caracterizacion petrofisica

4.1 MARCO PETROFISICO

4.1.1 Análisis y Recopilación de la Información

La información que se utilizó para la realizacion del presente trabajo, se obtuvo de IAS

diferentes bases de datos existentes en la compañia REPSOL-YPF. Esta informaciOn

incluyo análisis convencionales y especiales de núcleos, perfiles de ~~ozos , análisis

físico-químico de aguas de formación, historias de producción y presión, y obviamente

los estudios previos que se han realizados en las arenas "L" y otros yacimientos

vecinos. Antes de la utilizacion de esta data, se llevo a cabo un proceso de validaci(',n

de la misma, con la finalidad de garantizar la certidumbre de los resultadcs.

4.1.1.1 Procedimiento de la investigación

+ Recolección de la data (análisis de núcleos convencionales y especiales,

registros disponibles, producción, historias de pozos, mapas del área,

informes previos, etc.).

+ Cálculo y determinación de parámetros petrofísicos (m, n, a, RVI, Sw, K, $).

+ Análisis y evaluación de parámetros petrofísicos (generación de correlacionr?~

por tipo de roca).

+ Determinación de los modelos de arcillosidad, saturación porosidad y

permeabilidad adecuados para cada yacimiento

+ Conclusiones y recomendaciones.

CAPITULO IV

I4 continuación se muestra un resumen de la información recopilada, en las arenas "L",

que será de utilidad para la ejecución del Modelo Petrofísico:

J Registros:

38 Rayos Gamma y Resistividad.

J Núcleos:

Análisis Convencionales de núcleos, en las arenas "L", contando con 49

44 tapones en los pozos MG-769 y MG-781, respectivamente

Análisis Especiales de núcleos, en las arenas"Ln, en los p o z ~ s MG-769 11

MG-781 incluyendo las siguientes pruebas:

J índice de Resistividad y Factor de Formación.

J Presión Capilar por el método hidrostático y centrífuga.

J Análisis de Difracción de Rayos X y Microscopía Electrónica.

J Descripción Sedimentológica.

Además información de ProducciónNacimientos.

4.1 .1.2 Clasificación de los Datos

La primera fase en la caracterización petrofísica del yacimiento, es realizar un inventario

de la información disponible, lo cual es necesario para cumplir con los objetivo:;

establecidos.

Se establecen los pozos claves, siendo estos los que poseen análisis de

núcleos convencionales o especiales, registros electrices, 5ónicos o de

porosidad (densidad y neutron). A partir de los mismos se estableceran y

ajustarán los parámetros petrofísicos tales como coeficiente ce tortuosida~l

(a), factor de cementación (m), exponente de saturación (n), densidad de

MARCO METODOLOGICO PETROFlSlCA

CAPITULO IV

matriz (pma), etc. que serán utilizados para la estimación de las cori~elaciones de

las propiedades (@ y K) en el escalamiento núcleo-perfil. Los pozo; claves para

el yacimiento formado por las arenasWL, son los siguientes:

MG-769 y MG-781.

+ El resto de los pozos del area en estudio, se clasifican como po.zos control, 11

son definidos como aquellos que disponen de registros como, rayos gamma

(GR) y potencial espontáneo (SP), laterolog doble (DLL), en donlje se obtiene

resistividad media o somera (LLS) y profunda (LLD), densidad de formacióri

(RHOB), Neutrón y calibre de hoyo (CALI).

Validación de la Información

'Luego de recolectada la información disponible, se procedio a la valicación de la:;

curvas certificadas, de ser necesario se deben realizar correcciones a dicias curvas, a

a información de núcleo y a la información de yacimiento / produccion.

4.1.3 Edición de Registros

Se verifica la correspondencia de cada curva en profundidad, y se comparia esta con lo:;

registros en papel (se toma como referencia el registro de resictividad), luego se

efectúan las correcciones necesarias por efecto de hoyo, temperatura, capa, etc.; si así

lo requiere la data disponible.

El conjunto de curvas pertenecientes a los pozos del area en estudio. no necesito

ningun tipo de correccion.

4.1.4 Validación de los Análisis Físico-Químicos del Agua de Formacion


CAPITULO IV

Fueron descartados los análisis físico-químicos del agua de formacion, cuando

ocurrieron algunas de las siguientes situaciones:

Muestras tomadas en fechas cercanas a la finalización de algín trabajo de

perforación, completación, estimulación, fracturamiento o acidific:ación, entre

otros. Por esta razón, algunas muestras pueden ser descartadas ya que

presentaran elevadas concentraciones de sólidos totales disueltos y pH menor CI

7, indicativo que el pozo había sido sometido a algún trabajo de rehabilitación,

alterándose así las propiedades físico-químicas del agua de formación

Muestras tomadas en pozos que estuviesen produciendo en comm ngled para I c ~

fecha de la toma

Análisis cuyos datos estuvieran incompletos

Pozos con problemas mecánicos

Pozos con bajo corte de agua

Influencia directa de los pozos inyectores

Muestras no pertenecientes a las arenas "L" de la Formacion Isnotu.

Muestras que no se encontraron balanceadas iónicamente, es dx i r , aquella!;

donde se encontró que la suma de los pesos equivalentes (meq/L) de los ione!;

positivos (cationes) era diferente a la suma de los iones negativos (aniones).

4.1.5 Corrección de Datos de Núcleos

Se deben refinar los datos de los análisis convencionales y especiales dí? los núcleos,

estableciendo los rangos y tendencias de las mediciones realizadas con el fin de

verificar la validez de los mismos. Esto debe hacerse a través del uso de histogramas,

Cross-Plots, revision de las fotografías, entre otras. Los datos de núr:leos para I;i

ejecución del Modelo Petrofísico presentaron pequeñas inconsistencias en:

Algunas profundidades reportadas en los análisis convencionales.


CAPITULO IV

4.1.6 Parámetros Petrofisicos

Para la realización de una evaluación cuantitativa de los perfiles de pozos es necesario

conocer los parámetros petrofísicos de la formación, dichas propi3dades son:

-esistividad del agua de formación (Rw), densidad de matriz de formación (pma) facto-

de formacion (F), índice de resistividad (1), exponente de saturación (n), exponente dc?

lcementación (m) y capacidad de Intercambio Catiónico por unidad de Vol ~ m e n Poroso

{Qv).

4.1.6.1 Estimación de la Resistividad del Agua de Formación

El valor de la resistividad del agua de formación es muy importante en la tieterminacióii

de la saturación de agua. Varía significativamente de una zona a otra. Dicha variacióii

está relacionada con la salinidad y las características geológicas del área que se

evalúa.

El cálculo de la resistividad del agua de formación, se realiza a través de diferentes

métodos dependiendo de la información que se disponga:

4 Análisis Físico-Químicos

Un análisis de agua es representativo cuando tiene un buen balance ióriico entre sus

cationes y aniones, es decir, cuando posee cargas eléctricas iguales. Para hacer dich3

balance, la concentración de cada ión reportado en el análisis físico-quíniico, debe ser

expresado en miliequivalentes por litros (meqllts) y solo se acepta una diferencia menor

que uno, entre ambas cargas (cationes y aniones). La expresión matemática es la

siguiente:

Meqlltslión = (mgrllts ó ppm)* CR


CAPITULO IV

- =I CR (Coeficiente de Reacción) no es más que la medida normalizada de los cationes

y los aniones disueltos en el agua y es igual a la valencia entre peso molecular del ión.

En la Tabla 9, se tienen los diferentes valores de Coeficiente de Reacción para cada

on:

Tabla 9: Valores d e los el tipo ( le ión.

Magnesio

Calcio 0.0499

0.0282

Sulfato 0.0208

Carbonato 0.0333

1 Bario 1 0.0145 1

Bicarbonato 0.01 64

Aluminio

Fluor

Una vez validada la muestra, se procede a realizar la sumatoria de todas las

concentraciones (ppm) de los iones presentes en el análisis químico de la nuestra:

0.1112

0.0526

Bromo

Concentración Total = C(ppm/ión) (1 50)

0.0125

Luego las concentraciones de cada elemento deben convertirse en co7centraciones

equivalentes de cloruro de sodio entrando con la Concentración Total al Gen-8 del

manual de cartas de la Schlumberger para el cálculo de los factores de conversión ds

cada ión. (Figura 60).


21(

CAPITULO IV

pclr

los

r

-:i . -- - - . . .- --- :,-,-l.. --I?~

i I

, t i ."\ - '\.\~ ,

VO- -- .. \\ /' :i-:<.! - n r ~ ~ : ' ,'p.-

\ JT L ' i -- . . + --- ,'.<\ \. - \ .- , ?.?-y \ a, 5 ' :,k l<~o.,e 55). \

p p"'".:.': ?,

(,?T.#'

Salinidad total equivalente NaCl = C(ppm/ión*Fconv) (151)

i i

Finalmente con la Concentración total en NaCl en ppm se obtiene la resistividad del

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

cartas de Schlumberger. (Figura 61).

\u \


:, S u:

I~

, . - -- \ " .. 7 : . ., ! ; . ,::, ',,:: ,, 7. . iiC<

r,:,~! L;7j,r:y .,.:,7,:,:70/,:, L.

Figura 60: Gen-8.

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

millón de cada ión se multiplican por su factor de conversión correspc'ndiente y

productos se suman.

21 1

CAPITULO IV

De manera de comparar de forma gráfica las cantidades y tipos de iones que posee una

muestra de agua de formación se procede a realizar el Diagrama Stiff , estableciendo

un patrón para el yacimiento, área o campo en estudio; en el caso de existir dicho

patrón se verifica la existencia de análisis recientes no incluidos en el e;tablecimienlo

de dicho patrón y lo actualiza, de ser necesario, dejándolo disponible par i su uso en la

evaluación.

Para la construcción del diagrama Stiff, se consideran las concentracione:; absolutas en

miliequivalentes por litro de los iones de sodio, calcio, magnesio, cloro, bicarbonato y


CAPITULO IV

sulfato. Los valores de concentración de cada ión son representados a a izquierda 14

derecha de un eje vertical y se unen con líneas rectas, para conformar un diagrama

característico de cada tipo de agua. La escala debe ser escogida cuicjadosament~,

dependiendo de las concentraciones de las muestras. (Figura 62).

Figura 62: Diagrama Stiff de una muestra de agua de formación

J Técnicas Gráficas de Hingle y Pickett

Estas técnicas se usan en aquellos pozos que tengan arenas limpias saturadas 10OC&

de agua en condiciones iniciales y que dispongan de sus respectivos registros (editadcs

y normalizados) de resistividad y porosidad, además de valores con'iables de Ic,s

exponentes de cementación (m) y saturación (n).

* Determinación de Rw mediante la técnica gráfica de Pickett

En un gráfico Log-Log de Rt vs. Q, la ecuación de los puntos perteneciedes a la zora

con Sw igual a 100%, representará la familia de líneas rectas con pendiente de -m,

cuyo intercepto es de "aRw" en la abscisa de Q = 100%, al asignarle el valor de 1 a la

tortuosidad (a ) dicho intercepto será la resistividad del agua de formación a la

MARCO METODOLOGICO PETROFISICA

CAPITULO IV

temperatura del estrato. Los puntos de la zona con Sw menor al 10C% caerán por

encima de la línea recta.

* Determinación de Rw mediante la técnica gráfica de Hingle

Al graficar suficientes puntos de Rt que incluyan una zona de Acuífera (Ro) vs 9, se

proyecta una línea a través de los puntos (Ro) de la zona con Sw igual a 100% que se

encuentren más al nor-oeste del gráfico, para luego calcular el Rw a la profundidad d 4

estrato al multiplicar dicho punto por su valor de porosidad elevado al exponente ce

cementación.

4.1.6.2 Densidad de Matriz (pma)

Se realizan histogramas de frecuencia con los valores de densidad de grano. Del

análisis de dichos histogramas, se determina el valor más represc?ntativo de la

densidad de matriz p,,.

En caso de no existir núcleos o que éstos no sean adecuados, se proced~? a obtener los

parámetros con métodos alternos.

4.1.6.3 Factor de Formación e lndice de Resistividad.

Se procede a verificar la existencia de núcleos con análisis convencionalc!~ y especiales

en el área bajo estudio y se observa si se llevaron a cabo las pruebas de factor de

formación (FF), índice de resistividad (IR), densidad de grano (p,: a diferentes

profundidades; en caso de existir dichas pruebas, se establece el exponelite de


CAPITULO IV

cementación (m), el coeficiente de tortuosidad (a) y el exponente de saturación (ri)

respectivamente de la siguiente manera:

4.1.6.4 Exponente de Cementación (m) y Coeficiente de Tortuosidad (2)

Se construye la gráfica F Vs. ct, en papel log-log para las diferentes muestras, Ics

valores obtenidos del factor de formación en función de porosidad. ,Ci los puntcs

definen una tendencia lineal, la regresión permite obtener la tortuosidaqi (a) como el

intercepto en la ordenada, mientras que la pendiente de la recta define el exponente de

cementación (m). En caso contrario, la regresión se fuerza por el valor uno (1) en la

ordenada y la pendiente es m.

La expresión matemática que rige el proceso es la siguiente:

Para el cálculo del exponente de cementación corregido por arcillosidad rn* se utiliza el

mismo procedimiento descrito anteriormente pero tomando los valores de factor de

formación corregidos por arcillosidad.

Exponente de Saturación (n)

Se construye la gráfica IR Vs. Sw en papel log-log para las diferentes muestras, los

valores obtenidos del índice de resistividad en función de la saturación de la solución

salina utilizada en la prueba; el exponente de saturación se obtiene como la pendients

de la recta que mejor se ajuste a los puntos representados, de acuerdo a la siguients

expresión:


CAPITULO IV

Para el cálculo del exponente de saturación corregido por arcillosidad r f * se utiliza (31

mismo procedimiento descrito anteriormente pero tomando los valores de índice de

resistividad corregidos por arcillosidad.

En aquellas áreas que no poseen núcleos, es factible utilizar otros métodcs (analíticos y

gráficos) para calcular los parámetros petrofísicos a, m y n. En esto:; métodos se

ubican zonas dentro del yacimiento que estén presumiblemente 100 % saturadas de

agua de formación, siempre y cuando se conozca el valor de la resistividad del agua de

formación y se disponga de perfiles de porosidad adecuados para realizar el análisis.

4.1.6.5 Métodos Alternos para Determinar Parámetros Petrofísicos.

4.1.6.5.1 Exponente de Cementación (m)

Se grafica en escala log-log los valores de Rt contra @; conocido Rw y asumiendo la

constante de Archie a = 1 .O, se traza una recta por la mayor concentrac ón de punto:;,

partiendo de a = 1 .O y Rt = Rw. La pendiente de dicha recta dará como resultado 131

valor del factor de cementación (m). La formulación matemática que rige este método

es a partir de la ecuación de Archie:

Con:

Sw = 1.0

a = 1.0

Rw conocido

log Rt = -m.log(@)+ log(a.Rw)


CAPITULO IV

4.1.6.5.2 Exponente de Saturación ( n )

Se asume un valor de n= 2 basado en los experimentos realizados por Arc i ie.

4.1.6.5.3 Coeficiente de Tortuosidad (a )

Basándose en las experiencias de aceptación general se utilizan los siguientes valore,;

empíricos:

Para formaciones duras a = 1 .O

Para areniscas a = 0.62 ó a= 0.81 dependiendo del área de trabajcl.

4.1.6.6 Capacidad de Intercambio Catiónico por unidad de Volumen Poroso (Qv)

La capacidad de intercambio catiónico (CIC) se obtiene del laboratorio como parte d~

los Análisis Especiales de Núcleo, luego el término Qv, introducido como un valor de la

roca reservorio que representa la capacidad de intercambio catiónico por unidad de

volumen poroso, se calcula de la siguiente expresión:

Qv = CIC (1 -$)(pma)l(IOO$) (155)

Para el cálculo de una ecuación de Qv que se ajuste al yacimiento, se grafican en papel

Semilogarítmico para las diferentes muestras de los núcleos, los valore5 obtenidos de

Qv, en función de la porosidad, la ecuación de la recta resultante de la regresión de Ics

puntos define la ecuación a utilizar para el calculo del Qv del yacimiento, que es uno de

los parámetros a utilizar en la Técnica de Waxman-Smits para el calculo de Saturacitn

de agua.

4.1.7 Determinación del Tipo de Roca.

4.1 -7.1 Identificación y Caracterización de las Petrofacies

MARCO METODOLOGICO PETROFlSiCA

CAPITULO IV

1-a identificación y caracterización de las Petrofacies se realiza siguiendo e

rocedi di miento descrito a continuación:

4.1.7.2 Cross-Plots Porosidad - Permeabilidad

1-as gráficas de porosidad vs. permeabilidad, se realizan con la finalidad (le determina-

la calidad de los tipos de rocas presentes en el muestreo, esto se determina luego dc?

dentificar y agrupar muestras que presenten caracteristicas similares de flujo (relacióri

K - 0 ) para cada tipo de roca, determinando aquellas que puedan no ser representativa:;

del yacimiento.

De los análisis convencionales de núcleos, se obtienen valores de porosidad 11

permeabilidad con o sin presión de sobrecarga, utilizando éstos últimos valores para

tratar de simular las condiciones de presión de confinamiento existentes e i el subsuelc.

En un gráfico Semi-Log de $ vs. K, se grafican los valores de porosidad e l la abscisa y

los de permeabilidad en la ordenada, y se observa si existe relación entre dichas

variables. De igual forma se construyen isolíneas para diversos valol-es de K / $

usándose éstas como referencia para poder observar las diferentes agrupaciones d?

puntos que siguen la tendencia de las mismas, representando distintos tipos de roca:;.

(Figura 63).

Determinación del Tipo de Roca Kll; 1

Porosidad (%)

Figura 63: Crossplot Porosidad - Permeabilidad


CAPITULO IV

4.1.7.3 Radio de Poro

Eil perfil de radio de poro es un gráfico que se realiza con la finalidad de obtener el radic

tie garganta poral (Ri) medido de laboratorio, a diferentes niveles de saturzición. (Figura

Cj4)

Ilebido a que la metodología para la caracterización del tipo de roca ideada por Winlanc

11 Pittman se fundamenta en medidas de presión capilar realizadas con inyección de,

rnercurio, es necesario convertir cualquier otra clase de medición al sistema Aire -.

ldercurio mediante las siguientes ecuaciones:

Pc H?= 5.097* Pcplato poroso

Pc He= 8.738* Pccentrifuga

Donde: (yCos0)Hg = 367

(yCos0)Plato poroso = 72

(yCos0)Centrifuga = 42

R = 106.43 1 Pc

SHg= 1 -SW

=ara la elaboración del Petfil de Radio de Poro se grafican en papel Semi-Log para la:;

3iferentes muestras de los núcleos, los valores obtenidos de presión capil,ar, en funcióri

3e la saturación de la fase no mojante, además se incluye la escala del tamaño de

garganta poral sugerida por Coalson, Hartmann y Thomas. Luego se entra a éste

gráfico a los diferentes valores de saturación y se leen sus correspondientes valores de

presión, para entonces calcular el R, mediante la ecuación:


2 1 C;

CAPITULO IV

donde:

Pc = Presión Capilar en LbsIpulg2

:'= Tensión Superficial (480 dinaslcm2)

O = ángulo de contacto (140 grados)

r = Radio de garganta de poro en ,um

(2 = Constante de Washburn = 0.145

Ivlediante éste gráfico se puede identificar de manera visual a que petrofaci~s

c:orresponde cada muestras, observando el rango de radio de garganta por21 en el cual

ocurre el mayor desplazamiento de la fase no mojante (zona plana de la curva).

Figura 64: Perfil de Radio de Poro


CAPITULO IV

4..1.7.4 Curvas de Presión Capilar

L.a caracterización del tipo de roca se lleva a cabo tomando en cuenta principalmente

las pruebas de presión capilar (por inyección de mercurio) de los análisis ec.peciales, los

ciráficos de permeabilidad - porosidad de los análisis convencionales de núcleo entre

otros métodos que permitan la determinación de los posibles tipos de rocas o

r~etrofacies presentes en el yacimiento.

Para la determinación de la geometría o arquitectura de la roca de un yacimiento, las

c:urvas de presión capilar por inyección de mercurio resultan bastante prácticas por las

siguientes razones:

Las curvas de presión capilar son una medida de la roca que relacion3 el volumen

del espacio poroso controlado por las gargantas de poro de un tamaño dado :i una presión

capmilar dada.

La forma en que se presente la curva de presión capilar, es un indicativo de cómo es

la ceometría del yacimiento.

Las curvas de presión capilar además proporcionan una buena aproximación de IE

disl~osición de los fluidos en el yacimiento.

Las curvas de presión capilar son una forma efectiva de medir la di:;tribución del

taniaño de poro en una roca determinada y se pueden categorizar de zcuerdo a sci

taniaño de garganta poral.

Un.3 vez determinados los diferentes intervalos entre los cuales se distribuye la nube de

puritos, se procede a su clasificación de acuerdo a la siguiente tabla:


CAPITULO IV

Tabla 10: Tipos de Rocas

TIPOS DE ROCA (Petrofacies) 1 1--- . . . . - -- -- - -- - 7 Tamaño de Garganta de Poro -1 t - i Megaporoso > 10 - 1

Petrofacies

I

Mesoporoso 0.5 - 2.5 1

(micrones)

I Microporoso I 0.1 - 0.5 I

4.1.8 Radio de Garganta de Poro

Una vez verificada la existencia de análisis de presión capilar; se establecen la,;

unidades de flujo en función de las relaciones entre los tipos de rozas definido*;

anteriormente y en caso de ser posible se establecen relaciones entre estas y la,;

facies sedimentarias determinadas mediante descripciones sedimentológicas.

Se procede a determinar el radio de garganta poral "Ri" que controla el f l ~ j o , utilizando

los resultados de los gráficos de radio de poro, en los cuales se compara el valor de

"Ri" calculado a partir de la curva de presión capilar con el valor de "Ri" ol~tenido de la;

relaciones empíricas de Winland o Pittman a una saturación de mercurio determinadc.

Estos resultados se ajustan aplicando las siguientes técnicas gráficas:

1. Gráficos de Apice donde se grafica la relación de saturación de

Mercurio 1 Presión Capilar contra Saturación de Mercurio (proveniente d3 las pruebas

de presión capilar) determinando el punto de mayor inflexión, el cual representa la

saturación de mercurio donde se alcanza el mayor desplazamiento, la cual se relacion2

con el radio de la garganta poral dominante "Ri". (Figura 65)


22:!

CAPITULO IV

S

O 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

Saturación de Mercurio

Figura 65: Gráfico Ápice

2 . Saturación incremental de mercurio, donde se grafica el volumen desplazado de

inercurio contra el tamaño de garganta poral (provenientes de las pruebas de presióri

capilar) identificando el rango del tamaño de garganta poral donde oc~r re el mayoi-

(lesplazamiento de mercurio. (Figura 66)

Figura 66: Gráfico de Saturación lncremental de Mercurio


CAPITULO IV

3. Gráficos de comparación entre el "Ri" obtenido de la presión capilar y el "Ri"

obtenido de la relación de Winland-Pittman (uno a uno) a una saturación de

mercurio determinada, buscando la mayor correspondencia existente entre ambos

valores, lo que determina la saturación de mercurio (SHg) que se corresponda al "Ri"

de mejor ajuste para el muestre0 (RSHg). (Figura 67)

1 R35-Pc vs. R35-Winland 1 R45-Pc vs. R45-Pitmann / !

Figura 67: Gráficos Uno a Uno

4.1.8.1 Clasificación de las Muestras de Núcleo Mediante el Gráfico de f ? i

Luego de conocer la ecuación para el cálculo del Ri a través del paso anterior, se

clasifican las muestras de los análisis convencionales de núcleos según el tipo de

Petrofacies, teniendo una idea de la calidad de las arenas muestreadas y del

yacimiento mismo.

Una vez establecido el RSHg se clasifican las muestras con base a la convenc ón

establecida para los diferentes intervalos de Ri estableciendo las petrofacies. A tal

efecto se define el gráfico especifico que corresponda a la saturación determinada.


CAPITULO IV

Se grafica la Porosidad en escala lineal vs Permeabilidad en escala logarítmica, que

iiicluye además isolíneas de tamaño de garganta poral (Ri); las diferentes :igrupaciones

ce puntos que sigan la tendencia de una isolínea de Ri representan distintas calidades

ce roca, con base en la convención establecida para los diferentes intervalos de Ri.

(Figura 68)

Grafico de Porosidad vs Permea bilidad

Porosidad (%) -- ....

Figura 68: Gráfico de RI.

Se establece la amplitud (intervalo de variación) de porosidad, permeabilidad y

c:ualquier otra propiedad petrofísica que caracterice cada tipo de roca para asociarla

con cada petrofacies establecida anteriormente.

/\ partir de los análisis convencionales (porosidad y permeabilidad); se obtienen las

relaciones entre los perfiles (volumen de arcilla, porosidad, resistividad, ent1.e otros) que


CAPITULO IV

permitan poder diferenciar calidades de roca, que puedan ser agrupadas en unidades

de flujo.

Se procede a generar correlaciones de distribución del tamaño de garganta poral con

otras propiedades derivadas de núcleos y de períiles (GR, Vsh, k, Q, entrc! otras). Las

rc:laciones resultantes se aplican al resto del pozo bajo análisis.

En caso de ser posible, se asignan códigos a las facies sedimentarias def nidas por el

s~~dimentólogo, asociándolos con las petrofacies determinadas mediante un gráfico K vs

Phi con las isolíneas de garganta poral que representen el RSHg establecido.

4.1.8.2 Relación de Ri vs Propiedades derivadas de Núcleos y Registros

Con el objeto de conocer la permeabilidad en los pozos sin nucleos del yacimiento, se

b ~ s c a relacionar el Ri con otros parámetros derivados de núcleo o registros, para

eitonces poder hacer una distribución areal de las petrofacies y la permeabilidad.

Dichos parámetros pueden ser: porosidad, saturación de agua irreducible, resistividad

verdadera, capacidad de intercambio catiónico por unidad de volumen poroso, volumen

dl3 arcilla, entre otros.

Sin embargo, para las Arenas "L", no se conto con la data suficiente comcl para hacer

emstas correlaciones; ademas, no se obtuvo un buen ajuste en los graficos "uno a uno",

que establecen la comparacion entre el "Ri" producto de la presion capilar y el "Ri"

ol3tenido de la relacibn de Winland-Pittman. (coeficientes de correlación menores a 0,8).

Esto puede ser debido a un muestre0 no homogeneo, y por lo tanto no reprc sentativo.


CAPITULO IV

4.1.9 Escalamiento Núcleo - Perfil

13 objetivo de la correlación núcleo-perfil es extrapolar los datos obtenidos de los

iiúcleos, al resto de los pozos del area, a traves de los perfiles de pozos; (le esta forma

:;e pretende tener una idea de la distribucion areal de las propiedades petrofísicas mas

mportantes como son: porosidad, permeabilidad, Ri, petrofacies, etc. Esto se realiza

2decuando en profundidad la curva de rayos gamma de superficie (Core-Gamma) cori

la curva de rayos gamma del registro de resistividad de los pozos con núc eo, refiriendo

todos los resultados validados de los análisis provenientes de los iúcleos a la

profundidad ajustada.

4.1.9.1 Cálculo del Modelo de Arcillosidad

Existen diferentes modelos para la estimación del volumen de arcilla tales comci:

Lineal, Larionov, Clavier y Stieber, los cuales deben ser validados ccn análisis ds

difracción de rayos X u otros análisis petrográficos que puedan aportar información

sobre el volumen de arcilla. De esta forma, se procede a determinar el índice de

arcillosidad y el volumen de arcilla utilizando los modelos de arcillosidad mencionado:;,

seleccionando como modelo a utilizar, aquel que más se ajuste a los .~olúmenes de

arcilla reportados por el laboratorio.

GR - GRcl /,yh Vc/ = GRsh - GRcl

Donde GR es el perfil de rayos gamma, GRsh indica la lectura del GR en la lutita miis

representativa de la formación, GRcl la lectura del perfil en la arena más limpia.

Modelos de Arcillosidad:

1. Lineal


CAPITULO IV

:>. Clavier

:3. Stieber

4. Larionov

22.37 'Lc l r - 1

Kch = Y~~ - 1

Para cada petrofacies, que posea muestras con Análisis Petrográficos, se procede a

dentificar los tipos de arcillas presentes, así como la mineralogía de la formación.

4.1.9.2 Cálculo del Modelo de Porosidad.

Para el cálculo de esta propiedad, la metodología empleada es la derivada del perfil de

densidad de formación, sin embargo lamentablemente, no se pudo disponer de

registros de densidad, para el area de estudio. La metodogia para determinar

porosidad a partir del registro de densidad de formación, es utilizando la siguiente

ecuación:

Donde pma es la densidad de la matriz de la formación, p b es la densidad ~olumétrica de

la formación leída por el perfil y pf es la densidad del fluido a base de zgua igual a 1

grlcc.


CAPITULO IV

''ara el cálculo de la porosidad efectiva existen 2 métodos a utilizar, 13s cuales sc?

-epresentan por las siguientes ecuaciones:

0, = 0, * (1- Vsh) (Metodo Lineal)

me = Oi - VSh*Qdsh (Metodo Gaymard)

Utilizándose aquella que ajuste mejor con los valores del núcleo

En el caso de los pozos que no poseen perfiles de densidad, ésta se intenta determinzr

a partir de los pozos control, generándose gráficos cross-plot con Ics valores d3

densidad (Rhob) en función de volúmen de arcilla (Vsh); a partir de e s t ~ s valores s3

toma la nube de puntos de mayor densidad para generar la co-relación qu3

posteriormente será empleada en estos pozos y comparada con los resultados

obtenidos por los análisis de núcleos y en pozos con registro de densidad.

4.1.9.3 Determinación de la Permeabilidad

Debido a que la permeabilidad es una propiedad que no es posible Je determinar

directamente de registros, la estimación de la misma debe hace-se aplicando

herramientas gráficas que permitan relacionar esta propiedad, medida en el núcleo,

con otras propiedades fácilmente calculables de registros, para ello se procede a

realizar cross-plot entre porosidad, volumen de arcilla, radio de gargmta de poro,

saturación de agua, relación K/@ etc. por cada tipo de roca determinada y aplic;2r

aquella relación cuyo coeficiente de regresión sea mayor o igual a 0.8 y S 1 ajuste sea vl

más adecuado entre los datos de núcleo y los calculados a partir de esta iécnica.

Tal como se explicó anteriormente no fue posible calcular ecuaciones Clara estimar la

permeabilidad por Petrofacies, debido a la no disponibilidad de datos y que no :;e

obtuvieron buenos ajustes.


CAPITULO IV

Las ecuaciones existentes empíricas determinadas para areas vecinas, soii:

Permeabilidad del Lago

Permeabilidad Timur:

donde:

: Porosidad (fracción)

Sw: Saturación agua irreducible

4.1.9.4 Cálculo de la Saturación de agua (modelo de saturación).

La metodología utilizada en el estudio para el cálculo de este parámetro, uonsiste en la

determinación del modelo de saturación que más se ajuste a los datos generados del

análisis de núcleo (curvas de presión capilar y permeabilidad relativa).

Existen varios modelos, entre los cuales los más utilizados son: el de Sirrandoux, el ds

Waxman y Smits, Doble agua, Archie, lndonesian etc. Para la aplicación (le los mismos

se necesitan los parámetros siguientes :

+ Coeficiente de tortuosidad (a) (valor)

+ Factor de cementación (m) (valor)

+ Exponente de saturación (n) (valor)

+ Resistividad del agua de formación (R,) (fraccion)

+ Resistividad de la arcilla (Rch)

+ Resistividad verdadera de la formacion (Rt) (valor)


CAPITULO IV

+ Volumen de arcilla (Vch) (fraccion)

+ Porosidad efectiva (a,) (fraccion)

+ Conductividad especifica equivalente (B) (valor)

+ Capacidad de intercambio cationico (CIC) (valor)

Capacidad de intercambio por unidad de volumen (Qv) (valor)

'Las ecuaciones que aplica cada uno de los modelos se muestran a continuación:

Tcuac ión de Archie

* Ecuación de Simandoux Iln

* Ecuación de Waxman y Smits

* Modelo Indonesia

Por otra parte para validar uno u otro modelo, como el más representativc se procede a

graficar los resultados de cada uno (S, Vs. Rt) y se compara el valor i e Sw, con t?l

obtenido a través de las curvas de presión capilar y permeabilidades relati das del


CAPITULO IV

análisis del núcleo en estudio, será más representativo aquel modelo en donde 1'2

saturación de agua irreducible sea igual o se ajuste más al valor de Swi obtenida del

análisis.

4.1.1 0 Determinación de Parámetros de Corte.

Son los valores límites para los cuales la explotación del yi3cimiento es

económicamente rentable y además la fase petróleo es predominante. Los parámetros

en consideración son los siguientes:

+ Saturación de agua corte (Swc)

+ Volúmen de arcilla corte (Vshc)

+ Resistividad de la arcilla de corte (Rshc)

+ Porosidad de la arcilla de corte (Osh,)

El procedimiento a seguir es el siguiente:

1. Determinación del valor de Saturación de agua irreducible. Este valor se puede

obtener a partir de análisis especiales de núcleos (de las curvías de presion

capilar y permeabilidades relativas); sin embargo en caso de no poseer anális S

especiales se puede determinar empleando el gráfico Cross-plot para Ics

primeros pozos perforados de Resistividad (eje y) , Saturación (eje x) y Volúmen

de arcilla (Vsh), tomando la asíntota al eje Y para determinar el valor Swi y la

asíntota al eje X determina la resistividad de agua de corte.

2. Posteriormente se incluyen el resto de los pozos del area, tom.~ndo el punio

donde la curva se vuelve asintótica al eje x en los gráficos Cross-plot , para

determinar el valor de saturación de agua corte (Swc).

3. Se genera el Cross-plot de Volúmen de arcilla versus Saturacióri de agua y a

partir de la recta generada de la intersección con la saturación de agLa

irreducible se obtiene el valor Volúmen de arcilla corte (Vsh) con el valor de Swc.


CAPITULO IV

4. La porosidad y resistividad de la arcilla de corte es obtenida a partir de gráficos

de frecuencia que relacionan a estas variables con el gamma ray, y se grafim

este último en la ordenada y tanto la porosidad como la resistividac en la abcisa.

Los valores obtenidos vienen representados por los menores valores mas

repetidos dentro de la nube de puntos graficada.

4.1.1 1 Determinación de Unidades de Flujo

Con la finalidad de identificar los diferentes canales de flujo que permiten $1 movimient3

de los fluídos en el yacimiento y determinar el mínimo número de Unidades de Flujo s

introducir dentro de un modelo de simulación dinámico, se deben aplicat. una serie de

técnicas gráficas, de tal manera que se honre la data "pie a pie" d ? cada pozo,

incluyendo para tal fin la información estratigráfica, petrofísica, y de producción 1

yacimiento. Para este estudio, las Unidades de Flujo (U.F) se deben c!eterminar, en

primer lugar para los pozos claves, ya que estos poseen la mayor y más confiable

información del yacimiento, posteriormente éstas deben ser extrapoladas a los pozcs

control.

4.1.1 1.1 Gráfico Estratigráfico de Lorenz Modificado (Stratigraphic Modifiell Lorenz Plol)

Este gráfico ofrece una guía sobre el número de unidades de flujo en cada pozo

necesarias para honrar el marco geológico del yacimiento, además de permitir realizar

una selección preliminar de los intervalos (Tope y Base). Para la coistrucción del

Stratigraphic Modified Lorenz Plot (SMLP) se grafica el porcentaje de capiicidad de flulo

acumulado contra el porcentaje de capacidad de almacenamiento acumul.ido, ordenaco

en secuencia estratigráfica y utilizando la data "pie a pie" del pozo, basitndose en Icis

puntos de inflexión resultantes para la selección de los intervalos. (Figura 59).


CAPITULO IV

Figura 69: Gráfico Estratigráfico de Lorenz Modificado

4.1.1 1.2 Perfil de Flujo Estratigráfico (Stratigraphic Flow Profile)

El Perfil de Flujo Estratigráfico (SFP) es usado para verificar e interpreta1 las unidades

de flujo previamente seleccionadas del SMLP, y debe constar de iina curva d?

correlación (Gamma Ray o Volumen de Arcilla), porosidad, permeabilidad, radio d8?

garganta de poro, relación W$, porcentaje de capacidad de almac:enamiento y

porcentaje de capacidad de flujo.

Es a través de este gráfico donde se puede apreciar las arenas con mejores

propiedades petrofísicas, además se podía incluir resultados de registros ds

producción, intervalos cañoneados, descripción litológica que permitm integrar y

validar las Unidades de Flujo con la información de Yacimiento. (Figura 70).


CAPITULO IV

Diagrima de alinacenamieniri y llujo Ertr;ttigráfico

I'rofur¿íid3d (pics)

-----------

Figura 70: Perfil de Flujo Estratigráfico.

4.1.1 1.3 Gráfico de Lorenz Modificado (Modified Lorenz Plot)

El Gráfico de Lorenz Modificado (MLP) permite jerarquizar las unidiides de flujo

seleccionadas de acuerdo a sus relaciones K/Q, permitiendo comparar aquellas con

similares propiedades visualmente.

Para su elaboración se grafica el porcentaje de capacidad de flujo acumLlado contra e1

porcentaje de capacidad de almacenamiento acumulado para cada uridad de flujo,

luego de ser ordenadas éstas en orden descendente de WQ. (Figura 71).


CAPITULO IV

VLG - 3873

---p.

O/o PHI ' H acuiri

Figura 71 : Gráfico de Lorenz Modificado

4.1.1 1.4 Definición de la Heterogeneidad de la Red de Poros

13 índice de heterogeneidad (Hi) es el factor que describe el nivel de la heterogeneidacl

del poro, este valor fue introducido por Amaefule et al, 1989, y es una 'unción de IEI

porosidad y permeabilidad si se considera que en el yacimiento existe un flujo no.-

IDarcy.

121 índice de heterogeneidad (Hi) se define por:

Hi= Log 1 O(a$IRQI)

IDonde:

Iii= índice de heterogeneidad del yacimiento

o= porosidad

'?QI= índice de calidad de roca


CAPITULO IV

Siendo Kk la permeabilidad Klikenberg de la muestra y B el factor de resistencia

iiercial de Forcheimer que es igual a:

14maefule et al, 1989, definieron en su trabajo que el índice de heterogeneidad (Hi) para

yacimientos homogéneos debía ser menor de 2 y para yacimientos het~ogéneos el

>~alor de Hi debía ser mayor de 2 y a medida que este aumenta rrayor será la

ieterogeneidad del mismo.

La heterogeneidad es un aspecto importante en la descripción de los yacimientos, esto

permitirá distinguir varios tipos de roca presentes en un pozo y10 yacimient3.


CAPITULO IV

4.2 MARCO SEDIMENTOLOGICO.

4.2.1 Núcleos

Para establecer el modelo sedimentológico del área se contó con la descr~pción de do:;

iiúcleos discontinuos, tomados en los pozos MG-769 (núcleos 2 y 3) y MG-781 (núcleo:;

1 y 2) que fueron cortados en la secuencia sedimentaria correspondiente a las arena:;

"L" de la Formación Isnotu.

' la descripción y evaluación detallada de estos núcleos, permitió c'efinir: facies

sedimentarias, unidades sedimentarias y los ambientes de sedimentación 3n los que se

depositó esta unidad.

1.2.1.1 Unidad "Arenas L"

La unidad informal "Arenas L", fué subdividida en 5 unidades sedimentarias, basándose

en los informes realizados por la empresa Schlumberger, donde se presentan lo:;

resultados de los análisis convencionales, mineralógicos y sedimentoli~gicos de lo:;

núcleos cortados en los pozos MG-769 y MG-781. De acuerdo a la informaciói~

recopilada y a la descripción de estos núcleos, se interpreta que el ambiente de

sedimentación en que se depositó esta unidad, comprende una corripleja red de

canales entrelazados, dentro de un sistema fluvial, en su parte alta. 1.0s depósitos

principales de arena corresponden a: canales de diferentes tipos, sus remanentes y

barras longitudinales, mientras que los depósitos arcillosos están asociadc)~ a depósitos

de llanura aluvial distal.

Para efectos de este trabajo, las unidades sedimentarias, de tope a base, fuero?

denominadas: US-1, US-2, US-3, US-4 y US-5. Cabe destacar que la nomenclatura

original de estas sub-unidades, en el informe anterior, fue cambiada ya que cada un3

de los núcleos fue descrito e interpretado independientemente, d3bido a qu3

verticalmente están muy separados entre si, sin embargo entre los objcttivos de estr

estudio se pretende hacer una mayor integración de la información disponible. Así

mismo, la definición de las unidades sedimentarias, se baso en la interpretación de los


CAPITULO IV

ntervalos con núcleos unicamente, ello respetando la evidencia física d 3 la muestra

directa; no obstante se hace necesario tomar núcleos continuos, de manera de hacer

una definición sedimentologica de mayor detalle y con mayor precisión.

14 continuación se describen cada una de estas subunidades, y se hace mc?nción de los

ambientes en que fueron sedimentadas, esto basado en los núcleos de los pozos MG-

?69 y MG-781; que aunque bastante discontinuos, permiten determinar la coexistenci~i

de facies y el equilibrio entre ellas.

IUS-1: Esta subunidad va desde el tope de las arenas "L", hasta un contacto abrupto

que se reconoce en el núcleo cortado en el pozo MG-769. Aunque la forma de la:;

slectrofacies en los registros, indica diferentes facies sedimentarias, IE sección del

núcleo muestra arenas de grano grueso a conglomeratico, pobremente escogida, y cori

estratificación cruzada de bajo ángulo. Presenta abundantes clastos intraiormacionalei;

de arcilla limosa de color blanquecino.

Este depósito se interpreta como un "channel lag" ubicado en la base de los canales

entrelazados. Los sedimentos asociados a la base de los canales, generalmente so7

más gruesos a conglomeraticos, mientras que las barras consisten de arenas de gran,:,

medio a grueso, tal como lo evidencia la asociación de facies antericr (FA3). Otra

interpretación podría ser, que este depósito este asociado a barras longitudinales, los

cuales son alargados y paralelos al flujo del canal y son comunes en canales

entrelazados por gravas o arenas coglomeraticas.

US-2: Esta subunidad consiste de un apilamiento de sucesiones granoclecreciente de

pequeña escala entre 2 y 5 pies de espesor. Cada una de las unidad~.s

granodecreciente, esta caracterizada por bases erosivas asociadas a conglomeradc~s

(facies Congl) o "channel lag", que grada a una arena de grano grueso (facies AGG), a

una arena de grano medio (facies AGM) y a una arena de grano fino a medio hacia el

tope (facies AGMF). Presencia de estratificación tabular y festoneada. Oc;asionalment83,

pueden preservarse niveles luliticos litificados (facies L), los cuales representan el

abandono del canal o depósitos de llanuras aluviales. La impregnación de


CAPITULO IV

tiidrocarburos es muy buena y homogénea a lo largo de toda la unidad, excepto er

aquellas facies con abundantes clastos intraformacionales de lutita en donde IE

impregnación disminuye.

1-as facies sedimentarias en ambientes de ríos entrelazados son extrsmadament~

variables y los tamaños de grano se encuentran entre conglomerados arenas cori

estratificación cruzada, arenas limoliticas con rizaduras de corrientes y lutitas. Canales

(le poca sinuosidad de bajo ángulo y ricos en areniscas, incluyen una variedad de

c:aracterísticas depositacionales como canales entrelazados, barras transversales y

longitudinales. Las barras transversas migran corriente abajo perpendiculiares al flujo y

son típicas de canales entrelazados dominados por arenas. Las estructura:;

(Jominantes, son superficies de acrecion de bajo ángulo y estratificacióii tabular. Eri

contraste, las barras longitudinales son alargadas y paralelas al flujo de canal y sor)

comunes en canales entrelazados dominados por gravas. Los sedimento:; asociados a

a base de los canales, generalmente son más gruesos a conglomera tic:^^, mientras

que las barras consisten de arenas de grano medio a grueso. La migración lateral dc?

os canales y barras forman unidades granodecrecientes de pequeña escda. (menor '1

3 5m.)

Las bases erosivas o superficies con un marcado cambio de tamaño de grano fuerori

identificadas como superficies de 5to. y 3er. Orden de acuerdo a la clasific3ción de Mia 1

(1988). Estas superficies representan el movimiento o migración y erosión de la base de

los canales. Así mismo, la presencia de niveles duros de lutita, interpretados como

superficies de 6to. Orden, separan diferentes canales dentro de esta secuencia de

areniscas . En resumen, la presencia de superficies de 3er0, 5t0, y 6to orden dentro de

esta secuencia de areniscas permite interpretar, este intervalo, como un E pilamiento de

canales, los cuales están conformados por unidades de canales y remanentes de

canales.

US-3: Esta sucesión esta caracterizada, en el núcleo 1 del pozo WG-781, que

corresponde al tope de la subunidad, por lutitas limosas litificadas y moteadas d,3

pigmentos rojos, púrpura y ocre de aproximadamente 1 pie y medio de espesor (facies

Palsl).


CAPITULO IV

E3ta asociación de facies es interpretada como depósitos de llanura aluvial distal,

alejada del área activa del canal, bajo un clima semi-árido y un buen drenaje. Esta

i3terpretación es evidenciada por la presencia de óxido de hierro (pigmentación roja!

ocre y púrpura) y probablemente con un alto porcentaje de caolinita (basad11 en el color

t)lanquecino presente en el paleosuelo). De acuerdo a Reading (1996), ctn ambientes

aluviales las áreas de inundación ("overbank") pueden dividirse en áreas proximales c

los canales activos (diques, canales de desbordamiento y abanicos de 'otura); y las

iireas distales alejadas de los canales activos (llanura aluvial distal). Esta:; llanuras, de,

acuerdo a la densidad de vegetación, clima, drenaje y topografía pueden presentar

pantanos ("swamps") o lagos, o suelos con diferentes grados de niaduración 51

oxidación. (paleosuelos).

Ivíientras que en el núcleo 2 del pozo MG-781, que corresponde a 1;' base de IEI

subunidad, se reconoce un apilamiento de sucesiones granodecrecientes de pequeña

escala y bases erosivas. Cada una de dichas sucesiones, de 1 a 3 pies de espesor,

está caracterizada de base a tope, por areniscas de grano grueso a coiglomerático,

con bases erosivas (facies AC y10 AGG) que gradan a areniscas de (3rano medio,

~xasionalmente grueso (facies AGM) y por último a areniscas de grano fino a medio

:facies AGMF) hacia el tope. Ocasionalmente, dichas sucesiones puecen presentar

entes de lutita-limosa litificada, las cuales podrían representar importa,ites barrera!;

verticales al flujo.

Esto es interpretado como depósitos de canales entrelazados dentro d3 un sistema

aluvial. Los depósitos de ríos entrelazados se caracterizan por terer una baja

sinuosidad y numerosas barras de arena dentro del canal, las cuales separan el flujo eri

una compleja red de canales secundarios. Estos canales secundarios y las barras de

arena migran continuamente dentro del mismo canal, ocasionado que el relleno

resultante muestre un alto grado de complejidad interna y heterogeneidad del tamaño

de grano. Por ello, se describen muestras pobremente escogidas y g ran~s angulares.,

indicando poco transporte y retrábajo, así como la cercanía de la fuente- o ambientes

aluviales. La presencia de niveles duros de lutita fue interpretada como :;uperficies dl3

6to. orden, los cuales separan diferentes canales (Miall, 1988) Las bases ~nrosivas, o


CAPITULO IV

í~quellas superficies donde se evidencia un marcado cambio en el tama7o de grano,

l'ueron identificadas como superficies de Sto. y 3er. orden, lo cual permite interpreta-

este intervalo como un apilamiento de canales y sus remanentes.

IJS-4: El tope de la subunidad, está caracterizado por lutitas limosas litificadas 11

inoteadas de pigmentos rojos, púrpura y ocre de aproximadamente tres pies dc?

espesor (facies Palsl) en la base del núcleo 2 del pozo MG-781. - =sto es interpretado como depósitos de llanura aluvial distal, alejadas del área activa

idel canal, bajo un clima semi-árido y un buen drenaje. Esta interpretación e:;

widenciada por la presencia de óxido de hierro (pigmentación roja, ocre y púrpura) 11

probablemente con un alto porcentaje de caolinita (basado en el color blanquecino

presente en el paleosuelo). De acuerdo a Reading (1996), en ambientes aluviales la:;

áreas de inundación ("overbank") pueden dividirse en áreas proximales :i los canale:;

activos (diques, canales de desbordamiento y abanicos de rotura); y las iireas distale:;

alejadas de los canales activos (llanura aluvial distal). Estas llanuras, de acuerdo a Ií3

densidad de vegetación, clima, drenaje y topografía pueden presertar pantano:;

( ' l ~ ~ a m p ~ ' ' ) O lagos, o suelos con diferentes grados de maduración y oxidaciór.

(paleosuelos).

Hacia la base, se reconocen arenas de grano grueso a conglomeráticzs, con bases

erosivas (facies AC) que gradan a arenas de grano medio, ocasionalinente gruesll

(facies AGM) hacia el tope, además de gránulos de cuarzo hacia la base del canal.

Similarmente que en el resto de las unidades, las electrofacies reconocidas en los

registro eléctrico de los intervalos sin núcleos, sugieren una asociación de facies más

compleja.

Esta unidad es interpretada como depósitos de canales entrelazados dentro del sistema

aluvial. Generalmente, los sedimentos en la base de los canales son gruesos con

láminas de gránulos y grava ("grave1 lags"). La migración lateral de los canales forma

secuencias granodecrecientes de pequeña escala (1 a 5 m), depositacas sobre una

superficie erosiva, con una base conglomeratica que grada a arenas de grano grueso a

medio con estratificación cruzada.


CAPITULO IV

IJS-5: Los litotipos reconocidos corresponden a lutitas limosas litificadas y moteadas de

pigmentos rojos, púrpura y ocre (facies Pals) que infrayacen a un conglomeradc~

masivo, de base erosiva y estratificación cruzada, constituido principalmenle de material

pedogenético. (facies Congl).

Esta unidad fue interpretada como depósitos de llanura aluvial distal, ale.ada del área

activa del canal, bajo un clima semi-árido, con un buen drenaje. Esta interpretación e:;

:soportada por la presencia de paleosuelos y alto porcentaje de caolinita (8,5%).

13casionalmente, dentro de las sucesiones de llanuras aluviales distales se registrar]

.'lujos efímeros como resultado de precipitaciones directas (tormentas). Esto último e:;

t3videnciad0, por la presencia de un conglomerado de material pedogenético eri

2ontacto erosivo con el paleosuelo. De manera que como resultado de Ilus/ias intensas,

se forman arroyos o canales someros efímeros ("shallow ephemeral foodplairi

shannels") que socavan la llanura causando el resquebrajamiento y desgíwramiento eri

pedazos grandes de la misma.

4.3 Calibración Núcleo - Perfil

La ejecución de una correlación núcleo-perfil ha sido de suma importancia en Iii

determinación de las características sedimentológicas y texturales má:; importante;

reveladas por el núcleo y que sean correspondientes a las exhibidas po- los registros

corridos en los pozos cuando éstos fueron perforados.

Dado que la toma de núcleos se efectúa de manera puntual y los registros corridos e7

un pozo se toman de manera contínua, siempre vá a existir un pequero desfase e l

profundidad, el cual es necesario ajustar con la finalidad de describir con mayc'r

exactitud las facies y estructuras sedimentarias correspondientes a determinad3

horizonte.

Existen dos maneras de hacer la correlación: de manera manual pie a pie, o mediante

métodos computarizados que permiten efectuar la correlación de manera automática

aunque siempre bajo el criterio y supervisión del geólogo o sedimentó ogo que esté

realizando esta tarea.


CAPITULO IV

En el caso de las arenas "L", la correlación núcleo-perfil se efectuó de manera manual

superponiendo en una mesa de luz el registro core gamma al registro gamma ray del

3oz0, efectuando la correlación por tramos desde el fondo hacia superficie 11

determinando el desfase (pies) existente en cada sección. - =I desfase obtenido en cada tramo fue restado al valor de la profundidad del registro ! I

3sí de esta forma fueron calibrados ambos registros. - =n el pozo MG-769 el valor absoluto del desface estuvo alrededor de los 2 pies,

mientras que en el MG-781 aumentó hasta 6 pies.

4.4. Descripción Mineralógica, Facies y Secciones Finas

Se describieron 7 secciones finas, correspondientes al pozo MG-760, las cuales

permiten caracterizar la roca a través de la definición de los componentes rnineralógico!;

(grano, matriz y cemento), características texturales (tamaño de grano, recondez, forma

y escogimiento), tipo de arenisca (facies), secuencia paragenética , evento:;

Aiageneticos creadores y destructores de porosidad, tipos de contacto mtre granos,

tamaños de poros y tamaño de garganta de poro dominante.

El estudio de las secciones finas se realizó de la siguiente manera:

4.4.1. Identificación y Tipo de Arenisca

Las areniscas están compuestas por: grano, matriz y cemento.

Granos: Los detritos son minerales, fragmentos de rocas o fósiles que constituyen E,I

armazón de una arenisca. Los minerales detríticos son los silicatos, feldespatos,

minerales de arcilla y mica.


24-1

CAPITULO IV

Figura 72: Clasificación de las Areniscas Cuarzosas

Areniscas Wakas: Son unas arenas sucias (arcillosas) que contienen aderriás de cuarzo

y otros minerales estables una gran cantidad de escamas finas de micas y fragmento:;

de rocas aún no descompuestos provenientes del área original (Roca Madre). Tambiéri

pueden contener illita, Esmectita, Caolinita, o cualquier otro mineral de arcilla. La:;

arenas de esta clase que conforman algunos yacimientos pueden alcanzar valores alto:;

de porosidad aunque la permeabilidad es relativamente baja e irregulal. debido a la

presencia de granos finos entre aquellos más grandes. Las areniscas Wakas tienen una

matriz > 15%. (Figura 73).

; : ,

Figura 73: Clasificación de las Areniscas Wakas

4.4.2. Textura


CAPITULO IV

Tamaño de los qranos: la medición del tamaño de grano debe realizarse por el eje,

rnayor.

fiedondez forma: la redondez de las aristas de los granos se establecí? en angular.

subangular, subredondeado, redondeado y bien redondeado. Cuando se hace e

c?studio de redondez es importante que el cuarzo no tenga sobrecrecimiento.

tIscoqimiento: es la distribución de los diferentes tamaños de grano Jentro de Iz

rnuestra.

[Jna vez evaluadas las características texturales de grano, matriz y cemento se

determinaron las facies asociadas a cada muestra tomada de los núcleos de las arenas

"L", de acuerdo a las facies de areniscas definidas en la descripción mici~oscópica de

riúcleo.

4.4.3. Eventos Diagenéticos

Son los procesos físicos y químicos que ocurren después de la sedimc?ntación, por

rnedio del cual los sedimentos se convierten en roca.

1.0s procesos diagenéticos son:

(zompactación: en la compactación se pueden observar los sedimentos -'racturados y

ksta produce diferentes contactos (tangenciales, alargados, cóncavos-convexo y

suturados).

[)isolución: en la disolución se observan bordes y granos corroídos por fluicos.

I4utiqénesis: En los procesos de autigénesis tenemos la cementación, reemplazo y

recristalización.

4.4.4. Poro y Garganta de Poro

Se midió el tamaño de los poros y las gargantas de poros mediante la esc.da graduada

clel microscopio petrográfico.


346

CAPITULO IV

A continuación se presentan algunas de las fotomicrografías de las seccioncts finas:

Figura 74: Fotomicrografia Litofacies AGMF. (Arenas "L", US-2)

I -! 2 .o LLOl

- --

M<; - 769 (1174'4") Lw, Polariznda Conglomcr~~do Areilloio La matriz nrcillosn de In roma. r-<irrcspi>ride :E L sec1iiiiriii;ii i < i h iIe I;iitiaiiu orava. La iridiscencia dc las partículas de-Cmr?~> tamario limo. sc dcbc a la preparación dc la 16minn. 1 -

Figura 75: Fotomicrografia Litofacies CONGL. (Arenas "L", US-5)


247

CAPITULO IV

Figura 76: Fotomicrografia Litofacies AGM. (Arenas "L", US-2)

4.5. Microscopía Electrónica de Barrido (SEM) y Difracción de Rayos X (xrd 1.

Se realizó la descripción de fotografías de microscopía electrónica (SEM) de las arenas

"1-", lo cual permitió visualizar la porosidad, la morfología de arcillas y los cementos

presentes (Ver Figura 89). También se contó con análisis de Difracción de Rayos X

(XRD), los cuales permiten la identificación y cuantificación de los minerales que

componen la roca, así como el tipo de arcilla.


348

CAPITULO IV

Figura 77: Microscopia Electrónica. (Prof. 3703'04", US-2).

La siguiente tabla resume las características más importantes reveladas por el .~nálisis al

microscopio electrónico.

'1'I E ' O F ' r i m nrio-S~zci~nd:irio I PERMEAILI LIDAD

~ l ~ ~ c l e r ¿ ~ ~ l ~ ~ i t buena I C I C M E - N T O

N&> c l e s n r r ~ r l l n c l c ~ I


CAPITULO IV

4.5 Determinación de Electrofacies

F'ara identificación de las electrofacies se utilizó la información de los núcleos MG-769 y

R4G-781, se cotejó con las formas de las curvas de litología de los registros eléctricos.

E3ta interpretación sedimentológico-estratigráfica fue extrapolada a toda el .íirea.

Ein las electrofacies se identificaron seis (6) patrones de facies o tendencia; diferentes:

grano creciente hacia la base, grano creciente hacia el tope, grano creciente hacia el

tope y hacia la base, en forma cilíndrica y en bloque, en forma de sierra y facies de

espesores donde no se observa desarrollo alguno de arena.

E 3 las subnidades de los núcleos donde no se tomaron muestras se efectuó una

extrapolación de la forma de los registros de los pozos vecinos a estos con la finalidad

de determinar la facies predominante en las mismas.


CAPITULO V. ANALISIS DE RESULTADOS

5.1 Resultados Petrofisicos

Los resultados una vez aplicada la metodología descrita en el capítulo anterior son los

siguientes:

5.1.1 Resistividad del Agua de Formación.

Eintre los pozos del area estudiada, se cuenta con análisis de agua en el M 5-573 y MG-

1'69. De acuerdo a los valores obtenidos del analisis fisico-quimico, se cclnsidera mas

representativo, para obtener la resistividad del agua de formacion de las arenas "L", el

realizado en el pozo MG-769. En la siguiente tabla, se resumen los resultados

obtenidos.

Tabla 9: Analisis Fisico-Quimico del Agua de Formacion. Pozo MG-7fi9.

ANALlSlS FISICO QUlMlCO DE AGUA I cOMPARIA : REPSOL EXPLORACION - MUESTRA TOMADA : M G - 0769 -

MUESTRA TOMADA : OILPHASE FECHA MUESTRE0 r - O 1104/99 --

CAMPO : M E N E G Y E E FECHA ANALlSlS : O 1106199

CATIONES mg.5 meR ANlONES m- meFL II Sodio,Na* (Calc) 961.55 41.99 Cloruros. CI- 575.00 16-22

Calcio. ~ a * 12.00 0.60 Sulfatos, SO,' 252.00 5.25 ~ -.

Magnes io ,~~- 14.29 1.18 -- Carbonatos. 0.00 0.00

co3= I! Hierro, Fe - Bicarbonatos.

HCO;

Bario, Ea* 0.00 0.00 Hydroxidos. 0.00 - 0.00 OH-

TOTAL ANIONES 987.84 43.77 TOTAL CATIONES 2187.00 43-77 Ili

Las muestras tomadas en este pozo resultaron representativas, y se obtuvieron Ics

siguientes valores a la temperatura de 75 O F :

Salinidad = 2550 ppm ; Rw= 2,032 (ohm-m) @ 75O F

CAPITULO V

A continuación se muestran el diagrama de Stiff del pozo MG-769 (balanceado

Figura 78: Diagrama de Stiff. Pozo MG-769 (Balanceado lonicamentc!).

l . Densidad de matriz

!Se realizo un histograma de frecuencia, con los datos de densidad de gralio, obtenidos

(le los análisis convencionales del núcleo del pozo MG-781 (dato no disponible en el

iiucleo MG-769). Se determino el valor de la densidad de matriz predoriinante en la

lormación como 2,65 grslcc, con rango de variación a 2,66 grlcc para Irs arenas "L".

IIn la Figura 79 se presenta el histogramas de frecuencia con los datos de densidad de

grano de dicho pozo. Del mismo modo, los histogramas de frecuencia, realizado:;

individualmente a cada nucleo, no mostraron variaciones significativas, en el valor de la

densidad de matriz.

ANALlSlS RESULTADOS

252

CAPITULO V

DENSIDAD DE GRANO

-

.---p.

- -

-.

--

2,6 2,62 2,64 2,66 2,68 2,7 2.72 2,74 2.76 2,78 2,8

Figura 79: Histograma de Frecuencia del Pozo MG-781 (Arenas "L"I.

5.1.3 Exponente de Cementacion

Para calcular el exponente de cementacion (m), es necesario realizar los gráficos de

Factor de Formación vs. Porosidad en escala logarítmica, donde la pendiente de la

recta resultante va ser el mencionado exponente. Estos graficos fueron realizados en (31

pozo MG-769 (MG-781, no disponible data de FF) donde se escogierori 14 muestrz~s

para determinar el Factor de Formacion, a presion de sobrecarga de 3000 psi; se

obtuvo como valor del exponente de cementación 1,50. El valor de m* corregido por

arcillosidad dió como resultado un valor de 1,79, siendo éste característico cle

formaciones moderadamente cementadas. (Figuras 80 y 81).

ANALlSlS RESULTADOS

253

CAPITULO V

Figura 80: Exponente de Cementación. Pozo MG-769. (Arenas L.)

Figura 81 : Exponente de Cementación Corregido. Pozo MG-769

ANALlSlS RESULTADOS

CAPITULO V

Ei. 1.4 Exponente de Saturación

E3 valor del exponente de saturación (n) fue determinado al graficar índice de

Fiesistividad vs. Saturación de Solución Salina en escala logarítmica, c3n los datos

obtenidos de los análisis especiales de núcleos del pozo MG-769, donde la pendiente

de la recta resultante va ser el mencionado exponente. (MG-781, no disponible data de

IR). Se obtuvo como resultado 1,92, éste valor indica que es el agua, el fluído que mojz~

la roca en el yacimiento. Mientras que el exponente de saturacion corregidos poi.

arcillosidad (n*) dió como resultado 2,34 para las arenas "L" (Figuras 82 y '33).

EXPONENTE DE SATURACION 1 O0

Satur:tci<íii de agua (fracción vol. poroso)

Figura 82: Exponente de Saturación. Pozo MG-769 (Arenas L).

ANALISIS RESULTADOS

255

CAPITULO V

EXPONENTE .~ . . . DE . S A T U R A C I ~ N CORREGIDO POR ARCILLOSIDP.D 1000 --.- ...- . . . . .. . - . . ..-.. .--.- - -- - -- - -- - - - - - -- -. - L. -- .- - - - - - - -. - - -~ -- - A - - - - - . -- - -. -- --- - - - -- -. -

I- 'IR = 1/Sw A '2.34 1 -. I

1 A - ~ - - -. -- - - - -- --p. -- - - - -- - . - - - - _ - z _ : . = . = Ioo

m . w . .-

-- - - -- - - - - - L ..r: 1::

C)

m ! .m L ' L - - - - - . - - .- -- O L 0) '3 A aJ . - - - - - . - - - -- --- - - O

* ~ 1 ' + - .- '3 ,+-

£ : i : , A

-- - . -- - -, -, - -- -- - - -

1 o -

7 - -

- -

-

A-' 4

r

e' \

1 1

0,1 1

Satriración <le agua (fracción vol. poroso)

Figura 83: Exponente de Saturación corregido. Pozo MG-769.

5.1.5 Capacidad de Intercambio Catiónico.

Los valores de la capacidad de intercambio de cationes (CIC), lo cual se obtiene de 103

análisis especiales de núcleos, no fue suministrado por la empresa REFSOL-YPF, dl3

modo que no se pudo utilizar esta data, para determinar la cantidac de cationes

intercambiables presentes en la arcilla dentro del espacio poroso de la:; Arenas "L" .

Este calculo se realiza mediante la siguiente ecuación:

ANALISIS RESULTADOS

CAPITULO V

5.1.6 Identificación y Caracterización de Petrofácies

1-0s resultados obtenidos en la caracterización de petrofácies se presentan E

continuación en forma detallada:

5.1 6 . Gráfico de Porosidad vs. Permeabilidad

13 primer paso es realizar gráficos de Porosidad vs. Permeabilidad, cor isolíneas de

I<IPHI para los pozos clave, es decir los pozos con muestras de núc:leos. Asi se!

determina cualitativamente, la homogeneidad o heterogeneidad en el mrlestreo, y se!

evita escoger muestras atipicas para los analisis que van a determinar la calidad dct

i-oca. A continuación se presentan estos gráficos, notese la homogeneidac mostrada eri

los pozos MG-769 y MG-781. (Figuras 84 y 85).

POZO MG-769 Permeabilidad vs Porosidad

Porosidad ('10)

Figura 84: Crossplots Porosidad - Permeabilidad. Pozo MG-769.

ANALlSlS RESULTADOS

CAPITULO V

-- -- - - - - . - - - - - - - - - . -- - - - - - - - -

Pozo MG-781 Permeabilidad vs Porosidad 1

1 O000 -

F a, Q c a, 1 O00 - Y s

m-

3 - a z 1 0 0 - 'CJ - .- - .- a m

E 10 -

L a, P.

1 -

O 5 10 15 20 25 30

Porosidad (%)

Figura 85: Crossplots Porosidad - Permeabilidad Pozo MG-781

5.1.6.2 Perfil de Garganta Poral

''ara poder aplicar la metodología desarrollada por Winland y Pittman. Se calcula el

-adio de apertura de poros a través de la ecuación:

R = 106,43 / Pc H, (188)

Se observa la fracción del espacio poroso ocupado por el mercurio la cual st?

representa mediante la siguiente figura:

ANALlSlS RESULTADOS

258

CAPITULO V

Distribución de tamaño de Poros

Redio de Apcrtura de Poros (micrones)

Figura 86: Perfil de Garganta Poral pozo MG-769 (Arenas "L")

Los valores de fracción del espacio poroso ocupado por mercurio para cada muestr~,

se presenta en la siguiente tabla:

ANAL1 SlS RESULTADOS

- - ----

259

CAPITULO V

Tabla 10: Fracción Espacio Poroso Ocupado por Hg (MG-769)

1-0s valores de presión capilar a diferentes saturaciones de mercurio para cada muestra,

:;e presentan en las siguientes tablas:

Tabla 11: Presiones Capilares a Diferentes Saturaciones de Hg (MG-769)

ANALlSlS RESULTADOS

260

CAPITULO V

F'osteriormente, se determinaron los radios de garganta de poro correspontliente a cada

saturación de mercurio, mostrados en las tablas anexas:

Tabla 12: Radio de Garganta Poral a diferentes saturaciones de Hg (MG-769)

5.1.6.3 Determinación de la Ecuación de Radio de Garganta Poral

Tal como se explicó en la metodología para el cálculo de la ecuación del radio de

garganta poral se deben realizar los siguientes gráficos:

Gráficos Ápices: En estos crossplots se grafica el cociente SHg , Pc en el eje

de las Y vs. la saturación de mercurio en el eje de las X. A partir d3 los mismo:;

se establece el rango de saturación de mercurio donde se agrupan el conjuntc)

de ápices para la mayoría de las muestras, asociado al radio de garganta dc!

poro que domina el flujo. Este procedimiento fue realizado para las muestras dc?

las Arenas "L" en el pozo MG-769. (Figura 87).

ANALISIS RESULTADOS

26 1

CAPITULO V

Figura 87: Gráfico de Ápice. Pozo MG-769 (Arenas "L")

3e la interpretación de estos gráficos, se puede decir que el rango de saturación dc?

,mercurio se encuentra entre 25 y 50%. Posteriormente, se calculo 13,s radios de

garganta de poro para cada nivel de saturación, a partir de las ecuaciories empírica:;

lcomo función de la porosidad y la permeabilidad desarrolladas por Winland y Pittman.

Los valores obtenidos se muestran en la Tabla 13.

Tabla 13: Radios de Garganta de Poro a diferentes saturaciones de Hg mediant? ecuaciones

empíricas de Winland y Pittman (MG-769)

ANALlSlS RESULTADOS

367 - ~ - CAPITULO V

Gráficos de Saturación Incremental: En estos crossplots se grafica el volumer

o incremento en la saturación de mercurio en una misma muftstra (eje Y:

respecto al radio de apertura de poro (eje X). De aquí se puede infrrir, tal comci

se hace en el gráfico de petfil de garganta poral, la petrofacies a la que

corresponde cada una de las muestras y se verifica el buen cotejo de éstas cori

las obtenidas una vez calculadas las ecuaciones empíricas. Este procedimiento

fue hecho para el pozo MG-769, en las Arenas "L". (Figura 88).

Saturación Incremental de Mercurio 1

0.01 o. 1 1 10

Radio de Garglinta Pornl (inicrones) I

Wcro

- - - -- - - - - -

Figura 88: Gráfico de Saturación lncremental Pozo MG-769.(Arenas 'L")

Gráficos Uno a Uno: Estos gráficos son los que ayudan a defiiir con mayor

exactitud el radio de garganta de poro predominante en cada uno de Ic,s

yacimientos. En estos crossplots se grafica el radio de g.3rganta porz~l

correspondiente a determinada saturación de mercurio (eje Y) probeniente de 121s

curvas de presión capilar vs. el radio de garganta proveniente de las ecuacionec

empíricas de Winland y/o Pittman (eje Y).

ANALlSlS RESULTADOS

CAPITULO V

Al graficar estos valores, a cada nivel de saturación de mercurio, se otservó que Iz

ecuacion que mejor representa la data de laboratorio, es decir aquella que

genera el mínimo error relativo promedio, es la correspondiente a uria saturaciór

de mercurio de 40% desarrollada por Pittman. A continuación se presenta e

gráfico Uno a Uno (Figura 89) con mejor ajuste para el pozo MG-759, junto a IE

ecuación correspondiente, el resto de éstos gráficos son mostrados en los

anexos.

p~ -

y = 0.629 1x R" = 0.8343 R 4 0 Pc vs R 4 0 Pittman 1

Figura 89: Gráfico uno a uno pozo MG-769. (Arenas "L")

Es importante destacar, que la interpretación de estos gráficos dc.be ser muV/

xidadosa, pues no se busca el más alto coeficiente de correlación, cinc la tendencia

más cercana a la línea de 45", es decir la mas fiel representación de la data de

Laboratorio.

5.1.6.4 Clasificación de las Muestras de Núcleo Mediante el Gráfico de Porosidad vs.

Permeabilidad, con lsolineas de Radios de Garganta Poral

Estos gráficos de Porosidad vs. Permeabilidad constituyen una retroalimc?ntación a los

primeros gráficos efectuados en el análisis (punto 5.1.6.1), debido a que eti ellos se

ANALISIS RESULTADOS

CAPITULO V

incluye la información mas depurada respecto a la escala de tamaño de g ~ g a n t a poral

(le los pozos claves, observándose luego a partir de estos la distrib~ción de la:;

muestras por Petrofacies, demostrándose así la ocurrencia de rocas M,?so, Macro y

Ivlegaporosas.(Figura 90).

Figura 90: Gráfico K vs. @,con líneas de R40 de Pittman constantes. Pozo MG-¡'69.Arenas"Lv

5.1.7 Modelo de Arcillosidad

El volumen de arcilla fue calculado usando el perfil de Rayos Gamma (SR), debido a

que este se encuentra disponible en todos los pozos del área, no así os perfiles ce

neutrón, densidad y SP, siendo la ecuación utilizada:

ANALlSlS RESULTADOS

-- ----

CAPITULO V

Donde:

GRl eido= Gamma Ray leído en la zona a evaluar.

GR,,,,, = Gamma Ray en la arena más limpia en el mismo intervalo geoló!yico

GRlutita = Gamma Ray en las arcillas

3ebido a que no se dispone de suficientes datos de las pruebas de difrac~ión de rayo!;

.Y (XRD), realizadas en los núcleos de los pozos MG-769 y MG.781, se t izo imposible

a comparación con los modelos establecidos: Lineal, Clavier, Stieber y LE rionov, tanto

Dara rocas terciarias como para rocas más viejas.

Por ello, se decide utilizar el MODELO LINEAL, que es el de mayor uso )ara este tipo

de yacimientos, de manera que:

Vcl = Ish

5.1.8 Modelo de Porosidad

Para el cálculo de la porosidad efectiva, se recomienda utilizar el Método de Gaymarcl,

el cual esta representado por la siguiente ecuación:

@e = at - VSh*Odsh (Método Gaymard)

donde:

9 = Porosidad Total, calculada a partir del registro de densidad.

Vsh = Volumen de Arcilla obtenido usando el modelo de Larionov para roces terciarias.

Este método, resulta ser el más conservador de los modelos existente;; además no

existen mediciones en el laboratorio de porosidad efectiva, que permitan la

comparación con los resultados obtenidos de los perfiles de densidad de f ~rmación.

ANALlSlS RESULTADOS

260

CAPITULO V

! 9 Modelo de Permeabilidad

Como es sabido, la permeabilidad no se puede medir y determinar directamente eri

registros de pozos, de manera que se buscó la forma de establecer ec.~aciones que

permitan calcular la permeabilidad, a partir de otro parámetro medido direc.:amente en Ici

!-oca. Debido a la escasez de dato se relaciono K Vs Phi, sin embargo no se logro mu!/

3uen cotejo, quizás por la heterogeneidad en el muestreo. Si se discrim na por tipo ;I

#calidad de roca, no mejora el coeficiente de correlación, de modo que se establece unía

~cuación general. (ver figura 91).

K Vs Phi. (Pozo Mg-769)

O 5 1 O 15 20 25 30 35

Porosidad (%)

Figura 91 : Gráfico K vs. a. Pozo MG-769.Arenas"Ln.

La ecuación general para calcular la Permeabilidad a partir de la poro: idad es la

siguiente:

K = 57,428*m2 - 2940,3*@ + 37790.

Donde:

a,: porosidad efectiva en porcentaje.

K: permeabilidad estimada en milidarcys.

ANALISIS RESULTADOS

CAPITULO V

!j. 1.10 Modelo de Saturación

13 método para calcular la saturación de agua, consiste en comparar los modelos

c:omúnmente utilizados, y así determinar el que más se ajusta a los datos proveniente:;

(Je los núcleos analizados. Para ello, se programan las ecuaciones usacias por esto:;

tnétodos para calcular la saturación de agua, y se evalúan gráficamente ~loteando lo:;

valores de Rt (eje Y) vs. Sw (eje X); luego se comparan con los va ores de Swi

provenientes de las curvas de presión capilar ylo permeabilidades relativas y determinap

así el o los modelos que más se ajusta al yacimiento estudiado.

:Si se dispone de pruebas de saturación de agua irreducible, esta se pude comparar cori

los datos de producción de los primeros pozos completados en el árc!a, donde sc?

~;alcula SW, aplicando la formula utilizada por los modelos comúnmente utilizados, ya

que en estos pozos, toda el agua es irreducible. La mejor equivalencia, apunta al

nodelo de saturación, que debe ser utilizado.

-amentablemente, no se dispone de data suficiente de presión capilar, saturación de

.agua irreducible, permeabilidades relativas y registros de pozos viejos.

Ello obliga a recomendar el uso del modelo de Simandoux para el calculo de saturacióii

cfe agua, el cual viene dado por la ecuación siguiente:

ANALISIS RESULTADOS

CAPITULO V

:5.1.11 Determinación de Unidades de Flujo

''ara la determinación de las unidades de flujo en los pozos control en el área eri

13studio se calcularon los radios de garganta poral a lo largo de las arenas ' L , utilizando

as ecuaciones previamente establecidas como función de la porosidad y la

3ermeabilidad calculadas, y especificando la presencia de las diferentes petrofácies eri

os pozos.

5.1.1 1.1 Gráfico Estratigráfico de Lorenz Modificado (SMLP)

Al realizar este gráfico, se identificaron al menos 6 unidades de flujo en el pozo MG-

769, todas ellas con condiciones que favorecen el flujo de fluidos a t r~vés de ellas,

dentro de las arenas "L". Estas unidades de flujo no están distribuida;

homogéneamente en todos los pozos del área, y su depositación está asociada con I;a

ubicación de los mismos. A continuación se presenta el gráfico para el pozo MG-76s.

(Figuras 92).

- - -- --

Grafito Estratificado de Lorenz Modificado (S1i9LP)

Capacidad de Almacenamiento (%Phi*h Acum

Figura 92: Gráfico Estratigráfico de Lorenz Modificado. Pozo MG-769. (Arl?nasVL")

ANALlSlS RESULTADOS

CAPITULO V

5.1.1 1.2 Gráfico de Lorenz Modificado (MLP)

La construcción del gráfico de Lorenz modificado (MLP) permitió jcrarquizar las

unidades de flujo presentes en el pozo MG-769, con base en sus relaciones K/$. Se

obtuvieron los siguientes resultados:

Tabla 14: Clasificación jerárquica de unidades de flujo presentes en el pozc~ MG-769.

1 Unidad 1 Tope Base 1 Espesor de Flujo

%K*h %0e*h FSU Acum 1 Acum

Lo anterior puede ser visualizado gráficamente,de acuerdo a la data recabada en el

pozo MG-769. (Figura 93)

r Grafico de Lorenz Modificado (MLP)

0,000 4- 1 - ~- 1 r - 1

1 2 3 4 5 6

Capacidad de Almacenamiento (%Phi*h Acum: ~ ~~ -- ~ - -- -- -- -

Figura 93: Gráfico de Lorenz Modificado. Pozo MG-769 (Arenas "L').

ANALlSlS RESULTADOS

2; O

CAPITULO V

5.1.1 2.3 Perfil de Flujo Estratigráfico (SFP)

Este gráfico permite verificar la calidad de las unidades de flujo previamentv

seleccionadas del gráfico estratigráfico de Lorenz modificado; observándose las

respuestas para las diferentes calidades de roca, en función de la ~lermeabilidacl,

porosidad y el espesor. Como resultado se observó que las unidades de flujo con

mayores capacidades de flujo y almacenamiento son: 6 y 4 caracterizada:; mayorment3

por rocas mega, macro y mesoporosa y que se ubican, de acuerdo a a descripció?

sedimentológica, dentro de la unidad US-2, al tope de las arenas "L", de la Formaciói

Isnotu. (Figura 94).

Perfil de Flujo Estratigafico (SFP)

Porcentaje 'ó

Figura 94: Perfil de Flujo Estratigráfico. Pozo MG-769 (Arenas "L")

ANALlSlS RESULTADOS

CAPITULO V

5.2 Resultados Sedimentológicos.

5.2.1 Calibración Núcleo - Perfil

Resulta importante efectuar una buena correlación núcleo-perfil, de manera de

extrapolar la información aportada por el núcleo, incluyendo las características

sedimentológicas y texturales, a los pozos sin núcleo, y de modo general ZI toda el área

estudiada a través de la correlación realizada con los registros eléctricos d 3 pozos.

Las correlaciones efectuadas en los pozos MG-769 y MG-781, entre lo:; registros de

rayos gamma corridos en los pozos y el core gamma realizados a los núcleos, se

efectuó de forma manual, comparando pie a pie las respuestas entre las curvas de

ambos perfiles.

Se superpuso en una mesa de luz el registro core gamma de ambos núcleos al de lo;

registros de los pozos, efectuando la correlación por tramos desde e fondo hacia

superficie y determinando el desfase (pies) existente en cada sección, restándole € 1

cfesfase obtenido en cada tramo al valor de la profundidad del registro y así de esta

forma fueron calibrados ambos registros.

En el caso del pozo MG-769 el desfase varía entre 2 y 4 pies, alcanz3ndo el valor

náximo hacia la base del núcleo No 3.( US-5).

Mientras que para el pozo MG-781, el desfase es más uniforme alrededor de los 5 pies,

.:arito para los núcleos 1 y 2.

5.2.2 Identificación y Tipo de Arenisca

ILas secciones finas realizadas en los núcleos permitieron determinar los componente:;

inás importantes en cuanto a grano, matriz y cemento como componentt?~ principales

de las areniscas.

ANALISIS RESULTADOS

2; 2

CAPITULO V

En el núcleo del pozo MG-769 el constituyente mayoritario es el cuarzo ccln porcentajes

que van desde 49 hasta 78%. El resto de los constituyentes minerales :on: restos d2

arcillas y fragmentos de roca, además de otros componentes menores.

La matriz observada es de tipo arcillosa entre 4 y 39%, mientras que en Iijs 7 muestras

analizadas, no se observó evidencias de cementación y la porosidad ~.isual alcanzlj

hasta un 26%. ( Ver tabla 15).

Tabla 15: Identificación Componentes de Areniscas. Pozo MG-769. Arer as "L"

GRANOS c n m c r ) a 5 e 2 g = i a . r ~ g a z I r r n o g a x : " , = 4 0

L o s

MATRIZ CEM iNTO a - C a k !: k o :E Ir < o w

- J p o o m

c 1

13 tipo de Areniscas presente en núcleo del pozo MG-769, corresponde a arenisca:;

Iíticas (grauvacas), aunque una muestra (49) se clasificó como conglomerrdo arcilloso.

5.2.3 Textura

13 análisis de secciones finas arrojó los siguientes resultados:

ANAL1 SlS RESULTADOS

CAPITULO V

El tamaño de grano predominante en las muestras de núcleo del poz:, MG-769 es

medio, mayormente subangular, y de pobre selección o escogimiento.

La tabla 16 muestra un sumario de las características texturales.

Tabla 16: Características texturales de las muestras del pozo MG-769. Arenas "L"

TEXTURA 1

!>.2.4 Eventos Diagenéticos

1-0s eventos diagenéticos reconocidos en el núcleo del pozo MG-769 son

principalmente: compactación por efecto del soterramiento y disolución de la matriz

:ircillosa y10 minerales inestables. (Ver tabla 17).

ANAL1 SIC RESULTADOS

374

CAPITULO V

Tabla 17: Eventos Diagenéticos. Pozo MG-769. (Arenas "L").

!>.2.5 Porosidad

1-as muestras del núcleo del pozo MG-769 muestran porosidad primari2, donde lo:;

poros están conectados, aunque localmente pueden verse afectados por

c:oncentraciones arcillosas. Los poros secundarios se formaron debido a la disolucióri

de la misma arcilla y minerales inestables. El principal tipo de porosidad observado fue,

iitergranular; menormente se reconoció intragranular, como producto de desgaste de

fragmentos Iíticos inestables. Los valores de porosidad se ubicaron entre 2-'% y 12%.

5.2.6 Descripción Mineralógica

E!ntre las aplicaciones de la microscopía electrónica de barrido y la difracc.ión de rayos

>:, se tiene la identificación y cuantificación de los minerales que se encuentran como

componentes principales en la roca; también permite el reconocimientc del tipo de

zircilla.

ANALlSlS RESULTADOS

7; 5

CAPITULO V

El cuarzo es el mineral predominante en la composición de la roca, con valores d,?

hasta 78%, aunque también hay presencia de fragmentos de roca, arcilla:, feldespato y

carbonatos en menor proporción. La Figura 95 muestra un promedio de la mineralogía

presente en el núcleo del pozo MG-769.

78%

" Cuarzo 'Arcilla " F. de Roca ' Micas Feldesp ' Calcita

Figura 95: Mineralogía Total. Pozo MG-769 (Arenas "L")

Similarmente, los análisis de difracción de rayos X permitieron identificar :i la Caolonitzi

c:omo la arcilla predominante, seguida en abundancia por Clorita + Cloritci Fe. Aunque

los porcentajes varían ligeramente con cada muestra, la figura 96 presenta un promedic~

(le la mineralogía de las arcillas presentes en el núcleo del pozo MG-769.

Caolinita Clorita Clorita Fe

Figura 96: Mineralogía de Arcillas. MG-769 (Arenas "L")

ANALlSlS RESULTADOS

CAPITULO V

5.2.7 Determinación de Electrofacies

Para identificar las electrofacies se utilizó la información de los núcleos RIG-769 y MCi-

781 y su cotejo con las formas de las curvas de Iitología de los registros eléctricos. Esta

interpretación sedimentológico-estratigráfica debe ser extrapolada al resto de los pozos

del área.

En las electrofacies se identificaron cinco (5) patrones de facies o tendencias

diferentes:

l. Grano creciente hacia la base.

II. Grano creciente hacia el tope.

III. Grano creciente hacia el tope y hacia la base.

IV. En forma cilíndrica.

V. En forma de sierra.

En las subnidades de los núcleos donde no se tomaron muestras se efectuó una

extrapolación de la forma de los registros de los pozos vecinos a estos c3n la finalidad

de determinar la facies predominante en las mismas.

En términos generales, se observa un claro predominio de las seccencias gran3

creciente hacia la base, las cuales han sido interpretadas en los núcleos :on depósitos

de canales distributarios. Estos normalmente se observan apilados con tiase erosiva:;,

de manera que se interpreta un ambiente sedimentario de canales entreliizados dentro

de un sistema predominantemente fluvial.

ANALlSlS RESULTADOS

CAPITULO VI. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES.

6.1 CONCLUSIONES

*:* Los análisis convencionales y especiales de los núcleos de los pozos permitieroii

efectuar el ajuste de parámetros petrofísicos tales como Rw, pma, a, m, m*, n, nk

que se utilizaran en la evaluación de los yacimientos presentes en la Formacióri

Isnotu, especialmente en las arenas "L".

*:* La ecuación empírica que mejor se ajustó para el cálculo de radio de garganta

poral fue: R40 de Pittman para las Arenas "L".

*:* Dentro del intervalo rocoso correspondiente a las arenas "L", se ideitificaron tres

petrofacies: Megaporosa, Macroporosa, Mesoporosa.

*:* No se logró obtener un buen match entre el radio de garganta de poro y otra:;

variables.

*:* La abundancia relativa de Petrofacies de buena calidad, es indicativo del poco

efecto de procesos diagenéticos post-depositacionales que afectaron la calidacl

de la roca, así como lo poco consolidado de estas rocas.

*:* De acuerdo a los análisis de difracción de rayos X, se observó q ~ e el mineral

predominante es el cuarzo y la arcilla predominante es la caolinita.

*:* La poca data disponible no permitió recomendar modelos de arcillosidad,

porosidad y saturación para la evaluación de las arenas "L" de a Formacióri

Isnotu.

*:* Se definió una ecuación para calcular permeabilidad a partir de la pclrosidad.

*:* Se definieron zonas con características de flujo similares en el po;ro clave MG-,

769, integrando datos petrofísicos y sedimentológicos.

*:* Se determinaron 2 zonas de flujo principales (UF 4 y 6) dentro de la zona

muestreada de las Arenas "L".

*:* El principal constituyente del esqueleto mineral de la roca es el cuarzo, cor

porcentajes que van desde 49 hasta 78%. El resto de los constituyerites

CAPITULO VI 278

*:* minerales son: clastos de arcillas y fragmentos de roca, adernás de otros

componentes menores.

*:* La matriz observada es de tipo arcillosa entre 4 y 39%, mientrzs que en la;

muestras analizadas, no se observó evidencias de cementación y la porosidad

visual alcanzó hasta un 26%.

*:* El tipo de Areniscas identificadas en el núcleo del pozo MG-769, corresponde i3

areniscas Iíticas (grauvacas), aunque una muestra (49) se clasificó como

conglomerado arcilloso.

*:* El tamaño de grano predominante en las muestras de núcleo del 3ozo MG-769

es medio, mayormente subangular, y de pobre selección o escogimiento.

*:* Los eventos diagenéticos reconocidos en el núcleo del pozo MG-769 sor1

principalmente: compactación por efecto del soterramiento y disolución de la

matriz arcillosa y10 minerales inestables.

*:* Las muestras del núcleo del pozo MG-769 muestran porosidad primaria, donde

los poros están conectados, aunque localmente pueden verse afectados por

concentraciones arcillosas. Los poros secundarios se formaron debido a la

disolución de la misma arcilla y minerales inestables. El principal tipo dct

porosidad observado fue intergranular; menormente se reconoció intragranular,

como producto de desgaste de fragmentos Iíticos inestables. Lcs valores de

porosidad se ubicaron entre 27% y 12%.

6.2 RECOMENDACIONES.

*:* Definitivamente, debe evitarse tomar núcleos discontinuos, si se desea hace-

caracterización petrofisica del yacimiento.

*:* Reevaluar los pozos completados en las Arenas "L", utilizando lo; parámetros

petrofísicos obtenidos en este estudio.

*:* Extrapolar la información de las unidades de flujo determinadas, a todos lo:;

pozos del yacimiento, y cañonear selectivamente las arenas de niejor calidad,

como método alternativo para optimizar la completación, en pozos fimturos.

CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

CAPITULO VI 27 9

*:* Probar la ecuación empírica determinada para calcular el radio de parganta porz I

y el modelo de permeabilidad en todo el yacimiento.

*:* Una vez extrapolados los modelos, la información obtenida puetle ser usada

para inicializar los modelos de simulación respectivos

6.3 BIBLIOGRAFIA.

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caracterizacion petrofisica

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