REPUBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELA UNIVERSIDAD DEL ZULIA FACULTAD DE INGENIERIA DIVISION DE POSTGRADO PROGRAMA DE POSTGRADO EN GEOLOGIA PETROLERA CARACTERIZACION PETROFÍSICA DEL YACIMIENTO LAGUNILLAS INFERIOR 05 Trabajo de Grado presentado ante la Ilustre Universidad del Zulia para optar al Grado Académico de MAGISTER SCIENTIARIUM EN GEOLOGIA PETROLERA Autor: Ing. Vianey Enrique Salazar Tutor: Prof. Giuseppe Malandrino Maracaibo, Junio de 2006
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CARACTERIZACION PETROFÍSICA DEL …44:43Z... · Salazar Rincón Vianey Enrique. Caracterización Petrofísica del Yacimiento Lagunillas Inferior 05. (2006) Trabajo de Grado. Universidad
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REPUBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELA UNIVERSIDAD DEL ZULIA FACULTAD DE INGENIERIA DIVISION DE POSTGRADO
PROGRAMA DE POSTGRADO EN GEOLOGIA PETROLERA
CARACTERIZACION PETROFÍSICA DEL YACIMIENTO LAGUNILLAS INFERIOR 05
Trabajo de Grado presentado ante la
Ilustre Universidad del Zulia para optar al Grado Académico de
MAGISTER SCIENTIARIUM EN GEOLOGIA PETROLERA
Autor: Ing. Vianey Enrique Salazar Tutor: Prof. Giuseppe Malandrino
Maracaibo, Junio de 2006
APROBACIÓN Este jurado aprueba el Trabajo de Grado titulado “CARACTERIZACIÓN PETROFÍSICA DEL YACIMIENTO LAGUNILLAS INFERIOR 05” que Vianey Enrique Salazar Rincón, C.I.: 6.748.910 presenta ante el Consejo Técnico de la División de Postgrado de la Facultad de Ingeniería en cumplimiento del Articulo 51, Parágrafo 51.6 de la Sección Segunda del Reglamento de Estudios para Graduados de la Universidad del Zulia, como requisito para optar al Grado Académico de
MAGÍSTER SCIENTIARUM EN GEOLOGÍA PETROLERA
________________________ Coordinador del Jurado Giuseppe Malandrino C. I. : 15.887.087
_______________________ ______________________ Américo Perozo Eglyth Luzardo C. I. : 2.880.248 C. I. : 5.054.482
________________________ Directora de la División de Postgrado
Cateryna Aiello
Maracaibo, Junio de 2006
Salazar Rincón Vianey Enrique. Caracterización Petrofísica del Yacimiento Lagunillas Inferior 05. (2006) Trabajo de Grado. Universidad del Zulia. Facultad de Ingeniería. División de Postgrado. Maracaibo, Tutor: Prof. Giuseppe Malandrino
RESUMEN El yacimiento Lagunillas Inferior 05, ubicado en la costa nororiental del Lago de Maracaibo, Venezuela, tiene una extensión aproximada de 122 Km2. Estructuralmente consiste en un monoclinal fallado de buzamiento suroeste entre 3º y 6º. El año 2001 culminó un estudio integrado del yacimiento, donde fueron utilizados 73 pozos con núcleos. Solo el núcleo del pozo LL-3558 tuvo registros de porosidad en combinación con análisis convencionales y especiales de laboratorio. Problemas en el manejo de roca no consolidada, así como alteración producto del lodo de perforación utilizado, ocasionó que la data obtenida se considerara poco confiable, lo cual imposibilitó la calibración núcleo-perfil. La incorporación en el presente estudio de data proveniente de dos nuevos núcleos en los pozos TJ-1423 y PB-769, posibilitó realizar la caracterización petrofísica del yacimiento. Entre los resultados obtenidos, está la determinación de modelos petrofísicos y de petrofacies, métodos para la evaluación de pozos viejos y mapas de isopropiedades. Los mapas resultantes fueron validados usando el modelo sedimentológico del yacimiento realizado por Stapor. Palabras Clave: Modelo petrofísico, Petrofacies, Lagunillas Inferior 05 Correo electrónico del autor: [email protected]
Salazar Rincón Vianey Enrique. Petrophysical Characterization of the Lower Lagunillas 05 Reservoir. (2006) Trabajo de Grado. Universidad del Zulia. Facultad de Ingeniería. División de Postgrado. Maracaibo, Tutor: Prof. Giuseppe Malandrino
ABSTRACT The Lower Lagunillas 05 reservoir, located in the northeastern coast of Maracaibo Lake, Venezuela, has an approximated area of 122 Km2. Structurally it consists of a faulted monocline with a southwestern dip between 3º and 6º. In 2001, an integrated study was finished using 73 wells with core data. Only the core of well LL-3558 had porosity logs in addition to conventional and special core analyses. Problems in handling the unconsolidated rock and alteration due mud drilling, caused low confidence in the core data. Since the study done in 2001 was not supported with accurate core data, it was not possible do core-log calibration. In this study, new core data in two wells, TJ-1423 and PB-769, was incorporated into the petrophysical and petrofacies models for the area, allowing the petrophysical characterization of the reservoir. Methods for the interpretation of old wells were developed and isoproperty maps were prepared. The resulting maps were validated using a prior study by Stapor. Key Words: Petrophysical models, Petrofacies, Lower Lagunillas 05 Author’s e-mail: [email protected]
DEDICATORIA
A mi querida familia….
A los imprescindibles….
AGRADECIMIENTO
El autor de este trabajo de grado quiere agradecer especialmente al Prof. Giuseppe
Malandrino y al Dr. Marco Vivas por los consejos, observaciones y aportes que
Figura 3. Sección estructural representativa del yacimiento Lagunillas Inferior 05 (Exgeo, 2001).
2.3 Estratigrafía.
El yacimiento Lagunillas Inferior 05 tiene arenas productoras en los Miembros
Lagunillas Inferior de la Formación Lagunillas y La Rosa de la Formación La Rosa,
ambas de edad Mioceno, las cuales yacen discordantemente sobre la Formación
Misoa del Eoceno, tal como se muestra en la figura 4. En la figura 5 se muestra un
registro tipo que ilustra la terminología estratigráfica para la sección del Mioceno
que será usada en el presente trabajo.
El yacimiento Lagunillas Inferior 05 ha sido dividido en cinco unidades básicas,
que son, de tope a base, “LLA”, “LLB”, “LLC”, “LLD” y “La Rosa”. La aplicación de la
metodología de la estratigrafía secuencial condujo a la identificación de varios
límites de secuencia y superficies de inundación. Esta evaluación fue soportada por
descripciones de núcleos e información paleontológica. Esto resultó en alguna
modificación del contacto Lagunillas Inferior/La Rosa y a una subdivisión mayor del
Lagunillas Inferior que la que fue lograda por estudios previos.
21Caracterización Petrofísica del Yacimiento Lagunillas Inferior 05
Capitulo II. Generalidades del área
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Figura 4. Columna estratigráfica del Mioceno, Unidad de Explotación Tía Juana Lago a la izquierda. A la derecha las marcadores y unidades identificados en el yacimiento Lagunillas Inferior 05. El Miembro Santa Bárbara de la Formación La Rosa presenta escaso desarrollo en el área.
22Caracterización Petrofísica del Yacimiento Lagunillas Inferior 05
Capitulo II. Generalidades del área
MiembroSanta
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Figura 5. Registro tipo yacimiento Lagunillas Inferior 05 (Exgeo, 2001).
La Formación La Rosa suprayace discordantemente sobre la Formación Misoa del
Eoceno. Es la única unidad de mar abierto del Mioceno en la Cuenca de Maracaibo.
Sin embargo, las lutitas que caracterizan a esta unidad son delgadas y subordinadas
a las facies marinas someras y marginales en el área. El Miembro Lagunillas Inferior
es de tendencia arenosa y mayormente no marina a marina marginal. La
depositación fue cíclica; arenas de canal apiladas alternan con intervalos
interestratificados que contienen algunos moluscos y foraminíferos arenosos.
Carbones delgados ocurren localmente. El contacto La Rosa - Lagunillas Inferior es
discordante. Un truncamiento significativo ocurre a lo largo de esta superficie en la
porción central y sur del yacimiento. Las descripciones de núcleos y correlaciones de
registros demuestran que La Rosa está ausente localmente debido a este
truncamiento.
El contacto entre el Lagunillas Inferior y el miembro suprayacente Laguna está
puesto en la base de una arenisca ampliamente extensa que muestra poca
23Caracterización Petrofísica del Yacimiento Lagunillas Inferior 05
Capitulo II. Generalidades del área
evidencia de truncamiento. Basado en descripciones de núcleos, Stapor (1998)
interpretó el contacto como un límite de secuencia. Un límite de secuencia separa
los sedimentos marinos de La Rosa del complejo de canales apilados del miembro
Lagunillas Inferior. Las facies no-marinas dominan el Miembro Lagunillas Inferior,
pero alguna influencia marina marginal es reconocible en las facies
interestratificadas hacia los topes de las cuatro unidades.
La figura 6 ilustra el marco de secuencia estratigráfica básico del área,
observándose un límite de secuencia que separa las dos formaciones. Esta
interpretación integra las descripciones de núcleo con las correlaciones
estratigráficas. La figura de la izquierda enfatiza la distribución estratigráfica y
geográfica de los canales identificables. La figura de la derecha presenta un modelo
para la sucesión vertical de las unidades y facies, donde se puede apreciar un
intervalo arenoso inferior y un intervalo superior intercalado, ellos reflejan sistemas
transgresivos que son parte de una secuencia de más alto orden.
Figura 6. Marco estratigráfico secuencial para La Rosa y Lagunillas Inferior. A) se muestra la distribución geográfica de los canales identificables. B) Cada unidad del yacimiento Lagunillas Inferior 05 tiene un intervalo arenoso inferior y un intervalo superior intercalado (Exgeo, 2001).
24Caracterización Petrofísica del Yacimiento Lagunillas Inferior 05
TST
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TST
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A
B
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DIAGRAMA ESQUEMATICO DE SECUENCIALAGUNILLAS INFERIOR Y LA ROSA
TST A
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SB
Modelo deSecuencia Estratigráfica
A B
Capitulo II. Generalidades del área
La arena Santa Bárbara es un sistema transgresivo (TST) que suprayace a la
Discordancia Post-Eoceno. Probablemente consiste en un número de distintos
cuerpos de arena, más que formar un manto que cubre la discordancia. Stapor
(1998), localiza a la máxima superficie de inundación, denominada FS10, en la base
de la lutita marina fosilífera suprayacente en la mitad de la Formación La Rosa.
El Miembro Lagunillas Inferior está dividido en cuatro unidades yacimiento. El
intervalo inferior en cada unidad es generalmente de tendencia arenosa. Las arenas
de canal que caracterizan estas facies son discontinuas, pero a menudo son
coalescentes lateralmente en extensos cuerpos de arena. También se distinguen
bordes de canal, abanicos de rotura y depósitos de llanura de inundación. El
intervalo superior es mucho más intercalado. Las arenas gruesas de canal son
menos comunes y más discontinuas en esta facies. Hay evidencia de una superficie
máxima de inundación, denominada FS30 en la sección superior de la unidad LLA.
Algunos foraminíferos y fósiles invertebrados ocurren en la facies intercalada
superior de las cuatro unidades. Esto indica unas condiciones marinas marginales
periódicas. Capas delgadas de carbón es posible encontrar localmente.
2.4 Modelos 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. Esta sección
presenta modelos de facies generales para La Rosa y el Lagunillas Inferior.
La proporción de arena se incrementa hacia el tope de la unidad LLD a LLB. Hay
una marcada reducción en la cantidad de arena en la unidad LLA, que guarda
similitud con LLC. Cada unidad consiste de un intervalo inferior de tendencia
arenosa y un intervalo superior interestratificado. La unidad superior estuvo sujeta
a inundaciones marinas periódicas. Un límite de secuencia ocurre en la base de cada
unidad. La magnitud de truncamiento es mayor en la base del la unidad LLD y
decrece progresivamente en las unidades suprayacentes. Los unidades LLC y LLD
tienen patrones de facies similares, y el LLA y LLB en su distribución de facies
tienen una notable semejanza.
25Caracterización Petrofísica del Yacimiento Lagunillas Inferior 05
Capitulo II. Generalidades del área
26Caracterización Petrofísica del Yacimiento Lagunillas Inferior 05
El tope de la unidad LLA contiene la máxima extensión de depósitos de carbón,
que posiblemente indica un incremento de la influencia deltaica hacia fines de la
depositación del Lagunillas Inferior.
Capitulo III. Recopilación, certificación y normalización de la información
CAPITULO III
RECOPILACIÓN, CERTIFICACIÓN Y NORMALIZACIÓN DE LA
INFORMACIÓN
3.1 Data de núcleo.
Exgeo (2001), reportó que en el yacimiento Lagunillas Inferior 05, se habían
identificado 73 pozos con núcleos de los cuales solo 42 disponían de análisis
convencionales. En 1998 se toma información de núcleo en el pozo LL-3558, el cual
se constituyó para la época en el único pozo con registros de porosidad y análisis
convencionales y especiales, razón por la cual fue considerado extremadamente
importante. Desafortunadamente, problemas en el manejo de roca no consolidada,
así como alteración debido a la inadecuada selección del lodo de perforación, trajo
como consecuencia que la información obtenida de este núcleo fuese considerada
poco confiable. Debido a ello y de acuerdo a las recomendaciones realizadas en el
estudio, se procedió con la toma de un nuevo núcleo en el yacimiento, la cual fue
llevada a cabo en el pozo TJ-1423. Adicionalmente, en el yacimiento Lagunillas
Inferior 04, próximo al yacimiento Lagunillas Inferior 05, se tomó información de
núcleo en el pozo PB-769, la cual fue incorporada. Los análisis convencionales y
especiales de ambos núcleos fueron realizados a una presión de sobrecarga de
2000 lpc. La figura 7, muestra la distribución de núcleos en el yacimiento donde
resaltan los núcleos de los pozos LL-3558, TJ-1423 y PB-769. Los pozos resaltados
en rojo fueron evaluados por Stapor (1998) para la elaboración del modelo
sedimentológico del área.
27Caracterización Petrofísica del Yacimiento Lagunillas Inferior 05
Capitulo III. Recopilación, certificación y normalización de la información
Figura 7. Ubicación de pozos con núcleos en el yacimiento Lagunillas Inferior 05 y áreas vecinas.
3.2 Data de perfiles de pozos.
Se efectuó una selección o lista de los pozos cargados en el proyecto, con
penetración parcial o completa y con datos de perfiles en la sección de interés para
el estudio. Para optimizar los procesos de edición, normalización, análisis e
interpretación de los perfiles, se generaron cinco grupos de pozos acorde con los
datos disponibles tales como pozos con perfiles eléctricos, rayos gamma, calibre de
hoyo y densidad de formación compensada, en este caso la información fue
clasificada de la siguiente manera:
TJ-1423
PB-769
LL-3558
Pozos con núcleo y registros
de porosidad
28Caracterización Petrofísica del Yacimiento Lagunillas Inferior 05
Capitulo III. Recopilación, certificación y normalización de la información
2 pozos con núcleo y perfiles de porosidad, que fueron considerados claves. El
núcleo del pozo LL-3558 no fue considerado clave debido a razones expuestas.
325 pozos con control de porosidad o petrofísicos, de los cuales, 220 fueron
incluidos en el estudio realizado en 1999, 65 perforados después de 1999 y 40
pozos seleccionados de áreas vecinas al yacimiento.
113 pozos con perfiles eléctricos y rayos gamma sin control de porosidad.
En la figura 8, a la izquierda se representa gráficamente la ubicación y
distribución de los pozos considerados en estudio realizado por Exgeo (2001), en el
centro puede apreciarse resaltados en color rojo los pozos perforados desde 1999
hasta la fecha; y a la derecha pueden observarse los pozos considerados en el
proyecto; es decir, en color azul, lo pozos procesados en el estudio previo; en color
rojo, los perforados después de 1999; y en color verde, los pozos seleccionados
para cubrir áreas desprovistas de información, es decir, los provenientes de áreas
vecinas y los pozos sin control de porosidad.
Figura 8. A la izquierda, distribución geográfica de los pozos considerados en el estudio realizado por Exgeo en 2001. En el centro, los anteriores mas los perforados desde 1999. A la izquierda, los considerados en el proyecto.
29Caracterización Petrofísica del Yacimiento Lagunillas Inferior 05
Capitulo III. Recopilación, certificación y normalización de la información
3.3 Edición de perfiles de pozo.
El proceso de edición de la data 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 o 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 generó copias con el sufijo “_EDIT”, por
ejemplo, la curva GR_EDIT, presenta la copia editada realizada a la curva original
GR.
3.4 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 o 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.
3.5 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,
30Caracterización Petrofísica del Yacimiento Lagunillas Inferior 05
Capitulo III. Recopilación, certificación y normalización de la información
se realiza con la finalidad de eliminar o 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 o prototipo de herramientas, diversidad en compañías de perfilaje,
tipo de sistema de lodo de perforación, escalas de adquisición o vectorización, etc.
Para conservar la integridad de las curvas editadas en la base de datos, se asignó el
sufijo “_N” a las 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 o 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.
3.5.1 Normalización de perfiles de rayos gamma
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,
calibración núcleo – perfil y procesamiento en modo multipozo.
Durante el proceso de normalización se separaron los pozos en tres grupos según
la cobertura del intervalo perfilado de las curvas de rayos gamma:
Primer grupo. Consiste en los pozos con información completa de rayos gamma
en la columna estratigráfica de la formación Lagunillas y La Rosa, es decir, desde
el Miembro Bachaquero hasta la superficie de la discordancia del Eoceno, lo cual
incluye los marcadores de las zonas o superficies de inundación máxima FS50,
FS30 y FS10 descritas en el capitulo II. Este grupo resulto constituido
aproximadamente por 300 pozos.
Segundo grupo. Se seleccionaron 90 pozos con información de las curvas de
rayos gamma desde el Miembro Bachaquero hasta la base del Miembro
31Caracterización Petrofísica del Yacimiento Lagunillas Inferior 05
Capitulo III. Recopilación, certificación y normalización de la información
Lagunillas Inferior o tope de la Formación La Rosa, en los cuales, se observa
únicamente las zonas de inundación máxima FS50 y FS30.
Tercer grupo. Esta constituido por 38 pozos con información de las curvas de
rayos gamma por debajo de la zona de inundación máxima FS30.
Mediante el análisis de histogramas de frecuencia acumulada y normalizada de
los datos de rayos gamma de los tres grupos de pozos, se estableció el modelo de
normalización. En función de ello se seleccionó el valor promedio de 30 unidades
API para al valor mínimo (arena limpia) en los grupos 1 y 2. El valor de arena limpia
para los pozos pertenecientes al grupo 3, es tomado del pozo mas cercano con
información completa de la columna estratigráfica del Mioceno que correlacione con
la sección parcial perfilada en el pozo considerado. Para las lutitas, se seleccionó el
valor de 130 unidades API para los pozos del grupo 2 y 150 unidades API para los
grupos 1 y 3. En la figura 9 se muestra gráficamente el criterio empleado en la
agrupación de pozos de acuerdo al intervalo perfilado con rayos gamma. En la
figura 10 se presenta la distribución de la data, que posibilitó la selección de los
valores máximos y mínimos anteriormente explicados para los pozos pertenecientes
al grupo 1. En la sección superior se muestra las curvas de frecuencia acumulada y
los histogramas correspondiente a la data editada sin normalizar, mientras que en
la sección inferior, se presenta la distribución de la data una vez normalizada.
Figura 9. Despliegue gráfico de los criterios empleados en la agrupación de pozos acorde con el intervalo perfilado con rayos gamma.
32Caracterización Petrofísica del Yacimiento Lagunillas Inferior 05
Capitulo III. Recopilación, certificación y normalización de la información
GR MIN=30 GR MAX=150 GR MIN=30 GR MAX=150
Figura 10. Selección de valores mínimos y máximos de rayos gamma para los pozos pertenecientes al grupo 1 y valor máximo para los pozos del grupo 3.
De manera similar, la figura 11 presenta la distribución de frecuencia para los
pozos pertenecientes al grupo 2, es decir, los pozos que no penetraron la Formación
La Rosa.
33Caracterización Petrofísica del Yacimiento Lagunillas Inferior 05
Capitulo III. Recopilación, certificación y normalización de la información
GR MIN=30 GR MAX=130 GR MIN=30 GR MAX=130
Figura 11. Selección de valores mínimos y máximos de rayos gamma para los pozos pertenecientes al grupo 2.
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)
o, específicamente para la curva GR:
bEDITGRaNGR _*._ (2)
34Caracterización Petrofísica del Yacimiento Lagunillas Inferior 05
Capitulo III. Recopilación, certificación y normalización de la información
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.
3.5.2 Normalización de perfiles de densidad y neutrón.
La normalización de los perfiles de densidad de formación y neutrón compensado
se efectuó únicamente en los pozos con tendencias fuera del patrón general del
área de estudio. Gráficos e histogramas de la curva de densidad de formación,
llamada genéricamente con el mnemónico “RHOB” y la curva neutrón, llamada
genéricamente con el mnemónico “NPHI”, en función de los valores de rayos
gamma y calibre del hoyo, se utilizaron para identificar pozos con tendencias
diferentes al patrón general observado.
Las curvas “RHOB” y “NPHI” de cada pozo donde estén disponibles, fueron
analizadas las características de las areniscas observadas en los perfiles
normalizados. Este análisis permitió seleccionar pozos con problemas en la
calibración de las herramientas de densidad de formación y neutrón compensado.
La normalización de las curvas de RHOB y NPHI de los pozos seleccionados, se
realizó mediante la suma algebraica del valor necesario para ajustar la tendencia de
las curvas al patrón general del área de estudio. La figura 12 presenta un ejemplo
del proceso de normalización de los valores de la curva RHOB, donde se compara
mediante gráficos e histogramas la tendencia general de la curva normalizada de
RHOB con la tendencia de una curva RHOB mal calibrada.
35Caracterización Petrofísica del Yacimiento Lagunillas Inferior 05
Capitulo III. Recopilación, certificación y normalización de la información
36Caracterización Petrofísica del Yacimiento Lagunillas Inferior 05
Figura 12. Ejemplo de normalización de la curva de densidad de formación.
3.5.3 Normalización de perfiles de resistividad.
La normalización de los perfiles de resistividad de investigación somera “RS” y
profunda “RT” se realizó con el propósito de reducir los efectos causados 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.
Durante el proceso de normalización, se efectúo una selección de los pozos con
información de resistividad somera “RS” y profunda “RT” en el intervalo
comprendido entre los marcadores de zonas de inundación máxima FS50 del
Miembro Laguna, FS30 perteneciente al Miembro Lagunillas Inferior y FS10 de la
Formación La Rosa. En estas zonas, 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.
POZO CON DENSIDAD FUERA DEL PATRON GENERAL
POZO CON DENSIDAD DENTRO DEL PATRON GENERAL
POZO CON DENSIDAD AJUSTADO AL PATRON GENERAL
POZO CON DENSIDAD DENTRO DEL PATRON GENERAL
POZO CON DENSIDAD DENTRO DEL PATRON GENERAL
POZO CON DENSIDAD DENTRO
ERA
ON
DEL PATRON GENERAL
POZO CON DENSIDADFUDEL PATRGENERAL
POZO CON DENSIDAD AJUSTADO AL PATRON GENERAL
Capitulo III. Recopilación, certificación y normalización de la información
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 normalizada de los valores de las curvas “RS” y “RT”, se estableció un
promedio de resistividad de 1,25 Ohm.m para el valor mínimo de normalización
(100% de lutita) de ambas curvas.
El valor mínimo de normalización (1,25 Ohm.m) y 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 efectúa
mediante la suma algebraica de la diferencia entre el valor mínimo de las curvas y
el valor mínimo de normalización a los valores registrados. En los pozos sin
información de resistividad al nivel del marcador FS10, se sustituye 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. La figura 13 presenta en la sección superior, los
histogramas de los valores de las curvas editadas y en la sección inferior presenta
los histogramas con la data normalizada de resistividad de investigación somera
“RS” y profunda “RT” de los pozos ubicados en el área de estudio. En la figura 14,
se muestra al lado izquierdo un gráfico resistividad de investigación somera “RS” vs
resistividad profunda “RT” con data sin normalizar y del lado derecho con data
normalizada.
37Caracterización Petrofísica del Yacimiento Lagunillas Inferior 05
Capitulo III. Recopilación, certificación y normalización de la información
RT_MIN=1.25 Ohm.m RS_MIN=1.25 Ohm.m
Figura 13. Histogramas realizados para la determinación del valor de normalización de resistividad somera y profunda con data proveniente de los pozos seleccionados en el área de estudio.
Figura 14. Gráficos resistividad profunda “RT” vs resistividad somera “RS” con data cruda (izquierda) y normalizada (derecha).
38Caracterización Petrofísica del Yacimiento Lagunillas Inferior 05
Capitulo IV. Determinación de parámetros y definición de modelos petrofísicos
CAPITULO IV
DETERMINACIÓN DE PARÁMETROS Y DEFINICIÓN DE MODELOS
PETROFÍSICOS
4.1 Revisión de valores existentes de coeficiente de tortuosidad “a”,
exponentes de cementación “m” y saturación “n”, densidad de matriz “m”
y resistividad de las lutitas “Rsh”.
De la revisión efectuada a los reportes de los estudios y trabajos realizados en el
yacimiento Lagunillas Inferior 05, fue posible recopilar los valores de los parámetros
utilizados en la evaluación petrofísica en el Mioceno para los Miembros Bachaquero,
Laguna y el yacimiento Lagunillas Inferior 05 de la Formación Lagunillas y el
Miembro La Rosa – Santa Barbara de la Formación La Rosa. En la tabla 1 se
presenta un resumen de los valores de los parámetros petrofísicos utilizados, tales
como coeficiente de tortuosidad “a”, exponente de cementación “m”, exponente de
saturación “n”, densidad de grano de la matriz “m” y resistividad de las lutitas
“Rsh”.
Tabla 1. Valores de parámetros petrofísicos conocidos para los Miembros Bachaquero, Laguna y Lagunillas Inferior, de la Formación Lagunillas y Miembro La Rosa de la Formación La Rosa (Exgeo, 2001).
Parámetro Bachaquero Laguna Lagunillas Inferior La Rosa a 1,00 1,00 1,00 1,00 m 1,60 1,60 1,40 1,60 n 2,00 1,63 1,63 1,80 m (g/cc) 2,65 2,65 2,65 2,65 Rsh (Ohm.m) 3,00 2,50 2,00 2,00
39Caracterización Petrofísica del Yacimiento Lagunillas Inferior 05
Capitulo IV. Determinación de parámetros y definición de modelos petrofísicos
4.2 Determinación parámetros petrofísicos a, m, n, Rsh y m mediante
análisis especiales de núcleos de los pozos TJ-1423 y PB-769.
Los datos de las pruebas de factor de formación “FF” e índice de resistividad “IR”,
reportados por Corelab (2005), en los dos pozos con núcleos del área de estudio,
fueron representados gráficamente en función de la porosidad y la saturación de
petróleo respectivamente, a la presión de sobrecarga promedio del yacimiento,
estimada en 2000 lpc. En la figura 15, puede observarse los resultados de dichos
gráficos y los valores promedio obtenidos de 1,69 para el exponente de
cementación “m” y 1,73 para el exponente de saturación “n” a la presión de
sobrecarga de 2000 lpc.
Factor de Resistividad de la Formación
1
10
100
0,01 0,10 1,00
Porosidad [fracción Vp]
Fac
tor
de
Fo
rmac
ión
Indice de Resistividad de la Formación
1
10
100
0,01 0,10 1,00
Saturación de la solución salina
Ind
ice
de
Res
isti
vid
ad
69.1
1
FF
73.1
1
SwIR
Figura 15. Determinación del exponente de cementación “m” mediante gráfico de factor de resistividad de formación y porosidad (izquierda) y del exponente de saturación “n”, mediante gráfico de índice de resistividad de formación y saturación de la solución salina (derecha).
Para la determinación del valor promedio de densidad de grano, se construyó un
histograma de los valores de densidad de grano “m” medidos en las muestras de
núcleos. Este histograma se presenta en la figura 16, donde se puede observar un
valor promedio de 2,65 g/cc, el cual fue utilizado posteriormente en los cálculos de
porosidad.
40Caracterización Petrofísica del Yacimiento Lagunillas Inferior 05
Capitulo IV. Determinación de parámetros y definición de modelos petrofísicos
Figura 16. Histograma de densidad de grano de las arenisca pertenecientes al yacimiento Lagunillas Inferior 05.
Finalmente, en la tabla 2, se presenta los valores derivados para el yacimiento
Lagunillas Inferior 05. En el caso de los Miembros Bachaquero y Laguna de la
Formación Lagunillas y La Rosa perteneciente a la Formación La Rosa, no fue
realizada modificaciones debido a que los mismos no eran objeto de estudio.
Tabla 2. Valores de parámetros petrofísicos determinados para el yacimiento Lagunillas Inferior 05.
Parámetro Yacimiento Lagunillas Inferior 05 a 1,00 m 1,69 n 1,73 m (g/cc) 2,65 Rsh (Ohm.m) 2,00
41Caracterización Petrofísica del Yacimiento Lagunillas Inferior 05
Capitulo IV. Determinación de parámetros y definición de modelos petrofísicos
4.3 Determinación de la resistividad del agua de formación
Uno de los parámetros mas difíciles de establecer en la evaluación petrofísica de
un yacimiento, es la resistividad del agua de formación “Rw”. Hay varios métodos
empleados para estimarlo, pero el mas directo es el análisis físico-químico de las
muestras de agua de producción. Desafortunadamente, la composición del agua de
formación proveniente de la producción puede sufrir modificaciones debido a la
precipitación de algunos componentes producto de cambios de presión y a la
inyección de agua en procesos de recuperación mejorada. En el yacimiento
Lagunillas Inferior 05, debido a la inyección de agua al cual esta sometido desde
1959, se constituye esta, en una fuente de cambio composicional de las muestras.
Debido a ello, se efectuó un proceso de validación y caracterización de los
resultados del análisis físico-químico de las muestras del agua de producción, para
calcular la salinidad en ppm equivalentes de NaCl, establecer la clasificación de
Sulin y construir los diagramas de Stift.
En la figura 17 se presenta gráficamente la comparación entre los componentes
de las muestras de agua tomadas en los pozos productores antes y después del
inicio de la inyección de agua. Como puede observarse en la parte superior de la
figura 17, los componentes de sodio (30% Na), Bicarbonato (65% HCO3) y cloruros
(4% Cl) dominaban la composición del agua de producción antes de la inyección de
agua, lo cual indica que estas muestras pueden ser considerados como
representativas del agua connata de la formación. Estas muestras presentaron
variaciones en el rango 4100-4400 ppm equivalentes de NaCl. En la parte inferior
de la figura 17, podemos notar que la composición del agua de producción ha
variado (32 % Na, 40% HCO3 y 26 Cl) a consecuencia de la mezcla que ha ocurrido
entre el agua connata de la formación y la inyectada (generalmente agua del Lago)
y por lo tanto estas muestras no pueden ser consideradas como representativas del
agua connata de la formación.
42Caracterización Petrofísica del Yacimiento Lagunillas Inferior 05
Capitulo IV. Determinación de parámetros y definición de modelos petrofísicos
Figura 17. Comparación entre los componentes químicos del agua de producción antes (superior) y después (inferior) de la inyección de agua en el yacimiento Lagunillas Inferior 05.
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.
Con el propósito de visualizar la distribución de la saturación de agua y petróleo,
se analizó el gráfico de Pickett en las areniscas relativamente limpias, que podría
ser con un volumen de arcilla inferior a 10 %, de la sección estratigráfica del
Caracterización Petrofísica del Yacimiento Lagunillas Inferior 05
Capitulo IV. Determinación de parámetros y definición de modelos petrofísicos
Miembro Lagunillas Inferior en los pozos con información de núcleos y registros de
rayos gamma “GR_N” y densidad de formación compensado “RHOB_N”. Mediante el
gráfico de Pickett, se derivó un valor de 0,66 Ohm.m para la resistividad del agua
de formación a la temperatura promedio del yacimiento de 150ºF (4200 ppm
equivalente de NaCl), 1.0 para la constante de tortuosidad “a”, 1.69 para el
exponente de cementación “m” y 1.73 para el exponente de saturación “n”. La
selección de estos parámetros se detalló en la sección anterior. La figura 18
presenta el gráfico de Pickett construido con los parámetros mencionados, donde
se puede observar un buen ajuste del modelo derivado de saturación con la
distribución de porosidad total y resistividad verdadera de las areniscas
seleccionadas.
PARAMETROS a = 1.0 m = 1.69 n = 1.73 Rw = 0.66 ohm.m TEMP = 150 ºF SALINIDAD 4.200 ppm equiv.NaCl DENSIDAD-MATRIZ D = 2.65 g/cc
Figura 18. Gráfico de Pickett realizado con parámetros establecidos para el yacimiento Lagunillas Inferior 05.
De acuerdo al análisis del gráfico de Pickett presentado en la figura 18, se puede
considerar 4200 ppm equivalentes de NaCl como valor promedio representativo
para la salinidad del agua de formación connata en la arenas del yacimiento
44Caracterización Petrofísica del Yacimiento Lagunillas Inferior 05
Capitulo IV. Determinación de parámetros y definición de modelos petrofísicos
Lagunillas Inferior 05, es decir, un Rw = 0.66 Ohm.m a 150ºF ó Rw = 0.9 Ohm.m a
75ºF. Este valor promedio de salinidad es consistente con los resultados de los
análisis físico-químicos realizados al agua de producción antes de la inyección de
agua en 1959.
4.4 Correlación núcleo - perfil.
Se efectuó un proceso de validación y certificación de los datos digitales de los
análisis convencionales y especiales de los núcleos de los pozos TJ-1423 y PB-769,
no se incluyó la data proveniente de los análisis del núcleo del pozo LL-3558 por
considerarse no confiable ó representativa para el yacimiento en estudio,
probablemente debido fallas en el método de manejo, preservación y empaque de
los tapones. Los análisis convencionales incluyen datos de porosidad y
permeabilidad medidos a la presión de sobre carga de 2000 lpc, densidad de grano
y descripción sedimentológica. En los análisis especiales se incluye la data de las
pruebas de permeabilidad relativa agua - petróleo y gas - petróleo, desplazamiento,
presión capilar mediante plato poroso, centrifuga e inyección de mercurio,
humectabilidad, 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.
Cabe destacar que, los dos pozos con análisis de núcleos y descripción
sedimentológica disponen de juegos de registros completos para efectuar el proceso
de correlación núcleo - perfil. En esta sección 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, la correlación entre la porosidad total
derivada del registro normalizado de densidad de formación “RHOB_N” y la
porosidad medida en los núcleos. Mas adelante se presenta la correlación de los
modelos de volumen de arcilla “VSH”, porosidad efectiva “PHIE”, tipos de roca y
permeabilidad absoluta “K” con respecto a los valores medidos en los núcleos.
45Caracterización Petrofísica del Yacimiento Lagunillas Inferior 05
Capitulo IV. Determinación de parámetros y definición de modelos petrofísicos
4.4.1 Modelo de arcillosidad.
El volumen de arcilla “VSH”, es uno de los cálculos mas importantes, ya que de
una buena estimación, puede obtenerse valores representativos en el yacimiento de
las demás propiedades petrofísicas. Existen varios métodos para efectuar la
estimación de “VSH”, entre los cuales se encuentra el uso de medidas obtenidas a
partir de:
a) Potencial espontáneo “SP”
b) Resistividad normal corta “RS”
c) Densidad – Neutrón
d) Rayos gamma
La opción de estimar volumen de arcilla “VSH” a partir de la curva “SP” fue
descartado ya que debido al poco contaste entre la salinidad de agua de formación y
la salinidad del lodo de perforación, hace que esta de forma general, tenga escaso
desarrollo, por lo cual, su uso cuantitativo no es aconsejable. La estimación de
“VSH” a partir de la curva de resistividad norma corta “RS”, no resulta conveniente
debido al irregular avance del contacto de agua en el yacimiento Lagunillas
Inferior 05, con el método densidad – neutrón, resulta efectivo, pero los registros
de neutrón solo existe para un bajo porcentaje de los pozos. Debido a estas razones
el cálculo de volumen de arcilla fue realizado a partir de la curva de rayos gamma
normalizada “GR_N”.
Para la selección del modelo de arcillosidad que ajuste a las arenas del
yacimiento Lagunillas Inferior 05, se procedió como primera opción al cálculo de
volumen de arcilla “VSH” con el índice de arcillosidad “Ish” o modelo lineal, el cual
está representado por la siguiente ecuación:
GRGR
GRNGRIsh
MINMAX
MIN
_ (3)
Adicionalmente fueron probados los siguientes modelos de Clavier, Steiber y uno
denominado compuesto con la finalidad de efectuar comparaciones y seleccionar el
que ajuste mejor a la arcillosidad medida en los núcleos mediante el método de
46Caracterización Petrofísica del Yacimiento Lagunillas Inferior 05
Capitulo IV. Determinación de parámetros y definición de modelos petrofísicos
difracción de rayos X, descripción sedimentológica e inspección visual de los núcleos
tomado de los pozos TJ-1423 y PB-769. Este ultimo modelo, fue utilizado por Colina
(2003), en el caso que el índice de arcillosidad “Ish” provenía de cálculos efectuados
con la resistividad normal corta. En este caso fue probado con valores de “Ish”
proveniente de rayos gamma.
Modelo de Clavier:
)7.038.37.1 (2
IshVSH Clavier (4)
Modelo de Steiber:
Ish
IshVSH Steiber
5.1
*5.0 (5)
Modelo de la ecuación compuesta:
Para valores de Ish 0.55, se utiliza la ecuación:
100
)*100(*06078.0 58527.1IshVSH compuesto (6)
Para valores de 0.55 < Ish 0.73, se utiliza la ecuación:
81667.012.2 IshVSH compuesto (7)
Finalmente, para los valores de Ish > 0.73 se establece lo siguiente:
IshVSH compuesto (8)
47Caracterización Petrofísica del Yacimiento Lagunillas Inferior 05
Capitulo IV. Determinación de parámetros y definición de modelos petrofísicos
Las figuras 19 y 20 presentan la comparación entre los resultados obtenidos del
volumen de arcilla utilizando los diferentes modelos considerados. En estas figuras
se puede notar que todos los modelos exceptuando el lineal presentan valores
similares de arcillosidad en intervalos de arenas masivas, pero en intervalos
arcillosos, el modelo compuesto muestra mejor resolución.
Figura 19. Comparación entre los resultados del volumen de arcilla derivado de varios modelos en el pozo clave TJ-1423.
48Caracterización Petrofísica del Yacimiento Lagunillas Inferior 05
Capitulo IV. Determinación de parámetros y definición de modelos petrofísicos
Figura 20. Comparación entre los resultados del volumen de arcilla derivado de varios modelos en el pozo clave PB-769.
Las curvas de volumen de arcilla “VSH” derivadas de los modelos mencionados,
fueron comparadas con los valores de arcillosidad medidos en los núcleos. Los
resultados pueden ser observados en las figuras 21 y 22, las cuales presentan
ejemplos de la calibración del volumen de arcilla medido en núcleos y el derivado de
49Caracterización Petrofísica del Yacimiento Lagunillas Inferior 05
Capitulo IV. Determinación de parámetros y definición de modelos petrofísicos
la curva normalizada de rayos gamma con los modelos lineal o índice de arcillosidad
“Ish”, Clavier “VSH_CLAVIER”, Steiber “VSH_STEIBER” y compuesto
“VSH_COMPUESTO“. En esta figura se puede observar la buena correspondencia
entre la curva “VSH_COMPUESTO“ y los valores de arcillosidad medidos en los
núcleos de los pozos TJ-1423 y PB-769. También, se puede notar que el modelo
compuesto presenta una mejor resolución en los intervalos arcillosos o sellos, lo
cual permite con facilidad identificar o separar los cuerpos arenosos de los
arcillosos.
Figura 21. Comparación entre los resultados de volumen de arcilla derivado de modelos lineal, Clavier, Steiber y compuesto con las muestras de núcleos del pozo TJ-1423.
50Caracterización Petrofísica del Yacimiento Lagunillas Inferior 05
Capitulo IV. Determinación de parámetros y definición de modelos petrofísicos
Figura 22. Comparación entre los resultados de volumen de arcilla derivado de modelos lineal, Clavier, Steiber y compuesto con las muestras de núcleos del pozo PB-769.
La figura 23 muestra gráficamente la comparación entre el volumen de arcilla
calculado con el modelo lineal y los diferentes modelos probados. En esta figura se
puede apreciar que el modelo compuesto presenta una mejor definición de la
arcillosidad en los intervalos arenosos mientras que en la figura 24 presenta
mediante histogramas la comparación entre la distribución de los valores del
51Caracterización Petrofísica del Yacimiento Lagunillas Inferior 05
Capitulo IV. Determinación de parámetros y definición de modelos petrofísicos
volumen de arcilla derivadas de los modelos lineal y compuesto de la curva
normalizada de rayos gamma. Mediante el análisis de estos histogramas, se puede
inferir que la distribución de volumen de arcilla derivada del modelo compuesto
presenta una mejor definición tanto de los cuerpos arenosos como los arcillosos.
0.00
0.20
0.40
0.60
0.80
1.00
0.00 0.20 0.40 0.60 0.80 1.00
Vsh
Ish
Lineal
Clavier
Steiber
Compuesto
Figura 23. Gráfico de comparación entre los volúmenes de arcilla calculados con el modelo lineal y los diferentes modelos probados.
Modelo Compuesto Modelo Lineal
Figura 24. Histogramas de comparación entre los volúmenes de arcilla calculados con el modelo lineal “Ish” y el modelo compuesto “VSH_COMPUESTO” de la curva de rayos gamma.
52Caracterización Petrofísica del Yacimiento Lagunillas Inferior 05
Capitulo IV. Determinación de parámetros y definición de modelos petrofísicos
En vista de estos resultados, se consideró el modelo compuesto como él más
representativo para el yacimiento Lagunillas Inferior 05. Este modelo fue aplicado
para calcular el volumen de arcilla en los 438 pozos con curvas normalizadas de
rayos gamma “GR_N”. La curva de potencial espontaneo no fue seleccionada para
calcular el volumen de arcilla por presentar baja resolución o contraste en los
cuerpos de arenisca del yacimiento Lagunillas Inferior 05, especialmente en
areniscas saturadas por agua.
4.4.2 Modelo de Porosidad.
La curva normalizada de densidad de formación compensada “RHOB_N” fue
utilizada para calcular la porosidad “DPHI” mediante la ecuación:
fm
bmDPHI
(9)
Donde, “m” es la densidad de la matriz de formación, en este caso 2.65 g/cc y
“f” es la densidad del fluido utilizado en el perfilaje de los pozos, 1.0 g/cc. La
porosidad total “PHIT” fue tomada directamente de la curva “DPHI”, ya que ella
presenta valores similares a los medidos en los núcleos frente arenas masivas y
ligeramente arcillosas.
Las figuras 25 y 26 presentan la comparación entre la porosidad medida en los
núcleos y la porosidad total derivada de la curva de “RHOB_N”. En estas figuras se
puede apreciar la buena correspondencia entre la porosidad total de registros y la
porosidad de núcleos, especialmente en areniscas masivas con bajo contenido de
arcilla, como la observada en el núcleo del pozo PB-769.
53Caracterización Petrofísica del Yacimiento Lagunillas Inferior 05
Capitulo IV. Determinación de parámetros y definición de modelos petrofísicos
Figura 25. Calibración de la porosidad total derivada de perfiles con la porosidad de núcleo del pozo TJ-1423.
54Caracterización Petrofísica del Yacimiento Lagunillas Inferior 05
Capitulo IV. Determinación de parámetros y definición de modelos petrofísicos
Figura 26. Calibración de la porosidad total derivada de perfiles con la porosidad de núcleo del pozo PB-769.
55Caracterización Petrofísica del Yacimiento Lagunillas Inferior 05
Capitulo IV. Determinación de parámetros y definición de modelos petrofísicos
4.4.2.1 Calculo de porosidad total en los pozos petrofísicos.
En la sección 4.4.2 se estableció el procedimiento para derivar la porosidad
“DPHI” a partir de la curva normalizada de densidad de formación compensada
“RHOB_N”. En los casos donde se detectaron intervalos con valores anómalos de la
curva RHOB_N, debido a malas condiciones de hoyo, se corrigieron mediante las
ecuaciones:
Miembro Bachaquero, Formación Lagunillas Inferior:
(10) VSHVSHNCORRHOB 2*2531,0*509,0995,1_
Miembro Laguna, Formación Lagunillas Inferior:
(11) VSHVSHNCORRHOB 2*41858,0*7244,00317,2_
Miembros Lagunillas Inferior, Formación Lagunillas y La Rosa, Formación La Rosa:
(12) VSHVSHNCORRHOB 2*5192,0*8736,095,1_
Estas relaciones, entre volumen de arcilla “VSH” y densidad de formación
“RHOB_N” fueron establecidas con datos tomados en intervalos de buenas
condiciones de hoyo proveniente de los 325 pozos petrofísicos. La figura 27,
muestra la data considerada y la data excluida en su determinación.
Inicialmente, se calculó la porosidad total “PHIT” directamente de los valores de
“DPHI” derivados de la curva “RHOB_N”, pero al observarse que los valores de
porosidad en intervalos arcillosos no cotejaban con los medidos en los núcleos, se
decidió derivar “PHIT” con la combinación de los perfiles normalizados “RHOB_N” y
neutrón compensado “NPHI_N”. En este cálculo de la porosidad total se asignó
mayor peso a la curva “DPHI”, ya que la porosidad derivada de la curva “NPHI”
presenta valores altos tanto en los intervalos de arenas arcillosas como en secciones
de lutita, los cuales al promediarlos con los valores de “DPHI” dan como resultado
una porosidad total sobre estimada. Las ecuaciones derivadas para calcular “PHIT”
se representan de la siguiente forma:
56Caracterización Petrofísica del Yacimiento Lagunillas Inferior 05
Capitulo IV. Determinación de parámetros y definición de modelos petrofísicos
57Caracterización Petrofísica del Yacimiento Lagunillas Inferior 05
Para VSH <= 45%
)4
(DPHINPHI
DPHIPHIT
(13)
Para VSH > 45%
)8
(DPHINPHI
DPHIPHIT
(14)
Figura 27. Gráficos para la determinación de relación de RHOB_N y VSH para los Miembros Bachaquero (gráfico superior izquierdo), Laguna (superior derecho), Lagunillas Inferior y La Rosa (inferior).
VSHVSHRHOB NCOR *253,02
*509,0995,1_
Bachaquero
VSH_N
Laguna
VSHVSHRHOB NCOR 41858,02
7244,00317,2_
VSH_N
RHOB
Lagunillas Inferior y La Rosa
VSHVSHRHOB NCOR 5192,02
8736,095,1_
VSH_N
RHOB
RHOB
Capitulo IV. Determinación de parámetros y definición de modelos petrofísicos
Para calcular “PHIT”, en los pozos con solamente perfiles “RHOB_N”, fue
necesario establecer una relación entre “DPHI” y “PHIT” utilizando los pozos con
perfiles “RHOB_N” y “NPHI” (ver la figura 28). La ecuación establecida para calcular
“PHIT” en función de “DPHI”, para los Miembros Bachaquero, Laguna, Lagunillas
Inferior de la Formación Lagunillas y La Rosa de la Formación La Rosa, se
representa de la siguiente forma:
DPHIDPHIPHIT 1122,02
937,005.0 (15)
DPHIDPHIPHIT 1122,02
937,005,0
Figura 28. Relación entre porosidad total “PHIT” calculada con densidad de formación normalizada “RHOB_N” y neutrón compensado “NPHI” y la porosidad total “DPHI” obtenida a partir de la curva de densidad de formación “RHOB_N”.
58Caracterización Petrofísica del Yacimiento Lagunillas Inferior 05
Capitulo IV. Determinación de parámetros y definición de modelos petrofísicos
59Caracterización Petrofísica del Yacimiento Lagunillas Inferior 05
4.4.2.2 Calculo porosidad efectiva en los pozos petrofísicos.
Utilizando los valores de volumen de arcilla (VSH) y la porosidad total (PHIT)
establecidos, se calculó la porosidad efectiva “PHIE” mediante la siguiente ecuación:
) 0.1(* VSHPHITPHIE (16)
Las figuras 29 y 30 presentan la comparación entre la porosidad medida en los
núcleos y la porosidad total y efectiva derivada de las curvas “RHOB_N” y
“NPHI_N”. En las mismas puede apreciarse una buena correspondencia entre la
porosidad total de registros con la porosidad de núcleos.
Figura 29. Calibración de la porosidad total y efectiva derivada de perfiles con la porosidad de núcleo del pozo TJ-1423.
PHIT
PHIE
PHI_NUC
VCLAY NU
Capitulo IV. Determinación de parámetros y definición de modelos petrofísicos
VCLAY_NUC
PHIE
PHIT
PHI NUC
Figura 30. Calibración de la porosidad total y efectiva derivada de perfiles con la porosidad de núcleo del pozo PB-769.
4.4.3 Tipos de Rocas
Las facies litológicas descritas y las propiedades de núcleos son esenciales para el
desarrollo y calibración del modelo de tipos de roca, que puede derivarse de la
evaluación petrofísica de los perfiles de pozos. La descripción sedimentológica
realizada a los núcleos de los pozos TJ-1423 y PB-769 permitió caracterizar ocho
La distribución de porosidad y permeabilidad medida en los núcleos con volumen
de arcilla y tipos de roca establecidos por perfiles de pozos, fueron analizadas
gráficamente para desarrollar el modelo de permeabilidad de las arenas del
yacimiento Lagunillas Inferior 05. En la figura 36 se puede observar una buena
concordancia entre el incremento de permeabilidad con la reducción del volumen de
arcilla e incremento de la porosidad, lo cual esta representado por el tipo de roca ó
calidad de la arenisca. También. En la figura 37 se muestra la distribución de
permeabilidad en función de la porosidad y radio de apertura de poros medido en
los núcleos de los pozos TJ-1423 y PB-769, respectivamente. Se observó una buena
relación entre dichas propiedades de la roca.
66Caracterización Petrofísica del Yacimiento Lagunillas Inferior 05
Capitulo IV. Determinación de parámetros y definición de modelos petrofísicos
Figura 36. Porosidad y permeabilidad de núcleos en función del volumen de arcilla (izquierda) y tipos de roca (derecha).
Figura 37. Muestra de análisis especiales de radio de apertura de poros y distribución de tamaño en las muestras analizadas con inyección de mercurio en los núcleos de los pozos TJ-1423 y PB-769.
67Caracterización Petrofísica del Yacimiento Lagunillas Inferior 05
Capitulo IV. Determinación de parámetros y definición de modelos petrofísicos
Considerando los resultados de los análisis anteriores, se derivó la siguiente
correlación de permeabilidad absoluta “Kabs” en función de la porosidad total
“PHIT” y el volumen de arcilla “VSH”, respectivamente.
)*33,4*05461,06627,1(10 VSHPHITKabs (17)
Donde, las unidades de Kabs están dadas en mD, PHIT y VSH en fracción,
respectivamente. Acorde con los datos de núcleos se estableció un limite máximo de
permeabilidad en 8.000 mD. En la figura 38 se representa la correlación establecida
de permeabilidad en función de la porosidad total y el volumen de arcilla para las
areniscas de yacimiento Lagunillas Inferior 05. Las figuras 39 y 40 muestran la
comparación entre las distribuciones de permeabilidad calculadas mediante la
ecuación establecida y la medida en los núcleos.
Los valores de permeabilidad derivados a partir de la correlación establecida se
ajustan razonablemente a los medidos en los núcleos de los pozos TJ-1423 y
PB-769, lo cual puede ser observado en los gráficos de la evaluación petrofísica de
las figuras 41 y 42.
Figura 38. Correlación establecida con volumen de arcilla y porosidad total medida en núcleos de los pozos TJ-1423 y PB-769 para cálculo de permeabilidad absoluta.
68Caracterización Petrofísica del Yacimiento Lagunillas Inferior 05
Capitulo IV. Determinación de parámetros y definición de modelos petrofísicos
Figura 39. Comparación entre la permeabilidad calculada y obtenida de Núcleos en función de los tipos de roca.
Figura 40. Comparación entre las distribuciones de permeabilidad y porosidad medidas en los núcleos y las establecidas por perfiles.
69Caracterización Petrofísica del Yacimiento Lagunillas Inferior 05
Capitulo IV. Determinación de parámetros y definición de modelos petrofísicos
VCLAY_NUC
PERM_NUC
PERM_CALC.
TIPOS DE ROCAS
PHI_NUC
PHIT
PHIE
Figura 41. Calibración de la permeabilidad derivada de perfiles con la de núcleos en el pozo TJ-1423.
70Caracterización Petrofísica del Yacimiento Lagunillas Inferior 05
Capitulo IV. Determinación de parámetros y definición de modelos petrofísicos
VCLAY_NUC
PERM_CALC. TIPOS DE
PERM_NUC
PHI_NUC
PHIT
PHIE
Figura 42. Calibración de la permeabilidad derivada de perfiles con la de núcleos en el pozo PB-769.
71Caracterización Petrofísica del Yacimiento Lagunillas Inferior 05
Capitulo IV. Determinación de parámetros y definición de modelos petrofísicos
4.4.5 Modelo de saturación de agua.
La saturación de agua de las areniscas del yacimiento Lagunillas Inferior 05, en
los pozos claves, se calculó mediante la aplicación de los modelos con corrección por
arcillosidad de Simandoux modificado e Indonesia, así como también con el modelo
básico de Archie, para calibrar los resultados de estos modelos en arenas con
contenidos bajos de arcilla (VSH<10%).
4.4.5.1 Gradiente de temperatura
En el estudio el estudio realizado por Exgeo (2001) se determinó un gradiente de
temperatura de pruebas de PVT, lo cual dio como resultado un gradiente geotérmico
de 1,53ºF/100 pies, con promedio de temperatura en superficie de 89ºF, el cual se
resume en la siguiente expresión:
Pt *0153.0496,89 (18)
Donde t es la temperatura de formación calculada (ºF) a la profundidad P (pies).
4.4.5.2 Determinación de la saturación de agua irreducible “Swir”.
Para estimar la saturación inicial de agua en el yacimiento Lagunillas Inferior 05,
se tiene datos de presión capilar y mediciones de permeabilidad relativa en el
núcleo del pozo TJ-1423. Ambas pruebas pueden indicar la saturación inicial de
agua, pero hay diferencias importantes entre ambas técnicas de medición.
La figura 43 muestra los datos de saturación inicial de agua reportados en los dos
experimentos. Como puede notarse, las dos fuentes de datos muestran tendencias
distintas en el gráfico contra la calidad de roca. Con la data proveniente de las
pruebas de presión capilar se evidencia menos saturación de agua irreducible en la
roca de mejor calidad. En contraste, los datos de permeabilidad relativa muestran
muy poca diferencia entre los distintos tipos de roca. En muestras de alta
permeabilidad la diferencia es considerable.
Para explicar esta diferencia, es necesario entender el procedimiento empleado
en cada prueba. En las pruebas de presión capilar, LA diferencia entre la presión en
el agua y el petróleo esta forzada en la centrífuga y la entrada y salida de fluidos es
72Caracterización Petrofísica del Yacimiento Lagunillas Inferior 05
Capitulo IV. Determinación de parámetros y definición de modelos petrofísicos
medida. Sabiendo el volumen de fluidos y el volumen poroso, la saturación dentro
de la muestra está calculada. En contraste, en las pruebas de permeabilidad
relativa, la saturación de agua irreducible está determinada por desplazar el agua
de la muestra saturada con aceite hasta que llegue a una estabilidad. Sabiendo la
cantidad de agua y aceite entrando y saliendo de la muestra y el volumen poroso,
se determina la saturación irreducible.
0,6
Swi (Kr) Swi (Pc = 20)0,5
0,4 Swi
0,3
0,2
0,1
0,0 0 20 140 40 60 80 100 120
SQRT(k/phi)
Figura 43. Datos de Saturación irreducible de agua proveniente de los análisis especiales de núcleo del pozo TJ-1423.
En las pruebas de presión capilar, se sabe exactamente el nivel de presión capilar
dentro de la muestra. Sin embargo, en las de permeabilidad relativa, la presión en
cada fase (agua y aceite) no es medida. Solamente es medida la presión en la
entrada y salida de la muestra. Por tal motivo, no se sabe cual es el nivel de presión
capilar representativa de los fluidos en la muestra, pero seguramente es menos que
la diferencia de presión medida en la entrada y salida de la muestra. En el
yacimiento la distribución inicial de los fluidos está controlada por la presión capilar
debido a diferencias de densidad entre agua y petróleo. Por eso, la saturación de
agua irreducible indicada por presión capilar probablemente es más precisa. Basado
en los datos de presión capilar, se estimó la saturación promedio para los tres tipos
de roca productora definidos en la sección 4.4.3. La tabla 4 muestra dichos valores.
73Caracterización Petrofísica del Yacimiento Lagunillas Inferior 05
Capitulo IV. Determinación de parámetros y definición de modelos petrofísicos
Tabla 4. Saturación de agua irreducible promedio por tipo de roca productora.
Tipo de Roca Porosidad Promedio Swir
1 0,35 0,15
2 0,30 0,25
3 0,25 0,30
La distribución de fluidos original del yacimiento Lagunillas Inferior 05 ha variado
considerablemente, debido a su alto nivel de explotación lo cual ha controlado la
dirección y avance tanto del agua original del acuífero como la inyectada a partir de
1959. Consecuentemente, no se puede utilizar directamente la saturación de agua
estimada por perfiles para calcular o determinar el petróleo original en sitio. Por lo
tanto, es necesario estimar la saturación de agua inicial sobre el contacto agua
petróleo original, mediante él calculo de la saturación de agua irreducible “Swir”. La
ecuación derivada para calcular “Swir” a partir de la tendencia mostrada en las
pruebas de presión capilar de la figura 42 se representa de la siguiente forma:
)24,1
0082,00,1
5,0(
PHIKabs
S wir (19)
Donde, las unidades de Kabs y PHI están dadas en mD y fracción, respectivamente.
4.4.5.3 Cálculo de saturación de agua a partir de modelos conocidos.
El modelo de Archie fue derivado para calcular la saturación de agua en areniscas
limpias, donde no es necesario efectuar corrección por arcillosidad, ya que no
contienen componentes arcillosos que afecten las medidas de la resistividad
verdadera de la formación. La ecuación básica de este modelo esta representada de
la manera siguiente:
)(/1
_
RPHIT
R
TmW
na
S ARCHIEW (20)
74Caracterización Petrofísica del Yacimiento Lagunillas Inferior 05
Capitulo IV. Determinación de parámetros y definición de modelos petrofísicos
Donde:
a es la constante de Archie o factor de tortuosidad.
m es el exponente de cementación.
n es el exponente de saturación.
PHIT representa la porosidad total (fracción).
RT es la resistividad verdadera de la formación (Ohm.m).
RW es la resistividad del agua de formación a la temperatura del
Yacimiento (Ohm.m).
El modelo de Simandoux modificado fue diseñado para calcular y corregir los
valores de saturación de agua en areniscas arcillosas, donde la presencia de
componentes arcillosos dispersos en el medio poroso incrementan la conductividad
o reducen la resistividad verdadera de la formación. Este modelo esta representado
por la ecuación siguiente:
)( ____ )0.1(
/1
S MODSIMWMODSIMW
RPHIEmVRa
VRPHIE
mRa
n
SH
SHWSH
T
WS (21)
Donde:
a es la constante de Archie o factor de tortuosidad.
m es el exponente de cementación.
n es el exponente de saturación.
PHIE representa la porosidad efectiva (fracción).
RT es la resistividad verdadera de la formación (Ohm.m).
RSH es la resistividad de la lutita (Ohm.m).
RW es la resistividad del agua de formación a la temperatura del
Yacimiento (Ohm.m).
VSH representa el volumen de arcilla (fracción).
El modelo de Indonesia (Poupon-Leveaux) también fue diseñado para calcular y
corregir los valores de saturación de agua en areniscas arcillosas, donde la
presencia de componentes arcillosos dispersos en el medio poroso incrementan la
75Caracterización Petrofísica del Yacimiento Lagunillas Inferior 05
Capitulo IV. Determinación de parámetros y definición de modelos petrofísicos
conductividad o reducen la resistividad verdadera de la formación. Este modelo fue
desarrollado en vista del resultado optimista de la saturación de agua calculada con
el modelo de Simandoux modificado. La ecuación que representa al modelo de
Indonesia tiene la siguiente forma:
)( 1
)21( /2
_ RPHIEm
TRWaTSH
V n
RR
VSHSH
S INDW
(22)
Donde:
a es la constante de Archie o factor de tortuosidad.
m es el exponente de cementación.
n es el exponente de saturación.
PHIE representa la porosidad efectiva (fracción).
RT es la resistividad verdadera de la formación (Ohm.m).
RSH es la resistividad de la lutita (Ohm.m).
RW es la resistividad del agua de formación a la temperatura del
Yacimiento (Ohm.m).
VSH representa el volumen de arcilla (fracción).
En la figura 44 se presenta la distribución de saturación de agua, en función de la
resistividad verdadera normalizada y el volumen de arcilla, calculada para los pozos
claves con los parámetros petrofísicos establecidos y modelos mencionados.
76Caracterización Petrofísica del Yacimiento Lagunillas Inferior 05
Capitulo IV. Determinación de parámetros y definición de modelos petrofísicos
Figura 44. Comparación entre la distribución de saturación de agua calculada mediante los modelos de Archie, Simandoux e Indonesia en los pozos claves.
MODELO DE INDONESIA
MODELO DE SIMANDOUX MODIFICADO
MODELO DE ARCHIE
Del análisis de estos gráficos, se pueden efectuar los siguiente comentarios:
La distribución de saturación de agua, derivada del modelo de Simandoux
modificado, presenta valores muy optimistas en comparación con los resultados
de los modelos de Archie e Indonesia. Esto se puede observar especialmente en
77Caracterización Petrofísica del Yacimiento Lagunillas Inferior 05
Capitulo IV. Determinación de parámetros y definición de modelos petrofísicos
el rango de arcillosidad inferior al 10 %, donde la saturación de agua derivada
de este modelo es extremadamente baja con respecto a la calculada con los
modelos de Archie e Indonesia.
La distribución de saturación de agua, derivada del modelo de Indonesia,
presenta valores parecidos o levemente inferiores a los obtenidos del modelo de
Archie en el rango de arcillosidad inferior al 10%.
La distribución de saturación de agua, derivada del modelo de Indonesia,
presenta valores en el rango esperado de agua irreducible (10% a 35%)
medidos en los núcleos mediante pruebas de presión capilar y permeabilidad
relativa.
Los valores de saturación de agua, derivados de los modelos con corrección por
arcillosidad (Simandoux modificado e Indonesia) y sin corrección (Archie), fueron
comparados con los valores de saturación de agua irreducible medidos en los
núcleos mediante pruebas de presión capilar y permeabilidad relativa. También, se
verificó la efectividad de los intervalos abiertos a producción con respecto a los
valores de saturación de agua e hidrocarburo derivados de los modelos analizados.
Como resultado del análisis efectuado, se concluyó que la distribución de saturación
de agua, derivada del modelo de Indonesia con los parámetros establecidos, se
ajusta con mayor aproximación a los valores de saturación de agua irreducible
medidos en los núcleos. En la figura 45 se muestra, para los pozos claves, la
relación entre la resistividad verdadera normalizada y la porosidad efectiva (gráfico
de Pickett) en función de la distribución de saturación de agua calculada con el
modelo de Indonesia y los parámetros establecidos en la sección 4.2.
Finalmente por las razones expuestas la saturación de agua fue calculada en los
325 pozos petrofísicos y 115 pozos sin control de porosidad mediante la aplicación
del modelo de Indonesia.
78Caracterización Petrofísica del Yacimiento Lagunillas Inferior 05
Capitulo IV. Determinación de parámetros y definición de modelos petrofísicos
PARAMETROS a = 1.0 m = 1.69 n = 1.73 Rw = 0.66 ohm.m TEMP = 150 ºF SALINIDAD 4.200 ppm equiv.NaCl DENSIDAD-MATRIZ D = 2.65 g/cc
Figura 45. Gráfico de Pickett - Distribución de saturación de agua y petróleo en el yacimiento Lagunillas Inferior 05.
4.5 Correlación de propiedades.
El 15% de los pozos (325 pozos) perforados en el área de estudio presentan
registros de densidad de formación “RHOB”, necesarios para derivar la porosidad
total y efectiva que se utiliza en los modelos de tipos de roca, permeabilidad
absoluta y saturación de agua. Las propiedades petrofísicas establecidas para estos
pozos podrían ser utilizadas directamente en la construcción de mapas, pero no
representarían el control total de los pozos perforados en el área. Por lo tanto, para
estimar la porosidad total y efectiva en los pozos sin curva “RHOB” fue necesario
desarrollar una metodología mediante la cual se establece una serie de relaciones
entre las propiedades petrofísicas derivadas de los pozos que si la poseen.
Adicionalmente, para los pozos que no poseen resistividad verdadera “RT_N”, se
79Caracterización Petrofísica del Yacimiento Lagunillas Inferior 05
Capitulo IV. Determinación de parámetros y definición de modelos petrofísicos
deriva una relación que permita el calculo de la misma en caso de ausencia parcial o
total de la misma
4.5.1 Determinación de correlación para cálculo de porosidad efectiva
La distribución de porosidad efectiva y volumen de arcilla establecida en los pozos
con curvas “RHOB”, fue analizada independientemente para los Miembros
Bachaquero, Laguna, Lagunillas Inferior de la Formación Lagunillas y La Rosa de la
Formación La Rosa. En la figura 46 se pueden observar las distribución de la
porosidad efectiva en función del volumen de arcilla y sus respectivas correlaciones.
A continuación se presenta las funciones de porosidad efectiva establecidas para los
80Caracterización Petrofísica del Yacimiento Lagunillas Inferior 05
Capitulo IV. Determinación de parámetros y definición de modelos petrofísicos
81Caracterización Petrofísica del Yacimiento Lagunillas Inferior 05
Figura 46. Correlaciones de porosidad efectiva “PHIE” en función del volumen de arcilla “VSH” para los Miembros Bachaquero, Laguna y Lagunillas Inferior de la Formación Lagunillas y La Rosa de la Formación La Rosa.
4.5.2 Determinación de correlación para calculo de resistividad verdadera.
El 2% de los pozos (50 pozos) ubicados en el área de estudio no presenta curva
de resistividad de investigación profunda o resistividad verdadera de la formación
“RT_N”, necesarias para calcular la saturación de agua. Por lo tanto, se utilizó los
valores de las curvas normalizadas de resistividad somera “RS_N” y profunda
“RT_N” del resto de pozos, para derivar una correlación entre ambas:
08251.0_08251,1__ NRSCALCNRT (27)
La figura 47 muestra el despliegue gráfico de esta relación. De esta manera, se
podrá calcular la curva “RT_N_CALC” a partir de los valores de la curva “RS_N”.
barrida por agua “ANA”, arena neta gasífera “ANG”, porosidad efectiva,
permeabilidad absoluta, volumen de arcilla, calidad de roca, saturación de agua
irreducible y columna equivalente de hidrocarburo. 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.
85Caracterización Petrofísica del Yacimiento Lagunillas Inferior 05
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. La figura 49
presenta los mapas de arena neta, columna equivalente de hidrocarburo original,
calidad de roca, permeabilidad absoluta, arena neta saturada por agua y arena neta
gasífera del yacimiento Lagunillas Inferior 05. Estos mapas, aun cuando fueron
realizados con valores promedios de las unidades LLA, LLB, LLC y LLD y La Rosa
proveniente de las evaluaciones petrofísicas, concuerda con el modelo geológico y
sedimentológico del yacimiento, ya que puede observase la distribución de roca de
calidad tipo 1 en la zona de canales centrales. En relación al mapa de columna de
agua, es solo considerado como referencia, ya que en la elaboración del mismo
existen pozos perforados en diferentes épocas, sin embrago, puede observarse el
Capitulo V. Presentación e integración de resultados
mayor avance en forma adedada en la zona central, donde se puede observarse la
zona de canales preferenciales, donde además existe la mayor cantidad de pozos
productores.
Es notorio mediante la conjunción de estos mapas, la zonificación del yacimiento
en tres partes. La zona norte donde se observa menor espesor de arena y la
petrofacies predominante es de tipo 2. La zona central, donde predomina la roca de
mejor calidad y los mayores espesores; y finalmente la zona sur de características
similares a la norte.
86Caracterización Petrofísica del Yacimiento Lagunillas Inferior 05
Capitulo V. Presentación e integración de resultados
Figura 49. Mapas preliminares de propiedades petrofísicas del yacimiento Lagunillas Inferior 05.
CAPO 4375’
COLUMNA EQUIV. DE PETROLEO (CEP)
ARENA NETA (PIES)
CEP (BLS / ACRE)
< 60,000
> 50
< 50
0,000> 300
ARENA NETA (AN)
CALIDAD DE ROCA
1
2
3
CALIDAD DE ROCA PERMEABILIDAD ( mD)
PHI PERM > (%) (mD)
< 1500 > >33 >1500
>26 500 - 1500 < 500
>18 <500
PERMEABILIDAD
ARENA NETA SATURADA POR AGUA
0 -
> 0
5
10
ARENA NETA SATURADA
ARENA NETA SATURADA POR
GAS (PIES)POR AGUA (PIES)
< 5< 5
> 5 5> 150
ARENA NETA SATURADA CON GAS
87Caracterización Petrofísica del Yacimiento Lagunillas Inferior 05
Capitulo V. Presentación e integración de resultados
5.2 Comparación de mapas de calidad de roca con el modelo
sedimentológico.
Los mapas de calidad de roca se construyeron con la finalidad de visualizar las
tendencias de las facies petrofísicas. Estos mapas pueden servir de guía para
confirmar los ambientes geológicos identificados en el estudio de geología y
sedimentología realizado por Exgeo (2001).
La variable calidad de roca corresponde al valor promedio de las facies
petrofísicas arenosas identificadas. Esta variable es estimada a partir de las
petrofacies arenosas 1, 2 y 3. La región de roca denominada “4” en los mapas de
calidad de roca agrupa por razones prácticas, el resto de los tipos de roca descritos
en la sección 4.4.3.
Como se ha indicado Anteriormente, los mapas de calidad de roca nos pueden
ayudar a identificar ambientes geológicos diferentes dentro de cada unidad en el
estudio y adicionalmente nos puede dar una idea de los arreglos entre las facies
petrofísicas que de alguna manera están asociadas a las facies geológicas. Los
mapas son útiles para confirmar que la interpretación geológica y sedimentológica
se está representando. Las figuras 50, 51, 52, 53 presentan los mapas de
isopropiedades, distribución de calidad de roca y facies interpretados en las
unidades LLA, LLB, LLC, LLD y La Rosa respectivamente. Al igual que las otras
propiedades, la distribución muestra bien la alta calidad de roca en la zona de
canales. En la figura 54 se muestra el mapa de calidad o región de roca para La
Rosa, el mapa de facies de la unidad La Rosa no es presentado debido a que no fue
interpretado. Se distinguen las unidades LLA superior y La Rosa como las de menos
calidad, aún cuando esta unidad es la que posee menos información, ya que su
desarrollo es mayor en la parte norte del yacimiento, cercana al yacimiento
Lagunillas Inferior 03.
En el estudio sedimentológico del Miembro Lagunillas Inferior, Stapor (1998)
hace referencia a tres principales tipos de facies arenosas: canal, margen proximal
y margen distal. La comparación entre los mapas de tipo de roca concuerda bien
con el modelo conceptual de Stapor y muestra que la distribución de propiedades
coincide con la descripción sedimentológica.
88Caracterización Petrofísica del Yacimiento Lagunillas Inferior 05
Capitulo V. Presentación e integración de resultados
Porcentaje de arena Poro vasidad efecti Permeabilidad absoluta [mD]
Figura 50. Comparación de mapas de isopropiedades (arriba), calidad de roca (abajo izquierda) y el mapa de facies (abajo derecha) para la unidad LLA. Las facies interpretadas por Stapor (1998), son canales centrales (amarillo), interfluvio (rojo), canales secundarios (marrón) y zonas de poca arena (marrón claro).
SISTEMA DECANALES
(PLANICIE DELTAICA BAJA PROXIMAL)
ZONA D
E
BAJA
RESISTI
VIDAD
LIMITE
(ABANICO DE
CANAL)
INTERFLUVIO
SISTEMA DE CANALES CENTRALES
LINEA DE CAMBIO
LLANURA DE INUNDACION(POCA ARENA)
NUCLEO CON INFORMACION
FORAMINIFEROS
CARBON
OTROS FOSILES
ZONA DE POCA ARENA
LIMITE APROXIMADO DE
CARBON (ENCIMA LLA)
CAN
AL IN
CIS
O
(PARTE NORTE)
DE FACIES
CANALES IDENTIFICADOS
SUR DEL CARBON (APROXIMADO)
PALEONTOLOGICASISTEMA DE CANALES INTERFLUVIO
LIMITE OFICIAL LL05
FALLAS LLA
ESTUDIO INTEGRADO TIA JUANA LAGOYACIMIENTO LL-05
LAGUNILLAS INFERIOR(UNIDAD LLA)
FACIES
1 2 3 41 2 3 41 2 3 4
0 50 80 20 50 200 5000
Tipos de roca
89Caracterización Petrofísica del Yacimiento Lagunillas Inferior 05
Capitulo V. Presentación e integración de resultados
Porcentaje de arena [%] Porosidad efectiva [%] Permeabilidad absoluta [mD]
Figura 51. Comparación de mapas de isopropiedades (arriba), calidad de roca (abajo izquierda) y el mapa de facies (abajo derecha) para la unidad LLB. Las facies interpretadas por Stapor (1998), son canales centrales (amarillo), interfluvio (rojo), canales secundarios (marrón) y zonas de poca arena (marrón claro).
1 2 3 41 2 3 41 2 3 4
0 50 80 20 200
Tipos de roca
(PARTE
NORTE
)
INTERFL
UVIO
SISTEMA DE CANALES CENTRALES
LINEA DE CAMBIO
FACIES DETRANSICION
(POCA ARENA)
SISTE
MA DE C
ANALES
DE FACIES
NUCLEO CON INFORMACION
FORAMINIFEROS
CARBON
OTROS FOSILES
ZONA DE POCA ARENA
LIMITE APROXIMADO DE
CARBON (ENCIMA LLA)
CANALES IDENTIFICADOS
PALEONTOLOGICASISTEMA DE CANALES INTERFLUVIO
LIMITE OFICIAL LL05
FALLAS LLB
ESTUDIO INTEGRADO TIA JUANA LAGOYACIMIENTO LL-05
LAGUNILLAS INFERIOR(UNIDAD LLB)
FACIES
90Caracterización Petrofísica del Yacimiento Lagunillas Inferior 05
Capitulo V. Presentación e integración de resultados
Figura 52. Comparación de mapas de isopropiedades (arriba), calidad de roca (abajo izquierda) y el mapa de facies (abajo derecha) para la unidad LLC. Las facies interpretadas por Stapor (1998), son canales centrales (amarillo), interfluvio (rojo), canales secundarios (marrón) y zonas de poca arena (marrón claro).
11111
Porcentaje de arena [%] Porosidad efectiva [%] Permeabilidad absoluta [mD]
1 2 3 41 2 3 41 2 3 4
0 50 80 20 50 200 5000
Tipos de roca
FACIE
S DE
TRANSIC
ION
SISTEMA DE C
ANALES
CANAL PRIN
CIPAL
LINEA D
E CAMBIO
LLANURA DEINUNDACION
ABANICO DE
CANAL
DE FACIES
NUCLEO CON INFORMACION
FORAMINIFEROS
CARBON
OTROS FOSILES
ZONA DE POCA ARENA
LIMITE APROXIMADO DE
CARBON (ENCIMA LLA)
CANALES IDENTIFICADOS
PALEONTOLOGICASISTEMA DE CANALES INTERFLUVIO
LIMITE OFICIAL LL05
FALLAS LLC
ESTUDIO INTEGRADO TIA JUANA LAGOYACIMIENTO LL-05
LAGUNILLAS INFERIOR(UNIDAD LLC)
FACIES
91Caracterización Petrofísica del Yacimiento Lagunillas Inferior 05
Capitulo V. Presentación e integración de resultados
Figura 53. Comparación de mapas de isopropiedades (arriba), calidad de roca (abajo izquierda) y el mapa de facies (abajo derecha) para la unidad LLD. Las facies interpretadas por Stapor (1998), son canales centrales (amarillo), interfluvio (rojo), canales secundarios (marrón) y zonas de poca arena (marrón claro).
1
1
Porcentaje de arena [%] Porosidad efectiva [%] Permeabilidad absoluta [mD]
1
1
1
1
1
1
FACIE
S DE
TRAN
SICIO
N
SISTEMA DE CANALE
S
(ISOPA
CO GRUES
O)
FACIES DE TRANSIC
ION
RELLENO D
E CANAL B
ASAL
ONLAP
ONLAP
CIBICIDESBIOFACIES
CANAL INCISO
LINEA D
E CAMBIO
AREA DE INUNDACION
MERIDIONAL
DE FACIES
8
8
INTERFLUVIO
1 2 3 41 2 3 41 2 3 4
0 50 80 20 50 200 5000
Tipos de roca
92Caracterización Petrofísica del Yacimiento Lagunillas Inferior 05
Capitulo V. Presentación e integración de resultados
Porcentaje de arena [%] Porosidad efectiva [%]
Figura 54. Comparación de mapas de porcentaje de arena, porosidad efectiva, en la parte superior y permeabilidad absoluta y calidad de roca en la parte inferior para la unidad La Rosa.
1 2 3 41 2 3 41 2 3 4
0 50 80 20 50
Permeabilidad absoluta [mD]
Tipos de roca 200 5000
93Caracterización Petrofísica del Yacimiento Lagunillas Inferior 05
Capitulo V. Presentación e integración de resultados
5.3 Presentación de plantilla de evaluación petrofísica.
Las figura 55 presenta un ejemplo de la representación gráfica de los resultados
obtenidos de la evaluación petrofísica. La tabla 6, muestra la descripción de la
información contenida en cada grillado o “track” presente en los gráficos que
muestra los resultados de la evaluación petrofísica realizada en cada pozo.
Tabla 6. Información contenida en los gráficos de evaluación petrofísica.
Grillado # Descripción
1
Curva de geometría del hoyo o “D_CALI”, la cual representa la
diferencia entre la mecha y el calibrador de hoyo “Caliper”. La curva
de rayos gamma corrida en núcleo (core gamma) y en el pozo
“GR_N”, de estar disponible también se presenta la curva de potencial
espontáneo “SP”.
2 Curvas de resistividad somera y profunda.
3 Curvas de porosidad corridas en el pozo o sintéticas generadas por
modelos de correlación de propiedades.
4
Porosidad medida en núcleo, porosidad total y efectiva obtenida por
combinación de herramientas corridas en el hoyo, así como la
distribución de fluidos en el poro.
5 Permeabilidad obtenida de medidas de núcleos y proveniente del
modelo de permeabilidad generado para el yacimiento.
6 Porcentaje de saturación de hidrocarburo interpretado (So=1-Sw), en
escala horizontal de 1 a 0.
7
Volumen de arcilla, en escala horizontal de 0 a 1. En color gris
representa la proporción de arcilla presente en el intervalo
considerado.
8 Representación gráfica de los tipo de roca o petrofacies interpretadas.
9
Litofacies provenientes de la descripción sedimentológica de núcleos.
Este grillado es utilizado para los pozos con interpretación de litofacies
en núcleo.
94Caracterización Petrofísica del Yacimiento Lagunillas Inferior 05
Capitulo V. Presentación e integración de resultados
1 2 3 4 5 6 7 8 9
95Caracterización Petrofísica del Yacimiento Lagunillas Inferior 05
Figura 55. Ejemplo de evaluación petrofísica con registros de porosidad y análisis de núcleos.
PHIT
PHIE
PERM ABS
PERM_NUC
TIPOS DE ROCA
SO
FACIES LITOLOGICAS
VCLAY_NUC
PHI_NUC
VSH
Capitulo VI. Conclusiones y recomendaciones
CAPITULO VI
CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
Los parámetros petrofísicos para el yacimiento Lagunillas Inferior 05 fueron
determinados a partir de análisis convencionales y especiales de los núcleos de
los pozos TJ-1423 y PB-769 a una presión de sobrecarga de 2000 lpc, resultando
1.0 como coeficiente de tortuosidad “a”, 1.69 como exponente de cementación
“m”, 1.73 como exponente de saturación “n”, 2.65 g/cc como densidad de grano
“m” y 2.0 ohm.m como resistividad de las lutitas “Rsh”.
La resistividad de agua de formación “Rw” fue de 0.66 ohm.m @ 150 ºF,
equivalente a 4200 ppm de NaCl, estimada partir de análisis físico químico de
muestras tomadas antes de la implantación del proyecto de inyección de agua en
el yacimiento y la misma fue validada con las propiedades eléctricas mediante
gráficos de Pickett.
Se determinó que el modelo de arcillosidad denominado “compuesto”, calculado
a partir de perfiles de rayos gamma, fue el que mejor ajustó con las pruebas de
difracción de rayos X en las arenas muestreadas de los núcleos considerados.
Adicionalmente, para las facies arcillosas se genera un mayor contraste.
La porosidad fue calculada en el caso de pozos con control de porosidad a partir
data proveniente de los perfiles de densidad de formación y neutrón
compensado. En caso de pozos con solo medidas de densidad de formación, se
derivo un modelo para el cálculo de la porosidad total.
La permeabilidad absoluta fue calculada a partir de un modelo derivado en
función de la porosidad total “PHIT” y volumen de arcilla “VSH”. Los resultados
obtenidos cotejan satisfactoriamente con la medida en los núcleos.
96Caracterización Petrofísica del Yacimiento Lagunillas Inferior 05
El modelo para saturación de agua irreducible fue determinado mediante data
proveniente de presión capilar medida a 20 lpc. La estimación de los valores de
saturación de agua “Sw” fueron obtenidos con el modelo de Indonesia
Capitulo VI. Conclusiones y recomendaciones
97
(Poupon-Leveaux), por ser el que representó de mejor manera los valores de
saturación de agua irreducible obtenidos mediante pruebas de presión capilar.
Para pozos sin control de porosidad (pozos viejos) se empleó modelos derivados
a partir de correlaciones de las propiedades petrofísicas volumen de arcilla “VSH”
y porosidad efectiva “PHIE”, lo cual permitió incluir este tipo de pozos para la
generación de mapas de isopropiedades de manera mas robusta.
Se observó una correlación satisfactoria entre las petrofacies determinadas a
partir de los resultados de las evaluaciones petrofísicas y las litofacies
interpretadas en los núcleos de los pozos TJ-1423 y PB-769. Las petrofacies
definidas como ROCA 1, ROCA 2, ROCA 3, ROCA 4, ROCA 6 y ROCA 7
correlaciona con las litofacies S11M, S11, S2/S2B, HS, HL y L, respectivamente
Los mapas de isopropiedades y de calidad o región de roca correspondieron al
modelo sedimentológico del yacimiento, destacando la zona central del
yacimiento como la de mejor calidad a diferencia de la zona norte y sur, que
mostraron menor calidad y desarrollo de arena.
Se recomienda efectuar la evaluación petrofísica del resto de los no incluidos en
este estudio mediante la aplicación de modelos y parámetros derivados en el
presente trabajo.
En vista de los resultados obtenidos, se recomienda utilizar el modelo petrofísico
para integrarlo con las demás disciplinas y generar un modelo dinámico para el
yacimiento.
En vista del avance del agua en la zona central del yacimiento, se recomienda la
perforación y/o rehabilitación de pozos en la zona norte y sur del yacimiento, ya
que estas presentan áreas menos drenadas.
Incorporar data de núcleo en la zona sur del yacimiento para verificar la
correspondencia de los modelos derivados, en vista del cambio evidenciado en
los mapas de facies e isopropiedades.
Caracterización Petrofísica del Yacimiento Lagunillas Inferior 05
Bibliografía
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Caracterización Petrofísica del Yacimiento Lagunillas Inferior 05