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UNIVERSIDAD UTE
FACULTAD CIENCIAS DE LA INGENIERÍA E INDUSTRIAS
CARRERA DE INGENIERÍA DE PETRÓLEOS
TESIS PREVIA LA OBTENCIÓN DEL TÍTULO DE INGENIERO DE
PETRÓLEOS
TEMA
ANÁLISIS DEL TIPO DE ROCAS (PETROFACIES) EN EL CAMPO X,
MEDIANTE LA RELACIÓN K-PHI, PARA OPTIMIZAR EL INTERVALO DE
DISPAROS
AUTOR
BOLAÑOS FIGUEROA CARLOS MAURICIO
DIRECTOR DE TESIS
ING. VÍCTOR PINTO
Quito, septiembre 2018
UNIVERSIDAD UTE
FACULTAD CIENCIAS DE LA INGENIERÍA E INDUSTRIAS
CARRERA DE INGENIERÍA DE PETRÓLEOS
TESIS PREVIA LA OBTENCIÓN DEL TÍTULO DE INGENIERO DE
PETRÓLEOS
TEMA
ANÁLISIS DEL TIPO DE ROCAS (PETROFACIES) EN EL CAMPO X,
MEDIANTE LA RELACIÓN K-PHI, PARA OPTIMIZAR EL INTERVALO DE
DISPAROS
AUTOR
BOLAÑOS FIGUEROA CARLOS MAURICIO
DIRECTOR DE TESIS
ING. VÍCTOR PINTO
Quito, septiembre 2018
FORMULARIO DE REGISTRO BIBLIOGRÁFICO
PROYECTO DE TITULACIÓN
DATOS DE CONTACTO
CÉDULA DE IDENTIDAD: 0401568571
APELLIDO Y NOMBRES: Bolaños Figueroa Carlos Mauricio
DIRECCIÓN: Asunción Oe5-39 y México
EMAIL: [email protected]
TELÉFONO FIJO: (02) 222 6989
TELÉFONO MOVIL: 0969918640
DATOS DE LA OBRA
TITULO: Análisis del tipo de rocas (petrofacies) en el campo X, mediante la relación K-PHI, para optimizar el intervalo de disparos.
AUTOR O AUTORES: Bolaños Figueroa Carlos Mauricio
FECHA DE ENTREGA DEL PROYECTO DE TITULACIÓN:
Septiembre 2018
DIRECTOR DEL PROYECTO DE TITULACIÓN:
Ing. Víctor Pinto
PROGRAMA PREGRADO POSGRADO
TITULO POR EL QUE OPTA: Ingeniero de Petróleos
RESUMEN:
El objetivo del trabajo de titulación fue analizar los tipos de rocas (petrofacies) en el campo X, para optimizar el intervalo de disparos, mediante una metodología integrada que incluye la evaluación petrofísica y el análisis de la relación K-PHI. El desarrollo del proyecto comenzó con la evaluación petrofísica de las arenas a través de registros eléctricos del Triple Combo (Rayos Gamma, Porosidad-Densidad y Resistividad) cargados en el programa Interactive Petrophysics, subsecuentemente se determinó los valores de las propiedades de las rocas como volumen de arcilla, porosidad, saturación de agua y permeabilidad, y finalmente bajo ciertos criterios de evaluación (cutoffs), se identificó los intervalos de las arenas que corresponden a una zona de pago. A continuación en el análisis de petrofacies, se determinó el radio de garganta de poro y el gráfico de relación K-PHI mediante la
X
ecuación empírica de Winland, y a través de la clasificación de petrofacies se determinó el tipo de roca presente en el campo X. Posteriormente, se incorporó las petrofacies al registro eléctrico del pozo XB-002, y se generó un registro discreto de tipos de roca, en el cual se distinguió los intervalos con mayor grado de petrofacie y mejor eficiencia de flujo. Por último, se contrastó la zona de pago y el intervalo de mejor petrofacie, y se refinó el intervalo productor de las arenas. Según la evaluación petrofísica y el análisis de petrofacies, se determinó que la arena Hollín Inferior es una arenisca limpia con suficiente porosidad (0.152 a 0.192) y permeabilidad (957.201 mD) para permitir el movimiento de los fluidos a través de sus poros, y además exhibe las petrofacies de mejor eficiencia de flujo (megaporoso). Por lo tanto, el intervalo óptimo para realizar los disparos en la arena Hollín Inferior del pozo XB-002 del campo X se ubica a una profundidad de 9972.5 a 10020 pies.
PALABRAS CLAVES: Petrofacies, radio de garganta de poro, registros eléctricos, eficiencia de flujo, megaporoso.
ABSTRACT:
The objective of the degree work was to analyze the types of rocks (petrofacies) in the X field, to optimize the range of shots, by means of an integrated methodology that includes the petrophysical evaluation and the analysis of the K-PHI relationship. The development of the project began with the petrophysical evaluation of the sands through electrical records of the Triple Combo (Gamma Rays, Porosity-Density and Resistivity) loaded in the Interactive Petrophysics program, subsequently the values of the properties of the rocks were determined as volume of clay, porosity, water saturation and permeability, and finally under certain evaluation criteria (cutoffs), the intervals of the sands that correspond to a payment area were identified. Next, in the analysis of petrofacies, the pore throat radius and the K-PHI relationship graph were determined by the empirical Winland equation, and through the classification of petrofacies the type of rock present in the X field was determined. Subsequently, the petrofacies were incorporated into the electric record of well XB-002, and a discrete record of rock types was generated, in which the intervals with the highest degree of petrofacie and better flow efficiency were distinguished. Finally, the payment zone and the best petrofacie interval were contrasted, and the sands producing interval was refined. According to the petrophysical evaluation and the analysis of petrofacies, it was determined that the
Hollín Inferior sand is a clean sandstone with sufficient porosity (0.152 to 0.192) and permeability (957.201 mD) to allow the movement of the fluids through its pores, and also exhibits the petrofacies of better flow efficiency (megaporous). Therefore, the optimal interval for firing in the bottom soot sand of the XB-002 well in field X is located at a depth of 9972.5 to 10020 feet.
KEYWORDS
Petrofacies, pore throat radius, electrical records, flow efficiency, megaporous.
Se autoriza la publicación de este Proyecto de Titulación en el Repositorio
Digital de la Institución.
f:______________________________________
BOLAÑOS FIGUEROA CARLOS MAURICIO
C.I. 040156857-1
DECLARACIÓN Y AUTORIZACIÓN
Yo, BOLAÑOS FIGUEROA CARLOS MAURICIO, CI 0401568571 autor del proyecto
titulado: “Análisis del tipo de rocas (petrofacies) en el campo X, mediante la relación
K-PHI, para optimizar el intervalo de disparos” previo a la obtención del título de
INGENIERO DE PETRÓLEOS en la Universidad UTE.
1. Declaro tener pleno conocimiento de la obligación que tienen las Instituciones de
Educación Superior, de conformidad con el Artículo 144 de la Ley Orgánica de
Educación Superior, de entregar a la SENESCYT en formato digital una copia del
referido trabajo de graduación para que sea integrado al Sistema Nacional de
información de la Educación Superior del Ecuador para su difusión pública
respetando los derechos de autor.
2. Autorizo a la BIBLIOTECA de la Universidad UTE a tener una copia del referido
trabajo de graduación con el propósito de generar un Repositorio que democratice
la información, respetando las políticas de propiedad intelectual vigentes.
Quito, septiembre de 2018.
f:__________________________________________
BOLAÑOS FIGUEROA CARLOS MAURICIO
C.I.: 0401568571
CERTIFICACIÓN DEL TUTOR
En mi calidad de tutor de tesis de grado certifico que el presente trabajo
que lleva por título “Análisis del tipo de rocas (petrofacies) en el
campo X, mediante la relación K-PHI, para optimizar el intervalo de
disparos”, para aspirar al título de Ingeniero de Petróleos fue
desarrollado por BOLAÑOS FIGUEROA CARLOS MAURICIO, bajo mi
dirección y supervisión, en la Facultad de Ciencias de la Ingeniería e
Industrias; y que dicho trabajo cumple con las condiciones requeridas
para ser sometidos a la presentación pública y evaluación por parte del
Jurado examinador que se designe.
ING. VÍCTOR PINTO
DECLARACION JURAMENTADA DEL AUTOR
Yo, BOLAÑOS FIGUEROA CARLOS MAURICIO, portador(a) de la cédula
de identidad Nº 0401568571, declaro que el trabajo aquí descrito es de
mi autoría, que no ha sido previamente presentado para ningún grado o
calificación profesional; y, que he consultado las referencias
bibliográficas que se incluyen en ese documento.
La Universidad UTE puede hacer uso de los derechos correspondientes
a este trabajo, según lo establecido por la Ley de Propiedad Intelectual,
por su Reglamento y por la normativa institucional vigente.
f:__________________________________________
BOLAÑOS FIGUEROA CARLOS MAURICIO
C.I.: 0401568571
DEDICATORIA
A Dios, por haberme dado la fuerza y las ganas de seguir luchando día a
día, para cumplir mis metas. Que a pesar de sentir el vacío de una compañía
física, estaba tranquilo porque a mi lado estaba él.
A mis padres, Carlos y Graciela, por brindarme su apoyo incondicional
durante toda mi vida, por los consejos, enseñanzas, valores, buenos hábitos
que contribuyeron a formarme como una persona de bien.
A mi tía y abuelitas, Susana, Judith e Hilda, quienes me brindaron de su
amor y cariño. A pesar de su ausencia física, siempre las recordaré y tendré
presente en mente y corazón.
A mis hermanas, primos, tíos y abuelitos, por regalarme bellos recuerdos,
alegrías y en especial por ofrecerme la calidez de una familia.
A mis amigos, por la amistad y compañerismo. Por darme el apoyo
emocional durante estos años de estudio.
AGRADECIMIENTOS
Le agradezco a Dios y a la Virgen María por haberme dado la vida, la salud
y una familia maravillosa. Gracias por todos esos momentos alegres, tristes
y duros, porque han permitido formar mi personalidad y carácter.
Gracias a mis padres por todo el esfuerzo que han realizado por darme la
mejor herencia, los valores morales y la educación.
Le agradezco a mis profesores y en especial a mi tutor de tesis, Ing. Víctor
Pinto, por compartir sus conocimientos y orientación, indispensable para el
desarrollo del presenta trabajo de titulación. Gracias ingeniero, no solo por
los conocimientos en clase, sino también por sus consejos personales.
i
ÍNDICE DE CONTENIDOS
PÁGINA
RESUMEN 1
ABSTRACT 2
1. INTRODUCCIÓN 3
1.1 OBJETIVOS 7
1.1.1 OBJETIVO GENERAL 7
1.1.2 OBJETIVOS ESPECÍFICOS 7
2. METODOLOGÍA 8
2.1 EVALUACIÓN PETROFÍSICA DE LOS POZOS A TRAVÉS
DEL PROGRAMA IP. 8
2.1.1 VOLUMEN DE ARCILLA 8
2.1.2 GRADIENTE GEOTÉRMICO 9
2.1.3 CÁLCULO DE LA POROSIDAD 10
2.1.4 CÁLCULO DE LA SATURACIÓN DE AGUA 11
2.1.5 CÁLCULO DE LA PERMEABILIDAD “Perm” Y “K” 12
2.1.6 DETERMINACIÓN DE LAS ZONAS RESERVORIO Y
ZONAS DE PAGO 14
2.2 ESTIMACIÓN DE LAS PETROFACIES 14
2.2.1 DESARROLLO DEL GRÁFICO K-PHI UTILIZANDO EL
MÉTODO WINLAND 14
2.3 REGISTRO DISCRETO DE TIPOS DE ROCA EN LOS POZOS
DEL CAMPO X 16
3. RESULTADOS Y DISCUSIÓN 17
3.1 EVALUACIÓN PETROFÍSICA DE LOS POZOS A TRAVÉS
DEL PROGRAMA IP. 17
3.1.1 VOLUMEN DE ARCILLA 17
3.1.2 GRADIENTE GEOTÉRMICO 30
3.1.3 POROSIDAD 30
3.1.4 RESISTIVIDAD Y SATURACIÓN DE AGUA 43
3.1.5 PERMEABILIDAD 56
3.1.6 ZONA RESERVORIO Y ZONA DE PAGO 58
3.2 ESTIMACIÓN DE LAS PETROFACIES 60
3.2.1 T INFERIOR 60
3.2.2 HOLLÍN SUPERIOR 61
3.2.3 HOLLÍN INFERIOR 62
3.3 REGISTRO DISCRETO DE TIPOS DE ROCA EN EL POZO
XB-002 63
ii
3.3.1 T INFERIOR 63
3.3.2 HOLLÍN SUPERIOR 64
3.3.3 HOLLÍN INFERIOR 65
4. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES 67
4.1 CONCLUSIONES 67
4.2 RECOMENDACIONES 68
5. BIBLIOGRAFÍA 69
6. ANEXOS 72
iii
ÍNDICE DE TABLAS
PÁGINA
Tabla 1. Criterios para arena limpia y arena arcillosa 9
Tabla 2. Criterios para la evaluación de la porosidad de los
yacimientos más comunes 11
Tabla 3. Criterios para la evaluación de la permeabilidad de los
yacimientos más comunes 13
Tabla 4. Cutoffs para zona reservorio y zona de pago. 14
Tabla 5. Clasificación de los tipos de roca según el radio de garganta
de poros. 16
Tabla 6. Tope y base de las arenas del pozo XA-001 17
Tabla 7. Valores de volumen de arcilla de las arenas del pozo XA-001 22
Tabla 8. Tope y base de las arenas del pozo XB-002 23
Tabla 9. Valores de volumen de arcilla de las arenas del pozo XB-002 29
Tabla 10. Gradiente geotérmico de los pozos XA-001 y XB-002. 30
Tabla 11. Porosidad de las arenas del pozo XA-001. 36
Tabla 12. Porosidad de las arenas del pozo XB-002. 43
Tabla 13. Saturación de agua de las arenas del pozo XA-001. 49
Tabla 14.Saturación de agua de las arenas del pozo XB-002. 55
Tabla 15. Zonas reservorio de las arenas del pozo XA-001. 58
Tabla 16. Zonas de pago de las arenas del pozo XA-001. 58
Tabla 17. Zonas reservorio de las arenas del pozo XB-002. 59
Tabla 18. Zonas de pago de las arenas del pozo XB-002. 59
iv
ÍNDICE DE FIGURAS
PÁGINA
Figura 1. Registro discreto de los tipos de roca en el pozo OSOB-32. 5
Figura 2. Plantilla del gráfico K-PHI. 15
Figura 3. Volumen de arcilla con VCLN de Basal Tena, pozo XA-001. 18
Figura 4. Histograma de volumen de arcilla de Basal Tena, pozo XA-
001. 18
Figura 5. Volumen de arcilla con VCLN de la Formación U, pozo XA-
001. 19
Figura 6. Histograma de volumen de arcilla de la Formación U, pozo
XA-001. 19
Figura 7. Volumen de arcilla con VCLN de la Formación T, pozo XA-
001. 20
Figura 8. Histograma de volumen de arcilla de la Formación T, pozo
XA-001. 20
Figura 9. Volumen de arcilla con VCLN de Hollín Superior, pozo XA-
001. 21
Figura 10. Histograma de volumen de arcilla de Hollín Superior, pozo
XA-001. 21
Figura 11. Volumen de arcilla con VCLN de Hollín Inferior, pozo XA-
001. 22
Figura 12. Histograma del volumen de arcilla de Hollín Inferior, XA-001. 22
Figura 13. Volumen de arcilla con VCLGR de Basal Tena, pozo XB-
002. 24
Figura 14. Histograma del volumen de arcilla de Basal Tena, pozo XB-
002. 24
Figura 15. Volumen de arcilla con VCLGR de U Superior, pozo XB-002 25
Figura 16. Histograma de volumen de arcilla de U Superior, XB-002 25
Figura 17. Volumen de arcilla con VCLGR de U inferior, pozo XB-002 25
Figura 18. Histograma de volumen de arcilla de U Inferior, pozo XB-
002. 26
Figura 19. Volumen de arcilla con VCLGR de T Superior, pozo XB-002 26
Figura 20. Histograma de volumen de arcilla de T Superior, pozo XB-
002. 26
Figura 21. Volumen de arcilla con VCLGR de T Inferior, pozo XB-002 27
Figura 22. Histograma de volumen de arcilla de T Inferior, pozo XB-
002. 27
Figura 23. Volumen de arcilla con VCLGR de Hollín Superior, pozo XB-
002 28
v
PÁGINA
Figura 24. Histograma de volumen de arcilla de Hollín Inferior, pozo
XB-002. 28
Figura 25. Volumen de arcilla con VCLGR de Hollín Inferior, pozo XB-
002 29
Figura 26. Histograma de volumen de arcilla de Hollín Inferior, XB-
002. 29
Figura 27. Gráfico de porosidad PHIE de Basal Tena, pozo XA-001. 31
Figura 28. Histograma de porosidad efectiva de Basal Tena, XA-001. 32
Figura 29. Gráfico de porosidad PHIE de la arena U, pozo XA-001. 32
Figura 30. Histograma de porosidad efectiva de la arena U, pozo XA-
001. 33
Figura 31. Gráfico de porosidad PHIE de la arena T, pozo XA-001. 33
Figura 32. Histograma de porosidad efectiva de la arena T, XA-001. 34
Figura 33. Gráfico de porosidad PHIE de Hollín Superior, pozo XA-
001. 34
Figura 34. Histograma de porosidad efectiva de Hollín Superior, pozo
XA-001. 35
Figura 35. Gráfico de porosidad PHIE de Hollín Inferior, pozo XA-001. 35
Figura 36. Histograma de la porosidad efectiva de Hollín Inferior, pozo
XA-001. 36
Figura 37. Gráfico de porosidad PHIE de la arena Basal Tena, pozo
XB-002. 37
Figura 38. Histograma de porosidad efectiva de Basal Tena, pozo XB-
002. 37
Figura 39. Gráfico de porosidad PHIE de la arena U Superior, pozo
XB-002. 38
Figura 40. Histograma de porosidad efectiva de U Superior, pozo XB-
002. 38
Figura 41. Gráfico de porosidad PHIE de la arena U Inferior, pozo XB-
002. 38
Figura 42. Histograma de porosidad efectiva de U Inferior, pozo XB-
002. 39
Figura 43. Gráfico de porosidad PHIE de la arena T Superior, pozo
XB-002. 39
Figura 44. Histograma de porosidad efectiva de T Superior, pozo XB-
002. 39
Figura 45. Gráfico de porosidad PHIE de la arena T Inferior, pozo XB-
002. 40
Figura 46. Histograma de porosidad efectiva de T Inferior, pozo XB-
002. 40
Figura 47. Gráfico de porosidad PHIE de la arena Hollín Superior,
pozo XB-002. 41
vi
PÁGINA
Figura 48. Histograma porosidad efectiva de Hollín Superior, pozo
XB-002. 41
Figura 49. Gráfico de porosidad PHIE de la arena Hollín Inferior, pozo
XB-002. 42
Figura 50. Histograma de porosidad efectiva de Hollín Inferior, pozo
XB-002. 42
Figura 51. Registro de resistividad y saturación de agua de Basal
Tena, pozo XA-001. 44
Figura 52. Histograma de SW de Basal Tena, XA-001. 44
Figura 53. Registro de resistividad y saturación de agua de arena U,
pozo XA-001. 45
Figura 54. Histograma de SW de la arena U, pozo XA-001. 45
Figura 55. Registro de resistividad y saturación de la arena T, pozo
XA-001. 46
Figura 56. Histograma de SW de la arena T, pozo XA-001. 46
Figura 57. Registro de resistividad y saturación de Hollín Superior,
pozo XA-001. 47
Figura 58. Histograma de SW de Hollín Superior, pozo XA-001. 47
Figura 59. Registro de resistividad y saturación de agua de Hollín
Superior, pozo XA-001. 48
Figura 60. Histograma de SW de Hollín Superior, pozo XA-001. 48
Figura 61. Registro de resistividad y saturación de agua de Basal
Tena, pozo XB-002. 49
Figura 62. Histograma de SW de Basal Tena, pozo XB-002. 50
Figura 63. Registro de resistividad y saturación de agua de U
superior, pozo XB-002. 50
Figura 64. Histograma de SW de U superior, pozo XB-002. 50
Figura 65. Registro de resistividad y saturación de agua de U Inferior,
pozo XB-002. 51
Figura 66. Histograma de SW de U Inferior, XB-002. 51
Figura 67. Registro de resistividad y saturación de agua de T
Superior, pozo XB-002. 52
Figura 68. Histograma de SW de T Superior, XB-002. 52
Figura 69. Registro de resistividad y saturación de agua de T Inferior,
pozo XB-002. 52
Figura 70. Histograma de SW de T Inferior, pozo XB-002. 53
Figura 71. Registro de resistividad y saturación de agua de Hollín
Superior, pozo XB-002. 53
Figura 72. Histograma de SW de Hollín Superior, pozo XB-002. 54
Figura 73. Registro de resistividad y saturación de agua de Hollín
Inferior, pozo XB-002. 54
vii
PÁGINA
Figura 74. Histograma de SW de la arena Hollín Inferior, pozo XB-
002. 55
Figura 75. Permeabilidad de T Inferior, pozo XB-002. 56
Figura 76. Permeabilidad de Hollín Superior, pozo XB-002. 57
Figura 77. Permeabilidad de Hollín Inferior, pozo XB-002. 57
Figura 78. Gráfico K-PHI de T Inferior, pozo XB-002. 60
Figura 79. Distribución porcentual de las petrofacies de T Inferior, XB-
002. 61
Figura 80. Gráfico K-PHI de Hollín Superior. 61
Figura 81. Distribución porcentual de las petrofacies de Hollín
Superior, pozo XB-002. 62
Figura 82. Gráfico K-PHI de Hollín Inferior, pozo XB-002. 62
Figura 83. Distribución de las petrofacies de Hollín Inferior, pozo XB-
002. 63
Figura 84. Registro discreto de tipos de roca de T Inferior, pozo XB-
002. 64
Figura 85. Registro discreto de tipos de roca de Hollín Superior, pozo
XB-002. 65
Figura 86. Registro discreto de tipos de roca de Hollín Inferior, pozo
XB-002. 65
viii
ÍNDICE DE ANEXOS
PÁGINA
ANEXO 1. Información proporcionada por el Banco de Información
Petrolera del campo X 72
ANEXO 2. Selección de los archivos las en el programa IP 74
ANEXO 3. Procedimiento empleado para la creación del gráfico de
Volumen de Arcilla (VCL) 75
ANEXO 4. Pasos para la obtención del gradiente geotérmico a través
del programa IP 76
ANEXO 5. Guía para el desarrollo de la gráfica de Porosidad y
Saturación de Sgua en el IP 77
ANEXO 6. Pasos realizados para la corrección de litologías en el
gráfico de Porosidad y Saturación de Agua 78
ANEXO 7. Procedimiento para obtención de la saturación de agua en
el programa IP 80
ANEXO 8. Resistividad del agua calculada, pozo XA-001 81
ANEXO 9. Resistividad del agua calculada, pozo XB-002 82
ANEXO 10. Guía para importar la permeabilidad k de los núcleos al
registro del pozo XB-002 83
ANEXO 11. Guía empleada para la elaboración de la curva
permeabilidad “Perm” por registros eléctricos del pozo
XB-002 85
ANEXO 12. Constantes de Timur modificadas para las arenas T
Inferior, Hollín Superior y Hollín Inferior del pozo XB-002 86
ANEXO 13. Procedimiento realizado en el IP para la determinación de
las zonas reservorio y zonas de pago. 87
ANEXO 14. Tabla de valores utilizada para la elaboración de la
plantilla del gráfico K-PHI 89
ANEXO 15. Datos de porosidad y permeabilidad de las muestras del
pozo XB-002 96
ANEXO 16. Clasificación de las muestras de rocas del pozo XB-002
según su radio de garganta de poro 100
ANEXO 17. Procedimiento para la integración de las petrofacies al
programa IP 104
1
RESUMEN
El objetivo del trabajo de titulación fue analizar los tipos de rocas en el
campo X, para optimizar el intervalo de disparos, mediante una metodología
integrada que incluye la evaluación petrofísica y el análisis de petrofacies. El
desarrollo del proyecto comenzó con la evaluación petrofísica de las arenas
a través de registros eléctricos del Triple Combo (Rayos Gamma, Porosidad-
Densidad y Resistividad), posteriormente se determinó los valores de
propiedades tales como: volumen de arcilla, porosidad, saturación de agua y
permeabilidad, y finalmente bajo ciertos criterios de evaluación (cutoffs), se
identificó los intervalos de las arenas que corresponden a una zona de pago.
A continuación en el análisis de petrofacies, se determinó el radio de
garganta de poro en base al gráfico de relación K-PHI mediante la ecuación
empírica de Winland, y a través de la clasificación de petrofacies se
determinó el tipo de roca presente en el campo X. Luego, se incorporó las
petrofacies al registro eléctrico del pozo XB-002, y se generó un registro
discreto de tipos de roca, en el cual se distinguió los intervalos con mejor
eficiencia de flujo. Por último, se contrastó la zona de pago y el intervalo de
mejor tipo de roca, y se refinó el intervalo óptimo para producción de las
arenas. Según la evaluación petrofísica y el análisis de petrofacies, se
determinó que la arena Hollín Inferior es una arenisca limpia con suficiente
porosidad (0.152 a 0.192) y permeabilidad (957.201 mD) para permitir el
movimiento de los fluidos a través de sus poros, y además exhibe las
petrofacies de mejor eficiencia de flujo (megaporoso). Por lo tanto, el
intervalo óptimo para realizar los disparos en la arena Hollín Inferior del pozo
XB-002 del campo X se ubica a una profundidad de 9972.5 a 10020 pies.
Palabras clave: Petrofacies, radio de garganta de poro, registros eléctricos,
eficiencia de flujo, megaporoso.
2
ABSTRACT
The objective of the degree work was to analyze the types of rocks
(petrofacies) in the X field, to optimize the range of shots, by means of an
integrated methodology that includes the petrophysical evaluation and the
analysis of the K-PHI relationship. The development of the project began with
the petrophysical evaluation of the sands through electrical records of the
Triple Combo (Gamma Rays, Porosity-Density and Resistivity), subsequently
the values of properties as: volume of clay, porosity, water saturation and
permeability were determined, and finally the intervals of the sands that
correspond to a payment area were identified under certain evaluation
criteria (cutoffs). Next in the analysis of petrofacies, the pore throat radius
was determined through the K-PHI relationship graph by the empirical
Winland equation, and the type of rock present in the X field was determined
through the classification of petrofacies. Then, the petrofacies were
incorporated into the electric record of well XB-002, and a discrete record of
rock types was generated, in which the intervals with the best flow efficiency
were distinguished. Finally, the payment zone and the best type of rock
interval were contrasted, and the sand producing interval was refined.
According to the petrophysical evaluation and the analysis of petrofacies, it
was determined that the Hollín Inferior sand is a clean sandstone with
sufficient porosity (0.152 to 0.192) and permeability (957.201 mD) to allow
the movement of the fluids through its pores, and also exhibits the
petrofacies of better flow efficiency (megaporous). Therefore, the optimal
interval for firing in the Hollín Inferior sand of the XB-002 well in field X is
located at a depth of 9972.5 to 10020 feet.
Keywords: Petrofacies, pore throat radius, electrical records, flow efficiency,
megaporous.
1. INTRODUCCIÓN
3
1. INTRODUCCIÓN
El petróleo es un recurso no renovable e importante visto desde varios
puntos, en los que se puede mencionar: económico, industrial y energético.
La comercialización de este recurso permite a los países conseguir
importantes ingresos económicos, tal es el caso del Ecuador. El petróleo
como combustible fósil es la principal fuente de energía en el mundo, y por
ello la mayoría de las industrias requieren de su consumo (Bembibre, 2011).
Lo antes expuesto provoca el agotamiento de las reservas petroleras.
Dada la importancia del petróleo en la sociedad, se debe fomentar la
investigación e innovación para identificar y potencializar las reservas de
hidrocarburos. La caracterización de yacimientos constituye en uno de los
primeros pasos para el desarrollo de campos petroleros y para la explotación
de sus yacimientos. El diseño de un plan de exploración y producción de
hidrocarburo requiere de una caracterización, lo más exhaustiva posible, a
fin de construir un modelo de yacimiento con el suficiente detalle
sedimentológico, petrofísico y estructural, que permita disminuir el riesgo
asociado y generar un nivel óptimo de producción (García M. , 2014).
La caracterización de yacimientos consiste en analizar las propiedades de
las rocas relacionadas con la capacidad de almacenamiento y producción de
petróleo. La caracterización es un proceso de amplia base científica,
integrado por diferentes herramientas, técnicas convencionales y modernas,
como son: la evaluación petrofísica de registros eléctricos y el análisis de
núcleos (Schlumberger, 2017).
La evaluación petrofísica se fundamenta en determinar las propiedades de
las rocas: porosidad, permeabilidad, saturación de agua y volumen de arcilla,
y a través de criterios de evaluación se determinan los intervalos que
presentan las mejores condiciones para la explotación y producción de
hidrocarburo hacia superficie. Una herramienta básica para la evaluación
petrofísica es la interpretación de registros eléctricos de los pozos de interés
a través de software especializados (Contreras, 2009).
El análisis de núcleos efectuados en laboratorios constituye un medio para el
desarrollo de técnicas para la evaluación petrofísica tanto cualitativas como
cuantitativas de porosidad y permeabilidad. Estos análisis consisten en
extraer una muestra de roca de una zona de interés del subsuelo, prepararla
y realizar el análisis correspondiente en laboratorio. Las propiedades
obtenidas del análisis de núcleos son más confiables, debido a que son
mediciones directas de las propiedades de la roca (Martell, 2008). A través
del análisis de núcleos se derivan una variedad de estudios, uno de ellos es
el análisis de petrofacies o tipos de rocas.
4
Las petrofacies son aquellos intervalos de roca que poseen características
similares de flujo. Las petrofacies son identificadas a través de las
propiedades de porosidad-permeabilidad (K/PHI), radio de garganta de poro,
saturación de agua irreductible y la respuesta de los perfiles. El radio de
garganta de poro es el principal parámetro de clasificación de las
petrofacies, representa un control dominante sobre la permeabilidad y las
características de flujo de los yacimientos. Los cuerpos de arena que poseen
un radio de garganta de poro de mayor proporción, exhiben mayor facilidad
para el movimiento de los fluidos en el medio poroso. Al intervenir en
aquellas zonas de las arenas que muestran mejor eficiencia de flujo, se
obtendrá por consiguiente una mayor contribución y aporte de fluidos del
yacimiento hacia el pozo productor. (Porras, 1998).
El análisis de petrofacies muestra una serie de aplicaciones y beneficios en
la explotación y producción de hidrocarburo, tal como se refleja en los
trabajos realizados en el campo Oso en Ecuador, la Faja Petrolífera del
Orinoco, los campos Santa Bárbara, Pirital, Carito, Sintu-Ocre y Santa Rosa
en Venezuela, y el campo Burujen en Irán.
En el Ecuador la compañía Schlumberger realizó el estudio de petrofacies
para la “Caracterización Geológica y Modelamiento 3D del Yacimiento Hollín
en el Campo Oso”. Los trabajos realizados por la compañía fueron: revisión
de la correlación estratigráfica, generación del modelo estructural 3D y del
modelamiento de las propiedades petrofísicas integrando los resultados del
modelo sedimentológico. Las aplicaciones de Schlumberger en el estudio de
petrofacies evidenciaron una optimización en las respuestas de los
programas de simulación. En dicha investigación se debe destacar el
registro discreto de tipos de rocas que elaboraron en base al estudio de
petrofacies (Schlumberger, 2015), como se observa en la siguiente imagen:
5
Figura 1. Registro discreto de los tipos de roca en el pozo OSOB-32.
(Schlumberger, 2015)
A través del registro discreto de tipos de rocas se logra identificar aquellos
intervalos que poseen las mejores condiciones petrofísicas (porosidad y
permeabilidad). El gráfico separa en intervalos de profundidad de acuerdo a
los tipos de roca definidos por los valores de corte. En la figura 1 se
reconocen tres tipos de roca, TR1 (amarillo) y TR2 (naranja) son yacimiento
y TR3 (negro) son no yacimiento (Schlumberger, 2015).
En el campo Santa Rosa en Venezuela se determinó las propiedades
petrofísicas y petrofacies aplicando tecnología de Resonancia Magnética
Nuclear (RMN) a muestra de rocas de formaciones gasíferas. Los resultados
generados contribuyeron a una mejor evaluación petrofísica de los
yacimientos, permitiendo optimizar la producción y minimizar los factores de
riesgo existentes a la hora de seleccionar los intervalos prospectivos para
proyección de fracturamiento, inyección de fluidos y producción de
hidrocarburo (Ávila, 2002).
En los campos de Santa Bárbara y Pirital se realizaron tres diferentes
metodologías (Análisis de Unidades de Flujo, Petrofacies y Litofacies), para
la caracterización de los reservorios. En el análisis de petrofacies se
determinó el radio de garganta de poro a través de la metodología de
Winland. El estudio K-PHI ayudó a entender el comportamiento de los fluidos
en el reservorio y estimar la producción de hidrocarburo en el área de
estudio. Además, se contrastó los resultados obtenidos de los tres trabajos,
en donde se concluyó que el análisis de petrofacies es el mejor indicador de
la calidad de reservorio, debido a que posee una estrecha relación entre
6
porosidad, permeabilidad y radio de garganta de poro (Porras, J., Barbato,
R. y Salazar, D., 2002).
En el campo Carito Norte se determinó el tipo de roca a través del radio de
garganta de poro y el volumen de agua irreductible, y su relación con las
litofacies. En esta investigación, a cada de tipo de petrofacie se le asignó
subcategorías de acuerdo al volumen de agua irreducible, con ello se pudo
determinar unidades de flujo, y evidenciar la dependencia que existe entre la
saturación de agua irreductible y la configuración geométrica de los poros.
Cuando una roca tiene menor tamaño de garganta poral, su saturación de
agua irreductible se incrementa considerablemente, con lo cual ya no
representa potencial para producción de hidrocarburo. Adicionalmente, la
comparación entre las Litofacies y Petrofacies indica que una unidad
litológica puede tener diferentes petrofacies, los cuales son indicativos de la
calidad de roca (Porras, 1998).
En la Faja Petrolífera del Orinoco a través del estudio de petrofacies, se
desarrolló y aplicó una metodología de caracterización y propagación de
facies en un campo petrolero ubicado en la zona central. De esta forma, se
aplicó el análisis petrofísico, basado en un estudio integrado de información
de núcleos y registros de un conjunto de pozos seleccionados. Así mismo,
se llevó a cabo el reconocimiento de las características litológicas a partir de
la descripción de los núcleos, con la finalidad de mejorar la caracterización
geológica de los yacimientos, y por tanto elaborar un plan de desarrollo
óptimo del campo (García M. , 2014).
En los campos Sintu-Ocre, área norte de Monagas, se calculó el tamaño de
la garganta de poro en las arenas Naricual, con la finalidad de determinar el
tamaño óptimo para las partículas densificantes para un pozo en especial. El
daño causado por el lodo durante la perforación de un pozo, es un factor
importante a considerar, debido a que éste puede originar el taponamiento e
invasión de partículas en las paredes del pozo, además de provocar la
reducción de la porosidad y permeabilidad y por ende de la productividad. El
radio de garganta de poro fue calculado a partir de la ecuación de Winland,
debido a que fue la mejor que se ajustó a los datos de prueba de presión
capilar por inyección de mercurio. La aplicación de petrofacies en este caso
permite reducir el daño causado por los lodos durante la perforación de un
pozo (Oliver, 2016).
En el campo Burujen de Irán se realizó un análisis de petrofacies y del
ambiente depositacional de una arena en particular. En dicho estudio se
pudo determinar el ambiente de depositación de formaciones con litologías y
estructuras complejas, como son las dolomitas (Seyrafin, 1997).
Los campos petroleros del Ecuador poseen deficiencia en la caracterización
de yacimientos, pocos cuentan con análisis de petrofacies, lo que se traduce
7
en un bajo aprovechamiento de las reservas de la Cuenca Oriente. Los
estudios realizados en la mayoría de los pozos ecuatorianos comprende, a lo
mucho, la realización de una evaluación petrofísica por registros eléctricos.
Es por todo lo anterior que el presente trabajo pretende desarrollar y aplicar
una metodología integrada que incluye la evaluación petrofísica y el análisis
de petrofacies en el campo X, a fin de optimizar el intervalo de disparos, y
además, de sentar las bases necesarias para una adecuada caracterización
y modelamiento de los yacimientos presentes en la Cuenca Oriente del
Ecuador.
1.1 OBJETIVOS
1.1.1 OBJETIVO GENERAL
Analizar los tipos de rocas (petrofacies) en el campo X, mediante la relación
K-PHI, para optimizar el intervalo de disparos.
1.1.2 OBJETIVOS ESPECÍFICOS
Evaluar los parámetros petrofísicos de las formaciones productoras
del campo X, a través de la corrida de registros eléctricos en el
programa Interactive Petrophysics y del análisis de núcleos.
Estimar las petrofacies de las formaciones de interés del campo X,
mediante la aplicación de la relación K-PHI.
Categorizar los diferentes tipos de roca o petrofacies de las
formaciones productoras del campo X, a través del cálculo del
tamaño de la garganta poral y la realización de un registro discreto de
tipos de rocas.
2. METODOLOGÍA
8
2. METODOLOGÍA
Para la realización de este estudio se empleó la información de dos pozos
(XA-001 y XB-002) del campo X, los mismos que cuentan con registros
eléctricos del Triple Combo en archivo LAS y análisis de núcleos (porosidad
y permeabilidad). La información fue proporcionada por el Banco de
Información Petrolera (BIPE) de la Secretaría de Hidrocarburos (SHE), los
datos empleados en la investigación corresponden al año 2009.
2.1 EVALUACIÓN PETROFÍSICA DE LOS POZOS A TRAVÉS
DEL PROGRAMA IP.
Una vez recopilada la información de los pozos seleccionados, se empezó
por abrir los archivos LAS de los registros eléctricos a través del programa
Interactive Petrophysics (IP). Posteriormente, se determinó las propiedades
de las rocas (volumen de arcilla, porosidad, saturación de agua y
permeabilidad) en cada una de las formaciones, a través de los siguientes
métodos y modelos matemáticos:
2.1.1 VOLUMEN DE ARCILLA
En el pozo XA-001 se calculó el volumen de arcilla mediante las respuestas
que emite el registro de Porosidad-Neutrón (TNPH), con la siguiente
ecuación (Wester Atlas, 1995):
𝑉𝑠ℎ =𝑇𝑁𝑃𝐻(𝑙𝑒𝑐𝑡𝑢𝑟𝑎)−𝑇𝑁𝑃𝐻(𝑎𝑟𝑒𝑛𝑎 𝑙𝑖𝑚𝑝𝑖𝑎)
𝑇𝑁𝑃𝐻(𝑎𝑟𝑐𝑖𝑙𝑙𝑎)−𝑇𝑁𝑃𝐻(𝑎𝑟𝑒𝑛𝑎 𝑙𝑖𝑚𝑝𝑖𝑎) [1]
Donde:
Vsh : Volumen de arcilla, fracción.
TNPH (lectura) : Lectura del registro de estudio.
TNPH (arena limpia) : Lectura del registro frente a la formación limpia.
TNPH (arcilla) : Lectura del registro frente a una arcilla.
El registro TNPH es un excelente indicador de arcillas, en presencia de este
mineral el registro muestra altos valores de porosidad. Sin embargo, el pozo
XB-002 no cuenta con una correcta lectura de TNPH, por ende se empleó el
9
registro de Rayos Gamma (GR). La ecuación con la variable GR (Wester
Atlas, 1995) es la siguiente:
𝑉𝑠ℎ =𝐺𝑅(𝑙𝑒𝑐𝑡𝑢𝑟𝑎)−𝐺𝑅(𝑎𝑟𝑒𝑛𝑎 𝑙𝑖𝑚𝑝𝑖𝑎)
𝐺𝑅(𝑎𝑟𝑐𝑖𝑙𝑙𝑎)−𝐺𝑅(𝑎𝑟𝑒𝑛𝑎 𝑙𝑖𝑚𝑝𝑖𝑎) [2]
Donde:
Vsh : Volumen de arcilla, fracción.
GR (lectura) : Lectura del registro de estudio.
GR (arena limpia) o mínimo: Lectura del registro frente a la formación limpia.
GR (arcilla) o máximo : Lectura del registro frente a una arcilla.
El GR muestra la radioactividad de las rocas, es decir en presencia de una
arcilla el registro indica valores altos de GR, mientas que en arenas limpias
el GR es bajo.
Una vez seleccionado el modelo matemático para el cálculo de Vsh, se
generó un histograma por arena, con el propósito de determinar el valor
mínimo, máximo y promedio de volumen de arcilla. A través del valor de Vsh,
se clasificó a las arenas en limpias o arcillosas, como se muestra en la
siguiente tabla:
Tabla 1. Criterios para arena limpia y arena arcillosa
Tipo de arena Valores de Vsh (fracción)
Arena limpia < 0.2
Arena arcillosa 0.2 – 0.5
Lutitas > 0.5
(Yenwongfai, Mondol, Faleide, & Lecomte, 2017)
Mediante el cómputo de volumen de arcilla en el programa IP, se obtuvo el
gráfico Volumen de Arcilla (VCL), el cual indica el comportamiento de las
arcillas a lo largo de las arenas. La obtención del VCL en el IP se detalla en
el anexo 3.
2.1.2 GRADIENTE GEOTÉRMICO
El gradiente geotérmico permitió realizar las correcciones ambientales de los
registros de porosidad–neutrón y resistividad. Por esta razón es importante
la determinación de esta variable en los pozos evaluados.
10
El programa IP empleó la siguiente ecuación para el cómputo del gradiente
geotérmico (Wikipedia, 2013):
𝐺𝑇 =𝑇2−𝑇1
𝑃2−𝑃1 [°F/pie] [3]
Donde:
GT: Gradiente geotérmico, °F/pie.
T2: Temperatura de fondo, °F.
T1: Temperatura de superficie.
P2: Profundidad total, pies.
P1: Profundidad a superficie.
La temperatura y profundidad de superficie son de 75 °F y cero pies,
respectivamente. Los valores de T2 y P2 son datos de los respectivos pozos.
El anexo 4 muestra a detalle el cálculo del gradiente en el IP.
2.1.3 CÁLCULO DE LA POROSIDAD
Para el cálculo de la porosidad de las arenas se empleó el modelo de
densidad, cuya ecuación es la siguiente (Silva, 2012):
∅𝐷 =𝜌𝑚𝑎−𝜌𝑏
𝜌𝑚𝑎−𝜌𝑓 [4]
Donde:
∅𝐷 : Porosidad de densidad, fracción.
𝜌𝑏 : Lectura del registro, g/cc.
𝜌𝑓 : Densidad del lodo (base aceite, agua dulce o salada), g/cc.
𝜌𝑚𝑎: Densidad de la matriz, g/cc.
Los fluidos de completación empleados en el Oriente ecuatoriano son lodos
base agua, de modo que el valor de 𝜌𝑓 corresponde a 1 g/cc. Además, en el
Ecuador se emplea la matriz arenisca para el cálculo de la porosidad, por lo
cual 𝜌𝑚𝑎 es 2.65 g/cc. Los valores antes indicados son los recomendados
para la región (Silva, 2012).
11
A través del gráfico de Porosidad y Saturación de Agua, se evaluó el
comportamiento de la curva PHIE (porosidad efectiva) a lo largo de las
arenas. Además, los valores mínimos, máximos y promedios de porosidad
de las arenas se adquirieron a través de un histograma estadístico. El valor
promedio permitió evaluar a las formaciones de acuerdo a la siguiente
clasificación:
Tabla 2. Criterios para la evaluación de la porosidad de los yacimientos más comunes
Evaluación Porosidad (fracción)
Despreciable 0 – 0.05
Pobre 0.05 – 0.10
Moderada 0.10 – 0.15
Buena 0.15 – 0.20
Muy Buena 0.20 – 0.25
Excelente > 0.25
(Levorsen, 1967).
La porosidad de las arenas de los pozos se adquirió a través del gráfico de
Porosidad y Saturación de Agua del IP. La metodología empleada para la
elaboración del gráfico se detalla en el anexo 5.
2.1.4 CÁLCULO DE LA SATURACIÓN DE AGUA
La saturación de agua se calculó en cada una de las arenas de los pozos
estudiados, a través del software IP. En el cálculo de la saturación se
empleó la ecuación de Archie (Andrade, 2009):
𝑆𝑤 = (𝑎𝑅𝑤
∅𝑒𝑚𝑅𝑡
)
1
𝑛 [5]
Donde:
Sw : Saturación de agua, fracción.
Øe : Porosidad efectiva, fracción.
Rw : Resistividad del agua, ohm.m.
Rt : Resistividad total de la formación, ohm.m.
a : Factor de Tortuosidad.
m : Exponente de cementación.
12
n : Exponente de saturación.
Como se puede notar en ecuación [5], la saturación de agua se calculó a
partir de los registros de resistividad. En el programa IP se deben fijar los
valores a, m, n y Rw, y el software a través de la ecuación [5] computa la
saturación de agua por cada intervalo de profundidad. A continuación se
describen dichas variables:
Las constantes a, m y n pueden ser determinadas a través análisis
especiales de núcleos, sin embargo el campo X no dispone de los mismos,
por ende se empleó los valores empleados en la región (a = 1, m = 2 y n = 2)
(Andrade, 2009).
La resistividad del agua aparente se calculó en cada una de las formaciones
que atraviesa el pozo, mediante la siguiente ecuación: (MacCary, 1984):
𝑅𝑤𝑎 = ∅𝑚. 𝑅𝑜 [ohm.m] [6]
Donde:
Rwa: Resistividad del agua aparente, ohm.m.
Ø : Porosidad de la formación, fracción.
m : Exponente de cementación.
Ro : Resistividad de la formación saturada con agua, ohm.m.
Los valores de Ø y Ro se obtuvieron a través de los registros eléctricos de
PHIE y AHT90 respectivamente. En el anexo 7 se especifica la guía para la
obtención de la saturación de agua en el software IP.
Para la evaluación de la saturación de agua en las formaciones se sirvió de
las curvas SW (saturación de agua) y SXOTU (saturación de agua en la
zona invadida). Además, a partir del comportamiento del registro de
resistividad a lo largo de la arena, se identificó el contacto agua-petróleo
(CAP) y nivel de agua libre (FWL).
2.1.5 CÁLCULO DE LA PERMEABILIDAD “Perm” Y “K”
Para la evaluación de la permeabilidad de las arenas productoras se utilizó
las curvas K y Perm. La curva de permeabilidad Perm fue obtenida por las
mediciones de los registros eléctricos, por ende ésta es una medición
indirecta de la permeabilidad de las rocas del subsuelo. La curva K
representa el valor de la permeabilidad obtenido por el análisis de núcleos,
ésta refleja una medición directa en las formaciones del pozo.
13
A continuación se muestra la metodología empleada para la obtención de las
curvas:
Curva K
La curva K se ingresó al registro del pozo mediante un archivo ASCII. Los
datos que integran la curva K fueron obtenidos de núcleos extraídos de las
arenas del pozo. La curva de la permeabilidad de los núcleos se ingresó en
una nueva pista del registro, con una escala logarítmica de 0.001 a 10000
mD. En el anexo 10 se detalla la metodología empleada en el programa IP.
Perm
La curva de permeabilidad Perm se creó en el programa IP en base al
siguiente modelo matemático, Wyllie y Rose (1950):
𝑘 = 𝑎∅𝑏
𝑆𝑤𝑖𝑐 [mD] [7]
Donde:
𝑘 : Permeabilidad, mD.
∅ : Es la porosidad efectiva, fracción.
𝑆𝑤𝑖 : Es la saturación de agua irreducible, fracción.
a, b, c: Son las constantes.
La variable 𝑆𝑤𝑖 corresponde a las respuesta emitidas por el registro de
Saturación de Agua Inmovible (SWB), mientras que ∅ al registro PHIE. Las
constantes a, b y c son las de Timur, que posteriormente se modificaron para
adaptar a los valores arrojados en los análisis de núcleos.
La evaluación de la permeabilidad de las arenas de los pozos de estudio, se
desarrolló a través de la clasificación de Levorsen (1967):
Tabla 3. Criterios para la evaluación de la permeabilidad de los yacimientos más comunes
Evaluación Permeabilidad (milidarcys)
Moderada 1.0 – 10
Buena 10 – 100
Muy Buena 100 – 1000
Excelente > 1000
(Levorsen, 1967).
Los pasos realizados para la obtención de la curva Perm en el programa IP,
se detallan en el anexo 11.
14
2.1.6 DETERMINACIÓN DE LAS ZONAS RESERVORIO Y ZONAS DE PAGO
En la determinación de la Zona Reservorio, se especificaron cutoffs para la
porosidad (PHIE) y el volumen de arcilla (VCL), mientras que para la Zona
de Pago se agregó el cutoff perteneciente a la saturación de agua. En la
siguiente tabla se detalla los valores de cutoffs aplicados a cada una de las
arenas del campo X, a través del programa IP:
Tabla 4. Cutoffs para zona reservorio y zona de pago.
Zona Reservorio
Arena PHIE Porosidad VCL Volumen de Arcilla SW Saturación de Agua
Basal Tena >0.08 <0.35 <0.5
U (Superior e Inferior)
>0.08 <0.35 <0.5
T (Superior e Inferior)
>0.08 <0.35 <0.5
Hollín Superior >0.1 <0.5 <0.6
Hollín Inferior >0.1 <0.35 <0.5
Zona de Pago
Información proporcionada por la Secretaría de Hidrocarburos.
En el anexo 13 se especifica a detalle los pasos para la determinación de
zonas reservorio y zonas de pago en el programa IP.
2.2 ESTIMACIÓN DE LAS PETROFACIES
En las formaciones del pozo XB-002, se estimó la petrofacie predominante a
través del gráfico K-PHI.
2.2.1 DESARROLLO DEL GRÁFICO K-PHI UTILIZANDO EL MÉTODO WINLAND
El gráfico K-PHI se elaboró por medio de la ecuación de Winland (Porras,
1998):
𝐿𝑜𝑔(𝑅35) = 0.732 + 0.588𝐿𝑜𝑔(𝑘𝑎𝑖𝑟) − 0.864𝐿𝑜𝑔(∅) [8]
Donde:
15
R35: Radio de garganta poral de una muestra saturada al 35% de mercurio,
micrones.
Kair: Permeabilidad del aire no corregida, mD.
Ø : Porosidad, %.
Para la elaboración del gráfico K-PHI, se empleó el siguiente procedimiento:
Primero, se despejó la Kair de la ecuación [8] y se obtuvo la siguiente:
588.0
)(864.0732.0)35(
10
LogRLog
Ka
[mD] [9]
Como segundo paso se elaboró una tabla de valores (Anexo 14) en el Excel,
mediante la ecuación [9]. R35 concierne a los límites de radio de garganta
poral de la clasificación de petrofacies (10, 2, 0.5 y 0.1 micrones). A la
porosidad (Ø) se le asignó valores en un rango de 0.5 a 30 %.
De los valores obtenidos de la tabla, se seleccionó y graficó la porosidad (Ø)
y la permeabilidad (Ka). El tipo de grafico empleado fue de dispersión con
líneas suavizadas. La permeabilidad se ubicó en el eje Y en escala
logarítmica, mientras que la porosidad en el eje X y en escala normal, como
se observa en el siguiente gráfico:
Figura 2. Plantilla del gráfico K-PHI.
Posteriormente, se incorporaron los valores de la porosidad y permeabilidad
de los análisis de núcleos de las arenas del pozo XB-002 (anexo 15), en la
plantilla del gráfico K-PHI.
El gráfico K-PHI se elaboró en las tres arenas del XB-002, en virtud de su
porosidad y permeabilidad. Como resultado final de esta sección se analizó
la distribución de las muestras en la clasificación de petrofacies. Si la arena
16
analizada exhibe varios tipos de petrofacies, significa que ésta es
hetergénea.
2.3 REGISTRO DISCRETO DE TIPOS DE ROCA EN LOS
POZOS DEL CAMPO X
El registro discreto de tipos de roca se elaboró de la siguiente manera:
Se calculó el radio de garganta poral (R35) en el programa Excel, a través
de la ecuación de Winland [8], para cada una de las muestras. El valor de
radio de garganta poral permitió determinar el tipo de roca, así como se
muestra en la siguiente tabla:
Tabla 5. Clasificación de los tipos de roca según el radio de garganta de poros.
Tipo de Roca (Petrofacie) Radio de garganta poral
(micrones)
TIPO 1 Megaporoso > 10
TIPO 2 Macroporoso 2.0 – 10.0
TIPO 3 Mesoporoso 0.5 – 2.0
TIPO 4 Microporoso 0.1 – 0.5
TIPO 5 Nanoporoso < 0.1
(Porras, 1998).
A cada muestra se le asignó un código (1, 2, 3, 4 y 5), según su tipo de roca,
ver anexo 16. Posteriormente dichos códigos se ingresaron al gráfico de
Porosidad y Saturación de Agua del IP, en el anexo 17 se detalla la guía
usada para incorporar las petrofacies en el software IP.
Mediante este registro discreto de tipos de roca, se pudo identificar la
ubicación y profundidad a la que se encuentran las petrofacies de las
muestras del pozo. Además, se contrastó y comparó si la Zona de Pago (de
los registros eléctricos) corresponde a la mejor petrofacie del área, caso
contrario se redefinió el intervalo productor o de disparo a un rango de
profundidad que exhiba un mejor tipo de roca y mejor eficiencia de flujo. La
roca tipo 1 (megaporoso) es la de mejor calidad, mientras que la roca tipo 5
es la de peor calidad.
3. RESULTADOS Y DISCUSIÓN
17
3. RESULTADOS Y DISCUSIÓN
A través de la información obtenida de los pozos del campo X, se optó por
usar los pozos XA-001 y XB-002 para la evaluación petrofísica en el
programa IP, debido a que poseen sus registros eléctricos en formato LAS.
El pozo XB-002 se usó para el análisis de petrofacies, a razón de que posee
la porosidad y la permeabilidad de las muestras de roca del área de estudio.
Se debe destacar que el pozo XB-002 posee registros eléctricos (LAS) y
análisis de núcleos, lo cual permitió realizar posteriormente la categorización
de los tipos de roca en un registro discreto de petrofacies.
3.1 EVALUACIÓN PETROFÍSICA DE LOS POZOS A TRAVÉS
DEL PROGRAMA IP.
La evaluación petrofísica comprende obtener y analizar las principales
propiedades físicas de la roca, siendo estas: volumen de arcilla, porosidad,
saturación de agua y permeabilidad. A continuación se presentan los
resultados obtenidos de la evaluación de los respectivos pozos del campo X.
3.1.1 VOLUMEN DE ARCILLA
A través de las opciones del programa IP, se obtuvo el volumen de arcilla de
cada una de las arenas de los pozos XA-001 y XB-002 del campo.
Pozo XA-001
El pozo atraviesa las siguientes formaciones: Basal Tena, Napo U, Napo T y
Hollín. A continuación se presenta la tabla 7, la misma que especifica los
topes y las bases de las arenas del pozo XA-001:
Tabla 6. Tope y base de las arenas del pozo XA-001
Arena Tope (ft) Base (ft) Espesor (ft)
Basal Tena 8948 8963 15
U 9595 9702 107
T 9871 9957 86
Hollín Superior 10049 10072 23
Hollín Inferior 10072 10408.5 336.5
Información proporcionada por la Secretaría de Hidrocarburos
18
Como se puede observar la formación Hollín Inferior es la de mayor espesor
y la Basal Tena es la de menor espesor. Hollín presenta dos arenas, Hollín
Superior e Inferior, las mismas que están en contacto entre sí.
En el cálculo de volumen de arcilla se utilizó la curva TNPH como indicador
de arcillas para el pozo XA-001, por lo que se obtuvo la curva VCLN (registro
de volumen de arcillas por neutrón). Los valores mínimo, máximo y promedio
del volumen de arcilla fueron obtenidos a partir de un histograma, tal como
se muestra en las siguientes formaciones:
Basal Tena
La figura 3 exhibe el gráfico de volumen de arcilla con la curva VCLN de la
formación y la figura 4 presenta los valores obtenidos de dicha curva.
Figura 3. Volumen de arcilla con VCLN de Basal Tena, pozo XA-001.
El gráfico de Vsh presenta cuatro pistas: la primera corresponde a la
profundidad medida en pies desde la superficie hasta el fondo del pozo. La
segunda presenta las zonas en que fue dividido el gráfico de Vsh. La tercera
pista muestra la curva que se utiliza para el cálculo del volumen de arcilla,
además de los valores límites de arena limpia y arena arcillosa. La cuarta
pista exhibe la curva resultante del cálculo del Vsh.
Figura 4. Histograma de volumen de arcilla de Basal Tena, pozo XA-001.
En el espesor de la arenisca Basal Tena se observa una fracción de arcilla
(Vsh) mínima de 0.077, máximo de 0.243 y promedio de 0.125. De acuerdo
a los criterios para identificar una arena limpia y arcillosa (Tabla 1), la
19
formación exhibe un bajo volumen de arcilla en todo el espesor y por lo tanto
se la considera una arena limpia.
Arena U
De la evaluación de volumen de arcilla de la arena U del pozo XA-001 se
obtuvieron las siguientes figuras:
Figura 5. Volumen de arcilla con VCLN de la Formación U, pozo XA-001.
Figura 6. Histograma de volumen de arcilla de la Formación U, pozo XA-001.
La formación U presenta un intervalo de 0.072 a 0.778 y un promedio de
0.331 de volumen de arcilla. En el registro VCLN (figura 5) se evidencia un
incremento de arcillas en la base de la arena. Por lo tanto, la formación U se
la considera una arena limpia en el tope y arcillosa en su base.
Arena T
A continuación se presenta la figura 7 del volumen de arcilla a través de la
curva VCLN y la figura 8 con sus respectivos valores de Vsh de la arena T
del pozo XA-001:
20
Figura 7. Volumen de arcilla con VCLN de la Formación T, pozo XA-001.
Figura 8. Histograma de volumen de arcilla de la Formación T, pozo XA-001.
La formación T muestra un Vsh mínimo de 0.070, una fracción máxima de
0.940 y un valor promedio de 0.434 de arcillas. La arena T presenta en el
registro VCLN (figura 8) una tendencia de incremento de volumen de arcilla
hacia la base de la formación. La formación T es una arena arcillosa según
los criterios de la tabla 1.
Hollín
Hollín presenta dos cuerpos de arena, estos son: Hollín Superior y Hollín
Inferior.
Hollín Superior (HS)
De la evaluación petrofísica del volumen de arcilla de la arena Hollín
Superior del pozo XA-001, se obtuvieron las siguientes figuras:
21
Figura 9. Volumen de arcilla con VCLN de Hollín Superior, pozo XA-001.
Figura 10. Histograma de volumen de arcilla de Hollín Superior, pozo XA-001.
La arena Hollín Superior exhibe un valor mínimo de Vsh de 0.080, un
máximo de 0.803 y un promedio de 0.364 de volumen de arcilla (figura 10).
La formación muestra mayor contenido de arcillas en el tope de la arena y
una menor cantidad en su base (figura 9).
Hollín Inferior (HI)
A continuación se muestran las figuras 11 y 12 que fueron obtenidas de la
evaluación del volumen de arcilla de la formación Hollín Inferior del pozo XA-
001:
22
Figura 11. Volumen de arcilla con VCLN de Hollín Inferior, pozo XA-001.
Figura 12. Histograma del volumen de arcilla de Hollín Inferior, XA-001.
La formación Hollín Inferior posee un volumen de arcillas que va desde 0.01
a 0.522 de Vsh y un valor promedio de 0.135 de fracción de arcillas. Como
se puede notar en la curva VCLN (figura 11) es una arena limpia en la mayor
parte de la formación. Por lo tanto es un buen prospecto para producción.
A continuación se presenta la tabla de los volúmenes de arcilla de las
formaciones del pozo XA-001:
Tabla 7. Valores de volumen de arcilla de las arenas del pozo XA-001
Arena Vsh Mínimo Vah Máximo Vsh Promedio
Basal Tena 0.077 0.243 0.125
U 0.072 0.778 0.330
T 0.070 0.941 0.434
Hollín Superior 0.080 0.803 0.364
Hollín Inferior 0.010 0.52 0.135
23
La tabla anterior exhibe a las arenas Basal Tena y Hollín Inferior como las de
menor volumen de arcilla, mientras que la formación T posee cantidades
considerables de arcilla. Las formaciones de mayor volumen de arcilla se las
considera arenas no limpias, debido a que la arcilla reactiva como la
montmorillonita reduce la permeabilidad y la porosidad de las rocas.
Las formaciones U y T tienen un incremento de arcillas desde el tope hacia
la base de la arena; sin embargo, Hollín Superior posee una tendencia
diferente. HS exhibe menor volumen de arcilla en la base porque se
encuentra en contacto con Hollín Inferior, la cual es una arena limpia.
Pozo XB-002
Las formaciones de arena que atraviesa el pozo XB-002 son: Basal Tena, U
(Superior e Inferior), T (Superior e Inferior) y Hollín (Superior e Inferior). Los
topes y bases de las arenas son proporcionadas por la Secretaria de
Hidrocarburos y son:
Tabla 8. Tope y base de las arenas del pozo XB-002
Arena Tope (ft) Base (ft) Espesor (ft)
Basal Tena 8849 8858 9
U Superior 9503 9511 8
U Inferior 9554 9565 11
T Superior 9762 9765.5 3.5
T Inferior 9786 9814 28
Hollín Superior 9928 9972.5 44.5
Hollín Inferior 9972.5 10077.5 103
Información proporcionada por la Secretaría de Hidrocarburos
La formación Hollín Inferior es la de mayor espesor, mientras que la T
superior es la de menor espesor. Las arenas de la formación Napo (U y T) y
la Hollín presentan dos cuerpos de arena cada una (Superior e Inferior).
Hollín Superior e Inferior están en contacto, como sucede en el pozo XA-
001.
En el pozo XB-002 se empleó el registro de rayos gamma (GR) para el
cálculo del volumen de arcilla. Al utilizar GR como indicador de arcilla se
obtiene la curva VCLGR. Las fracciones del volumen de arcilla de las
formaciones son expresadas en la curva VCLGR en una rango de 0 a 1. La
cantidad de arcilla en la arena es proporcional a la lectura de VCLGR, es
decir a mayor VCLGR mayor es la cantidad de arcilla. Se optó por usar la
curva GR, debido a que el registro TNPH presentaba errores en su lectura.
24
Los valores mínimo, máximo y promedio del volumen de arcilla fueron
obtenidos a partir de un histograma estadístico, tal como se muestra en las
siguientes formaciones:
Basal Tena
La figura 13 muestra la gráfica de volumen de arcilla (VCLGR) obtenida por
rayos gamma y la figura 14 exhibe los valores de la misma a través de un
histograma.
Figura 13. Volumen de arcilla con VCLGR de Basal Tena, pozo XB-002.
Figura 14. Histograma del volumen de arcilla de Basal Tena, pozo XB-002.
La arena Basal Tena presenta una fracción de arcilla mínima de 0.434, máxima de
0.630 y con un Vsh promedio 0.569 (figura 14). Según los valores obtenidos de la
curva VCLGR (figura 13) y los criterios de Vsh de la Tabla 1, se considera a Basal
Tena como una arena arcillosa.
U Superior
Las figuras 15 y 16 fueron obtenidas de la evaluación petrofísica de volumen
de arcilla de la formación U Superior del pozo XB-002.
25
Figura 15. Volumen de arcilla con VCLGR de U Superior, pozo XB-002
Figura 16. Histograma de volumen de arcilla de U Superior, XB-002
La formación U Superior presenta un Vsh mínimo de 0.303, un máximo de
0.648, y un promedio de 0.48 de volumen de arcilla (figura 16). La arena de
la formación presenta una cantidad considerable de arcilla y por lo tanto no
es una arena limpia.
U Inferior
De la evaluación de volumen de arcilla de la arena U Inferior del pozo XB-
002, se obtuvieron las siguientes figuras:
Figura 17. Volumen de arcilla con VCLGR de U inferior, pozo XB-002
26
Figura 18. Histograma de volumen de arcilla de U Inferior, pozo XB-002.
La arena U inferior tiene un volumen de arcilla que va desde 0.193 hasta
0.615, con un promedio de 0.351 de Vsh (figura 18). Se la considera una
arena arcillosa según los criterios de la tabla 2.
T Superior
La arena T Superior presenta las siguientes gráficas de la evaluación de
volumen de arcilla:
Figura 19. Volumen de arcilla con VCLGR de T Superior, pozo XB-002
Figura 20. Histograma de volumen de arcilla de T Superior, pozo XB-002.
Esta arena presenta un volumen de arcilla mínimo de 0.291, máximo de
0.595 y un promedio de 0.376 de Vsh (figura 20). Según el gráfico anterior,
en la curva VCGLR se observa que la arena presenta mayor volumen de
27
arcilla en la base. La formación T superior se la considera una arena
arcillosa.
T Inferior
A continuación se muestra la figura 21, que representa el comportamiento
del volumen de arcilla en la arena T inferior. El histograma (figura 22) exhibe
los valores obtenidos de Vsh a lo largo de la arena T Inferior del pozo XB-
002.
Figura 21. Volumen de arcilla con VCLGR de T Inferior, pozo XB-002
Figura 22. Histograma de volumen de arcilla de T Inferior, pozo XB-002.
La arena T Inferior muestra un Vsh que va desde 0.117 a 0.930 y un
promedio de 0.403 de volumen de arcilla (figura 22). La arena presenta una
capa de arcilla a los 9806 ft de profundidad. Como se observa en la figura 21
la arena presenta grandes picos de arcilla y por lo tanto no es limpia.
Hollín Superior
Las figuras 23 y 24 fueron obtenidas a partir del cálculo de volumen de
arcilla de dicha arena en el pozo XB-002.
28
Figura 23. Volumen de arcilla con VCLGR de Hollín Superior, pozo XB-002
Figura 24. Histograma de volumen de arcilla de Hollín Inferior, pozo XB-002.
El volumen de arcilla en la arena está en un intervalo de 0.201 - 0.931,
dando un promedio de Vsh de 0.472 (figura 24). La arena Hollín Superior
presenta considerables cantidades de arcilla en casi todo el espesor, por lo
que se la considera una arena no limpia.
Hollín Inferior
Las figuras que se muestran a continuación, presentan el comportamiento
del volumen de arcilla a lo largo de la arena Hollín Inferior del XB-002.
29
Figura 25. Volumen de arcilla con VCLGR de Hollín Inferior, pozo XB-002
Figura 26. Histograma de volumen de arcilla de Hollín Inferior, XB-002.
Hollín Inferior tiene valores de volumen de arcilla que van desde los 0.098
hasta 0.840, con un promedio de 0.244 de Vsh (figura 26). Según el gráfico
de VCLGR (figura 25) la arena es limpia en el tope y la base, sin embargo
presenta un cuerpo de arcilla a 10030 pies de profundidad. El valor promedio
de Vsh indica que Hollín Inferior es una arena casi limpia.
A continuación se presentan los valores mínimos, máximos y promedio de
volumen de arcilla obtenidos de las arenas del pozo XB-002:
Tabla 9. Valores de volumen de arcilla de las arenas del pozo XB-002
Arena Vsh Mínimo Vah Máximo Vsh Promedio
Basal Tena 0.434 0.630 0.569
U Superior 0.303 0.648 0.480
U Inferior 0.193 0.615 0.351
T Superior 0.291 0.595 0.376
T Inferior 0.117 0.930 0.403
Hollín Superior 0.201 0.935 0.471
Hollín Inferior 0.098 0.840 0.244
30
En el pozo XB-002 la formación Hollín Inferior es la más limpia de las arenas
analizadas, debido a que posee el valor más bajo de Vsh.
Una vez obtenido los valores de volumen de arcilla de las arenas de los
pozos XA-001 y XB-002, se concluye que la formación Hollín Inferior posee
bajo contenido de arcilla, y por consiguiente se define como la arena más
limpia de los pozos evaluados. A través de la evaluación de volumen de
arcilla se observa que la base de las arenas es de mejor calidad, ésto se
evidencia en la mayoría de los reservorios de la Cuenca Oriente (Baby,
Rivadeneira, & Barragán, 2014).
3.1.2 GRADIENTE GEOTÉRMICO
El gradiente geotérmico (GT) se calculó en los pozos XA-001 y XB-002. Los
valores de GT obtenidos por el software IP se presentan a continuación:
Tabla 10. Gradiente geotérmico de los pozos XA-001 y XB-002.
Pozos Temperatura de Fondo (°F)
Profundidad Total (pies)
Gradiente Geotérmico
(°F/pie)
XA-001 203 10423 0.0123
XB-002 209 10246 0.0130
Los valores de GT de los pozos del Campo X poseen un bajo gradiente, en
comparación con el promedio (0.0150 °F/pie). El gradiente geotérmico
obtenido del pozo XB-002 es mayor que el del XA-001. Por lo tanto, a una
misma profundidad el pozo XB-002 presenta mayor temperatura que el XA-
001.
Un pozo puede tener problemas con la temperatura, cuando éste es
profundo y su gradiente GT es alto. Los problemas pueden ser: daños a
sistemas de levantamiento artificial, desequilibrio en fluidos de completación,
problemas de corrosión y escala.
3.1.3 POROSIDAD
La porosidad de las arenas de los pozos XA-001 y XB-002 se obtuvo a
través del gráfico de Porosidad y Saturación de Agua del programa IP. El
31
comportamiento de la porosidad se observa en la curva PHIE de la pista
Litologías.
A continuación se muestran los resultados obtenidos de la evaluación de
porosidad en las arenas de los respectivos pozos del campo X:
Pozo XA-001
La evaluación de la porosidad en el XA-001, se realizó en las siguientes
arenas: Basal Tena, U, T y Hollín (Superior e Inferior). En seguida se
muestra los gráficos de porosidad efectiva (PHIE) de cada una de las arenas
y sus respectivos histogramas:
Basal Tena
Las figuras que se muestran a continuación, presentan el comportamiento de
la porosidad efectiva (PHIE) a lo largo de la formación Basal Tena del XA-
001:
Figura 27. Gráfico de porosidad PHIE de Basal Tena, pozo XA-001.
El gráfico de Porosidad y Saturación de Agua despliega 12 pistas: la primera
corresponde a la profundidad medida en pies desde la superficie hasta el
fondo del pozo y la segunda presenta las zonas en que fue dividido el
gráfico. En la tercera pista se encuentran las curvas GR, SP, BZ (Bit Size) y
CAL (Caliper). La cuarta pista exhibe las curvas NPHI, RHOZ, DTLN
(Sónico) y PEF, las pistas tres y cuatro permiten principalmente identificar la
litología de la arena. La quinta pista muestra las curvas de resistividad a
diferentes profundidades: AHT90, AHT60, AHT30, AHT20, AHT10 y la más
somera RXOZ, además el registro de resistividad es un indicativo de
existencia de hidrocarburos en la arena. La pista seis representa el
comportamiento de la permeabilidad en las arenas, ésta curva es
significativa cuando se correlaciona con la permeabilidad extraída de los
núcleos. La pista siete expone las curvas de resistividad de agua aparente
(RwApp) y resistividad del filtrado de lodo aparente (RmfApp), éstas
permiten variar el comportamiento de los registro de saturación. La pista
ocho o matriz posee los registros de densidad RHOMA, RHOHY y DTMA,
los mismos que permiten obtener la densidad de la roca despreciando los
32
fluidos existentes en el sistema. La pista saturación revela las curvas SW y
SXOTU, éstas infieren con la saturación de hidrocarburo en la arena y su
movilidad. Las pista 13 expone las curvas PHIT (porosidad total) y PHIE
(porosidad efectiva), obtenidas a través de modelos matemáticos del IP. La
última pista es el resultado de las mediciones de porosidad y volumen de
arcilla, y manifiesta el tipo de roca presente en el pozo.
Figura 28. Histograma de porosidad efectiva de Basal Tena, XA-001.
La arena Basal Tena muestra una porosidad efectiva que varía entre 0.055 y
0.193, con un promedio de 0.127 en toda la arena. A través de la figura 27
se identifica que la formación presenta mayor porosidad en el tope de la
arena, y además no se identifican cuerpos de calizas. Según la clasificación
de Levorsen (Tabla 22) la arena Basal Tena tiene una porosidad moderada.
Arena U
De la evaluación de la porosidad de la arena U, se obtuvieron los siguientes
resultados:
Figura 29. Gráfico de porosidad PHIE de la arena U, pozo XA-001.
33
Figura 30. Histograma de porosidad efectiva de la arena U, pozo XA-001.
La arena U presenta una porosidad efectiva mínima de 0.0001, máxima de
0.272 y promedio de 0.118. En la figura 29 se identifica un cuerpo de caliza
en el tope de la arena, es por ello que su porosidad es muy baja en ese
intervalo. La porosidad obtenida refleja que la arena U posee una porosidad
moderada.
Arena T
La porosidad de la arena T muestra el siguiente comportamiento:
Figura 31. Gráfico de porosidad PHIE de la arena T, pozo XA-001.
34
Figura 32. Histograma de porosidad efectiva de la arena T, XA-001.
La figura 32 refleja que la arena tiene una porosidad efectiva desde 0.0001 a
0.218 y promedio de 0.089. A través de la figura 31 se observa que la arena
tiene menor porosidad en el tope, esto se debe a la presencia de calizas.
Según la clasificación de Levorsen la arena T posee una porosidad pobre,
que se traduce en poca capacidad para almacenar fluidos.
Hollín Superior
Las figuras que se muestran a continuación, presentan la tendencia de la
porosidad a lo largo de la arena Hollín Superior del pozo XA-001.
Figura 33. Gráfico de porosidad PHIE de Hollín Superior, pozo XA-001.
35
Figura 34. Histograma de porosidad efectiva de Hollín Superior, pozo XA-001.
Hollín Superior presenta su porosidad efectiva en un rango de 0.001 a 0.122,
con un valor promedio de 0.041 (figura 34). En la arena (figura 33) se
identifica un cuerpo de caliza a la profundidad de 10066 ft, por ende la
porosidad en esa zona es muy baja. La formación Hollín Superior presenta
una porosidad pobre y por ende baja capacidad para contener fluidos.
Hollín Inferior
Las figura 35 y 36 que se muestran a continuación, reflejan la porosidad a lo
largo de la arena Hollín Inferior del pozo XA-001.
Figura 35. Gráfico de porosidad PHIE de Hollín Inferior, pozo XA-001.
36
Figura 36. Histograma de la porosidad efectiva de Hollín Inferior, pozo XA-001.
Hollín Inferior presente una porosidad efectiva en el rango de 0.0001 a
0.212, con un promedio de 0.119 (figura 36). La litología de la figura 35
muestra una arena sin presencia de calizas. Según la clasificación de
Levorsen, la arena Hollín Inferior posee una porosidad moderada.
A continuación se presenta la tabla 11, la misma que resume los valores
obtenidos de porosidad de cada de las formaciones del pozo XA-001:
Tabla 11. Porosidad de las arenas del pozo XA-001.
Arena Porosidad
Mínima Porosidad
Máxima Porosidad Promedio
Evaluación (Levorsen)
Basal Tena 0.055 0.193 0.127 Moderada
U 0.0001 0.272 0.118 Moderada
T 0.0001 0.218 0.089 Pobre
Hollín Superior 0.0001 0.122 0.041 Pobre
Hollín Inferior 0.0001 0.212 0.119 Moderada
De los resultados obtenidos del pozo XA-001, determinan que la arena Basal
Tena posee la porosidad efectiva promedio más alta de todas las
formaciones. Basal Tena refleja mayor capacidad para almacenar fluidos
que el resto de las arenas. Por lo tanto, la arena Basal Tena posee el mejor
potencial para explotar y extraer fluidos a superficie.
El valor de 0.0001 de porosidad mínima se repite en la mayoría de las
arenas, ésto se debe a la presencia de caliza en las formaciones.
Pozo XB-002
La evaluación de la porosidad del pozo XB-002, se realizó en las siguientes
arenas: Basal Tena, U (Superior e Inferior), T (Superior e Inferior) y Hollín
(Superior e Inferior). En seguida se muestra las gráficas de PHIE y sus
concernientes histogramas de cada una de las arenas:
37
Basal Tena
Las figuras que se presentan a continuación, muestran el comportamiento de
la porosidad (PHIE) a lo largo de la arena Basal Tena del pozo XB-002:
Figura 37. Gráfico de porosidad PHIE de la arena Basal Tena, pozo XB-002.
Figura 38. Histograma de porosidad efectiva de Basal Tena, pozo XB-002.
Basal Tena presenta una porosidad efectiva en un intervalo de 0.107 a 0.166
y un promedio de 0.146 (figura 38). La porosidad de la arena es casi
uniforme en todo su espesor y además no presenta calizas en su litología.
Según la clasificación de Levorsen, la arena presenta una porosidad
moderada.
U Superior
A continuación se presentan las figuras 39 y 40, que reflejan la porosidad
efectiva (PHIE) a lo largo de la arena:
38
Figura 39. Gráfico de porosidad PHIE de la arena U Superior, pozo XB-002.
Figura 40. Histograma de porosidad efectiva de U Superior, pozo XB-002.
U Superior exhibe una porosidad efectiva en el rango de 0.075 a 0.134, y un
promedio de 0.102 (figura 40). La litología de la arena (figura 39) no presenta
calizas. La arena U superior presenta una porosidad moderada.
U Inferior
Las figuras 41 y 42 representan la tendencia de la curva PHIE en todo el
espesor de la arena U inferior del pozo XB-002:
Figura 41. Gráfico de porosidad PHIE de la arena U Inferior, pozo XB-002.
39
Figura 42. Histograma de porosidad efectiva de U Inferior, pozo XB-002.
U inferior exhibe una porosidad efectiva en el orden de 0.043 a 0.201 y un
promedio de 0.125 (figura 42). A través de la figura 41 se observa mayor
porosidad en el tope de la arena. Según la escala de Levorsen la arena U
Inferior presenta una porosidad moderada.
T Superior
La arena presenta los siguientes valores y tendencias de porosidad efectiva:
Figura 43. Gráfico de porosidad PHIE de la arena T Superior, pozo XB-002.
Figura 44. Histograma de porosidad efectiva de T Superior, pozo XB-002.
40
T Superior presenta una porosidad efectiva mínima de 0.068, máxima de
0.161 y promedio de 0.129 (figura 44). La curva PHIE (figura 43) muestra
mayor porosidad en la base de la arena. A través del valor promedio de
porosidad efectiva, la arena T superior se encuentra en una escala de
porosidad moderada.
T Inferior
La arena presenta las siguientes gráficas, como resultado del cálculo y
evaluación de la porosidad a lo largo de T inferior del pozo XB-002:
Figura 45. Gráfico de porosidad PHIE de la arena T Inferior, pozo XB-002.
Figura 46. Histograma de porosidad efectiva de T Inferior, pozo XB-002.
T inferior presenta una porosidad efectiva en el rango de 0.0001 a 0.185, con
un promedio de 0.096 (figura 46). La arena muestra menor porosidad en la
base (figura 45), debido a la presencia de calizas en dicha zona. La arena T
Inferior refleja una porosidad calificada como pobre. Esta arena no posee la
capacidad para almacenar grandes volúmenes de fluido.
41
Hollín Superior
A través del cálculo de la porosidad, se obtuvieron las siguientes gráficas y
análisis de la arena Hollín Superior del pozo XB-002.
Figura 47. Gráfico de porosidad PHIE de la arena Hollín Superior, pozo XB-002.
Figura 48. Histograma porosidad efectiva de Hollín Superior, pozo XB-002.
Hollín Superior muestra una porosidad efectiva de 0.0005 a 0.178, con un
promedio de 0.079 (figura 48). La curva PHIE (figura 47) refleja mayor
porosidad en el tope de la arena, y además presenta dos cuerpos de caliza
cerca de la base. El valor de 0.079 evidencia una porosidad pobre en la
arena Hollín Superior. Esta arena al igual que T Inferior no posee la
capacidad para almacenar grandes volúmenes de fluidos.
Hollín Inferior
Las figuras que se presentan a continuación, manifiestan el comportamiento
de la porosidad en la arena Hollín Inferior del pozo XB-002:
42
Figura 49. Gráfico de porosidad PHIE de la arena Hollín Inferior, pozo XB-002.
Figura 50. Histograma de porosidad efectiva de Hollín Inferior, pozo XB-002.
Hollín Inferior exhibe una porosidad efectiva mínima de 0.007, máxima de
0.234 y promedio de 0.180 (figura 50). La curva PHIE (figura 49) no muestra
cambios significativos a lo largo de la arena, el valor promedio de PHIE se
mantiene en mayor parte de Hollín Superior. Según la escala de Levorsen la
arena presenta una porosidad calificada como buena.
La tabla que se presenta a continuación, muestra los valores de porosidad
obtenidos de cada una de las arenas del pozo XB-002:
43
Tabla 12. Porosidad de las arenas del pozo XB-002.
Arena Porosidad
Mínima Porosidad
Máxima Porosidad Promedio
Evaluación (Levorsen)
Basal Tena 0.108 0.166 0.146 Moderada
U Superior 0.075 0.134 0.102 Moderada
U Inferior 0.043 0.201 0.125 Moderada
T Superior 0.068 0.161 0.129 Moderada
T Inferior 0.0001 0.185 0.096 Pobre
Hollín Superior 0.0005 0.178 0.079 Pobre
Hollín Inferior 0.007 0.234 0.180 Buena
La tabla anterior refleja que la arena Hollín Inferior posee la porosidad
efectiva promedio más alta de todas las arenas del pozo XB-002. Hollín
Inferior evidencia gran capacidad para almacenar fluidos. Por lo tanto, esta
arena muestra gran potencial para extracción y explotación de fluidos
(hidrocarburo).
3.1.4 RESISTIVIDAD Y SATURACIÓN DE AGUA
En esta sección se analiza la saturación de agua a lo largo de las arenas, a
través de la curva SW y SXOTU. La interacción entre estas dos últimas
curvas refleja la movilidad el hidrocarburo. Además, se especifica la
ubicación del contacto agua – petróleo (CAP) y nivel de agua libre (FWL) de
las formaciones de los pozos XA-001 y XB-002. A continuación se presentan
los resultados obtenidos:
Pozo XA-001
La evaluación de la saturación de agua en el XA-001, se realizó en las
siguientes arenas: Basal Tena, U, T y Hollín (Superior e Inferior).
Basal Tena
Las siguientes figuras muestran el comportamiento de la saturación a lo
largo de la arena y además la ubicación CAP y FWL:
44
Figura 51. Registro de resistividad y saturación de agua de Basal Tena, pozo XA-001.
Figura 52. Histograma de SW de Basal Tena, XA-001.
Basal Tena muestra saturaciones de agua en la formación en un rango de
0.328 a 1, con un promedio de 0.647 (figura 52). La arena presenta
volúmenes de hidrocarburo en el tope de la formación (figura 51). Además,
se observa CAP a 8956.5 pies y FWL a 8958 pies de profundidad. La
formación Basal Tena tiene manifestaciones de hidrocarburo móvil, por lo
tanto presenta potencial para explotación y producción de hidrocarburo en el
tope de la arena.
Arena U
Las respuestas de los registros eléctricos de resistividad y de saturación de
agua se presentan a continuación:
45
Figura 53. Registro de resistividad y saturación de agua de arena U, pozo XA-001.
Figura 54. Histograma de SW de la arena U, pozo XA-001.
La arena U presenta una saturación de agua en el orden de 0.071 a 1, con
un promedio de 0.578 (figura 54). La resistividad de la arena evidencia un
incremento en el tope, ésto se debe a una mayor saturación de hidrocarburo.
Según la figura 53, la formación muestra fluctuaciones en la saturación, por
causa de la arcilla. No se recomienda intervenir a la arena, porque no posee
una saturación de hidrocarburo estable. La arena U representa riesgo
considerable para la producción de hidrocarburo.
Arena T
La formación T muestra las siguientes gráficas como resultado de la
evaluación de resistividad y de saturación de agua:
46
Figura 55. Registro de resistividad y saturación de la arena T, pozo XA-001.
Figura 56. Histograma de SW de la arena T, pozo XA-001.
La arena T presenta una saturación de agua en el rango de 0.426 a 1, con
un promedio de 0.859 (figura 56). La figura 55 evidencia una arena con poca
saturación y movilidad de hidrocarburo. En la arena T predomina la
saturación de agua, por ende no representa potencial para explotación y
producción de hidrocarburo.
Hollín Superior
Las gráficas de resistividad y saturación de agua de la arena Hollín Superior
se presentan a continuación:
47
Figura 57. Registro de resistividad y saturación de Hollín Superior, pozo XA-001.
Figura 58. Histograma de SW de Hollín Superior, pozo XA-001.
Hollín Superior muestra una saturación de agua en el intervalo de 0.178 a 1,
con un valor promedio de 0.668 (figura 58). La arena presenta saturación de
hidrocarburo, pero con muy baja movilidad. Hollín Superior puede
considerarse un proyecto para explotación y producción de hidrocarburo, si
se mejoran las condiciones de la roca (permeabilidad).
Hollín Inferior
La arena presenta el siguiente comportamiento de resistividad y saturación
de agua:
48
Figura 59. Registro de resistividad y saturación de agua de Hollín Superior, pozo XA-001.
Figura 60. Histograma de SW de Hollín Superior, pozo XA-001.
Hollín Inferior exhibe una saturación de agua en la zona virgen en el orden
de 0.046 a 1, con un promedio de 0.657 (figura 60). La arena presenta
mayor saturación y movilidad de hidrocarburo en el tope de la formación
(figura 59), según el comportamiento de las curvas SW y SXOTU. Para
procesos de explotación y producción de hidrocarburo, se recomienda
intervenir en la parte superior de la arena, es donde evidencia mayor
saturación de crudo.
A continuación se presenta la tabla 14, la misma que resume los valores
obtenidos de saturación de agua de cada de las formaciones del pozo XA-
001:
49
Tabla 13. Saturación de agua de las arenas del pozo XA-001.
Arena Saturación
Mínima Saturación
Máxima Saturación Promedio
Evaluación Movilidad
Basal Tena 0.328 1 0.648 Buena
U 0.071 1 0.578 Buena
T 0.428 1 0.859 Pobre
Hollín Superior 0.178 1 0.668 Pobre
Hollín Inferior 0.046 1 0.657 Buena
De los resultados obtenidos del pozo XA-001, se determinó que las arenas
Basal Tena, U y Hollín Inferior presentan una considerable saturación de
hidrocarburo y con buena movilidad. Las arenas mencionadas exhiben
potencial para extraer y producir hidrocarburo hacia la superficie. Se
recomienda realizar los disparos en los topes de las arenas, por la existencia
de un acuífero en la base de las mismas.
Pozo XB-002
La evaluación del registro de saturación de agua en el XB-002, se realizó en
las siguientes arenas: Basal Tena, U (Superior e Inferior), T (Superior e
Inferior) y Hollín (Superior e Inferior).
Basal Tena
Las figuras que se muestran a continuación representan el comportamiento
de la saturación de agua a lo largo de la arena:
Figura 61. Registro de resistividad y saturación de agua de Basal Tena, pozo XB-002.
50
Figura 62. Histograma de SW de Basal Tena, pozo XB-002.
Basal Tena refleja una saturación de agua en el orden de 0.355 a 1, con un
promedio de 0.431 (figura 62). Los registros de resistividad y saturación de
agua (figura 61) no presentan cambios radicales en su comportamiento a lo
largo de la arena. Basal Tena, según SW, presenta una saturación de
hidrocarburo moderada con buena movilidad y potencial para producción.
U Superior
De la evaluación de la saturación de agua se obtuvieron las siguientes
gráficas:
Figura 63. Registro de resistividad y saturación de agua de U superior, pozo XB-002.
Figura 64. Histograma de SW de U superior, pozo XB-002.
51
U Superior muestra una saturación de agua en el orden de 0.260 a 1, con un
promedio de 0.454 (figura 64). La resistividad de la arena muestra un leve
incremento en la parte media (figura 63), que corresponde a mayor
saturación de hidrocarburo. Según el registro de saturación, U Superior
presenta un hidrocarburo con buena movilidad con potencial para
producción.
U Inferior
La arena U Superior presenta el siguiente comportamiento de resistividad y
saturación de agua:
Figura 65. Registro de resistividad y saturación de agua de U Inferior, pozo XB-002.
Figura 66. Histograma de SW de U Inferior, XB-002.
U Inferior muestra una saturación de agua en el rango de 0.141 a 1, con un
promedio de 0.310 (figura 66). La arena presenta resistividades más altas
que Basal Tena y U Superior, y por ende mayor saturación de hidrocarburo.
La arena U inferior exhibe una saturación moderada de hidrocarburo y con
buena movilidad a lo largo de toda la arena. La arena evidencia potencial
para producción, no se distingue un CAP.
T Superior
Las figuras que se muestran a continuación, presentan el comportamiento de
la resistividad y de la saturación de agua a lo largo de la arena:
52
Figura 67. Registro de resistividad y saturación de agua de T Superior, pozo XB-002.
Figura 68. Histograma de SW de T Superior, XB-002.
T Superior muestra una saturación de agua en un intervalo de 0.380 a 1, con
un promedio de 0.650 (figura 68). La arena presenta mayor saturación de
hidrocarburo en el tope de la formación (figura 67). T superior no evidencia
potencial para producción de crudo, debido al bajo volumen de hidrocarburo
en la arena.
T Inferior
Las figuras que se muestran a continuación, representan el comportamiento
de la resistividad y saturación de agua a lo largo de la arena:
Figura 69. Registro de resistividad y saturación de agua de T Inferior, pozo XB-002.
53
Figura 70. Histograma de SW de T Inferior, pozo XB-002.
T Inferior refleja una saturación de agua en el orden de 0.131 a 1, con un
promedio de 0.403 (figura 70). El tope de la arena evidencia mayor
saturación de hidrocarburo con buena movilidad (figura 69). T inferior
muestra potencial para producción de hidrocarburo en la parte superior de la
arena.
Hollín Superior
La arena presenta las siguientes gráficas de evaluación de resistividad y
saturación de agua:
Figura 71. Registro de resistividad y saturación de agua de Hollín Superior, pozo XB-002.
54
Figura 72. Histograma de SW de Hollín Superior, pozo XB-002.
Hollín Superior exhibe una saturación de agua alrededor de 0.187 a 1, con
un promedio de 0.600 (figura 72). La arena muestra mayor resistividad en el
tope de la formación, debido a la presencia de hidrocarburo (figura 71). Se
recomienda intervenir la parte superior de la arena, por poseer mayor
saturación y movilidad de hidrocarburo.
Hollín Inferior
De la evaluación de resistividad y saturación de agua, se obtuvieron las
siguientes gráficas:
Figura 73. Registro de resistividad y saturación de agua de Hollín Inferior, pozo XB-002.
55
Figura 74. Histograma de SW de la arena Hollín Inferior, pozo XB-002.
Hollín Inferior refleja una saturación de agua en el orden de 0.056 a 1, con
un promedio de 0.264 (figura 74). El registro de resistividad (figura 73)
evidencia un CAP a una profundidad de 10061.5 pies, posteriormente una
zona de transición y luego un FWL a una profundidad de 10078 pies (base
de la arena). Hollín Inferior presenta muy buena saturación y movilidad de
hidrocarburo en casi todo su cuerpo. La arena exhibe gran potencial para
explotación y producción de hidrocarburo, con un amplio espesor.
A continuación se presenta la tabla 14, la misma que resume los valores
obtenidos de saturación de agua de cada de las formaciones del pozo XB-
002:
Tabla 14.Saturación de agua de las arenas del pozo XB-002.
Arena
Saturación Mínima
Saturación Máxima
Saturación Promedio
Presenta Movilidad de hidrocarburo
Basal Tena 0.355 1 0.431 SI
U Superior 0.260 1 0.454 SI
U Inferior 0.141 1 0.310 SI
T Superior 0.380 1 0.650 SI
T Inferior 0.131 1 0.403 SI
Hollín Superior 0.187 1 0.600 SI
Hollín Inferior 0.056 1 0.264 SI
De la evaluación de registros de saturación de agua, se determinó que las
arenas del pozo XB-002 presentan hidrocarburo con buena movilidad. La
tabla 14 refleja a la arena Hollín Inferior como la de menor saturación de
agua. La arena mencionada evidencia potencial para extracción y
producción de hidrocarburo a superficie. Se determinó un CAP en Hollín
56
Inferior a 10061 pies de profundidad. Se recomienda intervenir a la arena en
su tope, debido a la existencia de un acuífero en su base.
3.1.5 PERMEABILIDAD
Los valores de permeabilidad de las arenas se obtuvieron de las curvas
Perm y K. La permeabilidad Perm se computó a través de registros
eléctricos; mientras que K se adquirió de la información de núcleos. La
evaluación de permeabilidad se aplicó a las arenas T Superior, Hollín
Superior y Hollín Inferior del pozo XB-002. A continuación se presentan el
análisis y el resultado obtenido de las evaluaciones:
T Inferior
La figura que se muestran a continuación representa el comportamiento de
la permeabilidad a lo largo de la arena:
Figura 75. Permeabilidad de T Inferior, pozo XB-002.
Los núcleos presentan una permeabilidad (K) en el orden de 0.003 a 46.460,
con un promedio de 7.830 milidarcys (mD). La curva Perm igualmente refleja
un valor promedio de 7.833 mD. T Inferior exhibe mejores condiciones de
permeabilidad en el tope de la arena. Según la clasificación de Levorsen, la
arena evidencia una permeabilidad promedio en la categoría de moderada. T
Inferior muestra mejores características petrofísicas (permeabilidad,
porosidad y saturación de hidrocarburo) en el tope de la arena, se
recomienda considerar la zona para producción.
Hollín Superior
La figura que se presenta en esta sección, indica la tendencia de la
permeabilidad a lo largo del espesor de Hollín Superior.
57
Figura 76. Permeabilidad de Hollín Superior, pozo XB-002.
La permeabilidad de los núcleos presenta valores en el rango de 0.021 a 603
mD, con un promedio de 20.441 mD. La permeabilidad promedio de Perm
está alrededor de 20.442 mD. Hollín Superior mantiene una permeabilidad
baja en casi todo su espesor. La arena no evidencia potencial para
producción de hidrocarburo, según datos de permeabilidad.
Hollín Inferior
La arena exhibe el siguiente comportamiento de permeabilidad:
Figura 77. Permeabilidad de Hollín Inferior, pozo XB-002.
La permeabilidad de los núcleos está alrededor de 0.595 a 3718.063 mD,
con un promedio de 957.201 mD. La curva Perm muestra un valor promedio
de 957.180 mD. Hollín Inferior refleja una permeabilidad en la categoría de
buena a excelente (figura 77), según la clasificación de Levorsen.
De las tres arenas analizadas, Hollín Inferior muestra excelentes
características de permeabilidad. La arena tiene gran potencial para
explotación y producción de hidrocarburo en casi todo su espesor.
58
3.1.6 ZONA RESERVORIO Y ZONA DE PAGO
A continuación se presentan los resultados obtenidos en los pozos XA-001 y
XB-002, de acuerdo a lo cutoffs establecidos en la metodología.
Pozo XA-001
Las tablas que se presentan a continuación, especifican los valores de las
propiedades de las zonas reservorio y zonas de pago de las arenas del
pozo:
Tabla 15. Zonas reservorio de las arenas del pozo XA-001.
Arena Espesor de la
arena Espesor
Reservorio PHIE
Promedio SW
Promedio VCL
Promedio
Basal Tena 15.50 12.75 0.133 0.530 0.124
U 107.00 41.50 0.119 0.431 0.223
T 87.00 21.50 0.119 0.873 0.290
Hollín Superior
23.00 1.50 0.111 0.299 0.311
Hollín Inferior 339.00 248.50 0.138 0.644 0.115
Todas las arenas del pozo XA-001 contienen zonas de reservorio. La mayor
parte del espesor de Basal Tena y Hollín Inferior corresponde a zona
reservorio. Las dos arenas mencionadas exhiben las mejores propiedades
petrofísicas.
Tabla 16. Zonas de pago de las arenas del pozo XA-001.
Arena Espesor de
la arena Espesor Pago
PHIE Promedio
SW Promedio
VCL Promedio
Basal Tena 15.50 6.75 0.158 0.396 0.137
U 107.00 18.5 0.140 0.291 0.261
T 87.00 1 0.123 0.472 0.283
Hollín Superior
23.00 1.5 0.111 0.299 0.311
Hollín Inferior 339.00 35.5 0.152 0.312 0.136
Las arenas Basal Tena, U y Hollín Inferior presentan zonas de pago con
buen espesor, muestran una buena perspectiva para realizar los disparos.
Las arenas mencionadas evidencian potencial para producción de
hidrocarburos hacia la superficie, a razón de sus propiedades petrofísicas en
las zonas de pago.
59
Pozo XB-002
El pozo presenta los siguientes resultados en las zonas de reservorio y
zonas de pago:
Tabla 17. Zonas reservorio de las arenas del pozo XB-002.
Arena Espesor de
la arena Espesor
Reservorio PHIE
Promedio SW
Promedio VCL
Promedio
Basal Tena 9 0 --- --- ---
U Superior 8 1.50 0.104 0.332 0.313
U Inferior 31 11.50 0.125 0.554 0.263
T Superior 3.50 2 0.122 0.550 0.300
T Inferior 28 6 0.141 0.175 0.241
Hollín Superior
44 6.75 0.131 0.242 0.421
Hollín Inferior
105.50 86.25 0.192 0.198 0.183
La arena Basal Tena del pozo XB-002 no muestra zona de reservorio, según
la tabla 17. Las arenas T Inferior y Hollín Inferior presentan las mejores
condiciones de reservorio. Las dos arenas mencionadas cumplen con los
requerimientos para almacenar fluidos, y permitir su flujo.
Tabla 18. Zonas de pago de las arenas del pozo XB-002.
Arena Espesor de
la arena Espesor Pago
PHIE Promedio
SW Promedio
VCL Promedio
Basal Tena 9 0 --- --- ---
U Superior 8 1.50 0.104 0.332 0.313
U Inferior 31 6 0.135 0.207 0.263
T Superior 3.50 2.00 0.121 0.080 0.300
T Inferior 28 6 0.141 0.175 0.241
Hollín Superior
44 6.75 0.131 0.242 0.421
Hollín Inferior
105.50 77.25 0.193 0.136 0.182
La arena Hollín Inferior exhibe un gran espesor, con buena proyección para
intervenir y sin mucho riesgo. La arena T Inferior refleja buenas
características petrofísicas, pero con un intervalo de menor producción (6
pies). Si se considera las precauciones en el disparo, las dos arenas
60
mencionadas presentan una explotación beneficiosa y potencialmente
viable.
Los resultados obtenidos de la presente evaluación petrofísica del campo X
y al igual que anteriores disertaciones, definen a la arena Hollín Inferior
como una arenisca limpia con delgadas intercalaciones de arcilla, lo cual
muestra que la roca posee la suficiente porosidad y permeabilidad para
permitir el movimiento de los fluidos en el medio poroso (Baby, Rivadeneira,
& Barragán, 2014). A través de la evaluación petrofísica de registros del
triple combo, se especifica a la arena Hollín Inferior como la de mejor calidad
y prospectiva hidrocarburífera del campo X.
3.2 ESTIMACIÓN DE LAS PETROFACIES
En esta sección las petrofacies se determinaron a través del gráfico K-PHI y
en el pozo XB-002. A continuación se presenta los resultados obtenidos en
sus arenas:
3.2.1 T INFERIOR
La arena T posee un núcleo de 29 pies de 9785 a 9814. Las gráficas que se
muestran a continuación, refleja los tipos de petrofacies que tiene T Inferior:
Figura 78. Gráfico K-PHI de T Inferior, pozo XB-002.
61
Figura 79. Distribución porcentual de las petrofacies de T Inferior, XB-002.
Las muestras obtenidas de T Inferior se encuentran distribuidas entre las
petrofacies nanoporoso, microporosa, mesoporosa y macroporoso. La arena
refleja dos grupos principales de roca (figura 79). En el cuerpo 1 revela dos
petrofacies, macroporoso y mesoporoso, por lo que su radio de garganta
poral está alrededor de 2 micrones. En el cuerpo 2 destaca la petrofacie de
microporoso, de modo que su radio de garganta de poro es mayor que 0.1
micrones. El cuerpo 1 manifiesta mejor calidad de roca, lo que se traduce en
mayor capacidad para almacenar fluidos.
3.2.2 HOLLÍN SUPERIOR
La arenisca Hollín Superior posee 31 pies continuos de núcleos desde 9941
a 9972 pies. A continuación se presenta el análisis de petrofacies de las
muestras de Hollín Superior:
Figura 80. Gráfico K-PHI de Hollín Superior.
62
Figura 81. Distribución porcentual de las petrofacies de Hollín Superior, pozo XB-002.
En las muestras de Hollín Superior predomina el tipo de roca microporoso
(93 %), por esta razón las muestras poseen un radio de garganta de poro
entre 0.1 a 0.5 micrones. Las muestras obtenidas de la arena exponen una
baja porosidad y permeabilidad. La arena no representa prospectiva para
producción, a causa de la baja calidad de la roca.
3.2.3 HOLLÍN INFERIOR
La arena Hollín Inferior posee 84 pies continuos de núcleos desde 9972
hasta 10056 pies. Las figuras que se muestran a continuación, exhibe las
petrofacies de la arena:
Figura 82. Gráfico K-PHI de Hollín Inferior, pozo XB-002.
63
Figura 83. Distribución de las petrofacies de Hollín Inferior, pozo XB-002.
Las muestras obtenidas de Hollín Inferior se distribuyen entre las petrofacies
mesoporoso y la megaporoso, por lo cual tiene un mínimo de 0.5 micrones
de radio de garganta de poro. El gráfico K-PHI (figura 82) expone dos grupos
de roca. El cuerpo 1 corresponde mayormente a una petrofacie de
megaporoso, debido a lo cual muestra excelente porosidad y permeabilidad.
En el cuerpo 2 predomina la petrofacie de mesoporoso, dado que exhibe
menor calidad que el cuerpo 1. En Hollín Inferior destaca la petrofacie
megaporoso (69 %), en consecuencia representa una buena prospectiva
para producción de hidrocarburo.
3.3 REGISTRO DISCRETO DE TIPOS DE ROCA EN EL
POZO XB-002
El registro discreto de tipos de roca, se corrió en el programa IP. En esta
sección se identifican las zonas y profundidades a las que se encuentran las
petrofacies de las arenas del pozo XB-002. A continuación se presenta los
resultados obtenidos en las arenas:
3.3.1 T INFERIOR
El gráfico que se expone a continuación, muestra la ubicación de las
petrofacies de la arena T Inferior:
64
Figura 84. Registro discreto de tipos de roca de T Inferior, pozo XB-002.
T Inferior exhibe un radio de garganta de poro en el orden de 0.06 a 5.40,
con un promedio de 1.69 micrones. El tope de la arena manifiesta
petrofacies del tipo macroporoso y mesoporoso, en el intervalo de 9785.5 a
9800.5 pies. La base de T Inferior indica rocas de la categoría de
microporoso, en las profundidades de 9802 a 9813.5 pies. La arena refleja
mayor radio de garganta poral en su tope, debido a lo cual esta zona
evidencia mayor eficiencia de flujo. La prospectiva de producción de la arena
es buena, si se dispara en el tope la formación.
En el registro discreto se observa un contraste entre los resultados del
análisis de tipos de rocas (petrofacies) y de la evaluación de registros
eléctricos (zona de pago). La zona de pago se establece en un intervalo
intermedio (9798 a 9803.5 pies); mientras que la mejor petrofacie se ubica
en el techo de la arena. A través de la evaluación de petrofacies se optimiza
el intervalo productor de la arena a las profundidades de 9785.5 a 9800.5
pies, donde se ubica las petrofacies de mejor eficiencia de flujo de la arena T
Inferior. No se recomienda intervenir todo el intervalo de la zona neta de
pago, debido a que presenta petrofacies de baja calidad y menor eficiencia
de flujo.
3.3.2 HOLLÍN SUPERIOR
Las petrofacies de la arena se ubican a las siguientes profundidades:
65
Figura 85. Registro discreto de tipos de roca de Hollín Superior, pozo XB-002.
Hollín Superior muestra un radio de garganta poral en el rango de 0.14 a
1.91, con un promedio de 0.34 micrones. De las muestras obtenidas
predomina la petrofacie de microporoso. La arena posee baja calidad de
roca, de tal forma que, no tiene potencial para producción.
3.3.3 HOLLÍN INFERIOR
A continuación se presenta el registro obtenido de la arena Hollín Inferior con
sus respectivas petrofacies:
Figura 86. Registro discreto de tipos de roca de Hollín Inferior, pozo XB-002.
Hollín Inferior muestra un radio de garganta de poro en el orden de 0.71 a
49.69, con un promedio de 21.82 micrones. El tope y la base de la arena
reflejan petrofacies de la categoría de megaporoso. La zona intermedia de
66
Hollín Inferior expresa petrofacies del tipo macroporoso y mesoporoso, en el
intervalo de 10020 a 10038 pies de profundidad. Hollín Inferior exhibe rocas
con mayor radio garganta de poro en el tope y en la base, de tal manera que
estas zonas presentan mejor calidad de roca y eficiencia de flujo. Se
optimiza el intervalo de disparos, si se interviene la zona superior de la arena
(9972.5 a 10020 pies de profundidad). No se recomienda disparar la parte
inferior de la formación, debido a la presencia de un contacto agua-petróleo.
En este caso Hollín Inferior presenta la petrofacie de mejor calidad en el
mismo intervalo de la zona de pago.
La arena Hollín Inferior de la Cuenca Oriente presenta mayormente
petrofacies del tipo 1 y tipo 2 (megaporoso y macroporoso), tal como se
puede corroborar en estudios realizados por la empresa Schlumberger en el
campo Oso. Además, se discernió y optimizó el intervalo productor de las
arenas evaluadas, por medio de la petrofacie de mayor grado. Así en la
arena T Inferior sus mejores petrofacies son macroporoso y mesoporoso, y
en Hollín Inferior son megaporoso y macroporoso.
4. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
67
4. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
4.1 CONCLUSIONES
Según la evaluación de los parámetros petrofísicos de las formaciones
del campo X y a través de registros eléctricos, se deduce que Hollín
Inferior es la arena de mejor características petrofísicas. Hollín Inferior
muestra una zona de pago con gran espesor, porosidad de 0.152 a
0.192, permeabilidad de 957.201 mD y saturación de agua de 0.136 a
0,316. La arena Hollín Inferior es una arenisca limpia con suficiente
porosidad y permeabilidad para permitir el movimiento de los fluidos a
través de sus poros.
En la estimación de las petrofacies de la formación T Inferior, se observa
a las muestras de roca distribuidas en cuatro tipos de rocas (macroposo,
mesoporoso, microporoso y nanoporoso). A través de la relación K-PHI
se infiere en que la arena posee calidad de roca moderada y una
distribución heterogénea, por no reflejar una petrofacie predominante en
todo su espesor. La arena T Inferior posee un radio de garganta de poro
en el orden de 0.06 a 5.40 micrones, el intervalo óptimo para intervenir a
la arena se ubica a 9785.5 a 9800.5 pies de profundidad.
Según la estimación de las petrofacies, en la arena Hollín Superior
prevalece la petrofacie microporoso. A través de la relación K-PHI, la
formación muestra baja capacidad de flujo y almacenamiento de
hidrocarburo. Hollín Superior tiene un radio de garganta de poro en el
orden de 0.14 a 1.91 micrones, debido a lo cual, no ostenta potencial
para producción.
En la estimación de las petrofacies por medio del gráfico K-PHI, se
observa que en la arena Hollín Inferior prevalece la petrofacie
megaporoso. Hollín Inferior expone un radio de garganta de poro en el
rango de 0.71 a 49.69 micrones, el intervalo ideal para la producción de
hidrocarburo se ubica en las profundidades de 9972.5 a 10020 pies.
Mediante el tamaño de la garganta de poro y el registro discreto de tipos
de roca, se categoriza a Hollín Inferior como la de mejor calidad y
eficiencia de flujo en el campo X, y por ende la de mayor prospectiva de
producción de hidrocarburo.
68
4.2 RECOMENDACIONES
Para proyectos futuros de producción, se sugiere intervenir en las zonas
de arena que poseen mejor calidad de roca y mayor grado de
petrofacie, con la finalidad de aprovechar el potencial productivo del
área.
Para estudios de petrofacies posteriores, se recomienda realizarla en
conjunto con la evaluación petrofísica de registros eléctricos del triple
combo, con el propósito de obtener un análisis completo y detallado de
la prospectiva hidrocarburífera de las arenas examinadas.
Para registros discretos de tipos de roca posteriores, se recomienda
verificar la profundidad en la que fue extraída la muestra y si es
necesario corregir a la profundidad apropiada.
5. BIBLIOGRAFÍA
69
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x
Schlumberger. (25 de Junio de 2018). Gradiente Geotérmico. Obtenido de
Oilfield Glossary:
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Schlumberger. (13 de 05 de 2018). Zona invadida y zona lavada. Obtenido
de Oilfield Review:
71
http://www.glossary.oilfield.slb.com/es/Terms/i/invaded_zone.aspx?p=
1
Seyrafin, A. (1997). Petrofacies analysis and depositional enviroment of the
Jahrum Formation (Eoceno), south-southwest of Burujen, Iran. .
Springer, 90-110.
Silva, A. (1 de Septiembre de 2012). Procedimientos para medir la
porosidad. Obtenido de La Comunidad Petrolera: 2012
Smithson, T. (2011). Cómo medir la porosidad. Oilfield Review.
Torbello, O. (2012). Predicción de permeabilidad en yacimientos altamente
heterogéneos aplicando métodos no convencionales. Caracas:
Universidad Simón Bolívar.
Wester Atlas. (1995). Introduction to Wireline Log Analysis. Houston: U.S.A.
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Wikipedia.org:
https://es.wikipedia.org/wiki/Gradiente_geot%C3%A9rmico
Worthington, P. (2010). Net Pay-What Is It? What Does It Do? How Do We
Quantify It? How Do We Use It? SPE 123561, 812-816.
Yenwongfai, H., Mondol, N., Faleide, J., & Lecomte, I. y. (2017). Prestack
inversion and multiattribute analysis for porosity, shale volume, and
sand probability in the Havert Formation of the Goliat field, southwest
Barents Sea. Interpretation, 69-87.
6. ANEXOS
72
6. ANEXOS
ANEXO 1.
INFORMACIÓN PROPORCIONADA POR EL BANCO DE
INFORMACIÓN PETROLERA DEL CAMPO X
Nombre del pozo Tipo de información Detalle
XA-001
Registros eléctricos
Resistividad
Gamma Ray
Porosidad Neutrón
Densidad
Potencial Espontáneo
Factor Fotoeléctrico
Cáliper
Sónico
Documentos Evaluación petrofísica
de Hollín y Napo
Pruebas PVT
XB-002
Registros eléctricos
Resistividad
Gamma Ray
Porosidad Neutrón
Densidad
Potencial Espontáneo
Factor Fotoeléctrico
Cáliper
Sónico
Tensión
Gamma Ray Espectral
Documentos
Análisis de Núcleos
Pruebas PVT
Estudio de propiedades avanzadas de las rocas
Presión Capilar
Permeabilidad relativa
XC-004
Registros eléctricos En formato DLIS
Documentos
Estudio sedimentológico, petrofísico, diagenético, mineralógico y estratigráfico.
Ensayos especiales
73
Reporte final de geología
Permeabilidad y porosidad de núcleos
XD-033 Registros eléctricos
MWD
Densidad
Gamma Ray
Resistividad
Porosidad Neutrón
Densidad
XN-059 Registros eléctricos
Gamma Ray Espectral
Anisotropia
Resistividad
Densidad
Potencial Espontáneo
Caliper
Bit Size
Tensión
74
ANEXO 2.
SELECCIÓN DE LOS ARCHIVOS LAS EN EL PROGRAMA IP
Los archivos LAS del pozo se escogieron a través de la función Input/Output
y posterior Load Data.
75
ANEXO 3.
PROCEDIMIENTO EMPLEADO PARA LA CREACIÓN DEL
GRÁFICO DE VOLUMEN DE ARCILLA (VCL)
1. Se seleccionó de la función Clay Volume en el IP:
2. Se optó por Gamma Ray o Neutron:
3. Se dividió al gráfico de volumen de arcilla por zonas, de acuerdo a los
topes y bases de las arenas. Mediante la función Histogram, se
obtuvieron los valores mínimo, máximo y promedio de volumen de
arcilla de las respectivas arenas:
76
ANEXO 4.
PASOS PARA LA OBTENCIÓN DEL GRADIENTE
GEOTÉRMICO A TRAVÉS DEL PROGRAMA IP
1. Se recurrió a la función “Calculation” y luego “Temperature Gradient”,
como se observa en la siguiente imagen:
2. Se abrió la ventana de configuración “Calculate Temperature
Gradient”, y se anotaron las profundidades y temperaturas respectivas
de los pozos:
77
ANEXO 5.
GUÍA PARA EL DESARROLLO DE LA GRÁFICA DE
POROSIDAD Y SATURACIÓN DE AGUA EN EL IP
1. Se seleccionó la función Porosity and Water Saturation.
2. Se configuró la ventana de opciones del análisis de porosidad y
saturación de agua, como se muestra en la siguiente imagen:
3. Se dividió el registro en secciones de acuerdo a los topes y bases de
las arenas:
78
ANEXO 6.
PASOS REALIZADOS PARA LA CORRECCIÓN DE
LITOLOGÍAS EN EL GRÁFICO DE POROSIDAD Y
SATURACIÓN DE AGUA
1. Se ubicó los registros eléctricos que conforman el triple combo, en las
pistas del gráfico de porosidad:
PISTA 1 PISTA 2 PISTA 3
Registro Escala Registro Escala Registro Escala
GR 0 a 200 NPHI 0.45 a -
0.15
AHT90, AHT60, AHT30, AHT20, AHT10, RXOZ
0.2 a 2000
SP -120 a
20 RHOZ
1.95 a 2.95
BZ 6 a 16 DTLN 140 a 40
CAL 6 a 16 PEF 0 a 10
2. Se corrigieron las curvas que pertenecen a la pista de Litología. En la
sección Shading, se modificó el Shading Type, como se observa en la
siguiente figura:
79
3. Se seleccionó la curva PHIE o PEF, según se disponga, como
indicador de litología:
4. Se estableció los valores mínimos y máximos para cada tipo de roca
(arenisca y caliza).
Tipo de roca Sombreado PHIE PEFZ
Arenisca
0.03 – 1 0 – 3.8
Caliza
0 – 0.03 > 3.8
80
ANEXO 7.
PROCEDIMIENTO PARA OBTENCIÓN DE LA SATURACIÓN
DE AGUA EN EL PROGRAMA IP
1. Se seleccionó la función Display Porosity and Saturation Water
(Porosidad y Saturación de Agua) del programa IP:
2. En la sección Sw Logic se escogió la ecuación Archie para el cálculo
de la saturación de agua:
3. Se ingresó los datos de Rmf y Temp Rmf de los pozos y el valor de
Rw calculado con la ecuación [5]:
4. En la pista saturación se agregó los siguientes sombreados (shading)
a las curvas:
81
ANEXO 8.
RESISTIVIDAD DEL AGUA CALCULADA, POZO XA-001
Arena
Resistividad de la
formación (Ro, ohmm)
Porosidad de la
lectura (fracción)
Resistividad del agua aparente
(Rwa, ohmm)
Resistividad del filtrado de
lodo (Rmf, ohmm)
Temperatura del filtrado de
lodo (°F)
Basal Tena
9.64 0.139 0.186 1.128 79
U 2.82 0.188 0.0996 1.128 79
T 26.4 0.118 0.368 1.128 79
Hollín Superior
52 0.113 0.664 1.128 79
Hollín Inferior
8.4 0.158 0.21 1.128 79
82
ANEXO 9.
RESISTIVIDAD DEL AGUA CALCULADA, POZO XB-002
Arena
Resistividad de la
formación (Ro, ohmm)
Porosidad de la
lectura (fracción)
Resistividad del agua aparente
(Rwa, ohmm)
Resistividad del filtrado de
lodo (Rmf, ohmm)
Temperatura del filtrado de
lodo (°F)
Basal Tena
3.08 0.146 0.0657 1.018 75
U Superior
19.7 0.0928 0.169 1.018 75
U Inferior
7.81 0.0749 0.0438 1.018 75
T Superior
42.3 0.0434 0.08 1.018 75
T Inferior
9.73 0.044 0.0188 1.018 75
Hollín Superior
16.8 0.0804 0.109 1.018 75
Hollín Inferior
31.4 0.181 1.028 1.018 75
83
ANEXO 10.
GUÍA PARA IMPORTAR LA PERMEABILIDAD K DE LOS
NÚCLEOS AL REGISTRO DEL POZO XB-002
1. Se creó un archivo bloc de notas con datos de permeabilidad y
profundidad, obtenidos de las pruebas de laboratorio del pozo XB-
002:
84
2. Se abrió el archivo Bloc de Notas (txt) a través del programa IP:
3. Se configuró la ventana de opciones de ASCII Load, de la siguiente
manera:
85
ANEXO 11.
GUÍA EMPLEADA PARA LA ELABORACIÓN DE LA CURVA
PERMEABILIDAD “PERM” POR REGISTROS ELÉCTRICOS
DEL POZO XB-002
1. Se calculó la permeabilidad a través de la sección Calculation del
programa IP:
2. Se seleccionó las curvas para el cálculo de la permeabilidad (PHIE y
SWB) y se modificaron las constantes de Timur:
86
ANEXO 12.
CONSTANTES DE TIMUR MODIFICADAS PARA LAS ARENAS
T INFERIOR, HOLLÍN SUPERIOR Y HOLLÍN INFERIOR DEL
POZO XB-002
Arena a b c
T Inferior 8860 5.2 1.5
Hollín Superior 9415 4.1 2.1
Hollín Inferior 9408 4.6 1.8
87
ANEXO 13.
PROCEDIMIENTO REALIZADO EN EL IP PARA LA
DETERMINACIÓN DE LAS ZONAS RESERVORIO Y ZONAS
DE PAGO.
1. Se eligió la opción Cutoff and Summation de la barra de herramientas
del programa IP:
2. Se corrió las curvas del gráfico de cutoff:
3. En la opción Display Cutoff and Summation se especificó los valores
de cutoffs:
88
4. Se incorporó las curvas de los cutoffs en el gráfico de Porosidad y
Saturación de Agua:
89
ANEXO 14.
TABLA DE VALORES UTILIZADA PARA LA ELABORACIÓN
DE LA PLANTILLA DEL GRÁFICO K-PHI
R (micrones) Porosidad (fracción) Ka (md)
10 0.25 0.372
10 0.5 1.031
10 1 2.856
10 1.5 5.182
10 2 7.909
10 2.5 10.978
10 3 14.350
10 3.5 17.998
10 4 21.900
10 4.5 26.038
10 5 30.398
10 5.5 34.967
10 6 39.736
10 6.5 44.696
10 7 49.838
10 7.5 55.155
10 8 60.642
10 8.5 66.292
10 9 72.100
10 9.5 78.062
10 10 84.172
10 10.5 90.429
10 11 96.826
10 11.5 103.361
10 12 110.032
10 12.5 116.834
10 13 123.765
10 13.5 130.822
10 14 138.003
10 14.5 145.306
10 15 152.727
10 15.5 160.266
10 16 167.920
90
10 16.5 175.686
10 17 183.565
10 17.5 191.552
10 18 199.648
10 18.5 207.849
10 19 216.156
10 19.5 224.566
10 20 233.077
10 20.5 241.689
10 21 250.400
10 21.5 259.210
10 22 268.115
10 22.5 277.117
10 23 286.212
10 23.5 295.401
10 24 304.683
10 24.5 314.055
10 25 323.518
10 25.5 333.070
10 26 342.710
10 26.5 352.438
10 27 362.252
10 27.5 372.152
10 28 382.137
10 28.5 392.205
10 29 402.357
10 29.5 412.592
10 30 422.908
2 0.25 0.024
2 0.5 0.067
2 1 0.185
2 1.5 0.336
2 2 0.512
2 2.5 0.711
2 3 0.929
2 3.5 1.165
2 4 1.418
2 4.5 1.686
2 5 1.968
91
2 5.5 2.264
2 6 2.573
2 6.5 2.894
2 7 3.227
2 7.5 3.572
2 8 3.927
2 8.5 4.293
2 9 4.669
2 9.5 5.055
2 10 5.451
2 10.5 5.856
2 11 6.270
2 11.5 6.693
2 12 7.125
2 12.5 7.566
2 13 8.014
2 13.5 8.471
2 14 8.936
2 14.5 9.409
2 15 9.890
2 15.5 10.378
2 16 10.874
2 16.5 11.377
2 17 11.887
2 17.5 12.404
2 18 12.928
2 18.5 13.459
2 19 13.997
2 19.5 14.542
2 20 15.093
2 20.5 15.651
2 21 16.215
2 21.5 16.785
2 22 17.362
2 22.5 17.945
2 23 18.534
2 23.5 19.129
2 24 19.730
2 24.5 20.337
92
2 25 20.950
2 25.5 21.568
2 26 22.192
2 26.5 22.822
2 27 23.458
2 27.5 24.099
2 28 24.745
2 28.5 25.397
2 29 26.055
2 29.5 26.718
2 30 27.386
0.5 0.25 0.002
0.5 0.5 0.006
0.5 1 0.018
0.5 1.5 0.032
0.5 2 0.048
0.5 2.5 0.067
0.5 3 0.088
0.5 3.5 0.110
0.5 4 0.134
0.5 4.5 0.160
0.5 5 0.186
0.5 5.5 0.214
0.5 6 0.244
0.5 6.5 0.274
0.5 7 0.305
0.5 7.5 0.338
0.5 8 0.372
0.5 8.5 0.406
0.5 9 0.442
0.5 9.5 0.478
0.5 10 0.516
0.5 10.5 0.554
0.5 11 0.593
0.5 11.5 0.633
0.5 12 0.674
0.5 12.5 0.716
0.5 13 0.759
0.5 13.5 0.802
93
0.5 14 0.846
0.5 14.5 0.891
0.5 15 0.936
0.5 15.5 0.982
0.5 16 1.029
0.5 16.5 1.077
0.5 17 1.125
0.5 17.5 1.174
0.5 18 1.224
0.5 18.5 1.274
0.5 19 1.325
0.5 19.5 1.376
0.5 20 1.428
0.5 20.5 1.481
0.5 21 1.535
0.5 21.5 1.589
0.5 22 1.643
0.5 22.5 1.698
0.5 23 1.754
0.5 23.5 1.810
0.5 24 1.867
0.5 24.5 1.925
0.5 25 1.983
0.5 25.5 2.041
0.5 26 2.100
0.5 26.5 2.160
0.5 27 2.220
0.5 27.5 2.281
0.5 28 2.342
0.5 28.5 2.404
0.5 29 2.466
0.5 29.5 2.529
0.5 30 2.592
0.1 0.25 0.000
0.1 0.5 0.000
0.1 1 0.001
0.1 1.5 0.002
0.1 2 0.003
0.1 2.5 0.004
94
0.1 3 0.006
0.1 3.5 0.007
0.1 4 0.009
0.1 4.5 0.010
0.1 5 0.012
0.1 5.5 0.014
0.1 6 0.016
0.1 6.5 0.018
0.1 7 0.020
0.1 7.5 0.022
0.1 8 0.024
0.1 8.5 0.026
0.1 9 0.029
0.1 9.5 0.031
0.1 10 0.033
0.1 10.5 0.036
0.1 11 0.038
0.1 11.5 0.041
0.1 12 0.044
0.1 12.5 0.046
0.1 13 0.049
0.1 13.5 0.052
0.1 14 0.055
0.1 14.5 0.058
0.1 15 0.061
0.1 15.5 0.064
0.1 16 0.067
0.1 16.5 0.070
0.1 17 0.073
0.1 17.5 0.076
0.1 18 0.079
0.1 18.5 0.082
0.1 19 0.086
0.1 19.5 0.089
0.1 20 0.092
0.1 20.5 0.096
0.1 21 0.099
0.1 21.5 0.103
0.1 22 0.106
95
0.1 22.5 0.110
0.1 23 0.114
0.1 23.5 0.117
0.1 24 0.121
0.1 24.5 0.125
0.1 25 0.128
0.1 25.5 0.132
0.1 26 0.136
0.1 26.5 0.140
0.1 27 0.144
0.1 27.5 0.148
0.1 28 0.152
0.1 28.5 0.156
0.1 29 0.160
0.1 29.5 0.164
0.1 30 0.168
96
ANEXO 15.
DATOS DE POROSIDAD Y PERMEABILIDAD DE LAS
MUESTRAS DEL POZO XB-002
La información presentada se obtuvo de la Secretaría de Hidrocarburos.
Número de la muestra
Profundidad (pies)
Permeabilidad (mD) Porosidad (%)
1 9779.7 49.93 14.3
2 9780.5 11.93 11.9
3 9781.4 27.35 12.1
4 9782.3 5.58 10.7
5 9783.5 6.26 11.6
6 9784.4 4.36 11
7 9785.3 5.05 11.2
8 9786.7 15.14 13
9 9787.6 3.39 11.3
10 9788.5 9.78 15.1
11 9789.5 5.56 10.6
12 9790.5 42.71 14.6
13 9791.6 17.49 11.8
14 9792.3 4.14 12.9
15 9793.8 12.47 13.4
16 9794.4 9.6 13.5
17 9795.8 14.4 13
18 9796.2 0.041 5.3
19 9797.5 0.008 6.5
20 9798.4 0.011 7.8
21 9799.2 0.018 2.9
22 9801.5 0.207 11.1
23 9802.7 0.253 13.3
24 9803.4 0.178 11.2
25 9804.4 0.097 8.2
26 9805.9 0.498 11.6
27 9806.5 0.033 7.4
28 9807.3 0.113 8.8
29 9935.4 0.953 12.4
30 9937.8 0.277 11.2
31 9938.3 0.171 8.9
97
32 9939.2 0.109 8.4
33 9940.4 0.076 7.2
34 9941.6 0.115 7.8
35 9942.5 0.4 9.9
36 9943.4 0.81 12
37 9944.6 0.236 8.8
38 9945.5 0.243 9.7
39 9946.7 0.216 9.9
40 9947.5 0.152 9.7
41 9948.3 0.111 8.1
42 9949.5 0.142 9.2
43 9950.4 0.069 4.5
44 9951.8 0.102 8.4
45 9952.6 0.114 8.3
46 9953.8 0.095 7.8
47 9954.5 0.138 8.9
48 9955.6 0.155 9.2
49 9956.5 0.096 8.4
50 9957.5 0.249 10.6
51 9958.3 0.143 8.6
52 9959.6 0.29 11.2
53 9960.7 0.101 8.5
54 9961.7 0.081 9.5
55 9962.5 0.07 9.1
56 9963.3 0.056 9.5
57 9964.4 7.822 13.5
58 9965.7 628 18.9
59 9966.6 244 16.1
60 9967.5 292 18.9
61 9968.3 85 14.4
62 9969.5 1416 20.3
63 9970.5 1051 18.7
64 9971.7 1133 19
65 9972.7 1047 18
66 9973.5 621 18.6
67 9974.4 895 17.9
68 9975.6 2016 18.9
69 9976.5 1613 20.3
70 9977.3 1847 19.9
98
71 9978.4 958 17.8
72 9979.7 3666 20.4
73 9980.4 2301 19.7
74 9981.6 1956 20.9
75 9982.5 1925 19.6
76 9983.4 3770 22.1
77 9984.7 1715 20.7
78 9985.9 2585 22.1
79 9986.7 2006 21.2
80 9987.5 3213 21.3
81 9988.4 1740 20.3
82 9989.2 1827 18.5
83 9990.5 1551 18.9
84 9991.5 1933 19.8
85 9992.7 9.3 8.5
86 9995.8 814 17.6
87 9996.6 570 19
88 9997.8 1163 19.9
89 9998.7 479 19.1
90 9999.4 1440 20.6
91 10000.7 697 17.8
92 10001.7 1434 22.1
93 10002.7 770 18.8
94 10003.7 575 19.7
95 10004.2 291 17.7
96 10005.4 132 16
97 10006.4 274 18.5
98 10007.6 311 17.1
99 10008.4 97 14.2
100 10009.5 140 15.5
101 10010.6 378 15.3
102 10012.3 260 13.8
103 10013.7 310 14
104 10014.5 64.2 9.1
105 10015.3 29.1 13.4
106 10016.4 2.51 8.3
107 10017.6 7.55 10.4
108 10018.6 1.52 10.2
109 10019.6 2.85 11.1
99
110 10020.3 1.70 11
111 10021.8 3.09 10.4
112 10022.7 0.885 9.6
113 10023.7 3.329 9
114 10024.5 1.927 9.3
116 10026.4 3.28 10.1
117 10027.7 3.633 9.5
118 10028.4 5.513 9.2
120 10030.2 7.19 9.5
121 10031.5 76.02 13.2
122 10032.5 1350 18.3
123 10033.5 1408 18.4
124 10034.6 2447 18.8
125 10035.2 1892 18.6
126 10036.3 1367 17.7
127 10037.3 1140 17.6
128 10038.6 859 15
129 10039.5 456 14.4
130 10040.4 1468 17
131 10041.4 395 12.4
132 10042.5 2506 16.7
133 10043.4 1550 16.9
134 10044.5 1540 16.6
135 10045.2 936 14.3
136 10046.6 1023 17.3
137 10047.6 672 13.3
138 10048.4 1089 14.4
139 10049.4 772 13.4
140 10050.2 1179 15.8
100
ANEXO 16.
CLASIFICACIÓN DE LAS MUESTRAS DE ROCAS DEL POZO
XB-002 SEGÚN SU RADIO DE GARGANTA DE PORO
Profundidad (pies)
R35
micrones Tipo de Roca
Tipo de Petrofacie
9785.7 5.40 2 Macroporoso
9786.5 2.73 2 Macroporoso
9787.4 4.38 2 Macroporoso
9788.3 1.91 3 Mesoporoso
9789.5 1.91 3 Mesoporoso
9790.4 1.62 3 Mesoporoso
9791.3 1.73 3 Mesoporoso
9792.7 2.91 2 Macroporoso
9793.6 1.36 3 Mesoporoso
9794.5 1.98 3 Mesoporoso
9795.5 1.92 3 Mesoporoso
9796.5 4.84 2 Macroporoso
9797.6 3.44 2 Macroporoso
9798.3 1.36 3 Mesoporoso
9799.8 2.53 2 Macroporoso
9800.4 2.15 2 Macroporoso
9801.8 2.82 2 Macroporoso
9802.2 0.20 4 Microporoso
9803.5 0.06 5 Nanoporoso
9804.4 0.06 5 Nanoporoso
9805.2 0.20 4 Microporoso
9807.5 0.27 4 Microporoso
9808.7 0.26 4 Microporoso
9809.4 0.24 4 Microporoso
9810.4 0.22 4 Microporoso
9811.9 0.43 4 Microporoso
9812.5 0.13 4 Microporoso
9813.3 0.23 4 Microporoso
9941.4 0.60 3 Mesoporoso
9943.8 0.31 4 Microporoso
9944.3 0.29 4 Microporoso
9945.2 0.23 4 Microporoso
9946.4 0.22 4 Microporoso
101
9947.6 0.26 4 Microporoso
9948.5 0.43 4 Microporoso
9949.4 0.56 3 Mesoporoso
9950.6 0.35 4 Microporoso
9951.5 0.33 4 Microporoso
9952.7 0.30 4 Microporoso
9953.5 0.25 4 Microporoso
9954.3 0.24 4 Microporoso
9955.5 0.25 4 Microporoso
9956.4 0.31 4 Microporoso
9957.8 0.22 4 Microporoso
9958.6 0.24 4 Microporoso
9959.8 0.23 4 Microporoso
9960.5 0.25 4 Microporoso
9961.6 0.26 4 Microporoso
9962.5 0.22 4 Microporoso
9963.5 0.31 4 Microporoso
9964.3 0.27 4 Microporoso
9965.6 0.32 4 Microporoso
9966.7 0.22 4 Microporoso
9967.7 0.18 4 Microporoso
9968.5 0.17 4 Microporoso
9969.3 0.14 4 Microporoso
9970.4 1.91 3 Mesoporoso
9971.7 18.80 1 Megaporoso
9972.6 12.38 1 Megaporoso
9973.5 11.98 1 Megaporoso
9974.3 7.36 2 Macroporoso
9975.5 28.52 1 Megaporoso
9976.5 25.69 1 Megaporoso
9977.7 26.49 1 Megaporoso
9978.7 26.50 1 Megaporoso
9979.5 18.95 1 Megaporoso
9980.4 24.27 1 Megaporoso
9981.6 37.34 1 Megaporoso
9982.5 30.79 1 Megaporoso
9983.3 33.92 1 Megaporoso
9984.4 25.38 1 Megaporoso
9985.7 49.69 1 Megaporoso
102
9986.4 38.94 1 Megaporoso
9987.6 33.63 1 Megaporoso
9988.5 35.22 1 Megaporoso
9989.4 47.13 1 Megaporoso
9990.7 31.39 1 Megaporoso
9991.9 37.76 1 Megaporoso
9992.7 33.72 1 Megaporoso
9993.5 44.29 1 Megaporoso
9994.4 32.19 1 Megaporoso
9995.2 35.89 1 Megaporoso
9996.5 32.01 1 Megaporoso
9997.5 34.99 1 Megaporoso
9998.7 3.15 2 Macroporoso
10001.8 23.30 1 Megaporoso
10002.6 17.69 1 Megaporoso
10003.8 25.85 1 Megaporoso
10004.7 15.89 1 Megaporoso
10005.4 28.44 1 Megaporoso
10006.7 21.07 1 Megaporoso
10007.7 26.70 1 Megaporoso
10008.7 21.30 1 Megaporoso
10009.7 17.24 1 Megaporoso
10010.2 12.65 1 Megaporoso
10011.4 8.67 2 Macroporoso
10012.4 11.77 1 Megaporoso
10013.6 13.56 1 Megaporoso
10014.4 8.01 2 Macroporoso
10015.5 9.25 2 Macroporoso
10016.6 16.75 1 Megaporoso
10018.3 14.68 1 Megaporoso
10019.7 16.09 1 Megaporoso
10020.5 9.25 2 Macroporoso
10021.3 4.16 2 Macroporoso
10022.4 1.49 3 Mesoporoso
10023.6 2.34 2 Macroporoso
10024.6 0.93 3 Mesoporoso
10025.6 1.25 3 Mesoporoso
10026.3 0.93 3 Mesoporoso
10027.8 1.39 3 Mesoporoso
103
10028.7 0.71 3 Mesoporoso
10029.7 1.64 3 Mesoporoso
10030.5 1.16 3 Mesoporoso
10032.4 1.47 3 Mesoporoso
10033.7 1.65 3 Mesoporoso
10034.4 2.16 2 Macroporoso
10036.2 2.46 2 Macroporoso
10037.5 7.41 2 Macroporoso
10038.5 30.33 1 Megaporoso
10039.5 30.94 1 Megaporoso
10040.6 42.04 1 Megaporoso
10041.2 36.48 1 Megaporoso
10042.3 31.45 1 Megaporoso
10043.3 28.40 1 Megaporoso
10044.6 27.61 1 Megaporoso
10045.5 19.72 1 Megaporoso
10046.4 33.96 1 Megaporoso
10047.4 20.61 1 Megaporoso
10048.5 47.22 1 Megaporoso
10049.4 35.23 1 Megaporoso
10050.5 35.66 1 Megaporoso
10051.2 30.26 1 Megaporoso
10052.6 27.04 1 Megaporoso
10053.6 26.51 1 Megaporoso
10054.4 32.88 1 Megaporoso
104
ANEXO 17.
PROCEDIMIENTO PARA LA INTEGRACIÓN DE LAS
PETROFACIES AL PROGRAMA IP
1. La tabla de la clasificación de las muestras de rocas según su
petrofacie, (anexo 16), se copió a un archivo bloc de notas como se
muestra a continuación:
105
2. Se abrió el archivo bloc de notas (txt) mediante el programa IP.
3. Se modificó los parámetros de la ventana de opciones de ASCII Load:
106
4. Los tipos de roca se exhibieron en una nueva pista del registro
eléctrico, en una escala de 0.5 a 6: