caracterización petrofísica del yacimiento bach-01,...

102

( ) 384,0*009,0384,0*0314,0*009,0 +−=+

−= RQIPHIKaSor (39)

Donde:

RQI : Índice de calidad de roca en función de permeabilidad (md) y porosidad

(fracción).

Figura 73. Gráfico y correlación de saturación de petróleo residual “Sor” Vs Índice de calidad de roca “RQI” con la data de núcleo del pozo LL-3689 y LS-5169 en las arenas de edad mioceno del yacimiento Bach-01.

A continuación se muestra un resumen de los valores resaltantes para la

saturación de los fluidos (Swir y Sor) para el tipo de roca en el yacimiento Bach-01

(Ver sección 4.3.4, tabla 7).

Tabla 6. Rangos de valores de la saturación de fluidos en función de la data de núcleo (LL-3689 y LS-5169) de los puntos de “Swir” y “Sor”, Yacimiento Bach-01.

Saturación de petroelo residual "Sor" Vs Indice de Calidad de roca "RQI" Yacimiento Bach-01

y = -0,009x + 0,384R2 = 0,134

0,00

0,05

0,10

0,15

0,20

0,25

0,30

0,35

0,40

0,45

0,50

0,00 0,50 1,00 1,50 2,00 2,50 3,00 3,50 4,00 4,50 5,00

RQI (micrones)

Sor

(fra

cció

n)

Krwo_LL3689Krw_LS5169Lineal (Krwo_all)

Tipo de Roca Rangos

PorosidadRangos

PermeabilidadSwir Sor

cod % md % %

1 34 -_40 2400-7300 10 -_15 33 -_34

2 30 -_34 1400-2400 15 -_24 34 -_36

3 25 -_30 700-1400 24 -_30 36 -_37

4 20 -_25 50-700 30-_35 37 -_39

YACIMIENTOFORMACIÓN

MIEMBRO

Bach-01Lagunillas

Bachaquero

103

La distribución de fluidos original en las arenas de edad mioceno del yacimiento

Bach-01 han variado considerablemente en algunas áreas o parcelas, debido al

histórico de explotación de producción desde el año 1934, lo cual se observa

durante el monitoreo de los pozos el control de la dirección y avance pasivo tanto

del agua original del acuífero como la inyectada mediante el IAV (Inyección

alternada de Vapor) a partir de 1971. Finalmente, se podría utilizar la saturación de

agua calculada por perfiles para determinar el petróleo original en sitio “POES”,

considerando estimar la saturación de agua inicial sobre el contacto agua petróleo

original “CAPO”, y a partir del cálculo de la saturación de agua irreducible “Swir” (EC

38), para así validar que la saturación de agua estimada por registro no presente un

avance o barrido considerable, sin embargo; el acuífero hacia la parte baja de la

estructura (Sur) del yacimiento no es activo, lo cual presenta un barrido pasivo.

4.3.3.3 Determinación del modelo matemático de saturación de agua a partir de

modelos conocidos y validado con data de núcleo.

La saturación de agua de las areniscas de edad mioceno del yacimiento Bach-01,

se calculó para los 904 del estudio, se selecciono del modelo matemático de

saturación de agua que ajuste con la saturaciones del reservorio en las arenas

arcillosa del yacimiento Bach-01, se probaron varios métodos conocidos,

determinándose y validándose el modelo matemático de “Simandoux” mediante los

pozos claves, ya que el mismo representa las característica de saturación del agua

del yacimiento Bach-01 para arenas arcillosas. Se obtuvo un buen cotejo con la data

de núcleos (LL-3689 y LS-5169) para el modelo matemático de saturación de agua

“Simandoux”, mediante los análisis convencionales (Dean Stark) y los análisis

especiales de presión capilar y permeabilidad relativa.

A continuación se describe en detalle cada modelo matemático de saturación de

agua conocido, con su respectiva justificación y ecuación para cada tipo de litología

con el tipo de arcilla predominante y distribución (dispersa, laminar y estructural).

Modelos matemáticos de saturación de agua según literatura; Archie “SW_archie”,

Indonesia (Poupon) “SW_indonesia”, Waxman&Smits “SW_waxman&smits”, y

Simandoux “SW_SIMe” (calculo a partir PHIE) o “SW_SIMt” (calculo a partir PHIT),

104

se efectuaron comparaciones, seleccionando así el modelo matemático de

saturación de agua “Simandoux”, ya que ajusta con los datos de saturación de agua

de los análisis convencionales (SW_DnStrk), análisis especiales de presión capilar

(SW_Pc) y permeabilidad relativa agua petróleo (SW_Krel) de los núcleos cortados

en los pozos LL-3689 y LS-5169. Ver figura 73.

Modelo matemático de saturación de agua “Archie”: En el año 1942 archie

deriva este modelo matemático para calcular la saturación de agua en

areniscas limpias, donde no es necesario efectuar corrección por arcillosidad,

por lo cual este modelo no honra las características de las arenas arcillosas

del yacimiento Bach-01. La ecuación básica de este modelo matemático esta

representada de la siguiente manera:

)*

*(/1

_

RPHITRw

Tm

na

S archieW = (40)

Donde:

a: es la constante de Archie o factor de tortuosidad.

m: es el exponente de cementación.

n: es el exponente de saturación depende de la humectabilidad.

PHIT: representa la porosidad total (fracción).

RT (RD_0): es la resistividad verdadera de la formación (Ohm-m).

Rw: es la resistividad del agua de formación a la temperatura del

Yacimiento (Ohm-m).

Modelo matemático de saturación de agua “Indonesia”: En el año 1954 el

modelo matemático de Indonesia creado por Poupon, fue diseñado para

calcular y corregir los valores de saturación de agua en areniscas arcillosas,

pero con distribución de arcilla laminar, donde la presencia de componentes

arcillosos dispersos en el medio poroso incrementan la conductividad o reducen

la resistividad verdadera de la formación. Este modelo no representa la

saturación de agua en las arenas arcillosas con un tipo de arcilla dispersa

105

predominante, lo cual si lo hace el modelo de Simandoux. La ecuación que

representa al modelo de Indonesia tiene la siguiente forma:

( )

−

−= − VCL

RshVCL

RTRwPHIEaindonesiaSW m 1/1*)**(_ (41)

Donde:




PHIE: representa la porosidad efectiva (fracción).

RT (RD_0): 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).

VCL: Volumen de arcilla del área evaluada (fracción).

Modelo matemático de saturación de agua “Waxman&Smits”: En el año 1968,

Waxman y Smits publicaron su renombrado trabajo el cual más tarde fue

conocido con el nombre de ecuación de Waxman&Smits. Desde ese entonces la

ecuación fue modificada por Waxman y Thomas (1974) y más tarde por Juhasz

(1981). Este fue y sigue siendo catalogado como un refinado método para

calcular la saturación de agua en arenas sucias a partir de información

aportada por los registros de resistividad, sin embargo; este modelo no

representa las saturaciones reales de agua del yacimiento Bach-01, y con muy

poca data de análisis de intercambio cationico para corroborar el modelo. La

ecuación se expresa de la manera siguiente:

+=

nm

SwQvBRw

aRwPHIERTwSW

1

**1*

* smits&axman_

(42)

106

Donde:

Sw: Saturación de agua en la zona virgen, (fracción)

RT (RD_0): Resistividad verdadera en la zona virgen, (ohm-m)

Rw: Resistividad del agua de formación, (ohm-m)

PHIE: porosidad efectiva, (fracción)




Qv: Capacidad de intercambio catiónico en la zona virgen, (meq/cc)

B: Llamado conductividad específica de los cationes y es un índice de la movilidad

de los cationes absorbidos sobre la superficie arcillosa, dada por la siguiente

ecuación:

( )27.0*045.0128.1*000406.0*225.0

23.1

2

−+−−

=TformRw

TformTformB (43)

Donde:

formT : Temperatura calculada de la formación de interés. (ºF)

Rw: Resistividad del agua de formación, ohm-m.

Modelo matemático de saturación de agua “Simandoux”: En 1963 Simanduox

reportó experimentos en mezclas homogéneas de arena y arcilla, para calcular

y corregir los valores de saturación de agua en areniscas arcillosas, donde la

presencia de arcillas dispersa el medio poroso incrementan la conductividad y

reduce la resistividad verdadera de la formación, lo cual es el caso de las

arenas arcillosas, con arcillas dispersas del yacimiento Bach-01, este modelo

además de honrar las características litológicas y de fluido del yacimiento,

ajusta muy bien con las saturaciones de los análisis de los pozos núcleos LL-

3689 y LS-5169, como se muestra en la figura 74. A continuación la ecuación

del modelo matemático de saturación de agua “Simandoux”, “SW_SIMe” o

“SW_PHIE” del yacimiento Bach-01, expresada de la manera siguiente:

107

−

+=

RshPHIEVCLRwa

RshPHIEVCLRwa

RTPHIERwaSIMeSW m

n

mm **2**

**2**

**_

12

(44)

Donde:

RT (RD_0): Resistividad verdadera en la zona virgen, (ohm-m)

Rw: Resistividad del agua de formación, (ohm-m).

Rsh: es la resistividad de la lutita (Ohm-m).

PHIE: porosidad efectiva, fracción (fracción)




VCL: Volumen de arcilla del área evaluada (fracción).

Figura 74. Cotejo del modelo matemático de simandoux en los pozos núcleos LL-3689 y LS-5169 para las arenas de edad mioceno del yacimiento Bach-01. Se observa claramente un solapamiento de las curvas del modelo “SW_SIMe y SW_SIMt” en las zonas de arenas arcillosas (circulo azul) y limpias (circulo rojo) con las curvas de la data de núcleos “SW_Pc, SW_Krel y SW_DnStrK”.

0 VCL_LRJ 1

0 GRN1 1500 RT 1000

0 RS 1000 0 SW_SIMe 1

0 SW_SIMt 10 SW_DnStrk 1

0 SW_Krel 10 SW_Pc 1

LL-36890 VCL_LRJ 1

0 GRN1 1500 RT 1000

0 RS 1000 0 SW_SIMe 1


LS-5169

0 VCL_LRJ 1

0 GRN1 1500 RT 1000

0 RS 1000 0 SW_SIMe 1



LL-36890 VCL_LRJ 1

0 GRN1 1500 RT 1000

0 RS 1000 0 SW_SIMe 1



LL-36890 VCL_LRJ 1

0 GRN1 1500 RT 1000

0 RS 1000 0 SW_SIMe 1


LS-51690 VCL_LRJ 1

0 GRN1 1500 RT 1000

0 RS 1000 0 SW_SIMe 1


LS-5169

108

4.3.4 Tipos de rocas mediante propiedades petrofísicas, facies, petrofacies y

unidades de flujo, litofacies, descripción de núcleos y ambiente sedimentario.

Los rangos de las propiedades petrofísicas de data de núcleo, petrofacies y

unidades de flujo, facies sedimentarias o depofacies, litofacies, descripción del

núcleo y ambiente sedimentario son vitales para el desarrollo y calibración del

modelo de tipos de roca y así generar una curva “TIPO_ROCA”, que puede derivarse

de la evaluación petrofísica de los perfiles de pozos. Se caracterizó siete litofacies

para la sección estratigráfica del yacimiento Bach-01, mediante la descripción de los

pozos núcleos LL-2318 y LS-5169, definidas mediante porcentaje de arena, eventos

depositacionles, estructuras sedimentarias y/o cementación. Estas siete litofacies

representan una progresión desde un yacimiento excelente (SS a SSa), a un

yacimiento de de menor calidad (SSva a SScg), hasta una roca no-yacimiento sin

prospectividad (Het, M y SH), ver tabla 7. El bajo espesor de las litofacies

representadas en escala de pulgadas y en algunos casos sobrepasa levemente la

escala de pies, lo cual se dificulta un poco la calibración de los tipos de roca,

derivándose mediante perfiles de pozos. Los informes reportados de los análisis

geológicos de los pozos núcleos LL-2318 y LS-5169 presenta una descripción

litológica detallada de cada una de las litofacies y ambientes sedimentarios

establecidos, Ver tabla 7. Los mapas de facies proporcionan una síntesis de todos

los aspectos del modelo sedimentológico los cuales fueron divididos en cuatro

categorías de depofacies (I Canal, II Barra, III Abanico y IV Llanura), ver tabla 7.

Los rangos de las propiedades petrofísicas, análisis de los resultados de las pruebas

convencionales y especiales de núcleos (porosidad, permeabilidad absoluta/relativa

y presión capilar) de los pozos LL-3689 y LS-5169 permitió determinar los tipo de

petrofacies y unidades de flujo, comprobando así el grado de heterogeneidad de las

arenas de edad mioceno del yacimiento Bach-01, ver tabla 7.

Para desarrollar el modelo de tipos de roca, se codifico en formato digital para

cargarse en Openworks (Petroworks) las litofacies a cada una de las profundidades,

ya que el formato de las hojas sedimentologicas solo se disponía en Imagen Tiff

entregadas por las compañías de laboratorio. Luego se volvió a chequear la

correlación núcleo perfil hecha para los modelo matemáticos petrofísicos donde se

llevaron los datos de núcleo a profundidad de registro mediante el core gamma.

109

También se corroboró el control de base de datos de las curvas crudas y

procesadas. A partir de lo anterior, se genero un análisis interpretativo confiable

para el tipo de roca con los pozos claves (LL-3689, LL-2318, LS-3803 y LS-5169).

Inicialmente a partir de las hojas sedimentologicas de los pozo claves (núcleos)

se clasificaron rangos de propiedades petrofísicas tanto de núcleo como registros

(VCL, PHI, Ka y NGT) para cada una de las siete Litofacies, identificando así tipo de

rocas que se caracterizan por sus propiedades petrofísicas mediante varios gráficos

cruzados “crossplot”, integrándose con una nueva descripción litológica que

involucra tipo de grano, afinamiento y engrosamiento, material arcilloso o no, y

calidad de yacimiento, además de integrar al tipo de roca las petrofacies (mega,

macro, meso, micro y nano), depofacies (I Canal, II Barra, III Abanico y IV

Llanura) de los mapas facies y el ambiente sedimentario (desde fluvial en su base

hasta deltaico en el tope), ver tabla 7. Según la metodología expuesta, se comenzó

analizando la relación de la porosidad efectiva “PHIE_D” en función de volumen de

arcilla “VCL_LRJ” de los pozos claves (núcleos), mediante el crossplot de la figura

75, se observa una buena correlación con muy poca dispersión en los valores de

“PHIE_D” con valores iguales de “VCL_LRJ”, por lo cual esto evidencia pocos

procesos diagenéticos que afectaron el yacimiento Bach-01, indicando que presenta

bajo grado de complejidad (heterogeneidad) y variabilidad entre los tipos de roca.

Figura 75. Gráfico de crossplot de la relación de porosidad efectiva “PHIE_D” Vs volumen de arcilla “VCL_LRJ”, con los pozos claves del yacimiento Bach-01.

VCL_LRJ

Crossplot PHIE_D Vs VCL_LRJ

VCL_LRJVCL_LRJ

Crossplot PHIE_D Vs VCL_LRJ

110

Continuando con la metodología, se analizó la relación entre la porosidad efectiva

“PHIE_D” y volumen de arcilla “VCL_LRJ” en función de la resistividad profundad

“RD_0”, lográndose visualizar en el crossplot de la figura 76, una buena relación con

la calidad de la roca al incrementar los valores de “RD_0” (>20 ohm-m), con esta

interpretación se podría inferior zonas prospectivas y un parámetro de corte “Cut-

off” con la curva de RD_0. Esta interpretación aplica en areniscas saturadas por

petróleo y agua irreducible como es el caso del yacimiento Bach-01, por encima del

contacto agua petróleo (CAP).

Figura 76. Gráfico de crossplot de la relación de “PHIE_D” Vs “VCL_LRJ” en función de la resistividad profundad “RD_0”, pozos claves del yacimiento Bach-01.

Posteriormente se realizó el análisis mediante el gráfico crossplot con la relación

de porosidad efectiva “PHIE_D” y volumen de arcilla “VCL_LRJ” en función de la

permeabilidad absoluta del modelo “K_PHIe” y los rangos de propiedades

petrofísicas de las litofacies en los pozos claves (LL-2318 y LS-5169) que

representan una mejor calidad de roca (SS a SSa), a una menor calidad (SSva a

SScg) para la roca reservorio (Bach-01). Se puede observar una buena

correspondencia con las litofacies entre el incremento de “PHIE_D” y “K_PHIe” con

la disminución del “VCL_LRJ”. Esta integración permitió obtener zonas o valores de

propiedades petrofísicas para cada tipo de roca (ver tabla 7), representando la

buena calidad de la roca a regular para el yacimiento Bach-01, como puede

observarse en la figura 77.

Crossplot PHIE_D Vs VCL_LRJ en Función RD_0

VCL_LRJ


VCL_LRJ


VCL_LRJ

111

Figura 77. Gráfico de crossplot de la relación de “PHIE_D” Vs “VCL_LRJ” en función de la permeabilidad absoluta “K_PHIe” y los rangos de propiedades petrofísicas de las litofacies con los pozos claves del yacimiento Bach-01.

Continuando con el análisis para determinar el tipo de roca con varias fuentes de

data y metodologías variadas, permitiendo así un tipo de roca integrado con mayor

certidumbre, por lo cual se determino las petrofacies (Radio de garganta poral “RI”

por Winland y Pitman) y unidades de flujo para cada tipo de roca “TIPO_ROCA” del

yacimiento Bach-01, utilizando los análisis de las pruebas especiales de núcleos

(Presión capilar por inyección de mercurio y unidades de flujo “FZI” e índice de

calidad de yacimiento “RQI”) de los pozos LL-3689 y LS-5169. En los gráficos de la

figura 78, se observa del lado izquierdo el perfil de garganta de poro, el mismo se

realiza con la finalidad de obtener el radio de garganta poral “RI” a diferente niveles

de saturación de mercurio, pero con la utilización de la metodología de Winland (El

sistema poroso que domina el flujo a través de la roca yacimiento a una saturación

de mercurio “Shg” de RI35%) se interpretaron 2 tipo de petrofacies de buena

calidad de roca (mega y macro). Mientras que se observa del lado derecho el gráfico

de Ápices (Apex Plots) en la figura 78, el mismo permite identificar rangos de

saturación de mercurio donde la roca alcanza el mayor desplazamiento de radio de

garganta poral dominante “RI”. Posteriormente en los gráficos de la figura 79, se

observa del lado izquierdo la saturación incremental de mercurio “Shg” permitiendo

observar en cual tipo de roca ocurre el mayor desplazamiento de la fase no mojante

(mercurio), obteniéndose en el yacimiento Bach-01 de mayor a menor calidad de

Crossplot PHIE_D Vs VCL_LRJ en Función Litofacies de Núcleo y K_PHIe

VCL_LRJ

SS

SSa

SSva

LITOFACIES NÚCLEO

SScg


VCL_LRJ


VCL_LRJ


VCL_LRJ

SS

SSa

SSva

LITOFACIES NÚCLEO

SScg

SS

SSa

SSva

LITOFACIES NÚCLEO

SScg

112

roca “3 petrofacies predominante”, Roca 1 “Mega” (RI: 17,75), Roca 2 “Macro” (RI:

8,87) y Roca 3 “Meso” (RI: 1,77). Continuando con la figura 79, se observa del lado

derecho el gráfico uno-uno “one-one” (con Línea 45º de correlación), el mismo

permite comparar los valores de “RI” obtenidos a partir del Perfil de Garganta de

Poro con los calculados usando las correlaciones empíricas de Winland y Pittman,

para cada nivel de saturación de mercurio perteneciente al rango previamente

establecido a través del gráfico de ápices. Se concluye que para las arenas de edad

mioceno del yacimiento Bach-01, en el sistema poroso la saturación que domina el

flujo a través de la roca y radio de garganta poral es “RI35”.

Figura 78. Gráfico del perfil de garganta de poro (del lado izquierdo) y gráfico de Ápice (del lado derecho), con los pozo claves del yacimiento Bach-01.

Figura 79. Gráfico de Shg incremental (del lado izquierdo) y gráfico uno-uno (del lado derecho), con los pozo claves del yacimiento Bach-01.

PERFIL DE GARGANTA POROInyección Mercurio Yac Bach 01

1

10

100

1000

10000

020406080100 % Volumen de Poro Ocupado

Pc (p

si)

Muestra_302_A Muestra_324_A Muestra_606_A Muestra_722_A Muestra_806_A Muestra_812_AMuestra_821_A Muestra_1013_A Muestra_1016_A Muestra_1215_A Muestra_1045_A

100

25

.025

.05

.01

.1

.5

.25

1

2.5

5

10

TIPO PORO

2

MA

CR

ON

AN

OM

ICR

OM

ESO

MEG

A

Shg :35 % Winland

Yac Bach 01 SHg/Pc vs SHg Grafico Apices

0.00

5.00

10.00

0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

SHg

SHg/

Pc

302A_Macro

324A_Mega

606A_Macro

722A__Mega

806A_Mega

812A_Macro

821A_Macro

1013A_Macro

1016A_Mega

1215A_Mega

1405A_Mega

Shg :35 % Winland

PERFIL DE GARGANTA POROInyección Mercurio Yac Bach 01

1

10

100

1000

10000

020406080100 % Volumen de Poro Ocupado

Pc (p

si)

Muestra_302_A Muestra_324_A Muestra_606_A Muestra_722_A Muestra_806_A Muestra_812_AMuestra_821_A Muestra_1013_A Muestra_1016_A Muestra_1215_A Muestra_1045_A

100

25

.025

.05

.01

.1

.5

.25

1

2.5

5

10

TIPO PORO

2

MA

CR

ON

AN

OM

ICR

OM

ESO

MEG

A

Shg :35 % Winland

Yac Bach 01 SHg/Pc vs SHg Grafico Apices

0.00

5.00

10.00

0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

SHg

SHg/

Pc

302A_Macro

324A_Mega

606A_Macro

722A__Mega

806A_Mega

812A_Macro

821A_Macro

1013A_Macro

1016A_Mega

1215A_Mega

1405A_Mega

Shg :35 % Winland

SHg Incremental Yac BACH 01 Vol hg vs Radio (micrones)

0

5

10

15

20

25

30

35

0.01 0.10 1.00 10.00 100.00

Radio de garganta (micras)

Volu

men

Hg

Incr

emen

tal

302A_Meso

324A_Mega

606A_Mega

722A_Mega

806A_Mega

812A_Mega

821A_Macro

1013A_Meso

1016A_Mega

1215A_Mega

1405A_Mega

NANO MICRO MESO MACRO MEGA2.000.5

Roca 3 Meso R: 1.77

Roca 2 Macro R: 8.87

Roca 1 Mega R: 17.75

R35_Pc vs. R35_Pitmann Yac Bach 01y = 1.0126xR2 = 0.6757

05

1015202530354045505560657075

0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 60 65 70 75

R35_Pc

R35

_Pitm

ann

SHg Incremental Yac BACH 01 Vol hg vs Radio (micrones)

0

5

10

15

20

25

30

35

0.01 0.10 1.00 10.00 100.00

Radio de garganta (micras)

Volu

men

Hg

Incr

emen

tal

302A_Meso

324A_Mega

606A_Mega

722A_Mega

806A_Mega

812A_Mega

821A_Macro

1013A_Meso

1016A_Mega

1215A_Mega

1405A_Mega

NANO MICRO MESO MACRO MEGA2.000.5

Roca 3 Meso R: 1.77

Roca 2 Macro R: 8.87

Roca 1 Mega R: 17.75

R35_Pc vs. R35_Pitmann Yac Bach 01y = 1.0126xR2 = 0.6757

05

1015202530354045505560657075

0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 60 65 70 75

R35_Pc

R35

_Pitm

ann

113

Luego de obtener 3 tipo de rocas por los gráficos anteriores mediante la

metodología de petrofacies, se valido nuevamente con los gráficos de la figura 80,

determinándose los tipos de roca “RI Petrofacies” con sus unidades de flujo “FZI” e

índice de calidad de yacimiento o roca “RQI”. Se observa del lado izquierdo el

gráfico de la relación de permeabilidad Vs porosidad de núcleo en función de radio

de garganta poral “RI” (clasificándose según los colores, Mega RI>10 micrones,

Macro 2<RI<10 y Meso 0,5<RI<2) obteniéndose para el yacimiento “Bach-01” 3

tipo de roca de mayor a menor calidad (Mega, Macro y Meso). Posteriormente del

lado derecho de la figura 80, se realizo el gráfico Log-Log de “RQI” Vs porosidad

normalizada “PHIE_Z” (grupo de familia de porosidad), obteniéndose que para cada

tipo de roca caracterizada por petrofacies, se aprecia 5 tendencias de indicadores de

zonas de flujo “FZI” variando el índice de calidad de yacimiento “RQI” para Bach-01,

de una característica de roca de mayor calidad a menor calidad, clasificándose que

para la petrofacies “Mega” existe 3 unidades de flujo “UF” (ver gráfico, rojo FZI_1,

verde FZI_2, y azul FZI_3), “Macro” existe 1 “UF” (ver gráfico, amarillo FZI_4), y

por ultimo “Meso” existe 1 “UF” (ver gráfico, morado FZI_5).

Figura 80. Gráfico de permeabilidad Vs porosidad de núcleo (del lado izquierdo) y gráfico Índice de calidad de roca “RQI” y unidades de flujo “UF” (del lado derecho), con los pozo claves del yacimiento Bach-01.

En seguida se realizo el gráfico de Lorenz modificado (Gunter) y el diagrama de

almacenamiento y flujo estratigráfico (Miller), mediante estas nuevas metodologías

se identificaron y validaron 5 UF para el yacimiento Bach-01, detallándose mediante

Petrofacies K vs Phie Yac Bach 01 "FZI (Unidades de Flujo)"

0.001

0.01

0.1

1.

10.

100.

1000.

10000.

100000.

0.00 0.05 0.10 0.15 0.20 0.25 0.30 0.35 0.40 0.45Porosidad

Perm

eabi

lidad

(md)

Mega_Fzi_1 Mega_Fzi_2 Mega_Fzi_3 Mega_Fzi_4

Macro_Fzi_4 Macro_Fzi_5 Meso_Fzi_5

Rad

io d

e G

arga

ntas

de

Poro

s (m

icro

nes)

MA

CRO

ME

GA

ME

SOM

ICR

ONA

NO

0.5

2

10

0.1

100

0.01

Indice de Calidad Yacimiemto (RQI) vs Grupos de Porosidad (Phie_z)Unidades de Flujo BACH 01

y = 16.891x - 5.828R2 = 0.87

y = 8.3131x - 1.6544R2 = 0.6792

y = 4.3156x - 0.8681R2 = 0.6605

y = 4.1969x - 1.2143R2 = 0.8561

y = 2.4922x + 0.5461R2 = 0.3325

0.0

0.1

1.0

10.0

100.0

0.01 0.10 1.00PHIE_Z

RQ

I,mic

rone

s

Mega_FZI _1 Mega_FZI _2 Mega_FZI _3 Mega_Macro_FZI _4 Macro_Meso_FZI _5

Petrofacies K vs Phie Yac Bach 01 "FZI (Unidades de Flujo)"

0.001

0.01

0.1

1.

10.

100.

1000.

10000.

100000.

0.00 0.05 0.10 0.15 0.20 0.25 0.30 0.35 0.40 0.45Porosidad

Perm

eabi

lidad

(md)

Mega_Fzi_1 Mega_Fzi_2 Mega_Fzi_3 Mega_Fzi_4

Macro_Fzi_4 Macro_Fzi_5 Meso_Fzi_5

Rad

io d

e G

arga

ntas

de

Poro

s (m

icro

nes)

MA

CRO

ME

GA

ME

SOM

ICR

ONA

NO

0.5

2

10

0.1

100

0.01

Indice de Calidad Yacimiemto (RQI) vs Grupos de Porosidad (Phie_z)Unidades de Flujo BACH 01

y = 16.891x - 5.828R2 = 0.87

y = 8.3131x - 1.6544R2 = 0.6792

y = 4.3156x - 0.8681R2 = 0.6605

y = 4.1969x - 1.2143R2 = 0.8561

y = 2.4922x + 0.5461R2 = 0.3325

0.0

0.1

1.0

10.0

100.0

0.01 0.10 1.00PHIE_Z

RQ

I,mic

rone

s

Mega_FZI _1 Mega_FZI _2 Mega_FZI _3 Mega_Macro_FZI _4 Macro_Meso_FZI _5

114

su distribución vertical que la UF 1 es la que presenta el mayor aporte de capacidad

de flujo y mejor característica de la mejor calidad de roca (Ver Figura 81).

Figura 81. Gráfico de Lorenz modificado (arriba), y gráfico de diagrama de almacenamiento y flujo estratigráfico (abajo), identificando 5 UF con el pozo núcleo LL-3689 para las arenas del mioceno del yacimiento Bach-01.

Luego de tener caracterizado los tipos de roca por petrofacies y unidades de flujo,

se integro esta data con el tipo de roca determinado por litofacies, propiedades

petrofísicas, facies, descripción de núcleos y ambiente sedimentario. (Ver tabla 7)

115

Tabla 7. Caracterización del rango de las propiedades petrofísicas para determinar el tipo de roca integrado “TIPO DE ROCA” para el yacimiento Bach-01, mediante las propiedades petrofísicas, facies, petrofacies y unidades de flujo, litofacies, descripción de núcleos y ambiente sedimentario de la data de los pozos claves o núcleos.

Tipos de

Roca

Representación

gráfica Litologia

Rango de valores VCL [%] PHIE [%] Ka [md] NTG [%] RI35 (u)

RQI(adim) FZI (adim)

Tipo de roca

“Petrofacies”

(RI35), (UF)

Facies Sedimenta

ria (Depofacie

s en mapas)

“Litofacies”equivalentes

del estudi

o”

Descripción del núcleo

interpretada

Ambiente sediment

ario

1

VCL <= 10 PHIE >= 34 Ka > 2400 NTG>50 RI35>23 RQI>2,64 FZI>5,12

Mega FZI_1

Facies I Canal II Barra

SS

Arena de grano medio a fino, relativamente

libre de material arcilloso.

Excelente Roca Yacimiento.

Deltaico/ Fluvial

2

10< VCL <= 14 30 <= PHIE < 34

1400 < Ka <= 2400 NTG>50

18<RI35<=23 2,15<RQI<=2,64 5,01<FZI<=5,12

Mega FZI_2


SSa

Arena de grano fino a muy fino,

con poco material arcilloso

interlaminado y/o agregado. Buena Roca Yacimiento.

Deltaico/ Fluvial

3

14 < VCL <= 18 25 <= PHIE < 30 700 < Ka <= 1400

NTG>50 10<RI35<=18

1,66<RQI<=2,15 4,98<FZI<=5,01

Mega FZI_3


SSva

Arena de grano muy fino, con

abundante material arcilloso interlaminado y/o

agregado. Regular Roca Yacimiento.

Deltaico/ Fluvial

4

18 < VCL <=22 20 <= PHIE < 25 50 < Ka <= 700

5>NTG>50 2<RI35<=10

0,50<RQI<=1,66 1,99<FZI<=4,98

Macro FZI_4

Facies II Barra

III Abanico SScg

Arena conglomerática con clastos de

rocas. Regular a pobre Roca Yacimiento.

Deltaico/ Fluvial

5

0.5<RI35<=2 VCL <=40 Ka <=50

Meso FZI_5

Facies III Abanico

Het

Heterolítica con mezclas de arena,

limo y/o lodo. Roca no

Yacimiento.

Deltaico/ Fluvial

6

40 < VCL <= 70 Facies IV Llanura

M Arcillas

Deltaico/ Fluvial

7

VCL > 70 Facies IV Llanura

SH Lutitas, sellantes Deltaico/ Fluvial

116

Una vez caracterizado el rango de las propiedades petrofísicas para cada uno de

los 7 tipo de roca integrado mediante la correlación núcleo-perfil, y a pesar de la

diferencia de escala entre la data de núcleos y perfiles de pozos, se pudo desarrollar

un modelo confiable de tipos de roca integrado para el yacimiento Bach-01 (Ver

Figura 82), a partir de las relaciones de los gráficos cruzados o crossplot entre

volumen de arcilla, porosidad efectiva y resistividad, facies, petrofacies, unidades de

flujo, litofacies, descripción de núcleos y ambiente sedimentario.

Figura 82. Modelo de tipo de roca integrado establecido para las arenas de edad mioceno formación lagunillas del yacimiento Bach-01.

El modelo de tipos de roca integrado, es un modelo que puede ser usado con

gran confiabilidad en los 904 pozos del estudio, utilizando las curvas procesadas de

la evaluación petrofísica. Este modelo presenta mayor confianza en los pozos con

datos de porosidad efectiva derivada de los registros de densidad y volumen de

arcilla, sin embargo; su incertidumbre se incrementa en los pozos donde la

porosidad total y efectiva se determine por algoritmos o correlación de propiedades.

Litofacies Núcleo

Petro- Facies

SS Mega

SSa Mega

SSva Mega

SScg Macro

Het Meso

M

SH

Crossplot PHIE_D Vs VCL_LRJ en Función Tipo de roca integrado

VCL_LRJ

Litofacies Núcleo

Petro- Facies

SS Mega

SSa Mega

SSva Mega

SScg Macro

Het Meso

M

SH

Crossplot PHIE_D Vs VCL_LRJ en Función Tipo de roca integrado

VCL_LRJ

117

4.3.5 Modelo de Permeabilidad

En las arenas edad mioceno del miembro Bachaquero, las tendencias de

permeabilidad con la porosidad de núcleos y modelos matemáticos muestran una

clara relación con el volumen de arcilla y tipo de roca integrado, obteniéndose un

modelo matemático de permeabilidad cotejado con data de núcleos. En la figura 83

y 84 se puede observar una buena correspondencia con la data de núcleo y modelo

matemáticos respectivamente. Donde se observa el incremento de permeabilidad y

porosidad con la reducción del volumen de arcilla, lo cual esta representado por el

tipo de roca de mayor calidad “Tipo roca 1” en la arenas del yacimiento Bach-01.

Figura 83. Gráfico de permeabilidad de núcleo “Core K” Vs porosidad de núcleo “Core PHI” en función del volumen de arcilla (del lado izquierdo) y Tipo de Roca (del lado derecho), con los pozo claves del yacimiento Bach-01.

Figura 84. Gráfico de permeabilidad del modelo “K_PHIe” Vs porosidad del modelo “PHIE_D” en función del Tipo de Roca (del lado izquierdo) y “K_PHIe” (del lado derecho), con los pozo claves del yacimiento Bach-01.

118

4.3.5.1 Determinación de permeabilidad absoluta a partir de modelos conocidos y

validado con data de núcleo

La permeabilidad absoluta “K_PHIe” de las areniscas de edad mioceno del

yacimiento Bach-01 se representa con un máximo valor según data de núcleo de

7300 md, se determinó para los 904 del estudio, seleccionándose el modelo

matemático de permeabilidad absoluta “K_PHIe” que ajuste con los datos de

permeabilidad de los análisis de pozos núcleos (claves) para yacimiento Bach-01. Se

utilizaron varios métodos conocidos según literatura, determinándose y validándose

el modelo matemático compuesto de “Timur-Coates” mediante los pozos claves, ya

que el mismo representa la característica de saturación del agua irreducible “Swir”,

tipo de roca y la permeabilidad absoluta para el yacimiento Bach-01. Se obtuvo un

buen cotejo con la data de núcleos (pozos claves) para el modelo matemático

compuesto “Timur-Coates”, mediante los análisis convencionales (Dean Stark), ver

figura 86 y87.

Para el modelo de permeabilidad se procedió a determinar los modelos

matemáticos conocidos según literatura, timur, timur modificado, Coates, Tixier, y

Willie–Rose, con la finalidad de efectuar comparaciones y seleccionar el que ajuste

con la permeabilidad medida en los análisis de núcleos de los pozos claves.

Posterior a esta comparación se tuvo que generan un modelo matemático

compuesto “Timur-Coates” de permeabilidad absoluta “K_PHIe” a partir de 2 modelo

conocidos, el cual represento las característica del tipo de roca, Swir y la

permeabilidad absoluta de las arenas de edad mioceno del yacimiento Bach-01.

Modelo matemático de Timur: 225.2 ))/()*100((_ SwirPHIEtimurK = (45)

Modelo matemático de Timur modificado:

22.2 ))/()*93((mod_ SwirPHIEtimurK = (46)

119

Modelo matemático de coates:

22 ))/))1(**70(((_ SwirSwirPHIEcoatesK −= (47)

Modelo matemático de Tixier: 23 ))/()*250((_ SwirPHIEtixierK = (48)

Modelo matemático de Willie y Rose:

2))/()*79((__ SwirPHIERosewillieK = (49)

Modelo matemático compuesto Timur-Coates “K_PHIe”: 24 )1))06.0_/(06.1((*))12.0/((_ −+= LRJVCLPHIEcompuestoK (50)

A continuación se muestra una buena relación en la figura 85, donde se compara

los valores de la permeabilidad calculada mediante el modelo compuesto “K_PHIe”

con las medidas de permeabilidad de núcleos “Core K” de los pozos claves en

función del tipo de roca. Adicional los valores de la curva de permeabilidad “K_PHIe”

derivados a partir de la correlación establecida se ajustan a los datos medidos en

los núcleos de los pozos LL-3689 y LS-3803, observándose en la evaluación

Petrofísica de las figura 86 y 87.

Figura 85. Comparación entre la permeabilidad calculada del modelo compuesto “K_PHIe” y la obtenida de núcleos “Core K” de los pozos claves, en función de los tipos de roca para el yacimiento Bach-01.

Cor

e K

Crossplot Core K Vs K_PHIe en Función del Tipo Roca

Cor

e K

Cor

e K

Crossplot Core K Vs K_PHIe en Función del Tipo Roca

120

Figura 86. Correlación núcleo-perfil de la evaluación petrofísica pozo clave (núcleo) LL-3689 de los Lentes superiores del yacimiento Bach-01. Cotejo de los modelos matemáticos de las propiedades petrofísicas y tipo de roca, incluyendo la permeabilidad absoluta “K_PHIe” de la curva del modelo compuesto de permeabilidad “Timur-Coates” solapando con la obtenida de núcleos “Core K o NU_PRM” del track N-6 en el pozo clave.

Modelo PHI Modelo K Modelo Sw

Modelo VCL

Curvas crudas (litología, Resistividad y porosidad) TIPO ROCA

ANT ANR ANP

121

Figura 87. Correlación núcleo-perfil de la evaluación petrofísica pozo clave (núcleo) LS-3803 de los Lentes superiores del yacimiento Bach-01. Cotejo de los modelos matemáticos de las propiedades petrofísicas y tipo de roca, incluyendo la permeabilidad absoluta “K_PHIe” de la curva del modelo compuesto de permeabilidad “Timur-Coates” solapando con la obtenida de núcleos “Core K o NU_PRM” del track N-6 en el pozo clave.

Modelo PHI Modelo K Modelo Sw

Modelo VCL

Curvas crudas (litología, Resistividad y porosidad) TIPO ROCA

ANT ANR ANP

122

En forma general para el modelo matemático de permeabilidad se derivo la

permeabilidad directamente de la porosidad utilizando facies y estratigrafía en los

pozos a los cuales se les había cortado núcleo (pozos claves). Las facies se

definieron a partir de las electrofacies (registro de resistividad y/o de rayos gama) y

según el ambiente predominante (Deltaico/ Fluvial) validado con la sedimentologia.

Las secuencias de bloque o de adelgazamiento hacia arriba se interpretaron como

canales y secuencias de engrosamiento hacia arriba podían ser en general barras o

como segunda opción abanicos de rotura, y por último secuencia completamente

arcillosas se interpreto como una facies de Llanura. En la figura 88, se observa en la

sección superior de los pozos claves que contiene más arenas limpia y tienen una

distribución similar de K-PHI en las arenas inferiores, ya que a lo largo de toda la

sección de la columna, tienen un nivel de compactación, tamaño del grano, y una

mineralogía consistente, sin embargo; la influencia principal sobre la relación baja

de K-PHI es el contenido de volumen de arcilla.

Figura 88. Correlación núcleo-perfil e interpretación de facies a partir de electrofacies (registros de gamma ray espectral y resistividad), y su comparación de la relación de permeabilidad y porosidad “K-PHI” en toda la columna de los pozos claves validado con los datos de núcleos del yacimiento Bach-01.

Coarse Up Dom. (Lo K-PHI)

Channel Dom. (Hi K-PHI)







LL-2318 LL-3689

Resultados de las Facies con relación K-PHI









LL-2318 LL-3689

Resultados de las Facies con relación K-PHI

123

4.3.5.2 Determinación de permeabilidad efectiva mediante análisis especiales de los

pozos núcleos LS-5169 y LL-3689.

La permeabilidad determina el comportamiento del yacimiento y del pozo, pero el

término puede referirse a muchos tipos de mediciones. Por ejemplo, la

permeabilidad puede ser absoluta o efectiva, horizontal o vertical. Cuando un solo

fluido fluye a través de la formación, se puede medir una permeabilidad absoluta

“Ka”, mientras cuando dos o mas fluidos están presentes, cada uno reduce la

capacidad de fluir del otro a una saturación irreducible, lo cual es la permeabilidad

efectiva “Ke”, y la permeabilidad relativa es la relación entre la Ke y Ka.

Se determino una permeabilidad efectiva aproximada “Ke” en función de las

curvas de permeabilidad relativa de los análisis especiales de los pozos claves,

integrándose con los puntos del capitulo (4.3.3.2 y 4.3.4), y la caracterización del

tipo de roca del tabla 7, obteniéndose rangos de unas permeabilidad efectiva

aproximada al petróleo “Ko” a una saturación de agua irreducible “Swir” y unas

permeabilidad efectiva al agua “Kw” a una saturación de petróleo residual “Sor”

para los principales tipo de roca que integran lo prospectivo como roca yacimiento

(Bach-01), permitiendo determinar una relación de permeabilidad relativa para la

fase no mojante (Ko/Ka) y mojante (Kw/Ka) para el tipo de roca del yacimiento

Bach-01, lo cual se podrá determinar una permeabilidad efectiva aproximada en

una fase agua-petróleo para cualquiera de los 4 tipo de roca descritos en base a la

permeabilidad absoluta “Ka”. Ver tabla 8.

Tabla 8. Estimación de la permeabilidad efectiva al petróleo “Ko a Swir” y permeabilidad efectiva al agua “Kw a Sor” en base a la relación de permeabilidad relativa determinada de la fase agua-petróleo de los análisis especiales de los pozos claves (LS-5169 y LL-3689), integrada con la caracterización de los 4 tipos de roca que representan la prospectivo del yacimiento Bach-01.

Tipo de Roca Integrada

Rangos PHIE

Rangos Ka

Rangos Swir

Rangos Sor

Rangos Ko

Rangos Kw

Relación Ko/Ka

Relación Kw/Ka

cod % md % % md md % %

1 34 -_40 2400-7300 15 -_10 34 -_33 1359-4133 47-140 56,616 1,918

2 30 -_34 1400-2400 24 -_15 36 -_34 963-1359 40-47 68,786 2,857

3 25 -_30 700-1400 30 -_24 37 -_36 373-963 29-40 53,286 4,143

4 20 -_25 50-700 35 -_30 39-_37 26-373 3_-29 52,000 6,000


MIEMBRO

Bach-01Lagunillas

Bachaquero

124

4.4 Determinación de valores de corte (Cut-off).

Se integraron las evaluaciones petrofísicas de las curvas “VCL_LRJ, PHIE_D y

SW_SIMe” con los gráficos “crossplot” de los datos de núcleos de los pozos claves,

impregnaciones de petróleo en los núcleos e intervalos abiertos de producción, para

así determinar los valores de corte “Cut-off” de las propiedades petrofísicas.

Mediante estos valores “Cut-off” se permitió determinar la arena neta total “ANT”,

arena neta reservorio “ANR” y arena neta petrolífera “ANP”. Mediante el análisis

integrado de tipo de roca en los pozos claves (núcleos) y las impregnaciones de las

manchas de petróleo en los núcleos y datas de producción, se permitió identificar el

“TIPO DE ROCA” 1, 2, 3 y 4 como roca yacimiento o reservorio del Bach-01 (ANR) y

productora (ANP). Para estimar el volumen de arcilla de corte (VCL.cut-off<=22 %)

y determinar así las arenas neta total “ANT” del yacimiento Bach-01, se visualizaron

las frecuencias de la mayores manchas de petróleo <=22 % del volumen de arcilla

indicando zonas de rocas yacimiento prospectivas en la figura 89, como también en

la figura 37 se obtienen un valor de 22 % del modelo “VCL_LRJ” validado con data

de difracción de rayos X “VCL_XRD”.

Figura 89. Gráfico de frecuencias de manchas de petróleo identificando el volumen de arcilla de corte “VCL.cut-off” <=22 % para las arenas prospectivas del yacimiento Bach-01, mediante la data de los pozos claves (núcleos).

Para determinar el valor de corte o “Cut-off” de la porosidad (“PHIE cut-off”

=>20%), y obtener así las arenas neta reservorio “ANR” aplicando el valor de corte

de porosidad en las “ANT” del yacimiento Bach-01, se visualizaron en la figura 90

(de lado izquierdo) las frecuencias de la mayores manchas de petróleo =>20% de

Pequeñas manchas de petroleo >22 % VCL

Mayor frecuencia de Mancha de petroleo <22% VCL.cutoff

Poco recobro de núcleo

VCL_LRJ

Pequeñas manchas de petroleo >22 % VCL

Mayor frecuencia de Mancha de petroleo <22% VCL.cutoff

Poco recobro de núcleo

VCL_LRJ

125

porosidad, indicando zonas de rocas yacimiento prospectivas, mientras que del lado

derecho de la figura 90, se realizo un gráfico cruzado (crossplot) de los modelos

matemáticos, volumen de arcilla “VCL_LRJ” con la porosidad “PHIE_D” versus la

saturación de agua, obteniéndose que lo mayoría de los puntos bajos de saturación

de agua (Sw<=50%, color rojo y rosado) caen por de bajo del 22% del VCL_LRJ y

por encima de 20% de porosidad, indicando zonas prospectivas de arena neta

petrolífera “ANP”.

Figura 90. Gráfico de frecuencias (del lado derecho) de manchas de petróleo identificando la porosidad de corte “PHIE_D.cut-off” =>20 %, y gráfico cruzado “crossplot” (del lado derecho) de los 3 parámetros de corte (VCL, PHIE_D y SW) para las arenas prospectivas del yacimiento Bach-01, mediante la data de los pozos claves (núcleos).

Adicionalmente según lo comentado, se determino y valido el valor de corte o

“Cut-off” de Sw (“SW cut-off” <= 50%) y “Cut-off” resistividad profundad

(RD_0>20 ohm-m), mediante los análisis especiales de permeabilidad relativa

agua-petróleo de los lentes superiores e inferiores del yacimiento Bach-01, se pudo

observar en el cruce de las curvas Kro-Krw en la figura 91 que la “SW cut-off” esta

en el orden de 50-60%, mientras que el gráfico cruzado (crossplot) en la figura 92

del modelo matemáticos de volumen de arcilla “VCL_LRJ” con la resistividad

profundad “RD_0” versus la saturación de agua, se obtuvo nuevamente (igual a la

figura 90) que lo mayoría de los puntos bajos de saturación de agua (Sw<=50%,

color rojo y rosado) caen por de bajo del 22% del VCL_LRJ, pero con resistividades

profundad => 20 ohm-m como “Cut-off”, indicando zonas prospectivas de arena

neta petrolífera “ANP”.

20%

PHIE_D

Mayor frecuencia de Mancha de petroleo >20% PHIE_D.cutoff

20%

PHIE_D

Mayor frecuencia de Mancha de petroleo >20% PHIE_D.cutoff

VCL cutoff <= 0.22

PHI=

>0.

20

SW

PHIE_D

VCL_

LRJ

VCL cutoff <= 0.22

PHI=

>0.

20

SW

PHIE_D

VCL_

LRJ

126

Figura 91. Curvas de permeabilidades relativa agua-petróleo del núcleo LL-3689, de los lentes superiores e inferiores del yacimiento Bach-01.

Figura 92. Gráfico cruzado “crossplot” de los 3 parámetros de corte (VCL, RD y SW) para las arenas prospectivas “ANP” del yacimiento Bach-01, mediante la data de los pozos claves (núcleos).

Los parámetros de corte “Cut-off” se validaron además de impregnaciones del

núcleo, con producción del yacimiento Bach-01. A continuación se muestra un

resumen de los valores de corte “Cut-off” para determinar la evaluación Petrofísica

resultante (ANT, ANR y ANP) para el yacimiento Bach-01 (Ver tabla 9).

Tabla 9. Valores de corte “Cut-off” para la evaluación Petrofísica (ANT, ANR y ANP) del yacimiento Bach-01, validado con núcleos y producción.

Curva de permeabilidad relativa agua-petroleo Bach-01 " Lentes Inferior EE"

0,001

0,01

0,1

1

0,0 0,1 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 0,8 0,9 1,0Sw

Kr

Imbibición Kro (muestra 1902) Drenaje Krw (muestra 1902)

Curva de permeabilidad relativa agua-petroleo Bach-01 "Lentes Superior AP"

0,001

0,01

0,1

1

0,0 0,1 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 0,8 0,9 1,0Sw

Kr

Imbibición Kro (muestra 720) Drenaje Krw (muestra 720)

RD

_0=>

20 o

hm-m

Sw

VCL cutoff <= 0.22

RD_0

VCL_

LRJ

RD

_0=>

20 o

hm-m

Sw

VCL cutoff <= 0.22

RD_0

VCL_

LRJ

ANTVCL PHIE SW RD

Bach-01Lagunillas

Bachaquero<=22 % _=>20 % <=50 % _=>20 ohm-m


MIEMBRO

PARÁMETROS DE CORTE “CUT-OFF”

ANRANP

CAPITULO V

PRESENTACIÓN E INTEGRACIÓN DE RESULTADOS

5.1 Mapas de propiedades petrofísicas.

Las areniscas de edad mioceno del miembro Bachaquero formación lagunillas,

presentan un gran potencial petrolífero, por lo cual se generaron mapas de

propiedades petrofísicas con una buena correspondencia con lo mapas de facies y

tipo de roca para los 904 pozos evaluados, con el objetivo de analizar y validar la

distribución espacial de las propiedades petrofísicas de la roca, y así visualizar zonas

prospectivas del yacimiento Bach-01. Luego de obtener la curvas procesadas de la

evaluación petrofísica mediante los software Interactive Petrophysics “IP” y

Petroworks, se realizaron mapas 2D-3D de iso-propiedades en el software “PETREL”

para las 19 zonas que involucran toda la columna del yacimiento Bach-01, arena

neta total “ANT”, arena neta reservorio “ANR”, arena neta petrolífera “ANP”,

volumen de arcilla “VCL_LRJ”, permeabilidad absoluta “K_PHIe”, porosidad efectiva

“PHIE_D”, columna equivalente de petróleo “CEP”, saturación de agua “SW_SIMe”,

y Tipo de roca. Para la elaboración de los mapas iso-propiedades en 2D y 3D se

cargaron en el software “PETREL” las curvas procesadas con un step de 0.5 pies de

resolución vertical, lo cual presenta mayor certidumbre que cargar los sumarios con

un valor constante para cada zona. Mediante los valores de corte se permitió

establecer las rocas reservorios “ANR” y las areniscas prospectivas “ANP”,

validándose con pruebas de producción, y con la saturación de agua irreducible

“Swir” se lleva a condiciones iniciales del yacimiento Bach-01. Para la elaboración de

los mapas se utilizaron los sistemas de fallas, y limites del yacimiento,

determinados por las disciplinas de geología, geofísica e ingeniería de yacimientos,

orientándose en los mapas iso-propiedades los cuerpos arenosos con sus

propiedades petrofísicas según la dirección de la sedimentación establecida en el

mapa de facies. El control de calidad de los mapas se dirigió en la identificación de

valores inconsistentes y ojos de buey, por lo cual se corrigieron y suavizaron los

mismos. En la figura 93 se presenta los mapas iso-propiedades del yacimiento

Bach-01, “ANP”, “VCL_LRJ”, “PHIE_D”, “K_PHIe”, “CEP” y “SW_SIMe” con la

128

superficie del Contacto agua petróleo actual CAPA a 3240 pies. Estos mapas

concuerdan con el modelo geológico y sedimentológico del yacimiento para los 19

Lentes, en la figura 93 se observa el ejemplo de la zona AP50 con una buena

distribución de sus propiedades con los mayores espesores de ANP y CEP para el

área del central del yacimiento Bach-01.

Figura 93. Mapas de propiedades petrofísicas en 2D del yacimiento Bach-01 AP50, con la superficie de CAPA a 3240 pies.

CEP ( acre-pies) SW_SIMe (fracción)

ANP (pies)

PHIE_D (fracción) K_PHIe (mD)

VCL_LRJ (fracción)

7300

CEP ( acre-pies) SW_SIMe (fracción)

ANP (pies)

PHIE_D (fracción) K_PHIe (mD)

VCL_LRJ (fracción)

73007300

129

5.2 Metodología del Modelo petrofísico 3D en Petrel del yacimiento Bach-01,

integrando los mapas isopropiedades con los mapas del tipo de rocas y facies

sedimentarias.

El yacimiento Bach-01 corresponde a una acumulación petrolífera bastante

compleja, por lo tanto es de suma importancia la identificación de las zonas con

mejores propiedades petrofísica para la producción, por lo cual la integración del

modelo geológico-sedimentologico y petrofísico a través de la herramienta de

modelado PETREL, es de suma importancia para la caracterización Petrofísica 3D del

yacimiento con los 904 pozos evaluados. Por lo cual se observa en la figura 94, que

a partir de los resultados obtenidos del modelo estructural y estratigráfico se

construyó una malla 3D geológica de 396, 334 y 145 celdas en las direcciones X, Y

y Z respectivamente para un total de 19.178.280 celdas, con una resolución areal

de 210 mts aproximadamente y la resolución vertical del modelo estratigráfico la

cual es de aproximadamente 40 pies. Esta resolución se considera consistente para

generar los mapas isopropiedades en 3D, facies y Tipo de Roca para el yacimiento

Bach-01.

Figura 94. Representación del mallado geológico en 3D del yacimiento Bach-01, integrando con las 19 zona del modelo estratigráfico y con el sistema de fallas mas importantes del modelos estructural.

130

Luego de tener el grillado 3D del modelo geológico, se cargaron los archivos

(.MFD) de los mapas de facies generados en el software ZMAP, en la herramienta de

modelado PETREL, desarrollándose un modelado de facies 3D determinístico (Ver

figura 7, y 100 en la parte de abajo), el cual captura desde el punto de vista

conceptual, la configuración de las facies predominantes en cada una de las

unidades estratigráficas del yacimiento, estas facies fueron agrupadas en 4 grupos,

que representan, en un ambiente Fluvial en su base de la columna y hacia el tope

Deltáico, los siguientes tipos de depósitos de: Canales fluviales o distributarios,

barras de desembocadura, abanicos de rotura y depósitos de llanura de inundación.

Estas facies fueron definidas en función de la interpretación de las electrofacies en

pozos (engrosamiento y afinamiento), tendencia en la relación del espesor bruto vs

la arena neta total “ANT” y arcillosidad.

Mediante la herramienta de modelado PETREL como se observa en la figura 100

(la parte de arriba) el modelo Tipo de Roca en 3D presentando un buen cotejo con

el modelo 3D de facies y según la metodología descrita a continuación se genero de

la siguiente manera: se uso el grillado mencionado con anterioridad, cargándose las

curvas de tipo de roca generadas en el software Petroworks, según la metodología

expuesta en el capitulo 4 (punto 4.3.4), luego se cambio la curvas de general a

variables discretas (Roca 1, 2, 3, 4, 5, 6 y 7, Ver figura 95), y posteriormente se

realizo el escalamiento (Ver figura 96), promediando la data a una escala micro (0,5

pies) a una mayor (+/-5 pies) a través de promedios aritméticos, condicionadas a

las interpretación de facies del modelo sedimentologico. La figura 97 muestra el

histograma de la variable discreta del tipo de roca, donde se puede observar como

la data escalada (Upscaled cells) a la malla geológica mantiene una distribución

estadística similar a la data de registro (Well logs). Luego de tener un control de

calidad de un buen cotejo de la data escalada a la de registro, se realizo análisis

geoestadístico convencional mediante variogramas y curva de proporción vertical

“CPV” para analizar la variabilidad o anisotropía natural de los datos y su

distribución en el espacio, como también ver el porcentaje que aporta cada tipo de

roca en la columna por la 19 zonas interpretadas del modelo estratigráfico del

yacimiento Bach-01. Ver figura 98.

131

Figura 95. Representación del cambio de una curva general a discreta mediante cálculo en el software PETREL, caso ejemplo “Tipo de Roca” del yacimiento Bach-01.

Figura 96. Representación del escalamiento del tipo de roca en función de las facies sedimentarias, mediante cálculo en el software PETREL, yacimiento Bach-01.

Figura 97. Histograma de comparación de la data escalada del tipo de roca con un buen cotejo con la data de registro, mediante en el software PETREL, zona AP60.

132

En lo que respecta al modelo de variograma, se seleccionó un modelo tipo

esférico, esto fue determinado con el buen ajuste de los variogramas verticales, los

cuales por lo general tienden a ser más estables, tal como muestra la siguiente

figura 98 (del lado izquierdo), donde se puede observar el efecto pepita o efecto

nugget (valor del variograma a distancia 0), se definió igualmente con base en el

variograma vertical, estimándose con un valor de 0.054 (<20% buena correlación y

mejora acercándose al valor cero), mientras que efectos nugget mayores a 40% por

lo general se consideran atribuibles a errores en la data y no representan la física de

la correlación espacial (efectos nugget de 100% indican cero correlación). En la

dirección horizontal, para generar un análisis variográfico representativo, se utilizó

lo que se denomina data suave en lo que respecta a la dirección de máxima

continuidad horizontal, correlacionando el variograma como se observa del lado

izquierdo en la figura 98, para un valor máximo (Major range) de 500 y mínimo

(Minor range) de 300 con un rango vertical de 7, para este caso, siguiendo la

tendencia de los mapas de facies y el conocimiento geológico previo se estimo una

tendencia de mayor continuidad de N 45° E.

Se realizó un análisis geoestadístico de tipo de roca a través de las variaciones de

proporción vertical (Curvas de Proporción Vertical “CPV”) y probabilidad. La

distribución de aporte de cada tipo de roca por unidad geológica y distribución areal

a partir de los mapas de facies del modelo determinístico. Estas CPV fueron

definidas para cada intervalo del modelo estratigráfico, lo cual permite al algoritmo

de “Sequential indicador simualation” honrar la distribución vertical de cada roca

con respecto a cada facies. En cuanto a la a distribución areal de la proporción de

cada tipo de roca, se determinó en función de la fracción que presente cada facies

del modelo determinístico. Por ejemplo, la proporción del tipo de roca 1 en la Zona

AP50 como se observa en la figura 98 (del lado derecho), presenta las mejores

propiedades petrofísicas representando por facies predominantes de depósitos de

Canal y Barra.

Una vez modelado los variogramas y CPV para todos los tipos de rocas en las 19

unidades estratigráficas, se procedió a aplicar el algoritmo de “Sequential indicador

simualation” para generar la realización del volumen y la distribución del tipo de

roca del yacimiento en 3D, condicionada con la data de pozos y la distribución de

133

facies del modelo 3D. Ver figura 99 ejemplos del volumen del tipo de roca en las

zonas AP60 y AP50.

Figura 98. Análisis geoestadísticos mediante el software PETREL, ejemplo Tipo de roca 1 zona AP50, del lado izquierdo modelado de variograma vertical, y del lado derecho la curva de proporción vertical “CPV” y la probabilidad, integrándose el modelo 3D de Facies sedimentarías. Figura 99. Generación del volumen en 3D del tipo de Roca zona AP60 y AP50 en Facies Modeling (PETREL), integrando la dirección del modelo 3D de Facies del yacimiento Bach-01 y los valores obtenidos del variograma y CPV.

134

Figura 100. Modelo 3D del Tipo de Roca (arriba), con un buen cotejo con el modelo 3D de Facies sedimentarías (abajo), para las 19 zonas del yacimiento Bach-01.

Luego de generar el modelo de tipo de roca 3D integrado con el modelo de

facies, se elaboro los mapas en 3D de las isopropiedades (VCL_LRJ, PHIE_D,

SW_SIMe, K_PHIe, ANT, ANR, ANP, CEP y Net_ANR: ANR/ANT “% de Arena

Reservorio”), siguiendo la metodología del tipo de roca a partir del escalamiento,

pero como las propiedades petrofísicas, ejemplo porosidad son variables continuas

se utiliza el modulo de la herramienta PETREL “Petrophysical modeling” para

generación del volumen tridimensional de las propiedades petrofísicas siguiendo la

dirección de las tendencia del tipo de roca y las depofacies sedimentarias (canal,

barra, abanico y llanura). Los mapas de tipo de roca se realizaron con el objetivo de

caracterizar las propiedades petrofísicas y visualizar las tendencias de las iso-

135

propiedades correspondientes a las facies sedimentarias. Los tipos de rocas

corresponde a los rangos de propiedades interpretadas en la sección 4.3.4 del

capitulo 4. El modelo petrofísico 3D (Net_ANR, VCL_LRJ, PHIE_D y K_PHIe)

integrado con los modelos 3D del Tipo de roca y facies, se puede observar en la

figura 101 ejemplo en la zona AP50 (hacia el tope de la columna del yacimiento

Bach-01) validando el modelo sedimentologico con un ambiente deltáico, y en la

figura 102 ejemplo zona EInf (hacia la base de la columna del yacimiento Bach-01)

como un ambiente fluvial, donde los mapas de las propiedades petrofísicas en 3D de

las figuras 101 y 102, se observa que los mejores Tipo de roca 1, 2, 3 y 4

representa la roca yacimiento, honrando con las mejores propiedades petrofísicas el

modelo 3D de facies siendo estos canales, barras principalmente y abanicos de

manera secundaria, mientras que las rocas no yacimiento (desde la roca 5 hasta la

7), depofacies de abanico y llanura, con propiedades petrofísicas bajas de mala

calidad, por lo cual se agrupan por razones prácticas, denominándose como roca 5,

para un modelo de “Tipo de Roca simplificado en 3D" comparándose de manera mas

fácil con los mapas en 3D de las propiedades petrofísicas, y correspondiéndose así

con un buen cotejo con las facies sedimentarías.

Como se hizo referencia con anterioridad, los mapas de tipos de roca nos pueden

ayudar a identificar ambientes geológicos y la correspondencia de las mejores y

malas propiedades petrofísicas con las facies sedimentarias para las 19 zonas del

yacimiento Bach-01. Los mapas del % de arena reservorio e isopropiedades son

útiles para confirmar que la interpretación geológica y sedimentológica está

representada con el modelo 3D del Tipo de roca. Las figuras 101 y 102 presentan

los mapas 3D de isopropiedades, % de arena reservorio, Tipos de roca simplificado

y facies sedimentarias interpretados para las 19 zonas, pero en las figuras

mencionadas se refleja el ejemplo con las zonas AP50 (Hacia el tope del yacimiento)

y EInf (base del yacimiento). Se muestran en la figuras 101, zona AP50 que los

mapas de propiedades petrofísicas y los tipos de rocas (1, 2 y 3, colores claros)

muestran una alta calidad de roca, con porosidades (marrón) y permeabilidades

(amarillo y rojo) altas, volumen arcilla bajos (amarillo con gris) con alto % de arena

reservorio (amarillo claro), representando depofacies de canales (amarillo claro) y

barras (amarillo), mostrando una correspondencia entre el modelo Petrofísico 3D

con el modelo de Tipo de roca y Facies sedimentarias. Se distinguen en la figuras

136

102 que la parte inferior del yacimiento Bach-01 (ejemplo zona EInf,) es de menor

calidad que la parte superior del yacimiento (ejemplo zona AP50, Ver figura 101),

ya que en cuanto a propiedades petrofísicas presenta valores altos de volumen de

arcilla (verde oscuro), baja permeabilidad (rosado) y porosidad (amarillo claro) con

bajo % de arena reservorio (gris oscuro), representándose depofacies de abanico

(naranja) y Llanura (verde) con tipos de roca 4 (celeste) y 5 (gris) predominantes.

Figura 101. Comparación de mapas de isopropiedades del modelo Petrofísico 3D (arriba y el centro), con el modelo Tipo de Roca en 3D simplificado (abajo derecha) y el modelo de facies sedimentarias en 3D (abajo izquierda). Las facies interpretadas por el modelo sedimentologico, son canales (amarillo claro), barra (amarillo), abanico (naranja) y llanura (verde). Zona AP50, yacimiento Bach-01.

Net_ANR “% Arena Reservorio” VCL_LRJ

PHIE_D

FACIES TIPO DE ROCA SIMPLIFICADO

K_PHIe 7300


PHIE_D


K_PHIe 7300

137

Figura 102. Comparación de mapas de isopropiedades del modelo Petrofísico 3D (arriba y el centro), con el modelo Tipo de Roca en 3D simplificado (abajo derecha) y el modelo de facies sedimentarias en 3D (abajo izquierda). Las facies interpretadas por el modelo sedimentologico, son canales (amarillo claro), barra (amarillo), abanico (naranja) y llanura (verde). Zona EInf, yacimiento Bach-01.

K_PHIe7300


PHIE_D


K_PHIe7300

K_PHIe7300


PHIE_D


138

5.3 Determinación de contactos originales de los fluidos “CAPO” y su distribución

actual “CAPA”.

Para obtener una mayor certidumbre a la hora de determinar el petróleo original

en sitio “POES”, es necesario predecir con la mayor exactitud posible el contacto

agua petróleo original “CAPO” y su avance.

El yacimiento Bach-01 se limita hacia el suroeste y noroeste por un acuífero de

irregular a pasivo, en donde existe un contacto agua-petróleo original “CAPO”

común para todos los intervalos estratigráficos, con una inclinación del mismo hacia

la zona norte y noroeste de la estructura de mayor buzamiento que el yacimiento, y

una inclinación del CAPO hacia la zona sur y suroeste menor al buzamiento del

yacimiento. El avance de este acuífero a lo largo de la vida productiva del

yacimiento ha sido irregular, evidenciándose en distintas regiones de la zona sur

una producción de agua en los pozos. Los pozos que han mostrado irrupción de

agua, según el análisis petrofísico provienen de las arenas inferiores a producción

como consecuencia principal del mencionado avance irregular del acuífero por

fenómeno de conificación y/o adedamiento, y el aporte de la inyección alternada de

vapor “IAV” (1971), resultantes de la relación adversa de movilidad entre el crudo

pesado y el agua del acuífero, los efectos de las fuerzas capilares en el yacimiento y

las características locales de la sedimentación. Mientras que en la parte alta de la

estructura el acuífero presenta un avance pasivo y el mismo tiene procedencia de

agua fresca, donde CAPO se aprecia hacia los lentes superiores. Además, la

acumulación de petróleo en las capas más profundas parece seguir las tendencias

de las facies y está atrapada localmente por cambios en las facies. Esto da por

resultado “agua sobre petróleo” tanto estructuralmente como estratigráficamente.

Con el objetivo de representar en forma detallada el comportamiento

hidrodinámico del acuífero pasivo e inclinado presente en el yacimiento Bach-01, y

así identificar el CAPO y el avance del contacto agua petróleo actual “CAPA”, se

realizo la interpretación de los registros integrando con la evaluación petrofísica y la

producción. Primero se identificaron 2 épocas donde el cambio de los fluidos es

evidente, la cesta de pozo perforados al inicio de la producción del yacimiento

donde no fue sometido a ningún proceso de inyección térmica (IAV) hasta el año

139

1971, por lo que se pudiese utilizar este periodo inicial (37 años), para cotejar el

tiempo de irrupción del agua en algunos pozos, y los pozos perforados hasta la

actualidad como segundo periodo. Luego se cargo las interpretaciones del CAPO del

al inicio de la producción del yacimiento, y del CAPA de los pozos perforados

después del IAV, con pozos nuevos perforados hasta la actualidad, en el software de

modelado PETREL, para así crea una superfiecie de los contactos agua-petróleo

mediante profundidades interpretadas de CAPO y CAPA según la metodología

mencionada con anterioridad (Ver figura 103). Posteriormente en la figura 103 se

observa, la selección 2 pozos con interpretaciones cercanos al CAP, uno hacia la

zona sur (LL-2268) y otro en la zona norte (LL-1791), con el objetivo atravesar la

mayor parte de la columna, visualizando el tope “AP60” y la base “AB” de

yacimiento con los mapa de CEP para detallar zonas mojadas, obteniendo como

resultado que el CAPO inclinado pudiese tener una variación desde profundidades de

3830én la parte suroeste del campo hasta 3425én la parte alta del yacimiento

Bach-01 (zona noroeste), mientras que el avance del CAPA varia desde

profundidades de 3210´ al suroeste del yacimiento hasta 2810én la parte noroeste

y alta de la estructura, evidenciando el avance del acuífero en forma pasiva, debido

a que el yacimiento tiene 75 años de producción.

A pesar que esta metodología expuesta con anterioridad puede presentar algún

detalle, debido a la interpretación puntuales de CAP en los pozos evaluados, se

valido la misma con los análisis SCAL (Permeabilidad relativa y Presión capilar)

aplicados en la inicialización del modelo de simulación del Yacimiento Bach-01, Fase

III PDVSA-CMG, obteniéndose que los valores de los 2 pozos referencias

mencionados con anterioridad entran dentro del rango con valores muy similares

del CAPO para la zona suroeste y la zona alta de estructura (noroeste del

yacimiento). La figura 104 (fuente Informe modelo de simulación del Yacimiento

Bach-01, Fase III PDVSA-CMG) muestra una sección transversal del modelo en 3D

realizado en el software STARS, donde se puede observar claramente la inclinación

del contacto agua-petróleo, con los pozos LL231 y UNA35 del año 1934 que dan

inició con la producción del yacimiento Bach-01, con la saturación de agua inicial

validando el CAPO.

140

Figura 103. Comparación de las superficies del CAPO y CAPA, ubicando el tope y base del yacimiento mediante las superficies de la CEP en diferentes formas trasversales en 3D en PETREL. Pozos con interpretación de CAP hacia la zona noroeste y suroeste del yacimiento, evidencia el avance del acuífero en forma pasiva en el yacimiento Bach-01. Figura 104. Representación del sección transversal del modelo en 3D del contacto agua-petróleo en el software STARS, con la saturación de agua inicial y los pozos que dieron inicio a la producción del yacimiento Bach-01.

Zona Suroeste CAPO @3830´ “AB”

Zona Suroeste CAPA @3210´ “AP30”

Zona Noroeste CAPA @2810´ “AP40”

Zona Noroeste CAPO @3425´ “AB”

LL-1791

LL-2268

Superficie CAPO

Superficie CAPA

Superficie CEP AB

Superficie CEP AP60

LL-2268 LL-1791





LL-1791

LL-2268





LL-1791

LL-2268

Superficie CAPO

Superficie CAPA

Superficie CEP AB

Superficie CEP AP60

LL-2268 LL-1791

Superficie CAPO

Superficie CAPA

Superficie CEP AB

Superficie CEP AP60

LL-2268 LL-1791

141

5.4 Presentación de plantilla (Template) de evaluación petrofísica integrada con

Tipos de rocas y facies litológicas (Litofacies).

Las figura 105 y 106 presenta los ejemplos de la representación gráfica de los

resultados obtenidos de la evaluación petrofísica de los pozos LL-2318 y LS-5169

integrando el tipo de roca, validándose así el modelo de TIPO DE ROCA con las

Litofacies, antes de extrapolarlo el mismo a los 904 pozos del estudio. 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 10. Información de los Tracks del Template de la evaluación petrofísica.

Tracks Descripción

1

Curva de diámetro o calibrador del hoyo “CAL”. Rayos gamma

normalizado en el pozo “GRN1”, y por último presenta la curva de

potencial espontáneo “SP_0”.

2 Curvas de resistividad somera y profunda “RD_0 y RS_0”.

3 Curvas de porosidad corridas en el pozo, y procesadas o sintéticas

generadas por el modelos matemáticos “PHIT_SP y PHIT_GR”.

4 Cotejo de las curvas procesadas de porosidad total y efectiva con data

de núcleo “NU_PHIpcs”, y la distribución de los volumen de fluidos.

5 Modelo de permeabilidad “K_PHIe” generado para el yacimiento Bach-

01, validado con data de núcleo “NU_PRMpcs”.

6 Modelo de saturación de agua “SW_SIMe” generado para el yacimiento

Bach-01, cotejado con data de núcleo “NU_SW”. Escala de 0 a 1.

7 Modelo de volumen de arcilla, cotejado con data de núcleo “UN_Vcl”

8 Representación Litológica del los Tipo de Roca Integrado.

9 Litofacies de la descripción sedimentológica de núcleos. Este Template

es utilizado para los pozos con interpretación de litofacies en núcleo.

10 Topes y Lentes estratigráficos de la formación Lagunillas. Yacimiento

Bach-01

142

Figura 105. Correlación núcleo-perfil de la evaluación petrofísica pozo clave (núcleo) LL-2318 de los Lentes superiores del yacimiento Bach-01. Ejemplo de evaluación petrofísica con registros de porosidad y análisis de núcleos, validando los modelos matemáticos de las propiedades petrofísicas y tipo de roca integrado con Litofacies sedimentarias.

Modelo PHI Modelo K Modelo Sw Modelo VCL Curvas (litología, Resistividad y porosidad) TIPO ROCA

ANT ANR ANP

LITOFACIES Topes “FM”

143

Figura 106. Correlación núcleo-perfil de la evaluación petrofísica pozo clave (núcleo) LS-5169 del Lente superior AP del yacimiento Bach-01. Ejemplo de evaluación petrofísica con registros de porosidad y análisis de núcleos, validando los modelos matemáticos de las propiedades petrofísicas y tipo de roca integrado con Litofacies sedimentarias.

Modelo PHI Modelo K Modelo Sw Modelo VCL Curvas (litología, Resistividad y porosidad) TIPO ROCA

ANT ANR ANP

LITOFACIES Topes “FM”

CAPITULO VI

CONCLUSIONES

Se obtuvo un 100 % del control de calidad de las curvas de los pozos claves,

pozos control, y pozos no control del presente estudio “Según procesos de

diagrama, espalme de certificación de Registros”.

Se determinaron los parámetros petrofísicos para el yacimiento Bach-01,

mediante los análisis convencionales y especiales de núcleos de los pozos LL-

2318, LL-3689, LS-3803 y LS-5169, a una presión de sobrecarga de 1570 Lpc,

teniéndose como resultado 1,66 de exponente de cementación “m”, 1,70 para el

exponente de saturación “n”, 1,0 de coeficiente de tortuosidad “a”, 2,65 gr/cc

densidad de grano “ρm” representando el tipo de litología de arenas clásticas, y

6 ohm-m de resistividad de las arcilla “Rsh”.

Se caracterizo el agua de formación del yacimiento Bach-01, a partir de las

sensibilidades de los análisis físicos químicos de agua antes y después de la

inyección de vapor, validándose mediante las sensibilidades del método de

Pickett Plot. Obteniéndose un patrón de agua fresca con una resistividad de

agua de formación “Rw” de 2,4 ohm-m a 130 ºF con equivalente de 1275 ppm

NaCl, y un patrón de agua salobre con un “Rw” 1,53 ohm-m a 130 ºF con un

equivalente NaCl de 2012 ppm para el yacimiento Bach-01.

Se hizo una caracterización del modelo de arcillosidad desde todo punto de

vista, estos resultados evidenciaron que para el yacimiento Bach-01, el tipo de

arcilla predominante es la “Caolinita” de origen detrítico, y su distribución con

mayor proporción es como “arcilla dispersa” y menor proporción “arcilla

laminar”. Adicional el modelo matemático de volumen de arcilla que representa

la arcillosidad y la litología de edad mioceno del yacimiento, es el modelo de

Larionov rocas terciarias o jóvenes “VCL_LRJ”, debido a que fue el que mas

ajustó con las pruebas de núcleos de difracción de rayos X, SF y SEM.

145

El modelo de porosidad se cotejo con data de pozos núcleo o claves para el

yacimiento Bach-01, determinándose en los pozos de control petrofísico la

porosidad total “PHIT” con la curva del registro de densidad “RHOB”, mientras

que en los pozos no petrofísicos (sin registros de porosidad) se determino

mediante correlaciones “PHI&GR” y algoritmos matemáticos de redes neuronal,

validándose los resultados en los pozos de control petrofísicos o claves. Se

cálculo la porosidad efectiva condicionando para arenas limpias y arcillosas,

siendo el modelo que mas ajusto.

El modelo de saturación de los fluidos “Swir y Sor” se cálculo por la tendencia

con el índice de calidad de reservorio “RQI” de los análisis de especiales de

núcleos de los pozos claves. La saturación de agua de las areniscas de edad

mioceno del yacimiento Bach-01, se determinó mediante el modelo matemático

de “Simandoux” siendo el mismo el mas representativo de las característica de

saturación del agua para arenas arcillosas, con resultados similares a las

saturación de agua de los análisis convencionales y saturaciones de agua

irreducible “Swir” de los análisis especiales de núcleos.

Se genero un modelo confiable de TIPO DE ROCA INTEGRADA para el

yacimiento Bach-01, a partir de la correlación núcleo-perfil de gráficos cruzados

“crossplot” entre volumen de arcilla, porosidad efectiva y permeabilidad,

depofacies o facies, petrofacies, unidades de flujo, litofacies, descripción de

núcleos y ambiente sedimentario. Los tipos de roca representan la litología y las

propiedades petrofísicas del yacimiento, presentando la ROCA 1, 2, 3, 4, 5, 6 y

7 una buena correlación con las litofacies sedimentarias descritas en los núcleos.

El modelo matemático de permeabilidad absoluta “K_PHIe” es un modelo

compuesto de permeabilidad “Timur-Coates” integrado al tipo de roca, los

resultados obtenidos cotejan con los valores de las medidas en los pozos

núcleos. Se estimo una permeabilidad efectiva al petróleo aproximada “Ko a

Swir” y al agua “Kw a Sor” en base a la relación de permeabilidad relativa de los

análisis especiales de los pozos claves, integrada con la caracterización de los 4

tipos de roca que representan la roca reservorio prospectiva del Bach-01.

146

Mediante en el software de modelado PETREL, se desarrollo un Modelo

Petrofísico y Tipo de Roca en 3D del yacimiento Bach-01, donde los mapas

isopropiedades presentan buena correspondencia con los mapas del modelo de

Tipo de Roca y Facies sedimentarias en 3D, representando el modelo geológico.

Los mapas isopropiedades muestran que las mejores propiedades petrofísicas

integrado al Tipo de Roca 1, 2, 3 y 4 se encuentran hacia la zona central del

yacimiento, representando la zona mas atractivas de roca-fluido, honrando las

mejores facies de canal y barra del modelo 3D, donde la parte inferior de la

columna estratigráfica del yacimiento es de menor calidad que la parte superior.

El yacimiento Bach-01 presenta un contacto de agua petróleo “CAP” inclinado

desde el suroeste del campo hasta la parte norte de la estructura. Mediante el

software de modelado PETREL, se represento el comportamiento hidrodinámico

del acuífero pasivo e inclinado, realizando dos superficies de CAP de épocas

diferentes de cestas de pozos perforadas separadas en 1971 (IAV), obteniendo

como resultado que el CAPO y CAPA inclinado tiene una variación de 3830´ y

3210´al suroeste del campo hasta 3425´ y 2810´ en la parte alta del

yacimiento Bach-01 respectivamente, evidenciando el avance del acuífero en

forma pasiva, debido a que el yacimiento tiene 75 años de producción.

147

CAPITULO VI

RECOMENDACIONES

Se recomienda efectuar la evaluación petrofísica al resto de los pozos

adyacentes o no incluidos dentro de este estudio mediante la metodología,

modelos y parámetros petrofísicos derivados en el presente trabajo. En vista a

los resultados se recomienda utilizar el modelo petrofísico en 3D para integrarlo

con las demás disciplinas y generar un modelo dinámico para el yacimiento.

En vista del avance leve del agua debido al acuífero pasivo en la zona suroeste

del yacimiento, se recomienda la perforación y/o rehabilitación de pozos en la

zona central. Se recomienda incorporar nuevas pruebas de producción para

validar la prospectividad de la zona norte, debido al acuífero de agua fresca.

Se recomienda incorporar el último núcleo cortado en el yacimiento Bach-01 con

el modelo petrofísico 3D, integrándose con nuevas innovaciones de registros

que permitan medir a hoyo entubado en pozos viejos de la franja del Kilómetro.

148

BIBLIOGRAFÍA

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