

5.9.4. Mapa de porosidad efectiva (PHIE).

Las áreas donde podemos encontrar una mejor porosidad está ubicada en las

zonas de tonalidades verde y las de menor porosidad en las zonas de color azul. Al

igual que en el mapa de volumen de arcilla se observa que hacia el centro de la

estructura y en dirección a la sedimentación SO-NE, se visualiza un disminución de esta

propiedad, pero hacia los bordes de la misma y dentro de los límites del área en

estudio, el rango de porosidad efectiva esta entre 25 y 35%, con un promedio de 30%.

114

Figura 57. Mapa de porosidad efectiva (PHIE).

5.9.5. Mapa de permeabilidad absoluta (K).

Las áreas donde se pueden observar las mejores permeabilidades se encuentra

en las zonas de color amarillo a naranja y las de menor permeabilidad en las zonas

tonalidades azul, según leyenda. La permeabilidad promedio dentro de los límites del

área en estudio es de 500 mD y su rango se encuentra entre 40 y 1000 mD.

115

Figura 58. Mapa de permeabilidad absoluta (K).

5.9.6. Mapa de Saturación de Agua Total (Sw).

Podemos observar que las menores saturaciones se encuentran en las zonas de

color amarillo y las mayores en las zonas con tonalidades azul, según leyenda. Donde

podemos concluir que el rango dentro de los límites de área de interés se encuentra

entre 20 y 50 % con un promedio de 35%.

116

Figura 59. Mapa de saturación de agua total (Sw).

117

CONCLUSIONES

• Se determinaron los parámetros petrofísicos para el Miembro Laguna.

Unidad a m m* n n* ρma

(gr/cc) Rw (ohm-m)

@ 150 ºF

Laguna 1 1,55 1,62 1,88 2,11 2,65 1,43

• La correlación empírica del perfil de radio garganta poro es R50 de Pittman.

• Con la metodología de lorenz se determinaron seis unidades de flujo para el pozo

TJ-1436 a nivel del Miembro Laguna, donde las petrofacies predominantes para

la UF-1=Mega, en la UF-2=Meso, UF-3=Macro, UF-4=Mega, UF-5=Macro y la

UF-6=Macro.

• El modelo de arcillosidad que cotejó con la información de DRX del núcleo fue el

Modelo Steiber 3.

• El modelo de porosidad total que cotejó con la información de núcleo es la

ecuación de la densidad y para la porosidad efectiva se utilizó el modelo lineal.

• La correlación para pozos sin perfiles de densidad es:

2*41858,0*7244,00317,2 VshVsh Rhob_Sint −+=

• La correlación para el cálculo de Saturación de agua irreducible es:

91,1*7,4 +−= PHIESwir

• El modelo de permeabilidad absoluta cotejó con los datos de núcleo fue el de

Willie Rose.

• El modelo de saturación de agua total que se estableció para el Miembro Laguna

fue Simandoux modificado.

118

• Se definieron los parámetros corte para el Miembro Laguna.

Unidad Sw (v/v) Vsh (v/v) Φe (v/v) Rt (ohm-m)

Laguna 52 35 22 10

• Las propiedades petrofísicas promedio de las arenas del miembro Laguna en las

parcelas A-189 y A-192, son: Vsh= 20%, PHIE= 30%, Kabs= 500 mD, Sw=35%

y ANP= 12 pies.

119

RECOMENDACIONES

• Evaluar zonas vecinas y establecer si existe correspondencia, para integrar los

resultados obtenidos en el presente estudio y extrapolar la información.

• Realizar análisis especiales de permeabilidades relativas y presiones capilares, a

otras muestras de núcleo del pozo TJ-1436, a nivel del Miembro Laguna, para

complementar los análisis existentes e incrementar la certidumbre de los mimos.

• Debido a la heterogeneidad que presenta el Miembro Laguna dentro de los limites

del yacimiento (LGINF-04), se sugiere evaluar la factibilidad de la toma de otro

núcleo, con el objetivo de realizar análisis convencionales y especiales al mismo,

a fin de aplicar e integrar la metodología aplicada en el presente estudio.

• Extender la metodología a nivel del Miembro Lagunillas Inferior en el pozo TJ-

1436, ya que cuenta información referente a análisis especiales y

convencionales de núcleos, con la finalidad de caracterizar otro componente de

la Formación Lagunillas y así optimizar el recobro de las reservas.

120

BIBLIOGRAFÍA Schlumberger, 1991, Principios/Aplicaciones de la Interpretación de Registros. Schlumberger Education. Gonzalez de Juana, C., J. M. Iturralde de Arozena, and X P. Cadillat, 1980, Geología de Venezuela y sus Cuencas Petrolíferas. Ediciones Foninves. PDVSA, Gerencia de Estudios Integrados, Manual de Procedimientos Operativos para la Elaboración del Modelo Petrofísico. Salazar Vianey E., 2006, Caracterización Petrofísica del Yacimiento Lagunillas Inferior 05, Unidad de Explotación Tía Juana Lago. Vergel L. Neuro J., 2007, Caracterización Petrofísica de los Yacimientos de C-Inferior VLC-993 U.E Lagotreco/C-6-X BA-2015 U.E Bachaquero Lago. El Debal K. Talaal N., 2009, Caracterización petrofísica y sedimentológica de las unidades B6/B7 del yacimiento eoceno B-Inferior VLC-100 de la formación Misoa. Msc en Geología Petrolera. Universidad del Zulia. González G. José W., 2012, Modelo de permeabilidad del yacimiento c-4 área VLA-6/9/21 bloque I Lagomar. . Msc en Geología Petrolera. Universidad del Zulia. Schlumberger, 1999, Integrated Reservoir Study of the LL-04, Lake Maracaibo, Venezuela. Phase I, II y III Reservoir Characterization. Landmark, 2005, Revisión Técnica de Geociencias / Modelos Estático-Dinámico (CAVY) del proyecto “Generación de Cartera de Localizaciones Basado en Tecnologías Tía Juana Lago LL-04”. EXGEO, 2007, Modelo Estocástico del Yacimiento LGINF-04. OMNI, 2006, Análisis convencionales de núcleo en el pozo TJ-1436. OMNI, 2006, Análisis especiales de núcleo en el pozo TJ-1436. Schlumberger., 1991, Principios/Aplicaciones de la Interpretación de Registros. Schlumberger Education. SPE 15380 Stanley C. Jones, 1988, “Two-Point Determination of Permeability and PV vs Net Confining Stress”. SPE 89867 J.A. Rushing, 2004, “Klinkenberg-Corrected Permeability Measurements in Tight Gas Sands: Steady-State Versus Unsteady-State Techniques”. SPE 02973 Dirk Teew (1971). “Prediction of Formation Compaction from Laboratory Compressibility Data”.

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