36

Figura 11. Clasificación de las areniscas Wakas.

5

2525

Feldespato (100%)

Fragmentos de Roca (100%) 50

Cuarzo (100%)

5

Areniscas Wakas

Wakas Liticas

Wakas Feldespáticas

5

Areniscas Cuarzosas

5

2525

Arcosa ó AreniscasFeldespáticas

Feldespato(100%)

Fragmentos de Roca(100%) 50

Areniscas Liticas

Cuarzo(100%)

Sublita-Arenita Subarcosa

Figura 10.: Clasificación de las areniscas cuarzosas

3.1.1.1.2 Areniscas Wakas

Son unas arenas sucias (arcillosas) que contienen además de cuarzo y otros

minerales estables una gran cantidad de escamas finas de micas y fragmentos de rocas

aún no descompuestos provenientes del área original (Roca Madre). También pueden

contener Ilita, Esmectita, Caolinita, o cualquier otro mineral de arcilla. Las arenas de

esta clase que conforman algunos yacimientos pueden alcanzar valores altos de

porosidad aunque la permeabilidad es relativamente baja e irregular debido a la

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

matriz > 15%. (Figura 11).

3.1.1.2 Diagénesis en las Areniscas

El estudio de los procesos diagenéticos y los cambios que tienen lugar en los

sedimentos y en el caso particular las arenas, es de gran importancia para la

reconstrucción de la procedencia y ambiente de depositación de dichas partículas.

37Desde el punto de vista de Geología del Petróleo, cada rasgo diagenético

producido durante el soterramiento y levantamiento de una arenisca originalmente

porosa y permeable, afecta su calidad como reservorio. La posibilidad que tendrá una

arena de almacenar hidrocarburos estará íntimamente ligada a su historia diagenética,

ya que la destrucción, formación, naturaleza y distribución de las porosidades y

permeabilidades, que en gran parte gobiernan la acumulación, extracción y

recuperación de dichos hidrocarburos, están controladas por la actuación de los

procesos diagenéticos en el subsuelo. Incluso para mejorar los agentes de

recuperación de dichos crudos, bien sea de carácter físico (inyección de agua o vapor)

o químicos (surfactantes, ácidos, polímeros, agentes estabilizadores cáusticos y

arcillosos) es importante conocer las condiciones diagenéticas de la roca y como

pueden dichas condiciones verse afectadas por los diferentes agentes a ser usados

para la estimulación en la recuperación de hidrocarburos.

3.1.1.3 Procesos Diagenéticos

Los procesos diagenéticos se consideran en forma general como las posibles

modificaciones que pudieran ocurrirle a una partícula recién depositada. Las

transformaciones de las partículas son producto de la actuación de una serie de

procesos tanto de carácter físico, químico y físico-químico. Uno de los primeros

procesos en actuar es la compactación y resulta esencialmente por el incremento de la

profundidad de soterramiento debido al aumento de la presión o carga sedimentaria. Es

de gran importancia durante las primeras etapas de la diagénesis. Los procesos

diagenéticos químicos, son de carácter más relevante cuando se ha alcanzado cierta

profundidad de soterramiento e incluyen: la cementación o precipitación, la disolución,

alteración, reemplazo y la recristalización y son el resultado principal de cambios en los

parámetros o factores de Ph, Eh, adsorción iónica, P y T, entre otros.

3.1.1.4 Técnicas de Análisis en un Estudio Diagenético

Las técnicas de análisis más usadas en un estudio diagenético detallado de las

características texturales y de composición mineralógica en una arenisca son:

• Análisis Petrográfico de Secciones Finas.

• Análisis por Difracción de Rayos-X.

• Análisis de Microscopia Electrónica.

38• Análisis con Cátodo-Luminiscencia.

• Análisis Isotópicos.

3.1.1.4.1. Análisis Petrográficos de Secciones Finas

Es quizá una de las técnicas que mayor información suministra con respecto a

las características texturales y mineralógicas de las rocas.

La observación y estudio se hace a través del microscopio de luz polarizada de

secciones finas, previamente impregnadas con: Un epoxy plástico azul, que resalte o

exponga el relieve de los poros. Tiñéndolas con “rojo de alizarina”, para distinguir la

composición de los carbonatos (específicamente la calcita). Tiñéndolas con “cobalto-

nitrito”, para distinguir los tipos de feldespatos.

Esta observación le permite al investigador efectuar una razonable y segura

estimación, tanto de la abundancia volumétrica de los poros, como de la composición

mineralógica. Sin embargo, con respecto a los conjuntos de minerales de arcillas, es

necesario completar su estudio, observación y determinación de su composición, a

través de otras técnicas, debido a lo pequeño de su tamaño. En la figura 12: Sección

Fina, se puede observar un ejemplo de esta técnica.

Figura 12. Sección Fina

3.1.1.4.1.2. Análisis por Difracción de Rayos-X

Un análisis por difracción de rayos-x, puede efectuarse a la roca en su totalidad o

solo a su fracción fina. En el primero de los casos, éste análisis suministrará datos

39importantes sobre la composición total de la roca, pudiendo revelar la presencia de

pequeñas cantidades de ciertos minerales, difíciles de identificar o no presentes

(minerales trazas), en la sección fina estudiada.

La aplicación de esta técnica en el análisis de la fracción fina, permite la

identificación de los minerales de arcillas presentes en la roca, previa su separación y

concentración.

3.1.1.4.1.3. Análisis a través de Microscopia Electrónica (SEM)

Es de gran utilidad sobre todo en la identificación de los diferentes tipos de arcillas y

sus estructuras, como también en la determinación de la morfología de los poros y su

distribución. A su vez muchos de estos microscopios electrónicos están equipados con

un analizador de energía dispersiva de rayos-x (EDAX), que permite un análisis

elemental cualitativo de los minerales presentes, con una resolución de cerca de una

micra.

Este equipo ayuda en la identificación del tipo de arcilla presente a través de la

determinación de la composición química, cuando la morfología de ésta no sea

distintiva.

10

Figura 13. Microscopia Electrónica

3.1.2. Ambiente Sedimentario

Es una parte de la superficie terrestre caracterizada por un conjunto de

condiciones físicas, químicas y biológicas, bajo las cuales se acumula un sedimento.

40Tal conjunto de condiciones incluye la geología, la geomorfología, el clima, la flora, y si

el ambiente es subacuático, profundidad, salinidad, temperatura y movimiento de agua.

Las propiedades de los sedimentos depositados en un ambiente determinado,

estarán altamente influenciadas por las características de ese ambiente.

3.1.2.1. Clasificación de los Ambientes

Los ambientes sedimentarios se clasifican en tres grupos (Clasificación Selley,

1970) con características propias de acuerdo al tiempo de depositación de los

sedimentos. Estos grupos son:

3.1.2.1.1. Ambiente Continental

Este ambiente es típico, como lo indica su nombre, de regiones netamente

continentales. En el se pueden diferenciar dos grupos: los ambientes sub- aéreos

(Glaciario, Eoloco) y los ambientes sub-acústicos (Fluvial, Paludal, Lacustrino).

3.1.2.1.2. Ambiente Fluvial

Se trata de un ambiente continental caracterizado por sedimentos gruesos, que

presentan una forma similar a un abanico abierto o a un cementó de cono. Son

depositados por un río de montaña (de valle agosto) que descarga sobre una planicie o

sobre un valle amplio. En el que se observan barras de meandros, canales

abandonados, playas y diques naturales.

Generalmente son cuerpos de arena fluvial es, porosa y permeables que pueden

acumular importantes yacimientos de hidrocarburos, tanto en la parte continental interior

como en las márgenes de las cuencas.

3.1.2.1.3. Ambiente Eólico

También llamado ambiente desértico, se caracteriza por depósitos que resultan de

la acción del viento, mezclado frecuentemente con ambientes fluviales.

413.1.2.1.4. Ambiente Glacial

Se refiere a aquellos ambientes donde predominan depósitos que se encuentran

en los continentes, lagos, mares, y que resultan de la fusión de masas de hielo

(glaciares o hielos continentales) los cuales, durante su movimiento, transportaron

materiales detriticos producto del desplazamiento o erosión del piso glaciario. Se

caracteriza depósitos fluviales y sedimentos marinos o lacustres. Los depósitos

glaciarios no constituyen potencialmente buenos yacimientos, debido generalmente a la

gran cantidad de materiales finos (limos, arcillas) presentes en ellos.

3.1.2.1.5. Ambiente Paludal

Se refiere a cuerpos de aguas quietas, dulces o saladas, de poca profundidad y

con vida vegetal abundante. El material predominante en este tipo de ambiente es

principalmente limo y lodo, y generalmente no constituyen yacimientos potenciales.

3.1.2.1.6. Ambiente Transición

También conocido como ambiente transicional, posee características

continentales y marinas. En este grupo se diferencian los siguientes ambientes:

3.1.2.1.7. Ambiente Deltáico

Se caracteriza por sedimentos que han sido transportados por una corriente de

agua continental hasta el extremo de un canal y deposito, principalmente, en las

márgenes de un cuerpo de aguas estancadas.

3.1.2.1.8. Ambiente Estuarino

Corresponde al ambiente que se origina en la desembocadura de un río.

3.1.2.1.9. Ambiente Lagunar

Cuerpo de agua quieto, separado del mar por una isla de barrera. El material

predominante puede variar desde granos muy fino, hasta conglomeraticos.

423.1.2.1.10. Ambiente Marino

Se trata de un ambiente caracterizado por depósitos detriticos que se encuentran

en aguas de moderada profundidad, aguas profundas, o próximos a la costa sobre el

continente, con exclusión de los deltas.

3.1.3. Facies Sedimentarias

Básicamente, la suma de las características física, químicas, biológicas y

geomorfológicas que diferencian un cuerpo sedimentario de otro se puede definir como

Facies. Las mismas están constituidas básicamente por areniscas y lutitas, que se

distribuyen en un ambiente sedimentario determinado, de acuerdo a ciertas

característica, las cuales son básicamente escogencia, tamaño de los granos de

areniscas y estratificación de la lutita, que diferencian una facie de otra. Pueden ser

reconocidas en muestras de canal o descripción de núcleos, cuyas características se

detallan más adelante.

El conocimiento del tipo de facies presente permite la diferenciación de

ambientes específicos, y por lo tanto permite localizar y caracterizar más fácilmente los

yacimientos.

Las facies se clasifican en grupos, utilizando una nomenclatura especial en base

principalmente al tipo de grano presente en los sedimento. En Venezuela, es posible

reconocer tres tipos de facies, tales como:

• Facies Formación Guasare

• Facies Grupo Cogollo

• Facies Clásticas

3.1.4. Relación Ambiente Sedimentario - Yacimiento

Reconstruir el ambiente en el que se depositaron los sedimentos es de vital

importancia, ya que permite profundizar el estudio geológico, estratigráfico,

sedimentario y petrofísico de un yacimiento. En general el estudio sedimentológico de

un yacimiento permite:

43Facilitar la búsqueda de fuentes minerales naturales tales como hidrocarburos,

carbón, fosfatos, etc., debido a que cada una de estas fuentes está íntimamente

relacionada a ambientes sedimentarios específicos.

En la exploración petrolera, uno de los objetivos esenciales es la evaluación del

potencial de hidrocarburos de una cuenca. Para ello es necesario determinar la calidad,

el espesor y la extensión lateral de las diferentes facies que presenta la roca madre, la

roca yacimiento y la roca sello.

El conocimiento de las facies permite evaluar y caracterizar las aguas de

formación. Esto es posible debido a que en aquellas áreas donde coexistan diferentes

ambientes, se observaran variaciones en las propiedades de las aguas, debidas a la

influencia de las características del ambiente donde se han depositado los sedimentos

que las contienen.

El tener una buena diferenciación areal y vertical de la composición química de

las aguas de formación contribuirá a mejorar el modelo sedimentológico y por lo tanto

también contribuirá a optimizar la caracterización del yacimiento.

Reconocer el tipo de facies presente en un estrato determinado, lo cual se

conoce como electrofacies, es posible partir de perfiles eléctricos. Cada perfil de pozo

muestra en mayor o menor grado alguna información de la composición mineralógica,

textura y estructuras sedimentarias.

3.2. PETROFÍSICA Es la especialidad de caracterizar las propiedades físicas de las rocas mediante

la integración del entorno geológico, perfiles de pozos, análisis de muestras de rocas y

sus fluidos e historia de producción.

La evaluación petrofísica constituye una de las herramientas fundamentales para

la evaluación, desarrollo y seguimiento de la vida útil de un yacimiento, así como de sus

futuros proyectos de recuperación secundaria. Los parámetros petrofísicos

proporcionan información para la descripción de la calidad del yacimiento en términos

44de porosidad, permeabilidad, saturación de fluidos, espesores de arenas, ubicación de

los contactos, arcillosidad, etc.

El objetivo básico de un análisis petrofísico es desarrollar un modelo que permita

determinar adecuadamente las propiedades petrofísicas del yacimiento a partir de los

registros de pozos. La información debe estar debidamente calibrada con la

proporcionada por los núcleos y así aumentar la confiabilidad de la evaluación.

3.2.1. Propiedades físicas del sistema roca-fluido

Las rocas sedimentarias están representadas por gravas, conglomerados, arena,

arenisca, arcilla, lutita, caliza, dolomita, yeso, anhidrita y sal gema. Estas rocas se

derivan de las rocas ígneas y de las metamórficas por medio de la acción

desintegradora de varios agentes como el viento, el agua, los cambios de temperatura,

organismos, las corrientes de agua, las olas, y por acción de sustancias químicas

disueltas en el agua.

En general, las rocas sedimentarias son las de mayor importancia desde el punto

de vista petrolero. Ellas constituyen las grandes cuencas donde se han descubierto

los yacimientos y campos petrolíferos del mundo. Por su capacidad como

almacenadoras y extensión geográfica y geológica como rocas productoras

sobresalen las arenas, las areniscas, las calizas y dolomitas; aunque también

constituyen fuentes de producción, en ciertas partes del mundo, las lutitas

fracturadas, la arcosa, los neis, la serpentina y el basalto.

De la acumulación de datos teóricos y aplicaciones prácticas, tanto en el

laboratorio como en trabajos de campo, se ha logrado catalogar una variedad de

propiedades, constantes y relaciones acerca de las rocas que componen los estratos

geológicos, muy importantes para el estudio de yacimientos.

3.2.1.1. Porosidad

Es el porcentaje o fracción de los espacios vacíos o poros entre granos en

relación al volumen total de la roca y representa la capacidad que tiene una roca de

almacenar fluidos. Para que un yacimiento sea comercialmente productivo debe tener

45una porosidad suficiente para almacenar un volumen apreciable de hidrocarburos. Por

tanto, la porosidad es un parámetro muy importante de las rocas productivas. En los

cálculos la porosidad puede expresarse en porcentaje o en fracción decimal. Por

definición, la porosidad es el volumen vacío de roca (aquel lleno de fluido) dividido por

el volumen total de roca.

3.2.1.2. Permeabilidad.

La permeabilidad de una roca de acumulación puede definirse como la

capacidad de la roca para permitir que los fluidos se muevan a través de la red de poros

interconectados. Si los poros de la roca no están interconectados no existe

permeabilidad; por consiguiente, es de esperar que exista una relación entre la

permeabilidad de un medio y la porosidad efectiva, aunque no necesariamente con la

porosidad absoluta. Los factores que influyen en la porosidad efectiva también influyen

en la permeabilidad, es decir, el tamaño, el empaquetamiento y la forma de los granos,

la distribución de los mismos de acuerdo con el tamaño, y el grado de litificación

(cementación y consolidación).

La cantidad, distribución y clase de arcilla presente en la roca de acumulación

tiene un efecto considerable sobre la permeabilidad a los líquidos, especialmente si el

fluido reacciona con las arcillas.

3.2.1.2.1. Tipos de Permeabilidad.

De acuerdo a las fases almacenadas en el medio poroso, la permeabilidad se

puede clasificar en tres tipos:

• Permeabilidad absoluta (K): Cuando existe una sola fase, la cual satura 100% el

medio poroso.

• Permeabilidad Efectiva (Ke): Cuando existe más de una fase saturando el medio

poroso, las cuales fluyen simultáneamente. Esta permeabilidad es función de la

saturación del fluido considerado, y es siempre mayor que la permeabilidad

absoluta.

• Permeabilidad Relativa (Kri): Se refiere a la relación entre la permeabilidad

efectiva de un fluido y la permeabilidad absoluta. Esta permeabilidad también es

46función de la saturación del fluido (i = petróleo, gas o agua), se expresa en forma

fraccional y siempre será menor o igual a la unidad.

3.2.1.2.2. Factores que afectan la permeabilidad.

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

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

roca, tamaño y distribución de granos, etc. Además, es importante tomar en cuenta que

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

de las moléculas y por la presencia de líquidos en el medio poroso.

Otros factores que varían la permeabilidad en las arenas se deben a:

• Empaquetamiento de los granos.

• Distribución del tamaño de granos.

• Cementación.

3.2.1.3. Agua de Formación

El medio poroso de un yacimiento puede contener agua, petróleo y gas, ya sea

individualmente o cualquiera de los dos o los tres al mismo tiempo. La mayoría de las

rocas de los yacimientos sin embargo, contienen agua de formación aún cuando se

aproximen a condiciones de ser mojadas por petróleo.

Es importante resaltar que por naturaleza las agua de formación van desde agua

fresca en ambientes sedimentarios continentales hasta salinas en ambientes marinos,

pudiendo ser modificadas por las reacciones químicas que ocurren en el subsuelo

durante la compactación y diagénesis o al mezclarse con aguas meteóricas. Un tercer

tipo de agua más raro que puede estar presente en el subsuelo de provincias ígneo-

metamórficas lo constituyen las aguas juveniles de origen magmático. En la presencia

de evaporitas, como sal y anhidrita, las aguas de formación pueden exceder la salinidad

del agua de mar de 35000 ppm, observándose casos de salinidades superiores a los

100000 ppm. En las cuencas sedimentarias de Venezuela las salinidades de las aguas

de formación oscilan generalmente entre 8000 y 24000 ppm.

47La resistividad de las aguas de formación es una función de su salinidad. A

mayor salinidad más conductiva es el agua, por lo tanto su resistividad será

proporcionalmente menor. La temperatura afecta también la resistividad, mientras más

alta sea la temperatura menor será la resistividad de un agua con una salinidad dada,

debido esto a que el incremento en la temperatura da mayor libertad al movimiento de

los iones en la solución, aumentando de esta forma la conductividad.

3.2.1.3.1. Características Químicas del Agua de Formación

Un análisis físico-químicos del agua de formación muestra el contenido de los

principales iones que la conforman: calcio (Ca++), sodio (Na+), magnesio (Mg++) y

hierro (Fe++) como cationes; y cloruro (Cl-), carbonato (CO3-), bicarbonato (HCO3-) y

sulfato (SO4-) como aniones, además del sílice que está en forma de coloide. La unidad

en que se expresa dichas concentraciones se presenta comúnmente en partes por

millón (ppm) o en miligramos por litro (mgr/ ltrs), de una forma o de otra para el agua

son iguales, a pesar de que la primera sea una unidad de peso y la segunda de

volumen. Recordemos que la densidad para el agua se considera como uno

aproximadamente.

3.2.1.3.2. Clasificación de las Aguas de Formación

La clasificación de las aguas de formación se basa principalmente de la edad en

que se depositaron los sedimentos, relaciones entre concentraciones de algunos iones,

composición química, etc. Los sistemas de clasificación más aceptados son: Palmer

(1.911), Sulin (1.935), Stiff (1.951), Schoeller (1.955) y Ostroff (1.967), entre otros.

Específicamente la más empleada es la de Sulin, ya que se relaciona

directamente la edad del agua de formación y la composición química de la misma, y se

ha aplicado en la mayoría de los yacimientos venezolanos. A continuación se

especifican las clasificaciones más importantes de la aguas de formación:

Clasificación Genética: en base a su historia, las aguas del subsuelo se pueden

clasificar en:

• Aguas Meteóricas: son definidas como aguas que han formado parte del ciclo

hidrológico y que generalmente provienen de áreas montañosas o de llanos. En

48esta clasificación se incluyen las aguas que están continuamente circulando,

aguas subterráneas en movimiento (como aquellas que pertenecen a un

acuífero), agua evaporada en la atmósfera, agua de lluvia, agua de los océanos,

etc. Químicamente se comparan con el agua fresca y se caracterizan por tener

abundantes contenidos de Bicarbonato. Algunas veces contienen Sulfatos,

Calcio, Magnesio (todos estos en pequeñas cantidades, en comparación con el

contenido de Sodio), y además pequeñas concentraciones de sólidos disueltos

(por lo general menos de 10.000mg/lt).

• Aguas Connatas: son aquellas que no han formado parte del ciclo hidrológico y

han estado entrampadas en sistemas rocosos cerrados. Estas han sido

removidas de dicho ciclo por procesos de enterramiento en determinados

sedimentos, por períodos significativos de tiempo geológico. Estas aguas han

sido generadas al mismo tiempo que las rocas que las contienen; y se mueven a

través de los sedimentos como parte del proceso de compactación y migración.

Químicamente estas aguas son saladas, con concentraciones de Sodio que

aumentan con la profundidad y la edad de la roca que las contiene y que

generalmente son mayores que las presentes en el agua de mar.

• Aguas Juveniles: esta agua nunca han formado parte del ciclo hidrológico, ya

que se originan en el subsuelo. Químicamente son muy difíciles de identificar.

Clasificación Química

Esta clasificación como su nombre lo indica se basa en la composición química

de las aguas de formación y fue desarrollada por Palmer y Sulin. El primero de ellos

clasifica el agua dependiendo de la combinación de los elementos químicos de la

misma, y el segundo las clasifica dependiendo de su historia.

Clasificación Según Sulin: esta clasificación depende de los ambientes de origen

y del anión predominante en la solución. Este método divide las aguas en meteóricas y

connatas, de acuerdo a su composición química expresada en porcentaje de

miliequivalentes por litro (%meq/lt). Según su ambiente de origen y su composición

química, la clasificación Sulin es:

49

(Según su ambiente de origen)

(Según su composición química)

Figura 14. Clasificación de las aguas de formación según Sulin

• Aguas meteóricas: llamadas también hidrodinámica o aguas en condiciones

superficiales. Esta agua contienen sulfatos y bicarbonatos, pero muy poco Calcio

y Magnesio. El catión predominante es el Sodio, por lo tanto el porcentaje de

miliequivalentes de sodio debe ser aproximadamente igual a la suma del

porcentaje de miliequivalentes de los aniones.

• Aguas meteóricas tipo Bicarbonato de Sodio: intercambio de base negativa, bajo

contenido de sulfatos. Condición estática cuando no hay altas salinidades. Anión

predominante: HCO3-.

• Aguas meteóricas tipo Sulfato de Sodio: intercambio de base negativo. Anión

predominante: SO4=.

• Aguas Connatas: las aguas connatas no contienen Sulfatos ni Bicarbonatos. El

anión predominante es el cloruro (Cl-).

3.2.1.4. Resistividad de la Formación

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

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

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

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

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

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

CLASIFICACIÓN SEGÚN

AGUAS AGUAS CONNATAS

• Tipo Bicarbonato de Sodio

• Tipo Cloruro de Calcio • Tipo Cloruro de Magnesio

50encuentren en las formaciones, son eléctricamente no conductores. Las formaciones

porosas de más baja resistividad indican incrementos tanto en la cantidad de agua

como en su salinidad. Otros factores importantes en la resistividad de las formaciones

son la forma e interconexión de los espacios de los poros que están ocupados por el

agua. Estos factores dependen principalmente de la litología y textura de la formación.

3.2.1.5 Resistividad del Agua de la Formación

La resistividad del agua de formación es uno de los parámetros más importantes

en el análisis de registros a hoyo abierto, puesto que el valor de Rw es requerido para

calcular la saturación de fluidos en el espacio poroso de la roca reservorio.

El espacio poroso de los sedimentos marinos inicialmente está lleno por agua de

mar, pero la composición química del agua de mar no permanece constante con cambio

de profundidad, ni en grandes áreas geográficas, ni a través de largos períodos de

tiempo. Sin embargo, mucha parte del agua de mar probablemente no sufre cambios

significantes con el paso del tiempo geológico.

Variaciones considerables en la salinidad del agua pueden ocurrir dentro de una

cuenca. Ocasionalmente; la salinidad es totalmente diferente en la misma roca

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

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

las arcillas es aparentemente uno de los mecanismos primarios causantes de cambios

inusuales de la salinidad.

Las resistividades del agua pueden oscilar de 0,01 ohm-m a varios ohm-m a la

temperatura del reservorio. La resistividad del agua de formación (Rw) es

frecuentemente más fácil de determinar, pero ocasionalmente se hace difícil encontrar

un valor exacto para este importante parámetro petrofísico. Varias fuentes o métodos

son usados para determinar la resistividad del agua de formación (Rw) tales como:

• Catálogos de información de resistividades del agua.

• Mediciones de resistividad y temperatura de una muestra de agua producida en

el reservorio.

51• Análisis químico de una muestra de agua producida en el reservorio.

• Cálculo de Rw partiendo de la curva SP.

• Cálculo de Rw partiendo de valores reales de Ro y φ en un horizonte conocido

lleno de agua.

3.2.1.6 Resistividad Verdadera de la Formación

Para determinar valores petrofísicos aceptables para un reservorio virgen, un

valor confiable de resistividad de la zona no invadida de la formación es requerido. En

una zona limpia, que este libre de arcilla y se encuentre 100% saturada de con agua de

la formación, la lectura de resistividad de investigación profunda en la formación es

definida como Ro. Si petróleo y/o gas ocupan algo del espacio poroso, este valor de

resistividad es llamado Rt. Virtualmente todos los especialistas en evaluación

de formaciones se refieren a la resistividad de la zona inalterada como Rt y raramente

se refieren al término Ro.

El ambiente en el hoyo hace imposible medir un valor preciso de la resistividad

de la formación virgen (Rt). El tamaño del hoyo y el fluido de perforación al igual que la

profundidad de la invasión y el tipo de fluido que invade la formación afectan los

dispositivos de resistividad de investigación profunda.

3.2.1.7. Temperatura y Presión

La temperatura y la presión también afectan de diversos modos la producción de

hidrocarburos. En las rocas del yacimiento la temperatura y la presión controlan la

viscosidad y la solubilidad mutua de los tres fluidos: petróleo, gas y agua. Como

resultado de esto, la relación de fase de la solución petróleo-gas puede sufrir

variaciones altamente significativas, como respuesta a los cambios de temperatura y

presión.

Para obtener o estimar la temperatura media de cualquier formación, se coloca

un termómetro de máxima lectura junto con el dispositivo de registro y se anota la

temperatura en el encabezado de este último. Se supone que esta lectura se ha

obtenido a la profundidad total o la máxima a la cual se detuvo el dispositivo de registro.

52Además, se supone que la temperatura entre la superficie y dicha profundidad máxima

cambia de manera lineal. El supuesto es que el gradiente geotérmico es lineal y

constituye una aproximación adecuada. A veces, la temperatura máxima en el pozo es

menor que la de la formación misma, lo cual se debe al efecto del lodo de perforación

que circula durante el proceso de perforación. Si esto constituye un problema, deben

tomarse en varias bajadas la temperatura, a fin de determinar una temperatura

estabilizada.

3.2.1.8. Saturación de Fluidos

Los sedimentos al depositarse lo hacen conteniendo agua del ambiente

sedimentario correspondiente en el espacio poroso intergranular, es decir, que se

depositan conteniendo 100% de agua connata en el espacio poroso. La saturación de

fluidos de una roca es por lo tanto, la relación entre el volumen de fluidos contenido en

su espacio poroso y su volumen poroso total. A medida que la roca es soterrada, cierta

fracción de la saturación de agua connata puede ser remplazada por hidrocarburos si la

roca constituye una trampa estructural o estratigráfica. Por esta razón la saturación de

agua irreducible de los yacimientos está por debajo de un 50% del espacio poroso en la

mayoría de los casos pudiendo llegar a un 60% o más de arenas de granos finos y muy

arcillosos.

El supuesto general es que el yacimiento estuvo inicialmente repleto de agua y

que a lo largo del tiempo geológico, el petróleo o el gas formados en otro lugar,

migraron hacia la formación porosa, desplazando el agua de los espacios porosos de

mayor tamaño. Sin embargo, los hidrocarburos que migran nunca desplazan toda el

agua intersticial. En efecto, hay una saturación de agua irreducible o inicial,

representada por el agua retenida por tensión superficial sobre la superficie de los

granos, en el contacto entre los granos y en los intersticios más pequeños.

La experiencia del petrofísico en las áreas es necesaria para establecer

parámetros de cortes apropiados. La determinación más exacta posible de la saturación

de agua es el objetivo principal de la evaluación de formaciones.

53Cuando se evalúa un intervalo potencialmente petrolífero se asume que la

fracción del espacio poroso no ocupada por agua contiene hidrocarburo.

Dependiendo de las condiciones existentes en un reservorio particular, el

contenido de hidrocarburos puede estar en forma de petróleo, gas libre o ambos. En

reservorios que producen hidrocarburos el agua es generalmente una película adherida

sobre la superficie de la roca, dentro de los poros, mientras que el hidrocarburo ocupa

la porción central del espacio poroso.

Cuando el petróleo y el gas, que son no conductores de la electricidad, están

presentes en una roca porosa, conjuntamente con una cierta cantidad de agua salina

de formación, su resistividad es mayor que Ro, debido a que hay un volumen disponible

menor para el paso de la corriente eléctrica. Este volumen de fluido se designa como su

saturación en el espacio poroso y se representa por Sw.

La resistividad de una roca parcialmente saturada de agua (Rt), depende no solo

del valor de Sw, sino también de su distribución en el interior del espacio poroso. La

distribución de las dos fases (agua e hidrocarburo) dentro de la roca, depende de la

humectabilidad de la misma, de la dirección en que se fue establecida (drenaje o

imbibición) y del tipo de porosidad (ya sea intergranular, cavernosa o ambas).

La saturación es función de numerosos factores de índole físico, químico y

biológico. No existen números mágicos para valores de saturación mediante los que

pueden predecirse definitivamente la producción de hidrocarburo sin agua o de

solamente agua. La saturación es función de:

• Tipo de espacio poroso, conectado o aislado.

• Cantidad del espacio poroso.

• Tamaño de los granos.

• Homogeneidad o heterogeneidad de la matriz y canales porosos del reservorio.

• Relación entre permeabilidad vertical y permeabilidad horizontal.

• Presiones y temperaturas en situ.

• Capilaridad.

54• Mojabilidad de la matriz.

• Tipo de empuje del reservorio.

• Geometría del reservorio.

• Tamaño del reservorio.

• Mecanismo de entrampamiento estructural/estratigráfico.

3.2.1.9. Arcillosidad de las Formaciones

Desde un punto de vista geológico existe una clara distinción entre los términos

arcilla y lutita, no así en la evaluación de perfiles, donde ambos términos se usan

indistintamente para denominar la fracción de la roca ocupada por arcilla o lutita.

Petrológicamente, como arcilla se definen los silicatos complejos hidratados de alúmina

que constituyen la caolinita, ilita, montmorillonita, clorita y vermiculita, cuyo tamaño de

partícula es inferior a 1/256 mm. La lutita es la roca compuesta de minerales de arcilla

más esa otra variedad de minerales de grano muy fino, como cuarzo, óxidos de hierro,

micrita y materia orgánica. De hecho los minerales de arcillas muy raramente

constituyen capas puras.

Debido al tamaño muy pequeño que presentan las partículas de arcilla (1/16 a

1/256 mm) tienen una muy alta área superficial, por lo que pueden captar de manera

muy efectiva grandes cantidades de agua, las cuales no fluyen, pero contribuyen a las

respuestas de los perfiles.

La arcilla presente en las formaciones debe tomarse en cuenta para los efectos

de los análisis de registros. Independientemente de su influencia sobre la porosidad y

permeabilidad, la importancia señalada se desprende de sus propiedades eléctricas, las

cuales ejercen una influencia significativa en la determinación de las saturaciones de

fluidos.

La presencia de arcilla también complica la definición o concepto de porosidad

de la roca. La capa de agua superficial de la partícula de arcilla, puede presentar un

volumen muy significativo de porosidad. Sin embargo, dicha porosidad no debe

considerarse como indicativo de la existencia de un yacimiento potencial de

55hidrocarburos. En este sentido, una lutita o formación arcillosa puede poseer una alta

porosidad total y sin embargo, tiene una baja porosidad efectiva, para constituir un

yacimiento potencial de hidrocarburos.

Las arcillas asociadas a las arenas arcillosas pueden ser tanto de origen detrítico

como autigénico. En el primer caso la arcilla se deposita junto con la arena en

ambientes sedimentarios apropiados, y en el segundo la arcilla se origina por

diagénesis, como producto de precipitación de soluciones acuosas o por recristalización

de ciertos minerales inestables, después que la arena se depositó.

El modo en que la lutita o arcilla afecta la lectura de los registros eléctricos

depende de la cantidad de ella y de sus propiedades físicas. También pueden depender

de la manera en que la lutita esté distribuida en la formación. El material lutítico puede

encontrarse distribuido de tres maneras en la formación:

Las lutitas pueden existir bajo la forma de láminas, entre las cuales hay capas de

arena. Este tipo de lutita no afecta la porosidad o la permeabilidad de las capas

arenosas mismas. Sin embargo, cuando la cantidad de lutita laminar aumenta y por lo

tanto decrece la cantidad de medios porosos, se reduce proporcionalmente el espesor

neto efectivo del reservorio.

Las lutitas pueden existir bajo la forma de granos, fragmentos o nódulos en la

matriz de la formación. Esta matriz arcillosa se denomina lutita estructural; se considera

que tiene propiedades similares a la lutita laminar y a las lutitas masivas cercanas.

Conceptualmente, este tipo de arcilla no afecta ni a la porosidad ni a la permeabilidad

de la roca.

El material arcilloso puede encontrarse disperso en la arena, llenando

parcialmente los intersticios intergranulares. Este material disperso, puede encontrarse

en acumulaciones que se adhieren o cubren los granos de la arena, o bien, llenando

parcialmente los canales más pequeños de los poros. Las lutitas dispersas en los poros

reducen notablemente tanto la porosidad como la permeabilidad de la formación.

56Las arcillas dispersas se presentan como coberturas de la pared del poro (a),

como partículas discretas dispersas en el espacio poroso (b), como conglomerados

fibrosos que puntean y obstruyen el poro (c) o como alteraciones de minerales no

estables (d). (Figura 15).

Figura 15. Representación Esquemática de la ocurrencia de Arcillas Diagenéticas.

Las arcillas que se presentan cubriendo la pared del poro, forman una cobertura

relativamente continua y delgada de minerales arcillosos. Los cristales arcillosos

pueden estar orientados bien sea paralelos o perpendiculares a la superficie de la pared

del poro. Cristales unidos perpendicularmente a la superficie de la pared del poro son

usualmente entrelazados para formar una capa de arcilla continua que contiene

abundante espacio microporoso. La ilita, clorita y montmorillonita presentan morfología

correspondiente a esta disposición.

Las arcillas que se presentan como partículas discretas reflejan el típico modo de

ocurrencia de la caolinita en las areniscas. Estas partículas usualmente se desarrollan

como cristales laminados ocupando los poros intergranulares. Los cristales están

apilados cara a cara formando largos agregados de cristales. Los cristales de caolinita

que llenan los poros están dispuestos en forma aleatoria uno respecto al otro afectando

las propiedades petrofísicas de la roca pues se produce una reducción del volumen de

poro intergranular.

Las arcillas que se presentan como conglomerados fibrosos que puentean y

obstruyen el poro, incluyen a la ilita, clorita y montmorillonita. Estas se encuentran

unidas a la superficie de la pared del poro, extendidas en gran parte dentro o a través

del poro o en la garganta de poro creando un efecto de puenteo. Por último, las arcillas

a b

d c

57dispersas se encuentran como pseudomorfos de minerales arcillosos y alteraciones

arcillosas en planos de clivajes de feldespatos.

A lo largo de los años son muchos los modelos que se han propuestos con el fin

de relacionar la resistividad y las saturaciones de fluidos. Algunos manejan el supuesto

de que la lutita existe bajo una forma geométrica específica (por ejemplo, laminar,

estructural, dispersa) en las arenas arcillosas, como se presenta en la Figura 16.

Todos estos modelos consisten en un término compuesto, de arena limpia,

descrito en la ecuación de saturación de agua de Archie, y de otro término lutítico. Este

último puede ser muy simple o muy complejo; además, puede ser relativamente

independiente o encontrarse en interacción con arenas limpias. Los modelos basados

en las mediciones de resistividad, se reducen a la mencionada ecuación de Archie,

cuando la fracción lutítica es cero. En el caso de cantidades arcillosas muy pequeñas,

la mayoría de los modelos y métodos dan resultados muy similares.

3.2.2. Evaluación de formaciones limpias

Uno de los objetivos básicos del análisis de registros de pozo es la determinación

de los porcentajes de petróleo, gas y/o agua que ocupa el espacio poroso de la roca

reservorio. Aunque las saturaciones pueden ser determinadas por varios métodos,

muchos de los cuales requieren mediciones similares en los registros; circunstancias

específicas afectan o limitan la exactitud de cada método, por lo tanto el conocer estas

limitaciones será imprescindible para el uso apropiado de cualquiera de los métodos.

Figura 16. Formas Esquemáticas de la distribución de las Arcillas en los sedimentos y sus efectos sobre la Porosidad

Cuarz Cuarz Cuarz

Φ Φ Φ Φ

CuarzArena Limpia Arcilla Laminar Arcilla Estructural Arcilla Dispersa

58La saturación de agua partiendo de los registros ha sido calculada como el

porcentaje de agua contenido en el espacio poroso de un volumen de roca. Es

conveniente calcular la saturación de agua partiendo de los registros, porque los

instrumentos que miden la resistividad responden primeramente a la conductividad de

los fluidos (agua) en el espacio poroso.

3.2.2.1 Ley de Archie para el Cálculo de Saturación de Agua

La conductividad eléctrica en las rocas depende casi exclusivamente del

transporte de iones en el electrolito saturante de la roca, los cuales son en forma

predominante Na+ y Cl-. La facilidad con la que este tipo de iones atraviesan el sistema

poroso de la roca determina la resistividad de la roca. Rocas con alta porosidad, con

poros grandes y bien conectados tienen baja resistividad. Rocas de muy baja

porosidad, con sistemas porales sinuosos y restringidos, tienen más alta resistividad.

Los hidrocarburos también restringen la trayectoria del flujo de iones y aumentan la

resistividad de las rocas. La ley de Archie cuantifica este fenómeno para arenas limpias

consolidadas con porosidad intergranular.

Archie se interesó en las rocas limpias (libres de arcilla), usando para sus

experimentos numerosos núcleos de areniscas de intervalos productores de la costa del

Golfo de México. El midió la porosidad, permeabilidad y la resistividad eléctrica de las

muestras saturadas con agua salada (salmuera) de salinidad variable en rangos de 20

a 100000 ppm de NaCl.

El noto que la resistividad de cada muestra de roca saturada con agua salada,

Rw se incrementaba linealmente con la resistividad del agua salada Rw. El llamo a la

constante de proporcionalidad F, factor de formación de la roca, y escribió:

wo RFR .= Es decir, Ro es directamente proporcional tanto a la resistividad del agua de

formación Rw, como al factor de formación F, ya que la matriz mineral es considerada,

en este caso eléctricamente inerte. Una correlación entre Rw y Ro daría entonces una

recta que parte del origen con pendiente F. (Figura 17).

59

Arenas Limpias

El factor de formación es precisamente lo que el nombre implica, un parámetro

de la formación que describe la geometría del medio poroso. El desarrollo del factor de

formación, es la relación entre la resistividad y la porosidad de la roca. Esta relación

generalmente es verdadera si el reservorio no contiene arcilla y tiene una porosidad

intergranular homogénea.

Posteriormente, Archie graficó el factor de formación F, contra la porosidad Φ, en

papel doble logarítmico, encontrando otra tendencia lineal (opuesta a la anterior). Esta

tendencia fue matemáticamente equivalente a:

mFΦ

=1

El exponente m representa la tendencia de la pendiente negativa, la cual fue

determinada por Archie con valores que oscilan de 1.8 a 2.0. (Figura 3.9).

Figura 17. Relación de resistividad de una arena limpia saturada de agua Ro vs resistividad del agua saturante Rw

Rw

Ro F

Figura 18. Gráfica de Archie del factor eléctrico de la formación

Fact

or d

e Fo

rmac

i ón

Permeabilidad (md) Porosidad (%)

60Archie luego consideró una roca llena de hidrocarburos parcialmente saturada y

propuso un segundo factor. más tarde llamado índice de resistividad I, el cual fue

definido como:

o

t

RR

I =

Debido a las enormes dificultades de experimentar con rocas parcialmente

saturadas, el utilizó un reporte de datos del momento y graficó estos valores otra vez,

utilizando para ello papel doble logarítmico, notando que:

nWS

I 1=

En la cual Sw es la saturación de agua, y n llamado luego el exponente de

saturación, tomando inicialmente valores cercanos a 2. Archie obtuvo la ecuación que

define la ley que más tarde llevaría su nombre, desarrollada de la manera siguiente:

Sustituyendo la ecuación se obtuvo:

onW

t RS

R 1=

Luego, sustituyendo en la anterior

wnW

t FRS

R 1=

Por último, introdujo la ecuación referente al factor de formación en la ecuación

anterior

mnW

wt S

RR

Φ=

De ésta última, se despeja Sw, para obtener de esta forma la ecuación que es

conocida como la ley de Archie para el cálculo de saturación de agua en formaciones

limpias:

nm

t

wW R

RS

Φ=

Donde: Sw = Saturación de agua de la formación.

n = Exponente de saturación.

Rw =Resistividad del agua de formación.

61Φ = Porosidad de la formación.

m = Exponente de porosidad o cementación.

Rt = Resistividad de la formación (zona virgen).

3.2.2.2. Factor de Formación (F) - Exponente de Porosidad y/o Cementación (m)

Inicialmente toda la atención fue puesta en el exponente de porosidad m. Archie

observó, sin presentar datos para probar esto, que m estaba cercano a 1.3 para arenas

no consolidadas, más tarde él observó que el valor de m estaba cercano a 2 en las

areniscas, llevándole esto a intuir que m se incremente en los granos de arena que se

encuentra más cementados.

Archie corroboró su ley en un amplio rango de litologías, pero descubrió en este

proceso, que el aire usado para medir la permeabilidad y el flujo de iones a través de

los poros originaban medidas diferentes (Archie. G.E. 1947). Gráficas en papel doble

logarítmico de F contra Φ mostraron asombrosamente la consistencia de un tipo de roca

a otro con valores cercanos a 2, pero F contra la permeabilidad K mostraron gran

variabilidad. (Figura 18).

La ecuación para el cálculo de la saturación de agua en formaciones limpias se

complementa al incluir el término a dentro de la misma:

Figura 19. Tendencia de la formación contra la porosidad y permeabilidad obtenida por Archie para una variedad litologías.

Fact

or d

e Fo

rmac

ión

Permeabilidad (md) Porosidad

62

nm

t

wW R

aRSΦ

=

3.2.2.3. Exponente de Saturación (n)

La conducción eléctrica de las rocas limpias esta relacionada con el transporte

de iones en los poros llenos de salmuera, predominantemente iones de sodio Na+ y

cloruro Cl-. En rocas con poros abiertos bien conectados y donde el trayecto este lleno

con salmuera, el flujo de iones ocurre fácilmente y la resistividad es baja; mientras que

rocas con trayectos porosos sinuosos, impiden el transporte de iones y por lo tanto

tienen alta resistividad. En ambos casos, el flujo de iones se hace tortuoso y la

resistividad se incremento cuando la salmuera es remplazada por hidrocarburos no

conductivos.

Archie supuso en su relación que el incremento de resistividad en los

hidrocarburos es debido a un factor, más tarde llamado índice de resistividad.

El estuvo entusiasmado al creer que el exponente n era constante, y que el

incremento de la resistividad era enteramente dependiente de Sw, lo cual fue más

complejo de lo que inicialmente se pensó.

3.2.2.4. Técnicas de Evaluación de Formaciones Limpias

Como se ha venido mencionando, los parámetros más críticos en la evaluación

de Sw, son m y n. De acuerdo a numerosos estudios realizados en núcleos de arenisca

se han reportado considerables variaciones de los mismos ver numerales pudiéndose

tomar valores de m en un rango entre 1.5 y 3.0 y de n entre 1.3 y 8.0. La dispersión de

los valores es significante, aunque el promedio de los yacimientos más comunes tiende

a 2.0 para ambos parámetros. En términos generales se asume que ambos parámetros

son iguales.

El parámetro a se considera constante para una litología dada y su valor es de

0.8 1 para areniscas cuando m = 2.0; lo que equivale a a = 0.62 cuando m = 2.15; y en

63carbonatos se utiliza a = 1.0, pero siempre entendiendo que los valores mas confiable

de a, m y n son aquellos obtenidos a partir mediciones de muestras de núcleo.

De igual manera, estos valores pueden ser obtenidos con cierto grado de error, a

partir de técnicas gráficas como lo son los gráficos de Pickett y Hingle.

Ambos métodos tienen la versatilidad de no solo arrojar un valor muy preciso de

saturación de agua (Sw), sino de también ayudar a calcular otros parámetros

necesarios para lograr una exitosa evaluación durante el perfilaje.

Muchas compañías usan estos métodos para graficar importante data de cada

pozo y luego usarla como medida de control en las evaluaciones de los otros pozos a

perfilar en la misma área. Este control ayuda a identificar inadecuados procedimientos

de perfilaje y a reconocer cambios graduales en las propiedades del yacimiento de pozo

a pozo; sirviendo como indicador de una posible heterogeneidad del yacimiento.

3.2.2.4.1. Técnica Gráfica de Pickett

Basándose en un análisis logarítmico básico, Pickett tuvo como único propósito

convertir la data distorsionada en una cercana estimación de la saturación de agua, sin

necesidad de conocer muchos parámetros del yacimiento (m, Rw).

La aproximación de Pickett se basa en la consideración de la ecuación básica de

la resistividad verdadera

mnW

wt S

aRRΦ

=

Si tomamos logaritmos en ambos lados de la ecuación anterior tendremos:

( ) ( ) ( ) )( wwt SnLogmLogaRLogRLog −Φ−=

En un gráfico Log-Log de Rt vs. φ, la ecuación de los puntos de la zona con Sw

igual a 100% (Log(Sw)= 0), representará la familia de líneas rectas con pendiente de -

m, cuyo intercepto es de “aRw” en la abscisa de Φ = 100%. Los puntos de la zona con

Sw menor a 100% caerán por encima de la línea recta. La ecuación de la línea recta

para una zona Acuífera es la siguiente:

64

( ) ( ) ( )Φ−= mLogaRLogRLog wo

Los errores en conjunto de todos estos parámetros pueden dar una variación de

±20% en la estimación de Sw. Consecuentemente, es deseable hacer todo lo posible

para minimizar la incertidumbre, tal como medir Rw de muestras de agua, calibrar las

porosidades con núcleos, chequear los perfiles con los de pozos vecinos y derivar m y a

de ser posible de los análisis de núcleos.

Este gráfico puede usarse también para calcular Rw, o m el caso de no

conocerlos.

3.2.2.4.2. Técnica Gráfica de Hingle

Originalmente, era un gráfico de resistividad/conductividad vs. valores de tiempo

de tránsito, pero rápidamente se extendió su aplicación a gráficos de resistividad vs.

porosidad del density, resistividad vs. porosidad del neutrón, micro y meso resistividad

vs. porosidad, etc.

Hingle combina la relación del factor de formación con la ecuación de saturación,

ambas de Archie (ecuación 4.14), trabajando con valores para m y n de 2, y a de 1,

llevando la ecuación anteriormente citada a la expresión que se muestra a continuación: 2/1

⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛=Φ

t

wW R

RS

Si de la ecuación anterior Rw permanece constante, entonces Sw. φ será

proporcional a 1/(Rt)1/2. Utilizando este método de Hingle con la escala apropiada se

puede estimar gráficamente la saturación de agua, u otro parámetro como Rw, de ser

necesario.

Las limitaciones del método gráfico son: Rw debe ser constante para los

intervalos a analizar, no deben existir intervalos acuíferos con muchas variaciones de

porosidad, cambios en la litología de un intervalo a otro y que las formaciones

analizadas sean relativamente arcillosas.

653.2.3. Evaluación de formaciones arcillosas

La presencia de lutita o arcilla en la roca-yacimiento es un factor altamente

perturbador en la evaluación de formaciones. Por un lado complica la estimación del

volumen de hidrocarburos en-sitio, y por el otro, afecta la habilidad del yacimiento de

producir esos hidrocarburos. La mayoría de las rocas contienen algo de lutita o arcilla, y

sus efectos son los de reducir la porosidad efectiva, a menudo significativamente, bajar

la permeabilidad, algunas veces drásticamente, y alterar la saturación de aquella

predicha por la ecuación de Archie.

La arcilla, un constituyente mayor de la lutita, consiste de partículas

extremadamente finas que poseen una superficie de exposición muy grande, capaz de

ligar una fracción substancial del agua en los poros a su superficie. Esta agua

contribuye a la conductividad eléctrica de la arena, pero no a su conductividad

hidráulica, por lo que no puede ser desplazada por hidrocarburos y no fluirá.

Una formación arcillosa con hidrocarburos que puede exhibir una resistividad

muy similar de aquella mostrada por una arena limpia y acuífera cercana, o por una

lutita adyacente. Esto significa que arenas arcillosas prospectivas pueden ser difíciles

de distinguir en los perfiles de resistividad y, aún si pueden ser localizadas, la aplicación

de la relación de Archie puede dar saturaciones de agua muy pesimistas.

Demasiada arcilla en la roca-yacimiento puede matar su permeabilidad; sin

embargo, una cantidad modesta, si está diseminada por los poros, puede ser

beneficiosa al atrapar agua intersticial y permitir una producción comercial de las zonas

de alta Sw.

3.2.3.1. Naturaleza de las Lutitas

Las lutitas es una mezcla de minerales de arcilla y limo, la cual fue originalmente

depositada en un ambiente de muy baja energía, principalmente por asentamiento en

aguas tranquilas. Por otro lado, el limo consiste de partículas finas, mayormente sílice,

con pequeñas cantidades de carbonatos, Feldespatos y otros minerales no arcillosos.

Los sólidos en una lutita típica pueden consistir de alrededor del 50% de arcilla, 25%

Sílice, 10% Feldespatos, 10% Carbonatos, 3% de Óxidos de Hierro, 1% de materia

orgánica y 1% de otros minerales. La lutita puede contener de 2 a 40% de agua por

66volumen. Lo que afecta los registros de maneras anómalas es la componente arcillosa

de las lutitas.

La arcilla está constituida de minerales de arcilla cristalinos. Estos son hidro-

silicatos de aluminio de fórmula química general (Al2O4). Y (SiO2). Z (OH), los cuales

contienen pequeñas cantidades de otros elementos tales como Magnesio, Potasio,

Hierro y Titanio. Las arcillas de naturaleza detrítica es un producto de la meteorización

de rocas pre-existentes, así que su composición es bastante variable, dependiendo del

ambiente y condiciones de temperatura, humedad y acidez bajo las cuales fueron

formadas.

Las partículas de arcilla tienen una estructura de plaquetas estratificadas

cristalinas muy delgadas, que están sobrepuestas una arriba de la otra, con pequeños

espaciamientos entre ellas. Las partículas de arcilla son, entonces, extremadamente

pequeñas, alrededor de 2 micrones en su máxima dimensión, esto es, de 10 a 100

veces más pequeñas que el grano de arena promedio.

Esto quiere decir que habrá un espacio amplio en los poros de las arenas para

que estas partículas se acomoden, y de hecho, en ese espacio se encuentran. Los

minerales de arcilla se encuentran clasificados en grupos específicos de acuerdo a su

estructura cristalina. Concernientes a las rocas sedimentarias, existen los grupos de la:

Montmorillonita (una forma de la Esmectita), Ilita, Caolinita, Clorita y “capas mezcladas”.

En la siguiente tabla, se listan las propiedades más importantes para la evaluación de

formaciones.

Tabla 2. Influencia de los tipos de Arcilla, en las propiedades utilizadas para la evaluación de

Formaciones Arcillosas. Motmorilloni

ta Ilita Clorita Caolinita

CEC

(meq/gr) 0.8-1.5 0.1-0.4 0-0.1 0.03-0.06

∅CNL 0.24 0.24 0.51 0.36

ρProm

(gr/cc) 2.45 2.65 2.80 2.65

Constituyent

es menores

Ca, Mg,

Fe

K, Mg,

Fe, Ti Mg, Fe -

67K (%) 0.16 4.5 - 0.42

U (%) 2-5 1.5 - 1.5-3

Th (%) 14-24 < 2 - 6-19

En la tabla anterior, la primera fila de datos corresponde a un parámetro muy

importante la capacidad de intercambio catiónico o CEC. Se puede ver que la

montmorilonita y la ilita tienen muchos más altos que la clorita o la caolinita. La segunda

fila lista las propiedades que el registro neutrónico (CNL) leería teóricamente en una

formación con 100% de arcilla seca, debido al enlace con el hidrógeno en la red

cristalina. Este hidrógeno no contribuye a la conductividad de la formación. La

Montmorilonita y la Ilita representan valores menores que la Clorita y la Caolinita, lo

opuesto al caso del CEC.

En la siguiente fila pueden verse las densidades promedios de la arcilla seca.

Esta varía tanto con la concentración de hidrógeno, como con la presencia de minerales

pesados bajo la forma de constituyentes menores tales como el hierro.

Las tres últimas filas de la tabla muestran las concentraciones promedios de los

componentes naturalmente radioactivos en las arcillas, en donde se puede apreciar la

alta concentración de Potasio en la Ilita y el alto contenido de Torio en la

Montmorilonita.

La Montmorilonita es de alguna forma, la única arcilla que se hincha en contacto

con el agua, cuando ésta se introduce entre las plaquetas y las fuerza a separase. Otra

de sus características es que a ciertas temperaturas se convierte en Ilita, dejando agua

libre que contribuye a sobrepresionar las arenas adyacentes.

3.2.3.2. Componentes de una Arena Arcillosa

La siguiente figura muestra los componentes de una arena arcillosa con

hidrocarburos:

68

Arena

Arcilla

Agua ligada

Agua libre

Hidrocarburo

S

Sw

Sh

Swt

∅h ∅

Vs

∅

Sólid

Líquid

La matriz de la roca está constituida de partículas normales de arena y de arcilla.

El fluido se compone de agua ligada, el agua libre y los hidrocarburos.

La porosidad total (∅t), corresponde a la sumatoria del agua ligada, el agua libre

y los hidrocarburos. La porosidad libre o efectiva (∅e), es el resultado de multiplicar la

porosidad total por (1-Sb).

)1( bte S−= φφ La fracción volumétrica de hidrocarburos es

)1( wtth S−= φφ Donde Swt es la fracción del total del espacio poroso que contiene agua. Esta es

una cantidad difícil de determinar en la interpretación de arenas arcillosas. Los cationes

Na+ que balancean las cargas y que están asociados a las arcillas, contribuyen a la

conductividad eléctrica, tomando la forma de cationes migrando de un lugar a otro,

cuando un campo eléctrico es aplicado. Externamente se manifiesta como el exceso de

conductividad asociado a la presencia de arcillas.

Figura 20. Componentes de una Arena Arcillosa.

69La manera como la conductividad debida a los cationes que balancean las

cargas actúa en el espacio poroso, afecta el cálculo de la conductividad total de la

arena y la estimación de la saturación de agua.

3.2.3.3. Cálculo de la Arcillosidad de las Formaciones

El volumen de arcilla puede estimarse a partir de registros tales como:

• Rayos Gamma.

• Potencial Espontáneo.

• Resistividad.

• Densidad.

• Neutrón.

• Sónico.

De estos registros el más utilizado es el perfil de Rayos Gamma.

A continuación se presentan las ecuaciones para el cálculo del Indice de

Arcillosidad:

• Rayos Gamma: Afectado por la presencia de minerales radiactivos.

arenash

arenalGR GRGR

GRGRIsh

−−

=

Donde:

GRl = Gamma Ray leído en la zona a evaluar.

GRarena = Gamma Ray en la arena más limpia en el mismo intervalo

geológico.

GRsh = Gamma Ray en las arcillas.

• Potencial Espontáneo: (Poco utilizado pues es muy afectado por la invasión de

lodo en base aceite).

⎟⎠⎞

⎜⎝⎛−=

SSPPSPIshSP 1

Donde:

SSP = Potencial espontáneo estático.

70 PSP = Potencial espontáneo seudo-estático.

El valor del SSP puede determinarse directamente a partir de la curva del SP, si

en un horizonte dado hay capas gruesas, limpias, con agua; se traza una línea que

pase por el máximo SP (negativo) enfrente a las capas gruesas permeables; y se traza

otra línea base de lutitas a través del SP enfrente a las capas de lutitas. La diferencia

en milivoltios entre estas dos líneas es el SSP.

El SP seudo-estático (PSP) es el valor registrado como la máxima deflección del

SP en una arena arcillosa. La arcilla reduce el valor del SP. El PSP en zonas de agua

se determina mediante:

⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛−=

t

xo

RR

KPSP log

Donde:

K = 61+0.133Tf (Tf = temperatura de fondo °F).

Rxo = Resistividad en la zona lavada.

Rt = Resistividad de la formación.

Otra forma de determinar el índice de arcillosidad mediante el registro SP, es

utilizando la siguiente ecuación:

arenash

arenalSP SPSP

SPSPIsh

−−

=

Donde:

SPl = Potencial espontáneo leído en la zona a evaluar.

SParena = Potencial espontáneo en la arena más limpia en el mismo intervalo

geológico.

SPsh = Potencial espontáneo en las arcillas.

Resistividad: No aplica en crudos pesados y arenas de baja porosidad.

t

shR R

RIsh =

71

Donde:

Rsh = Resistividad de la arcilla.

Rt = Resistividad en la zona virgen.

Densidad-Neutrón: La combinación densidad-neutrón es un buen indicador de

arcilla, salvo en el caso de arenas gasíferas, debido al hidrógeno asociado a la arcilla,

en una arena no gasífera el neutrón siempre leerá una porosidad mayor que la del

densidad.

shshDN DN

DNIRΦ−ΦΦ−Φ

=

Donde el numerador representa la diferencia de porosidad (neutrón – densidad)

en la arena arcillosa y el denominador la diferencia en una lutita cercana.

Neutrón-Sónico:

shshNS SN

SNIshΦ−ΦΦ−Φ

=

Donde el numerador representa la diferencia de porosidad (neutrón – sónico) en

la arena arcillosa y el denominador la diferencia en una lutita cercana.

Densidad-Sónico:

shshDN SD

SDIshΦ−ΦΦ−Φ

=

Donde el numerador representa la diferencia de porosidad (neutrón – sónico) en

la arena arcillosa y el denominador la diferencia en una lutita cercana.

3.2.3.4. Modelos para el cálculo del Volumen de Arcilla

El volumen de arcilla puede determinarse a partir de los indicadores de

arcillosidad explicados en el punto anterior, y a partir de modelos establecidos para el

cálculo del volumen de arcilla:

723.2.3.4.1. Modelo Lineal

El volumen de arcilla calculado a partir de registros recibe el nombre de Volumen

de Arcilla Lineal y está definido por:

IshVsh =

Donde:

Ish = Indice de Arcillosidad, calculado a partir de registros.

Vsh(Lineal) = Volumen de arcilla Lineal.

3.2.3.4.2. Modelo de Clavier.

El volumen de arcilla a partir de Clavier está definido por:

( ) ⎥⎦⎤

⎢⎣⎡ +−−= 27.038.37.1 IshVsh

1/2

Donde:

Ish = Indice de Arcillosidad, calculado a partir de registros.

Vsh(Clavier) = Volumen de arcilla por Clavier.

3.2.3.4.3. Modelo de Steiber.

El volumen de arcilla a partir de Steiber está definido por las siguientes

ecuaciones:

IshIshVsh−

=2

IshIshVsh

×−=

23

IshIshVsh

×−=

34 Donde:

Ish = Indice de Arcillosidad, calculado a partir de registros.

Vsh(Steiber) = Volumen de arcilla por Steiber.

3.2.3.4.4. Modelo de Larionov.

El volumen de arcilla a partir de Larionov está definido por las siguientes

ecuaciones según la edad de las formaciones:

73

3122)( −×

=−Ish

viejasrocasVsh

17.32

17.32)(−

−×=−

IshterciariasrocasVsh

Donde:

Ish = Indice de Arcillosidad, calculado a partir de registros.

Vsh(Larionov) = Volumen de arcilla por Larionov.

Para establecer el modelo a utilizar, se compara la porosidad del núcleo contra

los valores de porosidad efectiva calculados con cada uno de los modelos de

arcillosidad seleccionados. El modelo que proporcione el mejor cotejo es el indicado

para aplicar al resto de los pozos.

3.2.3. 5. Modelos para el Cálculo de Saturación de Agua

Para el cálculo de saturación de agua existen una serie de modelos que fueron

determinados en el pasado y que han ido evolucionando a lo largo del tiempo:

3.2.3.5.1. Modelo de Simandoux

En 1963 Simanduox reportó experimentos en mezclas homogéneas de arena y

montmorilonita y propuso una expresión de la forma:

XFCC wo += )/(

Donde X, es el término que toma en cuenta la conductividad debido a la

presencia de lutita, que está representado por el producto Vsh x Csh. Esta ecuación se

relaciona específicamente con la parte lineal de la relación Co vs. Cw mostrada en la

figura 4.15.

Al agregarle hidrocarburos al sistema, la relación de Simandoux se convierte en:

shshww

t CVSF

CC .2 +⎟

⎠⎞

⎜⎝⎛=

74Esta expresión nos dice explícitamente que la contribución de la arcilla a la

conductividad X=Vsh.Csh, no depende de la saturación de agua.

En 1969, Bardon&Pied modificaron la relación de Simandoux para tomar en

cuenta la relación entre Sw y X, y la nueva ecuación fue:

wshshww

t SCVSF

CC ..2 +⎟

⎠⎞

⎜⎝⎛=

Expresando la ecuación en términos de resistividades, haciendo F=1/φe2 y

despejando Sw, tenemos:

⎥⎥⎥

⎦

⎤

⎢⎢⎢

⎣

⎡−

⎟⎟

⎠

⎞

⎜⎜

⎝

⎛⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛+⎟⎟

⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛=

sh

sh

tw

e

sh

sh

e

ww R

VRRaR

VRaS

2/122

2 ...4

.2

. φφ

3.2.3.5.2. Modelo de Waxman-Smits

En 1968, Waxman y Smiths publicaron su renombrado trabajo el cual más tarde

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

ecuación fue modificada por Waxman y Thomas (1974) y mas tarde por Juhasz (1981).

Este fue y sigue siendo catalogado como un refinado método para calcular la saturación

de agua en arenas sucias a partir de información aportada por los registros de

resistividad.

El método empleado por Waxman y Smiths no solo relacionaba la saturación de

agua con la relación convencional entre la resistividad de la formación y la resistividad

del agua connata sino también con la conductividad de las arcillas contenidas en la

formación. La ecuación original puede ser escrita en términos más prácticos, es decir en

función de resistividad preferiblemente que de conductividad y despejando el término de

saturación de agua:

)/..1(.*

*

wtvwt

wnw SQBRR

RFRS+

=

Los valores de n* y m* son típicamente establecidos a partir de análisis

especiales de núcleos de laboratorio. El factor de resistividad de formación corregido

por arcillosidad se expresa de la siguiente forma:

75

*

**

m

aFRφ

=

Cuando el factor de resistividad de formación ha sido determinado a partir

información de núcleo que contiene salmuera de alta resistividad en sus poros, o

cuando se determina a partir de análisis de registros en formaciones de agua fresca, el

valor de FR* puede ser determinado a partir de la ecuación:

)..1(*vw QBRFRFR +=

La expresión (Rw.B.QV./Sw) en las ecuaciones anteriores describe la reducción

de la resistividad de la formación causada por la presencia de arcilla. Es muy importante

reconocer que este efecto se incrementa al mismo tiempo que la saturación de agua

(Sw) disminuye o lo que es lo mismo cuando la saturación de hidrocarburos (Sh)

aumenta. Este efecto se hace significativo en formaciones productoras de hidrocarburos

que tienen una salinidad del agua de formación menor de 150.000 ppm equivalente de

NaCl. El valor de Qv es definido por la ecuación:

φρφ

*100)1( ma

vCEC

Q−

=

QV representa la capacidad de intercambio catiónico por unidad de volumen

poroso de la formación y es medido en meq/ml del espacio poroso. La capacidad de

intercambio catiónico (CEC) es una característica que describe el número de puntos

activos sobre la superficie sólida donde los cationes son intercambiados. La capacidad

de intercambio catiónico solo puede ser determinada a partir de análisis de laboratorio a

muestras de núcleos.

El término B es llamado conductividad específica de los cationes y es un índice

de la movilidad de los cationes absorbidos sobre la superficie arcillosa. Tan pronto

como la temperatura o la concentración de la salmuera asociada a los poros cambie la

movilidad de los cationes absorbidos incrementa.

3.2.3.5.3. Modelo de Indonesia (Poupon-Leveaux)

La relación de Poupon-Leveaux fue desarrollada para resolver algunos

problemas en él cálculo de las saturaciones de agua en la región del sudeste asiático

(Indonesia), y es a menudo referida como la ecuación de Indonesia. La formula está

76integrada en 3 partes: una porción de arena, una porción arcillosa y una porción

llamada mecanismo de vínculo cruzado entre los dos tipos de roca (arena y arena

arcillosa). La formula de Indonesia en una versión abreviada es la siguiente:

222 ....

2 wshshwshshw

ww

t SCVSF

CVCS

FC

C ++=

La expresión a la izquierda de la raíz representa la porción de arena y la

expresión a la derecha de ésta representa la porción arcillosa. El termino dentro de la

raíz se considera como el vínculo entre la arena y la arcilla. La ecuación de Indonesia

provee de relativamente buenos resultados de saturación de agua excepto a altos

valores de saturación de agua. La ecuación de Indonesia puede también reescribirse

en términos de resistividad:

2/2/)

21(1 n

ww

m

sh

V

sh

t

SaRR

VR

sh

⎥⎥

⎦

⎤

⎢⎢

⎣

⎡+=

− φ

Esta ecuación fue desarrollada para usarse en Indonesia ya que allí las

relativamente frescas aguas formacionales y los altos grados de arcillosidad,

evidenciaban los inconvenientes presentados por otros modelos. Posteriormente ha

resultado ser útil en otras áreas y por lo tanto ha sido ampliamente usada por los

analistas de registros de pozos.

Mucha gente prefiere la ecuación de Simandoux porque es una ecuación de

balance de materiales lineal. Desafortunadamente las implicaciones geológicas y

petrofísicas de la roca, sus minerales, los fluidos que ella contiene y las condiciones del

hoyo tendrán siempre un comportamiento No-Lineal, trayendo como resultado que las

salutaciones determinadas a través de este modelo estarán siempre extremadamente

optimistas, es decir el resultado de la saturación de agua por esta ecuación será más

bajo en comparación al verdadero valor de saturación de agua.

773.2.3.5.4. Modelo de Doble Agua

Schlumberger propuso el modelo de doble agua a mediados de los años 70.

Investigadores como Clavier, Coates y Dumanoir intentaron usar solo la información de

registros para tratar de resolver algunos de las interrogantes acerca de la arcilla y el

agua asociada a ellas. Es de todos conocidos que las arcillas retienen gran cantidad de

agua debido a su propiedad de hidratarse.

Si bien las lutitas son esencialmente rocas impermeables, a menudo son muy

porosas pero representan una porosidad no-efectiva ya que los poros no se encuentran

interconectados.

El modelo de Doble Agua considera dos componentes, agua asociada a la arcilla

y los minerales de arcilla. Los minerales de arcilla son modelados por ser

eléctricamente inertes, es decir la conductividad de las arcillas es por lo tanto derivada

de la conductividad del agua asociada a éstas (Cwb). El agua de las arcillas es

asumida independientemente del tipo de arcilla, pero su cantidad depende del tipo de

arcilla presente en la formación, y por lo tanto esta agua asociada será mayor para

arcillas que tienen mayor área de contacto en su superficie, tal como por ejemplo la

Montmorillonita y menor para arcillas que tienen menor área de contacto en su

superficie, tal como por ejemplo la Caolinita.

El agua asociada a las arcillas es normalmente inmóvil, por lo tanto el volumen

que este ocupa no puede ser desplazado por el hidrocarburo. Como los minerales de

arcilla son considerados eléctricamente inertes, ellos pueden ser tratados tan como

cualquier otro mineral.

Excluyendo en los casos en los que minerales conductivos tales como la pirita

estén presentes en la formación, el volumen poroso de la mayoría de las rocas puede

ser calculado a partir propiedades eléctricas.

La ecuación de Archie puede ser escrita en términos de la conductividad:

we

nwt

mw

t CaS

Cφ

=

78Donde:

a,m,n = representa los parámetros petrofísicos convencionales.

Ct = Conductividad de la zona no invadida de la formación.

Cwe = Conductividad equivalente del agua en los poros.

Note que la φt y la Swt se refieren al volumen poroso total, el cual incluye

volúmenes de poro que están saturados con agua asociada a las arcillas y agua

connata (el cual se refiere según lo antes discutido al agua libre o movible). La

conductividad equivalente del agua (Cwe) está representado de la siguiente manera:

wbw

wbwwwe VV

VCVC

++

=.

Donde:

Vw y Vwb = son los volúmenes de agua libre y agua asociada a la arcilla

receptivamente y Cw y Cwb son sus conductividades.

En términos de saturación la ecuación anterior puede convertirse de la siguiente

forma:

( )wwbwt

wbwwe CC

SS

CC −⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛+=

Donde:

Swb = saturación de agua asociada a la arcilla.

La ecuación anterior describe la conductividad equivalente del agua como una

función de la conductividad del agua de formación mas la conductividad del agua

asociada a la arcilla. La ecuación se convierte entonces de la siguiente forma:

( )⎥⎥⎦

⎤

⎢⎢⎣

⎡−⎟⎟

⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛+= wwb

wt

wbw

nwt

mw

we CCSS

CaS

Cφ

La porosidad y la saturación de agua de la arena, es decir la formación limpia es

obtenida mediante la resta al volumen poroso de la fracción de agua de arcilla. La

ecuación para la porosidad efectiva es por lo tanto:

79

)1( wbt S−= φφ Y la ecuación para la saturación de agua es dada como:

wb

wbwtw S

SSC

−−

=1

Cuatro son los parámetros que deben ser determinados para lograra la

evaluación de arenas arcillosas a través del modelo de Doble Agua:

Resistividad (Rw) o Conductividad (Cw) del agua connata movible.

Resistividad (Rw) o Conductividad (Cw) del agua asociada a la arcilla.

Porosidad Total (φt).

Saturación de agua asociada a la arcilla (Swb).

3.2.4. Análisis de Núcleos

Un núcleo es una muestra rocosa de un yacimiento, que es tomada del pozo a

una profundidad especifica, la extracción por medio de métodos especialmente

diseñados para preservar su estructura geológica y sus características físico – químicas

de la mejor forma posible, de manera que se puedan tomar del mismo datos

petrofísicos y geológicos confiables.

Presenta las siguientes ventajas:

• Se le puede asignar una profundidad exacta mediante el uso del Core Gamma y

su correlación con los perfiles corridos a hueco abierto.

• En la mayoría de los casos, es representativo de las características del

yacimiento.

• Por su volumen y características es de gran versatilidad, siendo el tipo de

muestra más adecuada para realizar estudios petrofísicos, sedimentológicos,

tectónicos, micropaleontológicos, etc. Estas pruebas no pueden realizarse con

muestras de menor volumen.

• Se pueden tomar en formaciones de cualquier litología y establecer la

sedimentología del área.

• Sirve para correlacionar perfiles de pozos.

• Son el soporte de la ejecución/validación de recuperación secundaria

80• Permite detectar y explicar anomalías en los perfiles.

El análisis de núcleos es parte muy importante del programa general de

evaluación de un yacimiento, pues facilita la evaluación directa de sus propiedades y

provee bases para la calibración de otras herramientas de evaluación, como los perfiles

de pozos mediante las correlaciones entre estos y el “Core Gamma” del núcleo

(registro del núcleo). No se le puede tomar núcleos a todos los pozos porque tal

operación es costosa; sin embargo, los planes iniciales de desarrollo de un yacimiento

deben tomar en cuenta la extracción de núcleos en un número razonable de pozos.

Los análisis de núcleo pueden ser Convencionales y Especiales. (Flores y Dellan,

1996).

3.2.4.1. Análisis Convencionales de Núcleos.

Para este tipo de análisis las medidas de volúmenes de líquidos extraídos de los

tapones o núcleos y la sumatoria de los mismos permiten estimar la saturación de los

fluidos y la porosidad. La permeabilidad absoluta se mide utilizando aire o agua como

fase fluyente aplicando la Ley de Darcy. La densidad de los granos se mide pesando la

muestra previamente limpia y luego saturándola con un fluido de densidad conocida: la

diferencia de peso da la porosidad total y la densidad de la roca. Todos estos análisis

básicos se realizan a condiciones atmosféricas. (Ver Tabla 3).

Tabla 3. Modelo de Análisis Convencionales de Núcleos.

Tipos de Ensayos Método Parámetros Unidad Observaciones

Saturación de

fluidos

Destilación

Soxhlet

Dean-Stark

Centrífuga

Retorta

Sw,

Sh, Sg, φt

% ∑ de fluidos

Destructivo

Porosidad

Volumétrico

Porosímetro

Picnómetro

φt,

ρgr, φe %

Permeabilidad Kh, Md

81Kv

Densidad de

granos Volumen

ρma,

φt gr/cc

Descripción de la Litología: consiste en la identificación detallada de las

características geológicas, físicas y mineralógicas de una roca. Se procede a clasificar

el núcleo, de acuerdo a las siguientes características: color, escogimiento de los

granos, forma tamaño, textura, minerales presente, grado de compactación, presencia

de fósiles, presencia de hidrocarburo, solubilidad, etc.

Finalmente de acuerdo a los resultados obtenidos, se logra identificar el tipo de

roca de la que proviene el núcleo, así como también el ambiente de depositación de los

sedimentos presentes y la facies predominante: arenisca, arcilla, lutita, limo, o

combinaciones entre ellos.

Determinación de la Permeabilidad al Aire: en la muestra se pueden determinar

dos tipos de permeabilidad: horizontal y vertical. Para determinarlas, se coloca la

muestra en un cilindro y este a su vez se introduce en un permeámetro. Se hace fluir

aire a través del sistema, mediante un diferencial de presión, para medir esta tasa de

flujo.

Conociendo el área de la sección circular perpendicular al flujo y la longitud del

cilindro que contiene la muestra, se puede calcular la permeabilidad mediante la Ley de

Darcy. Luego se puede corregir por el efecto de deslizamiento del fluido sobre la pared

de los poros (efecto de Klinkemberg).

Determinación de la Porosidad: la porosidad en el laboratorio puede medirse

empleando diferentes método, entre los cuales se destacan entre otros el Método de

Saturación de Barnes, Método de la Retorta, Porosímetro de Washburn – Bunting,

Porosímetro de Stevens, Método de Rusell, Porosímetro de Boyle, etc.

Saturación de Fluidos: los métodos para determinar las saturaciones de fluidos

en los yacimientos, consiste en analizar los núcleos en lo referente a su contenido de

82petróleo y agua. Se considera que el gas no está presente, debido a un proceso de

evaporación. Existen dos métodos diferentes de análisis: el Método de Dean Stark y el

Método de la Retorta. Este último se utiliza generalmente en los cálculos de porosidad,

por que el método de Dean Stark es el más usado para el cálculo de las saturaciones.

El método de Dean Stark, también llamado método de extracción con solvente,

se utiliza principalmente para el análisis de núcleos no consolidados. Consiste en un

ciclo de destilación (evaporación – condensación) de un solvente, a un punto de

ebullición mayor que el del agua, con la finalidad de sacar el volumen de agua alojado

en el espacio poroso de la muestra y depositarlo en una trampa graduada, donde dicho

volumen puede ser leído.

Fotografías de Núcleos: las fotografías de núcleos mantienen un récord visual

permanente del mismo, en estado inalterado. Por medio de ellas se pueden diferenciar

zonas de transición, secciones manchadas, fracturas, distribución de arenas y material

arcilloso, además de otras características texturales, y pueden ser tomadas bajo luz

blanca o con luz ultravioleta para determinar la presencia de hidrocarburos, ya que bajo

su influencia los hidrocarburos presentan fluorescencia natural.

De acuerdo a la fluorescencia del petróleo se ha elaborado una “escala de

Fluorescencia”, tal como se muestra a continuación:

Tabla 4. Escala de Fluorescencia del Petróleo

GRAVEDAD API

COLOR

<15 MARRON

15-25 ANARANJADO

25-35

AMARILLO

CREMA

35-45 BLANCO

>45

AZUL/BLANCO/VI

OLETA

83

Las principales aplicaciones de las fotografías de núcleos son:

• Determinación de zonas prospectivas

• Determinación de la calidad de la muestra y su disposición para presentar una

formación

• Evaluación de filtrados de lodo en el núcleo

• Como material de apoyo en estudio geológicos/ sedimentológicos

• Seleccionar las muestras más adecuadas para efectuar los análisis de

laboratorio.

3.2.4.2. Análisis Especiales de Núcleos.

Los análisis especiales comprenden pruebas que suplementan a los análisis

básicos, e incluyen análisis de ingeniería de yacimientos, de perforación y completación

(pruebas de daños de formación utilizando lodos y aditivos), petrofísicos y petrográficos.

Los más utilizados se muestran en la tabla 4.

Los análisis de ingeniería de yacimientos comprenden pruebas de presión

capilar, permeabilidad relativa, comprensibilidad del volumen poroso y humectabilidad,

los cuales son utilizados para la predicción y evaluación del comportamiento del

yacimiento y en la implementación de métodos de recobro mejorado.

Tabla 5. Modelo de Análisis Especiales de núcleos.

Tipos de Ensayos Método Parámetros Unidad Observaciones

Presión Capilar

Celda de

restauración

Centrífuga

Inyección – Hg

Pc psi

Muestras pueden

ser utilizadas con

procedimientos

lentos

Destructiva (Hg)

Permeabilidades

Relativas

Desplazamiento:

Estado Estable,

Estado Inestable

Kw, Ko, Kg

Ko/Kw

Ko/Kw

Ko/Kw

Amott

usbm

Comprensibilidad Del

Volumen Poral

Presión Uniaxial O

Triaxial Δφ, ΔK Relación Presión Hidrostática

Humectabilidad Imbibición y Amott

84Desplazamiento

Ángulo de contacto θc Usbm

Critla Mineral

Daño De Formación Desplazamiento skin s/d dinámico

Mecánica De Rocas Presión Uniaxial o

Triaxial

Módulos y

Constantes

Elásticas

S/D, Psi

Condiciones

Estáticas y

Dinámicas

Petrofísica

Índice de

resistividad.

Capacidad de

intercambio de

cationes.

F, m, n

CEC

S/d

Meq/gr

Desaturación

BaCl2

Petrografía Identificación

de minerales

Fracción o

%

XRD EDS

SEM FTIR

3.2.5. Presión capilar

La presión capilar es el resultado de la interacción de fuerzas que actúan dentro

y entre fluidos y los sólidos que los contienen, lo que incluye fuerzas cohesivas (tensión

superficial e interfacial) y fuerzas adhesivas (liquido-sólido).

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

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

dicho medio. Cuando las fuerzas adhesivas son mayores que las fuerzas cohesivas el

liquido es considerado mojante (figura 19-a). Cuando las fuerzas cohesivas exceden a

las fuerzas adhesivas el liquido es considerado entonces como no-mojante (figura 19-

b).

85

Se define humectabilidad como la medida de la tendencia de un fluido para

esparcirse o adherirse a la superficie de un sólido en presencia de otros fluidos

inmiscibles. La humectabilidad es una función del tipo de fluido y de la superficie sólida,

que en el caso de un yacimiento son agua, gas y petróleo. La humectabilidad relativa de

los fluidos se describe a través del ángulo de contacto (θ) que es el ángulo que se

forma entre el sólido y la interfase fluido-fluido, medido a través del fluido más denso.

Si el extremo de un tubo capilar es sumergido en un fluido mojante, las fuerzas

adhesivas desplazan el fluido hacia el interior del capilar (figura 3.13) logrando que la

fase mojante se eleva a través del capilar por encima del nivel original de la interfase o

nivel de agua libre, hasta que las fuerzas adhesivas y las fuerzas gravitacionales estén

balanceadas y en equilibrio hidrostático. Los fluidos mojantes y no-mojantes, además

de tener diferentes densidades, tienen diferentes gradientes de presión. La Presión

Capilar (Pc) se define como la diferencia de presión a través del menisco que se forma

dentro del tubo capilar, en otras palabras, la presión capilar es la cantidad de presión

adicional que se requiere para que la fase no-mojante desplace dentro del capilar a la

fase mojante. La presión capilar puede ser calculada a través de la siguiente ecuación:

ghPc nmm )( ρρ −= o crPc )cos2( θσ

=

Donde:

ρm = densidad de la fase mojante

ρnm = densidad de la fase no-mojante

g = constante gravitacional

Figura 21. Efecto de interacción de la mojabilidad de las fuerzas cohesivas y adhesivas. (a) Si las fuerzas adhesivas son mayores que las cohesivas, los fluidos se dispersan sobre la superficie,

conocido como mojabilidad. (b) Si las fuerzas cohesivas son mayores que las adhesivas, el fluido no se dispersa y es llamado no mojante. La medida del ángulo de contacto (θ), es medido a

86h = altura capilar

σ = tensión interfacial

Θ = ángulo de contacto entre los fluidos y el tubo capilar

rc = radio del capilar

La importancia de la presión capilar en los estudios de reservorios es que las

rocas almacenadoras pueden ser comparadas con un conjunto o puñado de capilares

con agua de formación considerada como la fase mojante, e hidrocarburos como la fase

no-mojante. A medida que el hidrocarburo comienza a migrar dentro de la roca,

desplazando el agua intersticial, este se introduce primero en aquellos poro que

presenten un tamaño garganta mayor, dejando la fase mojante (agua) en los poros con

gargantas más pequeñas y en las irregularidades de la superficie interna de los porros

de la roca. A medida que la columna de hidrocarburos se incrementa, la altura por

encima de la cual la presión capilar es cero o el nivel libre aumenta, incrementando la

presión capilar, lo que permite el acceso del hidrocarburo a poros con gargantas cada

vez más pequeñas. Este proceso continúa hasta que la generación o migración de

hidrocarburos culmine, hasta que la trampa alcance su punto de derrame o hasta que la

presión capilar sea lo suficientemente alta para que el hidrocarburo sea filtrado a través

del sello.

Figura 22. La fase mojante aumenta por encima del nivel de superficie libre dentro del tubo capilar hasta que las fuerzas cohesivas y las gravitacionales estén balanceadas. La Presión Capilar (Pc) es la diferencia entre a través de la interfase dentro del capilar (Pc = Pnw - Pw). Esta presión es resultado del contraste del gradiente de presión causado por

PnwPc = P n w - P w

Pc

Pc = 0Superficie Libre

Altura (h)Pw

Presión

Fase no mojante

Fase Mojante

Superficie libre

Pw = ρ w g h

Pw = ρ n w g h

87

Los datos de presión capilar proveen información muy útil sobre el radio de la

garganta de poro efectivo, permeabilidad y al ser convertidos a condiciones de

superficie, también proveen un estimado de la elevación de la columna de

hidrocarburos necesaria para producir una saturación de agua determinada para un

tipo de roca determinado.

Las relaciones de Presión Capilar dentro del reservorio son evaluadas mediante

cualquiera de los siguientes métodos: Celda de estado restaurado (plato poroso),

Centrifugación, Inyección de Mercurio; y según la técnica empleada se utilizan pueden

utilizar los sistema de Aire – Salmuera, Aceite – Salmuera, Aire – Aceite o Aire –

Mercurio. (Charles L., et al., 1997).

3.2.5.1. Prueba de Presión

En una prueba de presión capilar, una roca, cuya porosidad previamente ha sido

medida, se sumerge en una celda presurizada de mercurio. La presión dentro de la

celda es elevada hasta un determinado punto de presión. Una vez alcanzado el

equilibrio dentro de la celda el volumen de mercurio inyectado es medido a partir del

valor de la porosidad que previamente había sido medido a la muestra de roca. El punto

M1 de la Figura 3.13, representa una muestra saturada al 30% y sometida a 10psl de

presión; todos los poros saturados de mercurio, para la muestra en el estado descrito,

tienen por lo menos un radio de garganta poral que mide 10 micrones o mas y

representan el 30% del volumen poroso de la muestra. Este procedimiento es repetido

varias veces para distintos valores de presión capilar.

La curva que se traza uniendo todos los puntos de medición durante el ensayo

de Presión Capilar para una muestra de roca es el “Perfil de Garganta de Poro”. Esta

curva de presión capilar, además representa un perfil de los tamaños de garganta poral

para la muestra examinada y se realiza con la finalidad de obtener curvas de presión

capilar a distintos niveles de saturación de un fluido. (Charles L, et al., 1997).

3.2.6. Propiedades de roca a partir de análisis de núcleos

88La presión capilar por inyección de mercurio es una técnica extremadamente útil

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

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

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

saturación de agua irreducible.

3.2.6.1. Clasificación de la Geometría de Poro

Calzón, Hartman y Thomas (1985) propusieron una clasificación de la geometría

de los poros basa en el tamaño de sus gargantas, obtenidos a partir de las pruebas de

presión capilar por inyección de mercurio (figura 3.14). El radio de las gargantas de los

poros es un factor determinante que controla la permeabilidad y las características de

flujo de los yacimientos. Los diferentes tipos de perfiles de garganta de poro pueden ser

semicuantitativamente relacionadas a varias características de los yacimientos útiles en

la evaluación de las formaciones. Entre estas se encuentran: relación permeabilidad-

porosidad, saturación de agua irreducible, tasa de producción inicial, y un perfil de

presión capilar o curva tipo de garganta de poro (Hartman y Coalson, 1990; Pittman,

1992).

Figura. 23. Mercurio en un medio poroso y permeable

3.2.6.2. Petrofacies

Son unidades de roca depositadas bajo condiciones similares las cuales han

experimentado los mismos procesos diagenéticos lo que tiene como consecuencia que

las petrofacies presenten una única relación porosidad-permeabilidad, perfil de presión

capilar y saturación de agua para una determinada altura por encima del nivel libre de

Grano

Radio

Mercurio

Grano

Grano

89agua del reservorio; en otras palabras presentan características petrofísicas y

capacidad de flujo similares. Los parámetros de clasificación de las petrofacies son:

• Radio de Garganta de Poros (Rgp)

• Relación Permeabilidad/Porosidad (K/Φ)

• Saturación de Agua Irreducible (Swir)

• Presión Capilar (Pc)

Tabla 6. Tipo de Petrofacies, tomado de Acosta, 2000

PETROFACIESTamaño de Garganta de Poro

(Micrones)Megaporoso > 10Macroporoso 2.5 - 10Mesoporoso 0.5 - 2.5Microporoso 0.1 - 0.5Nanoporoso < 0.1

TIPO DE ROCA O PETROFACIES

La tabla 6. Muestra la clasificación de los tipos de roca o petrofacies basada en

el tamaño de la garanta poral es:

Figura 24. Dibujo esquemático de curvas de Presión capilar para Muestras de distintas

calidades de roca. Tomado de Escandon L.2002

La figura 22 muestra un ejemplo esquemático de curvas de presión capilar de

distintas muestras de rocas con tamaños de garganta poral variables. La forma de la

curva refleja el escogimiento del tamaño de garganta poral para una muestra de roca

determinada. A medida que la curva tienda a ser mas plana hacia la base, mejor

90escogimiento de garganta poral y mejor calidad tendrá la muestra. Dale Winland de la

compañía Amoco, señala que en promedio, las gargantas de poro que son saturadas

con un fluido no-mojante a una saturación de 35% o menor, durante un ensayo de

presión capilar, representan los poros que dominan el flujo del fluido dentro de la

muestra (Pittman, 1992). Este tamaño de garganta poral es utilizado para categorizar la

roca por su tipo de poro (nano, micro, meso, macro o mega).

Relación Permeabilidad/Porosidad (K/Φ).Es un indicador de calidad de flujo y

almacenamiento de la roca, y refleja la calidad de la roca expresada en términos de la

eficiencia de flujo dentro de un yacimiento.

En una sección de reservorio, el hecho de que aumenta la porosidad y se

mantenga constante la permeabilidad, indica que los poros se hacen más numerosos y

pequeños y que aumenta la superficie interna poral, lo que trae como consecuencia que

exista mayor superficie disponible para la fase mojante y por ende aumente la

saturación de agua. Una mayor saturación de agua irreducible disminuiría el espacio de

almacenamiento poral. Una roca que presentara la misma permeabilidad, pero con

menor porosidad, sus fluidos se desplazarían a través de sus gargantas de poro con

mucho menos cantidad de energía. En gráfico 3.16 las líneas azules representan

valores constantes para la relación K/PHI y dividen el gráfico en área que representan

un mismo tipo de poro. Un conjunto de puntos graficados a lo largo de una de las líneas

de iso-relación K/PHI, tendrían una calidad de flujo similar a lo largo de un amplio rango

de valores de porosidad y/o permeabilidad. (Pittman E., 1992).

Figura 25. Gráfico de permeabilidad vs. Porosidad (K/PHI). Escandon L, 2002

91

Relaciones Empíricas de Winland y Pittman.El tamaño de garganta poral puede

ser estimado a partir de datos de porosidad y permeabilidad obtenidos de análisis

convencionales de núcleos (a condiciones ambientales). H. D. Winland desarrolló una

relación empírica entre porosidad, permeabilidad al aire y radio de garganta de poro (r).

Él observó que el sistema de porosidad efectiva que domina el flujo a través de la roca

corresponde a una saturación de mercurio de 35%; este sistema poroso está

constituido por radios de garganta poral (R35) que son iguales o más pequeños que

aquellos radios de gargantas de poro que fueron rellenados con el 35% de saturación

de la fase no-mojante. Después de tener un 35% del espacio poroso saturado por un

fluido de fase no-mojante (como el hidrocarburo), el resto del espacio poroso no

contribuye al flujo dentro de la roca, mas si contribuye al almacenamiento dentro de la

misma.

Winland (Pittman, 1992) desarrolló la siguiente ecuación para el cálculo de R35

para una muestra de roca con valores de permeabilidad al aire y porosidad calculados:

( ) )(864.0)(588.0723.035 φLogKaireLogRLog −+= Donde:

R35: Radio de garganta de poro (micrones) correspondiente a una saturación de

mercurio de 35%.

Kaire: Permeabilidad al aire no corregida (mD).

φ : Porosidad en porcentaje.

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

método similar a un conjunto de datos de 202 muestras de areniscas tomadas de 14

formaciones geológicas distintas que varían de edad entre Ordovícico a Terciario.

Pittman estableció que 14 correlaciones empíricas para radios de apertura de poro

correspondientes a saturaciones de mercurio de 10 a 75%. (Pittman E., 1992)

Log(R10) = 0.459 + 0.500Log(Kaire) – 0.385 Log (Φ)

Log(R15) = 0.333 + 0.509Log(Kaire) – 0.344 Log (Φ)

92Log(R20) = 0.218 + 0.519Log(Kaire) – 0.303 Log (Φ)

Log(R25) = 0.204 + 0.531Log(Kaire) – 0.350 Log (Φ)

Log(R30) = 0.215 + 0.547Log(Kaire) – 0.420 Log (Φ)

Log(R35) = 0.255 + 0.565Log(Kaire) – 0.523 Log (Φ)

Log(R40) = 0.360 + 0.582Log(Kaire) – 0.680 Log (Φ)

Log(R45) = 0.609 + 0.608Log(Kaire) – 0.974 Log (Φ)

Log(R50) = 0.778 + 0.626 Log(Kaire) – 1.205 Log (Φ)

Log(R55) = 0.948 + 0.632Log(Kaire) – 1.426 Log (Φ)

Log(R60) = 1.096 + 0.648Log(Kaire) – 1.666 Log (Φ)

Log(R65) = 1.372 + 0.643Log(Kaire) – 1.979 Log (Φ)

Log(R70) = 1.664 + 0.627Log(Kaire) – 2.314 Log (Φ)

Log(R75) = 1.880 + 0.609Log(Kaire) – 2.626 Log (Φ)

3.2.7. Curvas de Permeabilidad Relativa.

Las curvas características de permeabilidad relativa son una medida directa de la

capacidad de un sistema poroso para conducir un fluido en la presencia de uno o varios

fluidos. Estas propiedades de flujo son el efecto combinado de la geometría de los

poros, la mojabilidad, la distribución de los fluidos y la historia de la saturación.

Considérese un medio poroso saturado con dos fluidos, a uno de ellos se le denomina

humectante y al otro no humectante. Si el sistema está saturado con gas y petróleo, la

fase humectante o mojante será el petróleo, en cambio, en el caso de que existan

petróleo y agua en el medio poroso, por lo general, se le considera al agua como fase

humectante, aunque se conocen muchos casos de humectabilidad preferencial al

petróleo o intermedia.

Establecida la humectabilidad para un determinado medio poroso, las

permeabilidades relativas son función únicamente de la saturación de uno de los

fluidos, referido por lo general a la fase humectante, SH o SM. Luego, se determina la

permeabilidad relativa mediante la medida de los parámetros básicos y la aplicación de

la ecuación de Darcy a cada una de las fases a las saturaciones de la fase humectante.

Los resultados se presentan gráficamente, obteniéndose curvas similares a las

93señaladas en la figura. Las cuales se denominan Curvas de permeabilidades relativas a

las fases humectante y no humectante.

Figura 26. Curvas de Permeabilidad Relativa. Fuente: Paris.

Las curvas de permeabilidad relativa presentan una serie de características, las

cuales son independientes del fluido que constituya la fase humectante y son las

siguientes:

• La permeabilidad relativa a la fase humectante se caracteriza por una

declinación rápida en su valor para pequeñas reducciones de saturación a

elevadas saturaciones de dicha fase.

• La Saturación a la cual, la fase humectante comienza a fluir o ser móvil, se

denomina saturación irreducible o crítica o de equilibrio (punto A en la figura).

Este valor generalmente oscila entre 5 y 30% cuando la fase humectante es

agua.

• La saturación a la cual la fase no humectante comienza a fluir o ser móvil se

llama saturación crítica o de equilibrio o residual, de la fase no humectante

(punto B de la figura) y depende de la mayor o menor humectabilidad.

• La permeabilidad relativa de la fase no humectante es igual a uno para

saturaciones de dicha fase menores a 100 %. Ello indica que parte del espacio

poroso disponible, aunque interconectado, contribuye poco a la capacidad

conductiva de los fluidos.

• El efecto que produce una variación de saturación, es disponer más poros o

canales al flujo de la fase cuya saturación aumenta y lo contrario para la otra

A S a tu ra c ió n fa se h u m e c ta n te . B

Kro +

KrwKro

94fase. De esta característica se concluye que el flujo en el medio poroso es flujo

por canales, es decir, que cada fase, humectante o no humectante, se desplaza

por su propia red de canales selectos, pero todos ellos tienen el mismo fluido

mojante.

• La curva suma de las permeabilidades relativas a ambas fases es menor o igual

que la unidad y dicha curva representa la interacción mutua entre las fases. Este

hecho indica que cuando existen dos fases en un medio poroso, cierta porción

del mismo no contribuye a la capacidad conductiva de los fluidos presentes, al

menos a ciertas saturaciones.

• El punto de intersección de las dos curvas de permeabilidades relativas ocurre a

cualquier valor de saturación. La ubicación de dicho punto indica

cualitativamente los siguientes aspectos:

• Si la saturación de agua determinada por registros eléctricos es igual o mayor

que la saturación correspondiente a dicho punto, la tasa de crudo del pozo será

baja y alta declinación, aumentando rápidamente el porcentaje de agua.

• Cuando se utilizan curvas de permeabilidades relativas para predecir el

comportamiento del yacimiento, bien sea en un proceso de inyección de gas y/o

agua o por agotamiento natural, es muy conveniente trabajar con la razón de

permeabilidades relativas.

3.2.7.1. Determinación de las Curvas de Permeabilidad Relativa.

La totalidad de los yacimientos petrolíferos es heterogénea, tanto en la geometría

del sistema como en la humectabilidad preferencial, en consecuencia es muy difícil

establecer curvas de permeabilidades relativas que sean representativas para todo el

yacimiento. Además, la determinación experimental de estas curvas en el laboratorio

presenta muchas dificultades, entre las cuales la reproducción de la humectabilidad del

sistema roca-fluido del yacimiento es la dificultad principal. A continuación se describe

brevemente algunos métodos de laboratorio y se presentan algunas ecuaciones

teóricas-empíricas que se pueden usar a falta de datos de laboratorio confiables. La

experiencia y el análisis del problema particular en estudio puede ser la mejor guía en la

mayoría de los casos.

95Las curvas de permeabilidades relativas se pueden obtener mediante las

siguientes tres formas:

• Pruebas de laboratorio entre las que se tienen procesos de flujo continuo,

desplazamiento de un fluido por otro y pruebas de presión capilar.

• A partir de datos de campo.

• Ecuaciones o correlaciones teóricas empíricas.

• Pruebas de Laboratorio. Esencialmente todas usan la técnica siguiente:

Se selecciona una muestra pequeña y se prepara para la prueba, montándola

bien en lucita o en una manga de goma a presión. El sistema de flujo se diseña para

altos caudales de flujo y elevadas presiones diferenciales entre los extremos. Las fases

utilizadas en la prueba se introducen por el extremo de entrada a través de varios

sistemas de tuberías. La mayoría de las pruebas se comienzan con el núcleo 100 %

saturado de la fase humectante y normalmente se les conoce como pruebas de

desaturación o drenaje. Los fluidos se introducen a una razón predeterminada y se fluye

a través del núcleo hasta que las razones producidas e inyectadas sean iguales. En

este momento el sistema de flujo se considera en flujo continuo y las saturaciones

existentes se consideran estabilizadas. Las saturaciones de los diferentes fluidos se

determinan mediante la medida de la conductividad con electrodos colocados en la

sección de prueba del núcleo, pesando el núcleo o mediante un balance volumétrico de

los fluidos inyectados y producidos. Determinadas las permeabilidades relativas y las

saturaciones de los fluidos, se incrementa la razón inyectada desplazando más fase

mojante y así sucesivamente hasta obtener la información suficiente para establecer la

curva de permeabilidad relativa. Algunas veces se comienza con el núcleo saturado por

completo con la fase no humectante y se va aumentando cada vez la fase humectante.

En este caso el proceso se llama resaturación o imbibición.

La curva obtenida cuando la fase humectante va reduciéndose en la muestra

también se le denomina curva de permeabilidad relativa por drenaje; en cambio, si la

saturación de la fase humectante va aumentando se le llama por imbibición. Los dos

casos son diferentes puesto que en el primer caso los canales mas grandes son

inicialmente ocupados por la fase desplazante y en el segundo caso son los canales

96más pequeños los que se invaden primero por el fluido inyectado, siendo las historias

de saturación diferentes en ambos casos.

Para determinado yacimiento se utiliza la curva que corresponda al proceso de

saturación existente. Si es un yacimiento de petróleo y gas, se utiliza la curva de

drenaje, ya que la saturación de petróleo disminuye durante la etapa de producción. En

cambio, si es un yacimiento con empuje o inyección de agua en un sistema poroso

mojado por agua, se usa la curva de imbibición, porque la saturación de la fase mojante

(en este caso agua) aumenta a medida que progresa la historia de producción. El

proceso de desplazamiento para medir datos de permeabilidades relativas consiste en

iniciar la prueba con la muestra saturada 100 % con la fase humectante y en lugar de

inyectar una mezcla de fluidos se inyecta sólo la fase no humectante. En algunos casos

este proceso se modifica inyectando agua en un sistema saturado con agua y petróleo

o gas en un sistema saturado con petróleo y gas. Midiendo los volúmenes producidos

en función del tiempo y aplicando la teoría del desplazamiento de Buckley Leverett se

calcula la permeabilidad de la fase mojante y de la no mojante y así la información

suficiente para determinar las curvas de permeabilidades relativas.

A partir de datos de Campo.

Consiste en determinar con la información de producción la razón gas-petróleo

instantánea (cociente entre las tasas de gas y petróleo en la superficie) y luego calcular

las razón de permeabilidad del gas entre permeabilidad del petróleo. El método no

permite estimar individualmente los valores de permeabilidad al gas y permeabilidad al

petróleo por separado.

Por ecuaciones o correlaciones Teóricas-Empíricas.

Debido a la complejidad experimental así como el alto costo, las mediciones de

las permeabilidades relativas y de la presión capilar son frecuentemente evitables. En

tales casos los efectos de la presión capilar son despreciables en los cálculos de

ingeniería. Pero los valores de permeabilidad relativa son estimados de ecuaciones o

correlaciones empíricas. La totalidad de tales correlaciones requieren el conocimiento

de uno o más de los puntos extremos en las curvas de permeabilidades relativas como

son la saturación irreducible de agua (Sw), la saturación residual de petróleo (Sor) y la

saturación crítica de gas (Sgc). Es de notar que la saturación residual de petróleo en un

97sistema agua-petróleo (dos fases) es significativamente diferente que en un sistema

gas-petróleo.

Entre las correlaciones o ecuaciones empíricas más utilizadas para estimar estos

valores de permeabilidades relativas, esta la correlación de Corey que para arenas

consolidadas como las consideradas en este estudio es la siguiente:

Drenaje:

Krw = (1 – S)4

Kro = (2 – S).S3

Siendo S = So/(1 – Swi)

Imbibición:

Krw = S4

Kro = (1 – 2S)1.5/[2 – (1 – 2S)0.5]

Siendo S = (Sw – Swi)/(1 – Swi)

3.2.7.2. Permeabilidad Relativa Agua-Petróleo.

Buckley y Leverett derivaron una expresión de la Ley de Darcy la cual relaciona

el flujo fraccional con la relación de la permeabilidad relativa. El flujo fraccional de

petróleo, agua o gas puede ser determinado de las pruebas de laboratorio.

La ecuación para flujo fraccional puede ser derivada de la ecuación de Darcy.

Ley de Darcy:

)14700(υLPKAQ Δ

=

Flujo fraccional de Petróleo:

wo

oo qq

qf+

=

Sustituyendo una ecuación en la otra, se tiene:

W

O

O

wo

KKf

υυ*1

1

+=

98Factores que influyen en la permeabilidad relativa agua petróleo.

Las características de un yacimiento están afectadas por la litología de las rocas

que lo componen. La permeabilidad relativa agua petróleo es función de:

Geometría de los poros de las rocas del yacimiento.

Según muchos investigadores, la geometría de los poros influye en la

permeabilidad relativa agua petróleo. Esto se debe a que existen ciertas propiedades

que afectan la geometría de los poros y a su vez la permeabilidad relativa agua

petróleo, las cuales son:

• Tamaño de los granos.

• Forma de los granos.

• Escogencia de los granos.

• Arreglo de los granos.

• Arcilla intergranular.

Estos parámetros están relacionados y afectan las propiedades del yacimiento

tales como: permeabilidad, porosidad, saturación de agua irreducible. En general,

exámenes microscópicos han demostrado que rocas con grandes poros

interconectados y correspondientes a pequeñas áreas superficiales presentan una gran

diferencia entre la saturación inicial de agua y la saturación residual de petróleo.

Rocas con pequeños poros interconectados presentan un rango de saturación

pequeño. Ahora bien, las curvas de permeabilidad relativa agua petróleo son muy

similares para litologías similares, así existen diferencias entre sus permeabilidades al

aire.

Diferentes tipos de roca con la misma permeabilidad al aire tendrán diferentes

características en la curva de permeabilidad relativa agua petróleo.

La humectabilidad de las rocas influye en la permeabilidad relativa agua petróleo.

Para rocas fuertemente humectables por petróleo, la curva de permeabilidad relativa

agua petróleo a la saturación de petróleo residual probablemente será mayor de 0.5.

99Sin embargo con solo la curva de permeabilidad relativa agua petróleo no se puede

inferir que una roca es fuertemente humectable por petróleo porque muchas veces la

presencia de canales interconectados dentro de los poros puede presentar este mismo

comportamiento.

Para rocas fuertemente humectables al agua, la curva de permeabilidad relativa

al agua a la saturación residual de petróleo tendrá un valor menor que 0.1. Es de hacer

notar que con sólo la curva de permeabilidad relativa agua petróleo no se puede inferir

lo anteriormente explicado ya que la presencia de arcilla hinchable o taponamiento

debido a la presencia de partículas finas pueden presentar este mismo efecto.

Caudal de flujo.

Según pruebas realizadas en el laboratorio el caudal de flujo está directamente

relacionado con la presión de flujo. Se ha demostrado que a mayor presión de flujo,

mayor es el caudal. Esto se observa en las curvas de permeabilidad relativa al petróleo

ya que la inyección de agua no será eficiente ni homogénea, presentando la gráfica una

alta saturación de petróleo residual (SOR),

Saturación Irreducible de agua.

Su influencia es tan grande debido a que es el punto de partida o punto de origen

de la curva de permeabilidad relativa agua petróleo. Este valor también está

estrechamente relacionado a la humectabilidad de la roca, según algunos

investigadores si la Swi > 25 % la muestra es humectable al agua y si Swi < 15 % es

humectable al petróleo.

Ahora bien, sólo con este parámetro, no se puede determinar si el núcleo es

humectable al agua o al petróleo.

3.2.7.3. Permeabilidad Relativa gas-Petróleo.

La permeabilidad relativa gas petróleo, es realizada para investigar las

características de flujo del yacimiento, el cual está produciendo por gas en solución,

expansión de la capa de gas o donde una recuperación secundaria por inyección de la

capa de gas esté planeada.

100

El cálculo de la permeabilidad relativa gas petróleo se basa en el mismo principio

físico que la prueba de permeabilidad relativa agua petróleo. Las principales diferencias

son:

Debido a las diferencias de viscosidades entre el gas y el petróleo, el punto de

ruptura ocurre muy temprano. La fase no mojante es representada por el gas y la fase

mojante por el petróleo.

CAPITULO IV

MARCO METODOLÓGICO

En toda investigación a realizar se deben estudiar todos aquellos detalles

relacionados con la recolección, elaboración y análisis de los datos, a fin de adaptarse

al tipo de problema planteado, y a los objetivos establecidos.

En el siguiente capítulo se describe el tipo de investigación, las técnicas y los

procedimientos que serán utilizados para recabar los datos necesarios que permitirán

generar la distribución de facies y propiedades petrofísicas del yacimiento LAGUNA 14.

4.1 Tipo de Investigación

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

presenta se clasifica como:

• Documental, puesto que establece la recopilación, organización y manejo de los

datos e información.

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

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

describen y comprueba la asociación entre las variables de la investigación.

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

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

describir sus aplicaciones.

• Aplicado ya que sus resultados podrían emplearse en otros pozos que se

puedan perforar y en la solución de algunos de los problemas que enfrenta el

yacimiento, de acuerdo a la procedencia de los datos.

• De campo, puesto que la información fue obtenida de la realidad, en su ambiente

natural a través de historias de pozos, análisis de núcleos de pozos, tabulación

de datos, corridas de registros entre otros.

1024.2 Metodología y Procedimientos empleados para la Caracterización del yacimiento LAGNA 14.

Para llevar a cabo el estudio se realizó una serie de pasos y procedimientos con

el fin de alcanzar los objetivos planteados; la secuencia de éstos se describe a

continuación:

4.2.1 Recopilación de la Información

En primer lugar, se procedió a la búsqueda y recopilación de toda la información

disponible, ya sea en formato digital o papel. Esta información contempla análisis

convencionales y especiales de núcleos, perfiles de pozos, análisis físico-químico de

aguas de formación, historias de producción/presión para posteriormente proceder a la

validación de esta información de modo de aumentar la certeza de los resultados a

obtenerse.

A continuación se muestra un resumen de toda la información recopilada que

será de utilidad para la ejecución del estudio:

• Núcleos: 13 Núcleos pozos.

• Análisis Convencionales: BA-149, BA-200, BA-222, BA-232, BA-233, BA-234, BA-

235, BA-358, BA-386, BA-470, BA-567, BA-1942, BA-1948

• Análisis Especiales: BA-1942 y del BA-1948.

Presión Capilar por plato poroso (BA-1942)

Factor de Formación e Índice de Resistividad

Difracción de Rayos X

• Histórico de Producción/Yacimiento:

• Análisis físico-químicos.

• Histórico de Presión del yacimiento

• Histórico de Producción de los pozos completados en el yacimiento

4.2.2 Validación de la Información

Luego de recolectar toda la información disponible se procede a la validación de

las curvas, de ser necesario se debe realizar correcciones a dichas curvas con

problemas a la información de núcleo y a la información de yacimiento.

103Se realiza un proceso de validación y certificación de los datos en formato digital de los

análisis de convencionales y especiales, estableciendo los rangos y tendencias de las

mediciones realizadas.

Se validan los análisis físico-químicos de acuerdo una serie de factores

existentes, tales como: fecha en que se tomo la muestra (antes o después de algún

trabajo de rehabilitación), que dichas muestras se encuentren balanceadas iónicamente

(Σmeq/L aniones = Σmeq/L cationes), calidad del cemento.

4.3. Determinación de Parámetros Petrofísicos Para la realización de una evaluación cuantitativa de los perfiles de pozos es

necesario conocer los parámetros petrofísicos de la formación, dichas propiedades son:

densidad de matriz de formación (ρma) exponente de saturación (n), exponente de

cementación (m), Capacidad de Intercambio Catiónico por unidad de Volumen Poroso

(QV) y resistividad del agua de formación (Rw).

4.3.1 Densidad de Matriz de formación

Se realizó el histograma de frecuencia con los valores de densidad de grano.

Para esto se graficaron valores de frecuencia de densidad de grano en función de los

valores de densidad de grano en dos gráficos, obtenidos de los análisis convencionales

del pozo BA-1942 y del BA-1948.

4.3.2 Coeficiente de tortuosidad (a) y Factor de Cementación (m)

Para el cálculo de m se realiza un gráfico Log-Log para las diferentes muestras

del núcleo del pozo BA-1942 y BA-1948, los valores obtenidos del factor de formación,

en función de la porosidad, la ecuación de la recta resultante de la regresión de los

puntos se fuerza a uno en la ordenada, mientras que la pendiente de ésta define el

exponente de cementación de la formación.

w

o

RRF = =

Donde:

FF: Factor de resistividad de la formación.

Ro: Resistividad de formación saturada 100 % de agua

104

nSw1

=

Rw: Resistividad de agua de formación

a: Coeficiente de tortuosidad

Ø: Porosidad (fracción).

m: Factor de cementación

4.3.3 Exponente de Saturación (n)

Para el cálculo de n se realiza un gráfico Log-Log para las diferentes muestras

del núcleo del pozo BA-1942 y BA-1948, los valores obtenidos del índice de resistividad

en función de la saturación de la solución salina utilizada en la prueba de laboratorio,

obteniendo como resultado la mejor recta que se ajuste a los puntos representados

cuya pendiente define el exponente de saturación.

La expresión matemática que rige el proceso es la siguiente:

o

t

RRI =

Donde:

I: Índice de resistividad

Ro: Resistividad de formación saturada 100 % de agua

Rt: Resistividad de la formación

Sw: Saturación de la muestra salina utilizada en el laboratorio (fracción)

n: Exponente de saturación

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

utiliza el mismo procedimiento descrito anteriormente pero tomando los valores de

factor de formación corregidos por arcillosidad.

4.3.4 Resistividad del Agua de Formación

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

diferentes métodos dependiendo de la clase de información con la que se disponga:

• Análisis Físico-Químicos

Un análisis de agua es representativo cuando tiene un buen balance iónico

entre sus cationes y aniones, es decir, cuando posee cargas eléctricas iguales. Para

hacer dicho balance la concentración de cada ión reportado en el análisis físico-

105químico, debe ser expresado en miliequivalentes por litros (meq/lts) y solo se acepta

una diferencia menor que uno entre ambas cargas (cationes y aniones).

La expresión matemática que rige el proceso es la siguiente:

Meq/lts/ión = (mgr/lts ó ppm)* CR

El CR (Coeficiente de Reacción) no es más que la medida normalizada de los

cationes y los aniones disueltos en el agua y es igual a la valencia entre peso molecular

del ión.

En la siguiente tabla podemos ver de acuerdo al ión los diferentes valores de

Coeficiente de Reacción:

Tabla 7. Valores de los diferentes coeficientes de reacción

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

concentraciones (ppm) de los iones presentes en el análisis químico de la muestra.

Concentración Total = ∑(ppm/ión)i

Luego las concentraciones de cada elemento deben convertirse en

concentraciones equivalentes de cloruro de sodio entrando con la Concentración Total

al Gen-8 del manual de cartas de la Schlumberger para el cálculo de los factores de

conversión de cada ión.

106

Figura 27. Gen-8

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

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

productos se suman.

Salinidad total equivalente NaCl = ∑(ppm/ión*Fconv)i

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

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

de cartas de Schlumberger

Figura 28. Gen-9

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

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

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

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

107establecimiento de dicho patrón y lo actualiza, de ser necesario, dejándolo disponible

para su uso en la evaluación.

Figura 29. Diagrama de Stiff de una muestra de agua de formación

Para la construcción del diagrama Stiff, se consideran las concentraciones

absolutas en miliequivalentes por litro de los iones de sodio, calcio, magnesio, cloro,

bicarbonato y sulfato. Los valores de concentración de cada ión son representados a la

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

diagrama característico de cada tipo de agua. La escala debe ser escogida

cuidadosamente, dependiendo de las concentraciones de las muestras. Figura 29

Para efectos de este estudio se procedió a verificar si existe un patrón de

resistividad de agua de formación establecido para el yacimiento y se verificó la

existencia de análisis recientes para ser actualizado.

4.4. Identificación y Caracterización de las Petrofacies La identificación y caracterización de las petrofacies se realiza siguiendo el

procedimiento descrito a continuación:

4.4.1. Cross-Plots Porosidad-Permeabilidad

Los gráficos de porosidad vs. Permeabilidad, se realizan con la finalidad de

determinar los tipos de rocas presentes en el muestreo, para luego identificar y

caracterizar grupos de muestras que presenten una relación K-φ para cada tipo de roca,

determinando aquellas que puedan no ser representativas del yacimiento.

108De los análisis convencionales se obtienen valores de porosidad y permeabilidad

sin o con presión de sobrecarga, utilizando ésta última para tratar simular las

condiciones de presión de confinamiento existentes en el subsuelo.

En un gráfico Semi-Log de φ vs. K, sé grafican los valores de porosidad en la

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

dichas variables. De igual forma se construyen isolíneas para diversos valores de K/φ

usándose éstas como referencia para poder observar las diferentes agrupaciones de

puntos que siguen la tendencia de las mismas, representando distintos tipos de rocas.

(ver Figura 30)

GRAFICO POROSIDAD Vs PERMEABILIDAD

0.1

1

10

100

1000

10000

0 5 10 15 20 25 30 35 40 45

Porosidad (%)

Perm

eabi

lidad

(md)

Figura 30. Cross Plot Porosidad-permeabilidad

4.4.2. Perfil de Garganta de Poro

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

obtener el radio de garganta poral (Ri) medido en el laboratorio, a diferentes niveles de

saturación. (Figura 4.4).

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

Winland y Pittman se fundamenta en medidas de presión capilar realizadas con

109inyección de mercurio, es necesario convertir cualquier otra clase de medición al

sistema Aire-Mercurio, mediante la siguiente ecuación:

salmuera

HgsalmueraHg

PcPc

)cos()cos(

θγθγ

=

Donde:

(γCosθ)Hg = 367

(γCosθ)Plato poroso = 72

(γCosθ)Centrifuga = 42

Para la elaboración del perfil de Garganta de poro se grafican en papel Semi-Log

para las diferentes muestras de los núcleos, los valores obtenidos de presión capilar, en

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

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

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

presión, para entonces calcular el Ri mediante la ecuación:

PcR θγ cos2

=

Donde:

Pc = Presión capilar, lpc.

γ = Tensión interfacial, dinas/cm2

θ = ángulo de contacto, (140 grados)

R = radio de garganta de poro, μm

C= Constante de conversión (0,145)

4.4.3. Determinación de la ecuación del Radio de Poro

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

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

a diferentes saturaciones de mercurio; por lo tanto el propósito es conseguir la ecuación

que mejor produzca los datos de presión capilar de laboratorio, aplicando el siguiente

procedimiento:

1104.4.3.1. Gráficos de Ápices (Apex Plots)

Es una herramienta que permite identificar el rango de saturación de la fase no

mojante donde se alcanza el mayor desplazamiento, la cual se relaciona con el radio de

la garganta poral dominante “Ri”; para elaborar el Apex-Plots se gráfica la relación

Saturación de la fase no mojante /Presión Capilar vs Saturación de la fase no mojante,

y se observa el rango donde ocurren las inflexiones de las curvas representando la

saturación de mercurio correspondiente al radio de garganta Ri.(Figura 31).

0

1

2

3

4

5

6

7

0 20 40 60 80 100

Saturación de M ercurio %Satu

raci

ón d

e M

ercu

rio/ P

resi

ón

Cap

ilar

%/L

pc

Figura 31. Gráfico de Ápice.

4.4.3.2 Gráficos de Saturación Incremental

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

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

por ende la petrofacies de cada muestra. Este se construye graficando los incrementos

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

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

poral sugerida por Coalson, Hartmann y Thomas. (Figura 32).

111

0

5

1 0

1 5

2 0

2 5

3 0

0 ,01 0 ,1 1 1 0 1 0 0

R a d io d e G a rg a n ta P o ra l (m ic ro n e s )Vo

lum

en In

crem

anta

l de

Mer

curio

(%)

M E G AM AC R OM E S OM IC R ON AN O

Figura 32. Grafico de saturación Incremental.

4.4.3.3. Gráficos Uno a Uno (One to One)

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

perfil de garganta de Poro con los calculados usando las ecuaciones empíricas de

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

previamente establecido a través del Gráfico de Ápices.

Se elabora graficando en papel cartesiano los Ri calculados del perfil de garganta de

poro vs los Ri calculados las ecuaciones empíricas de Winland y Pittman, la tendencia

de los puntos será una línea recta, escogiéndose el Ri que mas se acerque a una línea

de 45 grados. (Figura 33).

R20 Pc vs R20 Pittman

0

5

10

15

20

25

30

35

40

0 5 10 15 20 25 30 35 40

R20 Pc

R20

Pitt

man

R25 Pc vs R25 Pittman

0

5

10

15

20

25

30

35

40

0 5 10 15 20 25 30 35 40

R25 Pc

R25

Pitt

man

R35 Pc vs R35 Pittman

0

5

10

15

20

25

30

35

40

0 5 10 15 20 25 30 35 40

R35 Pc

R35

Pitt

man

Figura 33. Gráfico de Uno a Uno (One-One).

Este gráfico era determinante en la escogencia del Ri por lo tanto su

interpretación debe hacerse con mucho cuidado, analizando siempre todos los

112parámetros que influyen en el calculo de los diferentes Ri (Muestreo, Tipo de Prueba de

presión capilar, Medición de la Porosidad y Permeabilidad, entre otros).

4.4.4. Clasificación de las muestras de núcleos mediante el Gráfico de Ri

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

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

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

yacimiento mismo.

Se gráfica la Porosidad en escala lineal vs Permeabilidad en escala logarítmica,

que incluye además isolíneas de tamaño de garganta poral (Ri); las diferentes

agrupaciones de puntos que sigan la tendencia de una isolínea de Ri representan

distintas calidades de roca, con base en la convención establecida para los diferentes

intervalos de Ri. (Figura 34).

Figura 34. Tipo de Roca a partir de Radio de Poro

Del análisis del gráfico anterior se establece la amplitud (intervalo de variación)

de porosidad, permeabilidad y cualquier otra propiedad petrofísica que caracterice cada

tipo de roca para asociarla con cada petrofacie.

Tipo de Roca a Partir de Radio de PoroPozo BA-2503

y = 0,0005x4,3214

R2 = 0,3145

y = 0,0105x3,106

R2 = 0,3545

y = 0,7683e0,129x

R2 = 0,4575

0

0

0

1

10

100

1000

10000

0 5 10 15 20 25 30 35 40POROSIDAD

PER

MEA

BIL

IDA

D

Mac

roM

eso

Nan

noM

icr o

Meg

a

TAM

AÑ

O D

E G

AR

GA

NTA

PO

RA

L (m

icro

nes)

K/PHI=10,000

K/PHI=100K/PHI=200

K/PHI=500

K/PHI=1000

K/PHI=2500K/PHI=5000

K/PHI=50

K/PHI=0,2

K/PHI=0.5

K/PHI=1

K/PHI=5

K/PHI=10

K/PHI=25.000

113A continuación se presentan los diferentes intervalos que caracterizan los tipos

de roca dependiendo del tamaño de garganta de poro:

Tabla Nº 8. Tipos de Roca.

TIPOS DE ROCA

Petrofacies Tamaño de Garganta de Poro

(micrones)

Megaporoso > 10

Macroporoso 2.5 – 10

Mesoporoso 0.5 – 2.5

Microporoso 0.1 – 0.5

Nanoporoso < 0.1

4.4.5. Gráfico de Ri con Litofacies

Como una manera de llevar de la mano los resultados obtenidos con otros

análisis o estudios que tengan los núcleos, específicamente la sedimentológia, se

realiza este gráfico para diferenciar cada litofacies y dar posibles explicación a los

eventos que influyen en la calidad de roca tales como diagénesis, que originan cambios

en la configuración del sistema poroso afectando así la capacidad de flujo y

almacenamiento.

4.4.6. Distribución Litofacies/ Petrofacies

Con el propósito de distribuir las Litofacies con las Petrofacies, se analizó la

descripción sedimentológica de los núcleos, logrando observar y cuantificar la

ocurrencia de aparición de las diferentes Litofacies dentro de cada Petrofacies, de

manera de conocer y diferenciar cada litofacies en función de los parámetros que

influyen en la calidad de roca, tales como escogimiento, tamaño de grano y otros.

Se construyen tortas de distribución de estos dos parámetros y se analizan junto al

Geólogo o Sedimentólogo del área los aspectos antes mencionados. (Figura 4.9).

114

Integración Petrofacie-LitofaciesMegaporoso

38%

43%

19% S

S11S3

Integración Petrofacie_litofacieMacroporoso

38%

18%

44%S

S11

S3

Integración Petrofacie-LitofaciesMegaporoso

38%

43%

19% S

S11S3

Integración Petrofacie_litofacieMacroporoso

38%

18%

44%S

S11

S3

Figura 35. Distribución Litofacies/Petrofacies.

4.5. Correlación Núcleo- Perfil El objetivo perseguido en la correlación núcleo-perfil es calibrar los registros con

los datos de núcleo para reproducir correlaciones que permitan extrapolar a los pozos

del yacimiento propiedades petrofísicas como: porosidad, permeabilidad, Ri,

petrofacies, entre otros.

4.5.1. Ajuste en Profundidad de la Data

Se adecuan en profundidad la curva de rayos gamma de superficie (Core-

Gamma) con la curva de rayos gamma del registro de resistividad para los pozos con

núcleos, refiriendo todos los resultados validados de los análisis provenientes de los

núcleos a la profundidad ajustada.

4.6. Determinacion de Modelos Petrofisicos 4.6.1. Modelo de Arcillosidad.

El primer paso para la determinación del Modelo de Arcillosidad es el de verificar

la existencia de muestras de rocas disponibles en pozos del área bajo estudio, pueden

ser, tapones de núcleo, muestras de pared o muestras de canal, en ese orden

preferencial.

En el caso de existir Análisis Petrográficos (Difracción de Rayos X) de núcleos

que puedan aportar información sobre el volumen de arcilla, se procede a determinar el

índice de arcillosidad y el volumen de arcilla utilizando los modelos de arcillosidad,

115seleccionando como modelo a utilizar aquel que más se ajuste a los volúmenes de

arcilla reportados por laboratorio.

Asimismo, para cada petrofacies que posean muestras con análisis Petrográficos

se procede a identificar los tipos de arcillas presentes, así como la mineralogía de la

formación.

De no existir dichos análisis se procede a calcular el índice de arcillosidad y el

volumen de arcilla a partir de los registros de los pozos, mediante la siguiente ecuación:

GRclGRshGRclGRVclIsh

−−

== ............................. (4.7)

Donde:

GR = es el perfil de rayos gamma.

GRsh = indica la lectura del GR en la lutita más representativa de la formación.

GRcl = es la lectura del perfil en la arena más limpia.

4.6.2. Calcular Volumen de Arcilla (Vsh).

Una vez calculado el índice de arcillosidad por la técnica anterior, se selecciona

el menor índice y procede a definir el modelo de arcillosidad. El modelo de arcillosidad

se puede determinar a partir de las siguientes fórmulas:

Tabla Nº 9. Modelos de Arcillosidad

Modelos de Arcillosidad

Expresión matemática

Lineal IshVsh =

Clavier 21

2 ))7.0(38.3(7.1 +−−= IshVsh

Stieber 1 Ish

IshVsh−

=2

Larionov 12

123

12

37.2

*37.2

*2

−−

=

−=

Ish

Ish

Vsh

Vsh

1164.6.3. Modelo de Porosidad.

Durante esta etapa se procede a calcular la porosidad en los pozos con núcleos,

utilizando los registros de porosidad disponible y sus respectivas ecuaciones para el

calculo de la porosidad total, determinando de ésta última la porosidad efectiva al

quitarle el efecto del volumen de arcilla calculado en el paso anterior.

Para este estudio se dispone de registros de densidad en este yacimiento, cuyos

valores de porosidad total fueron determinados mediante la siguiente ecuación:

fma

bma

ρρρρ

φ−−

= ......................(4.8)

Donde:

ρma = Densidad de la matriz de la formación en gr/cc.

ρb = Densidad volumétrica de la formación leída por el perfil en gr/cc.

ρf = Densidad del fluido a base de agua igual a 1 gr/cc.

Para el cálculo de la porosidad efectiva esixten dos modelos

Lineal:

)1(* Vshe −= φφ ......................(4.9)

Gaymard:

)*( Vshdshe φφφ −= ......................(4.10)

Donde:

φ = Porosidad Total

Vsh = Volumen de Arcilla

φdsh = Porosidad del registro de densidad en la Lutita.

4.6.4. Modelo de Permeabilidad.

La permeabilidad es una propiedad que no puede determinarse a través de

los registros, para la estimación de la misma en la evaluación petrofísica del área

en estudio, se determinó la curva de permeabilidad, utilizando la ecuación de

117Timur la cual presenta una relación para estimar la permeabilidad de arenisca a

partir de la medida de porosidad y saturación de agua irreducible (Swir).

4.6.5. Modelo de Saturación de Agua.

Para la determinación del Modelo de Saturación de Agua se utilizaron las curvas

de permeabilidad relativas donde se identifican los valores de agua irreducible

mendiante el núcleo del pozo BA-1942. Se hicieron varias sensibilidades con los

modelos de saturación de agua, observando que el modelo con mayor correlación con

los valores de análisis de núcleo es el modelo Sidmandoux Modificado

Las ecuaciones que aplica cada uno de los modelos de saturación de agua se

muestran a continuación:

Ecuación de Archie:

Donde:

a = Coeficiente de Tortuosidad.

m = Factor de cementación.

n = Exponente de saturación.

Rsh = Resistividad de las arcillas, ohm-m.

Vsh = Volumen de arcilla, fracción.

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

Porosidad, fracción.

Rt = Resistividad verdadera de la formación, ohm-m. RtaRwSwmn

Ecuación de Simandoux:

118Donde:

a = Coeficiente de Tortuosidad

m = Factor de cementación

n = Exponente de saturación

Rsh = Resistividad de las arcillas, ohm-m

Vsh = Volumen de arcilla, fracción

Rw = Resistividad del agua de formación, ohm-m =

Porosidad Efectiva, fracción

Rt = Resistividad verdadera de la formación, ohm-m

La ecuación de Indonesia es la siguiente ecuación:

( ) )/2(5.05.0))2/(1( ))))Re//((1())Re//(()((( nVsh sDRosDRshVshIndonesiaSw −− += Donde:

Ro: Es la Resistividad en la zona saturada de agua en un 100%.

Rsh: Es la resistividad en las lutitas,

ResD: Es la resistividad profunda.

n: Es el exponente de saturación

4.7. Cálculo de los Parámetros de Corte (cut-off) Una vez establecidos los modelos de evaluación petrofísica, se determinaron los

parámetros de corte, a través de gráficos cruzados (crossplot) de las propiedades

petrofísicas (Vsh, Phi, Sw, K entre otras). Para obtener los parámetros de cortes, se

realizaron los siguientes crossplot:

• Resistividad (RT) vs. La saturación de agua (Sw).

• Volumen de arcilla (Vsh) vs. La saturación de agua (Sw).

• Porosidad (PHI) vs. La saturación de agua (Sw).

En cada uno se traza una línea de tendencia para luego entrar con la saturación

de corte, determinada por medio de las curvas de permeabilidades relativas, en los tres

primeros crossplot hallando así un RT, Vsh y una PHI de corte.

1194.8. Generación de Mapa de Electrofacies

Se utilizaron los perfiles de rayos gamma (GR) y resistividad, generando la

distribución del mapa de electrofacies con los pozos del área de estudio, permitiendo

interpretar la distribución de canales y barras (ambiente de sedimentación). Se puede

apreciar entonces las variaciones de espesor así como los cambios laterales de

ambiente.

CAPITULO V

ANALISIS DE RESULTADOS

5.1. Recopilación de Información Se efectuó la recopilación, revisión evaluación y validación de las curvas de los

169 pozos pertenecientes al yacimiento, análisis de núcleos de pozos, análisis físico

químicos del área, históricos de producción e inyección del yacimiento.

Tabla 10. Resultados de la edición de registro.

ResD GR ResS SP RHOB DRHO NPHI157 92 169 154 49 20 37

5.2. Análisis de los Núcleos En el área se disponen de trece (13) pozos con núcleos que poseen análisis

convencionales de los cuales dos de ellos poseen análisis especiales.

Tabla 11 Pozos con Análisis de Núcleo.

A continuación se muestra el mapa del yacimiento indicando la ubicación de

cada uno de los núcleos pertenecientes al mismo.

121

Figura 36.Ubicación de Núcleos del Yacimiento Laguna-14

Se realizaron gráficos relacionando la profundidad con las propiedades

petrofísicas (porosidad, permeabilidad y saturación de agua), dichos gráficos permiten

observar el comportamiento del yacimiento con respecto a estas propiedades, la figura

37 muestra este comportamiento para los pozos con núcleo

122

Crosplot Profundidad & Permebilidad

1

10

100

1000

10000

4500 5000 5500 6000 6500 7000 7500

Profundidad (Pie)

Perm

eabi

lidad

(m

d)

Crosplot Profundidad & Porosidad

0

10

20

30

40

50

4500 5500 6500 7500

Profundidad(Pie)

Poro

sida

d (%

)

Crosplot Profundidad & Sw

0

20

40

60

80

100

4500 5500 6500 7500

Profundidad(Pie)

Sw (%

)

Figura 37. Relación de Profundidad Vs. Propiedades Petrofísicas

Para obtener los promedios de porosidad, permeabilidad, que caractericen a la

roca, se realizaron crossplot de estas propiedades a las condiciones del yacimiento, con

el propósito determinar principalmente la variación de porosidad y permeabilidad de

diferentes muestras de los análisis de los núcleos del yacimiento LAGUNA-14, en estos

gráficos se muestra la relación típica entre la porosidad y la permeabilidad para un

estrato clástico, se observa que la permeabilidad incrementa con el incremento de la

porosidad.

Con la finalidad de definir la heterogeneidad de las mismas y el comportamiento

de dichas propiedades, en la figura 5.2 se muestra esta relación para los pozos con

análisis convencionales, estableciéndose como porosidad máxima para todo el ciclo

sedimentario un valor máximo de 0.39 y uno mínimo de 0.15, al mismo tiempo este

gráfico permite ver la variación de permeabilidad, entre 18 y 6000 md; esto debido a la

característica de roca poco consolidada al momento de la medición en el laboratorio.

123

Crosplot Permebilidad Vs Porosidad

1

10

100

1000

10000

0 10 20 30 40

Porosidad(%)Pe

rmea

bilid

ad (m

d)

Figura 38. Crossplot de Permeabilidad-Porosidad. Núcleos Yacimiento LGNA-14.

La figura 39 y 40 muestra el histograma de porosidad y permeabilidad para las

unidades estratigráficas estableciendo predominio de porcentaje de porosidad entre 25

y 30% y permeabilidad variable, observándose mayor frecuencia entre 0-200 y 1000

md.

0

10

20

30

40

50

60

0-5 10-15 20-25 30-35

Histograma de Porosidad

Figura 39. Histograma de Frecuencia de Porosidad Pozos con Núcleos,

Yacimiento LAGNA-14

124

0

5

10

15

20

25

30

0-200 400-600 800-1000 2000-4000

Histograma de Permeabilidad

Figura 40. Histogramas de Frecuencia de Permeabilidad Pozos con Núcleos,

Yacimiento LAGNA-14

5.3. Determinación de los Parámetros Petrofísicos Una de las actividades principales para lograr la caracterización petrofísica de un

campo en particular es la obtención de los parámetros petrofísicos básicos. Debido a

que estos parámetros no son universales y varían dependiendo de cada campo/arena a

ser evaluado, estos deben ser calculados dependiendo de la información disponible.

Para la obtención de estos parámetros en este estudio, se utilizo la información de los

análisis especiales del núcleo BA-1942 y del núcleo BA-1948 del yacimiento LGNA-14.

Estos parámetros son: densidad de la matriz (ρma), exponente de Cementación (m y

m*), Exponente de Saturación (n y n*) y constante (a).

5.3.1. Cálculo del exponente de cementación (m y m*) y coeficiente de tortuosidad (a).

Cuatro muestras (04) del núcleo BA-1942 y cuatro (04) del núcleo BA-1948

fueron seleccionadas para estas pruebas, las cuales fueron sometidas al vacío y se

saturaron con una presión de sobrecarga de 4500 y 3800 lpc respectivamente con

solución salina simulada del agua de formación.

Posteriormente las muestras se colocaron en una celda para su desaturación

aplicando aire húmedo dentro de la celda, la presión se aumento progresivamente 1lpc

hasta 75 lpc en cuatro pasos dejando tiempo suficiente en cada presión para que las

muestras alcanzaran una saturación de equilibrio. A cada saturación de equilibrio, a las

125muestras se les tomó una lectura de resistencia para obtener los valores de índice de

resistividad (IR) y de formación (FF) correspondiente a la saturación calculada. Para

determinar el exponente de cementación “m” se utilizó la relación de Archie para el

factor de formación.

En la figura 41 y 42 se muestran los gráficos de Log (F) vs. Log (φ) obtenido a

partir del análisis de núcleo del pozo BA-1942 y el pozo BA-1948 para el yacimiento

LAGNA-14.

Figura 41. Gráfica Log (FF) Vs PHI Núcleos BA-1942 y BA-1948

Figura 42. Gráfica Log (FF*) Vs PHI Núcleos BA-1942 y BA-1948

Factor de Resistividad

126Para el gráfico de factor de formación vs porosidad con presión de sobrecarga y

corregido por arcillosidad, la mejor recta obtenida sugiere un valor del parámetro de “a”

igual a 1 y un valor del parámetro “m” igual a 1.5, luego de haber realizado la corrección

por arcillosidad se obtuvo un valor de m* de 1.8, esto para el núcleo del pozo Ba-1942

que puede ser considerado como un buen valor de exponente de cementación (m) para

una formación no consolidada como la presente en el Yacimiento LGNA-14. A nivel del

núcleo del pozo BA-1948 la mejor recta obtenida sugiere un valor del parámetro de “a”

igual a 1 y un valor del parámetro “m” igual a 1.8, luego de haber realizado la corrección

por arcillosidad se obtuvo un valor de m* de 2.

5.3.2. Cálculo del exponente de saturación (n y n*)

Para obtener el valor del exponente de saturación (n), sé graficaron en papel log-

log para las diferentes muestras, los valores de resistividad en función de la saturación

de la solución salina utilizada en la prueba. El exponente de saturación se obtuvo como

la pendiente de la recta que mejor se ajustó a los puntos representados. Tal como se

especifico en la pagina del capítulo anterior, habiéndose aplicado la formula respectiva

y realizado los cálculos hasta obtener el parámetro n graficando se obtiene que para el

núcleo BA-1942 el exponente de saturación “n” es 2 este valor puede ser considerado

indicativo de que es el agua, el fluido que moja la roca en el yacimiento. De igual

manera, se realizó el cálculo del exponente de saturación corregido por arcillosidad

arrojando el valor 2.1. En el caso del núcleo del Pozo BA-1948 “n” fue de 1.9 y “n*”

arrojo un valor de 2.1.

IR vs SW "LGNA-14. POZO BA-1942"

IR = 0.9596Ø-2.0285

R2 = 0.9857

,10

1,00

10,00

0,100 1,000

IR* vs SW. POZO BA-1942

IR* = 0.9925Ø-2.1206

R2 = 0.996

,10

1,00

10,00

0,100 1,000

IR vs SW "LGNA-14. POZO BA-1942"

IR = 0.9596Ø-2.0285

R2 = 0.9857

,10

1,00

10,00

0,100 1,000

IR* vs SW. POZO BA-1942

IR* = 0.9925Ø-2.1206

R2 = 0.996

,10

1,00

10,00

0,100 1,000

Figura 43. Gráfico Log (IR) Vs Sw. Núcleo BA-1942

127

Figura 44. Gráfico Log (IR) Vs Sw. Núcleo BA-1948

En la siguiente tabla resumen, se muestra los valores obtenidos de m, m*, n, n* y

a para el yacimiento LAGNA-14 del área de Intercampo del Campo Bachaquero Lago.

Para efecto de los cálculos de las propiedades petrofísicas se utilizaran para el área

norte del yacimiento los resultados de los parámetros del núcleo BA-1942 por

encontrarse esta estructura arriba del mismo y para la zona centro-sur los resultados de

los parámetros del núcleo del pozo BA-1948.

Tabla 12. Parámetros (m, m*, n, n*, a) Núcleo BA-1942 y BA-1948. Yacimiento LGNA-14

Pozo m m* n n* a

BA-1942 1.5 1.8 2 2.1 1

BA-1948 1.8 2 1.9 2.1 1

5.3.3. Calculo de la densidad de matriz (ρma)

Para calcular el valor estimado de la densidad de la matriz de formación del

yacimiento LGNA-14, se tomaron 54 muestras del núcleo BA-1942 y 16 muestras para

el Núcleo del Pozo BA-1948 las cuales fueron analizadas en el laboratorio y reportan

valores de este parámetro, con dichos valores se construyo el histograma, el cual se

muestra en la figura 45, obteniéndose un promedio de densidad de 2.65 gr/cc y 2.64

gr/cc respectivamente, indicativo de la presencia de matriz arenisca.

128

0

1

2

3

4

5

6

2,62 2,63 2,64 2,65 2,66

Histograma de Densidad "BA-1948"

0

12

34

56

7

89

10

2,62 2,65 2,67 2,69 2,72 2,74 2,77

Histograma de Densidad "BA-1942"

0

1

2

3

4

5

6

2,62 2,63 2,64 2,65 2,66

Histograma de Densidad "BA-1948"

0

12

34

56

7

89

10

2,62 2,65 2,67 2,69 2,72 2,74 2,77

Histograma de Densidad "BA-1942"

Figura 45. Gráfica de Frecuencia de la densidad de grano

5.4. Calculo de la Resistividad del Agua (Rw) La resistividad del agua de formación fue determinada utilizando todos los

análisis disponibles de muestra de agua del yacimiento y los datos de perfiles. Debido a

la gran dispersión de los resultados de los análisis y a la incertidumbre que se

desprende, se decidió utilizar los perfiles para calcular y optimizar el valor de esta

resistividad.

Para eso se seleccionaron pozos anteriores a la inyección de agua (año 1967),

provenientes del yacimiento, la selección se hizo únicamente dentro de las zonas de

arenas acuíferas y limpias.

Tabla 13. Análisis de la salinidad del agua.

POZO AGUAPROF SALINIDAD

PIES PPM BA-1032 A-395 7800 4450

BA-1040 A-340

6400 4500

BA-1012 6000 4500

BA-1020 6615 4450

BA-1077 A-394 7320 4500

La tabla anterior resume estos análisis, tomando en consideración una porosidad

en el rango de 24-30% y una saturación de agua de 100%. La salinidad está calculada

en ppm equivalente de NaCl, con la resistividad corregida de la temperatura.

129

La salinidad obtenida según los análisis más confiables muestran un valor de

salinidad de 4500 ppm equivalentes de NaCl; es decir, una resistividad del agua

correspondiente a 0.54 ohm-m a 170 °F.

5.5. Determinación del Tipo de Roca y Radio de Garganta Poral 5.5.1. Perfil de Garganta Poral

El núcleo del pozo BA-1942, presenta (03) muestras de presiones capilares por

el método de plato poroso y el núcleo del pozo BA-1948 posee solo una (01). Para

poder aplicar la metodología desarrollada por Pittman y Willand, fue necesario realizar

la conversión del método de plato poroso al método de inyección de mercurio.

Para efecto del estudio solo se tomara la información del núcleo del pozo BA-

1942 y será tomado como representativo para el yacimiento debido a la poca data de

presión capilar que posee el pozo BA-1948.

De este gráfico se obtiene los valores de presión capilar a diferentes

saturaciones de mercurio para cada muestra.

5.5.2. Determinación de la Ecuación del Radio de Garganta Poral.

Figura 46. Perfil de Garganta Poral, Núcleo BA-1942

130Para la determinación del radio de garganta poral predominante en el yacimiento

LGNA-14, se realizaron los siguientes gráficos, para definir el rango de oscilación

predominante.

5.5.2.1. Gráficos de Saturación Incremental de Mercurio

En la figura 47 se muestra el gráfico de saturación incremental de mercurio

contra el radio de garganta de poro, el cual proporciona una idea de los máximos

desplazamiento de mercurio con respecto al tamaño de poros predominantes, también

permite conocer las Petrofacies a la que corresponde cada una de las muestras y

verificar el buen cotejo de éstas con las obtenidas una vez calculadas las ecuaciones

empíricas. En los gráficos se observa que los puntos máximos corresponden a las rocas

de tipo Mega y Macroporosa, lo que hace pensar que el radio de garganta

predominante es de tipo mixto.

Saturación Incremental de Mercurio

0

5

10

15

20

25

30

35

40

0.01 0.1 1 10 100Radio de Garganta Poral (micrones)

Vol

umen

Incr

eman

tal d

e M

ercu

rio (%

)

436A 448A 420A

Nano Micro Meso Macro Mega

Celda de Plato Poroso

Pozo BA-1942

Figura 47. Gráficos de saturación Incremental de mercurio Núcleo BA-1942

5.5.2.2. Gráfico Ápice

A partir del gráfico de Ápice elaborado para el pozo BA-1942, se estableció el

rango de saturación de mercurio en donde se agrupan el mayor conjunto de ápices para

131la mayoría de las muestras, el cual está asociado al radio de garganta de poro que

domina el flujo.

De la interpretación de este gráfico se puede decir que el rango de saturación de

mercurio en donde se agrupa el mayor conjunto de ápices es variable, se muestra

rangos de poro muy variado. Por lo que se procedió a calcular los radios de garganta de

poro para cada nivel de saturación a partir de las ecuaciones empíricas como función

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

5.5.2.3. Grafico Uno a Uno (One to One)

Para la construcción de estos gráficos se utilizaron los radios de garganta poral

obtenidos de las curvas de presión capilar vs los radios de garganta poral obtenidos de

las curvas de las ecuaciones empíricas de Pittman y Winlamd a cada nivel de

saturación de mercurio correspondiente, esto se hizo para el pozo BA-1942, con el

objetivo de evaluar el comportamiento.

De los gráficos realizados la ecuación que mejor represento la data de

laboratorio, es decir, aquella que genero el mínimo error relativo promedio, es la de

saturación de mercurio correspondiente a 40% calculado a partir de la ecuación

empírica ideada por Pittman arrojando un coeficiente de regresión bastante bueno de

Figura 48. Gráfico Ápice, Núcleo BA-1942

1320.94; con respecto al resto de los gráficos se observo una tendencia similar, el valor

obtenido en el coeficiente de regresión para R35 de Winland es de 0,92. Sin embargo,

de acuerdo a los resultados obtenidos se toma el R40 de Pittman como el radio de

garganta de poro que mejor se ajusta al yacimiento.

La ecuación empírica que se obtuvo para el cálculo del radio de garganta poral

fue la siguiente:

Esta es la ecuación que se utilizo para todo el yacimiento para cada una de en

este estudio puesto que para el núcleo del Pozo BA-1948 no se dispone de data

suficiente de prueba de presión capilar a nivel del yacimiento.

Log R40 = 0,360 + 0,582* Log K - 0,680* Log Ф

Figura 49. Gráficos One to One Núcleo BA-1942

1335.6. Identificación de Petrofacies.

Para identificar cada una de las muestras de los núcleos, según las petrofacies,

se tomó el gráfico semilog de Porosidad vs. Permeabilidad, y se trazaron las isolineas

correspondientes al tamaño del garganta Poral definido para el yacimiento.

Observando rocas predominantemente megaporosa, y macroporosa y en menor

proporción mesoporosa y microporosa, tal como se observa en la figura 5.15.

Tipo de Roca a Partir de La Ecuación de Radio de Poro Nucleos LGNA-14

0

0

0

1

10

100

1000

10000

0 5 10 15 20 25 30 35 40

POROSIDAD

PER

MEA

BIL

IDA

D Mac

roM

eso

Nan

oM

icro

Me g

a

TAM

AÑ

O D

E G

AR

GA

NTA

PO

RA

L (m

icro

nes)

K/PHI=10,000

K/PHI=100

K/PHI=200

K/PHI=500

K/PHI=1000

K/PHI=2500

K/PHI=5000

K/PHI=50

K/PHI=0,2

K/PHI=0.5

K/PHI=1

K/PHI=5

K/PHI=10

K/PHI=25.000

Figura 50. Gráfico de K vs. Ф con Isolineas de R (40) Pozos. Núcleos Yacimiento LGNA-14.

Para el análisis de los núcleos presentes en el yacimiento LGNA-14, se evidencia

el predominio de las rocas de mejor calidad: Megaporosas y Macroporosas, a lo largo

de toda la unidad estratigráfica del Miembro Laguna y en menor proporción roca de

calidad Mesoporosa, tal como se muestra en la tabla anexa y en la figura anterior.

134Tabla 14. Principales características de las Petrofacies.

PETROFACIES

MEGA49%

MICRO1%

NANO0%

MESO6%

MACRO44%

Figura 51. Gráficos de Petrofacies presentes en los Núcleos del yacimiento Laguna-14.

5.7. Identificación de Litofacies De acuerdo al estudio sedimentológico del área, correspondiente al núcleo

tomado en el pozo BA1942, se definieron cuatro (4) Facies arenosas (A1, A2, A4, A5),

una (1) Facies conglomeratica (A3) y dos (2) Facies limo-arcillosas (H1, H2).(Figura

52),para el área de Intercampo..

A1 A5A4A3A2 H1 H2

Petrofacies N° Muestras

% Presente Φ (%) K (md)

NANO 0 0 0 0 MICRO 3 1 5-15 2-10 MESO 14 6 20-25 10--70

MACRO 101 44 24-30 70-800 MEGA 112 49 28-38 800-5980

Figura 52. Secciones Finas, Núcleo BA-1942

135A continuación se describen cada una de las facies encontradas:

A1: arena de grano medio a fino, afinamiento de grano hacia arriba, moderadamente

escogida, bien impregnada de hidrocarburo, en parte, con pequeños clastos de arcilla,

con estratificación cruzada y laminaciones oblicuas de material carbonoso.

A2: arena de grano fino hacia el tope y hacia la base de grano fino a medio, bien

escogida, bien impregnada de hidrocarburo y en algunos casos con clastos grandes de

arcilla.

A3: arena conglomeratica de grano muy fino a grueso, duro, cuarzoso, micáceo,

pobremente escogida con abundantes clastos de arcilla, en parte limosa, se observa

laminación cruzada.

A4: arena de grano fino hacia el tope y de grano muy fino hacia la base, de

moderadamente escogida a bien escogida, bien impregnada de hidrocarburo con

clastos grandes de arcilla y laminación cruzada.

A5: arena de grano fino, bien escogida, bien impregnada de hidrocarburo con

intercalaciones de arcilla y material carbonoso hacia la base del intervalo.

H1: arcilla de color gris claro muy pastosa y moderadamente compacta, algunas veces

en forma de clastos grandes con trazas de mica y laminaciones de material carbonoso.

H5: clastos grandes de arcilla de color pardo a gris claro, dentro de una matriz arenosa

de grano fino a medio. Se observa abundante material carbonoso.

Para complementar la caracterización de las facies se muestran algunas fotos de

análisis de microscopia electrónica (Figura 53), correspondientes a diferentes muestras

de la zona productora tomadas del núcleo BA1942 en el cual para el Miembro Laguna

el componente predominante es el cuarzo de grano fino, complementado con arcillas

sideritizadas y puntos de petróleo residual.

136Muestra: (5767.8): Litofacies productora “A1”

Granos de cuarzo subangulares y fragmentos de roca soportados por una matriz

arcillosa, se observan clastos de arcilla, abundante mica moscovita y caolinita. La

porosidad estimada es alta.

Muestra: (5903.4): Litofacies productora “A2”

Granos de cuarzo subangulares y fragmentos de roca con abundante mica

moscovita, presentando estructura tubular y afectada por diagénesis generando

microporos alargados en los espacios intertabulares y cuarzo sideritizadas cubren

parcialmente las placas micáceas. La porosidad estimada también es alta. La calidad

de la arena corresponde a una litofacies productora del tipo A2, con alta capacidad de

flujo y almacenamiento

Muestra: (5735): Litofacies productora “A5”

Granos de cuarzo subangulares asociados a fragmentos de roca microgranular

con abundante mica muscovita, arcilla caolinitica en la periferia de ciertos granos y en

algunos casos rellena el espacio intergranular, se destaca la presencia de petróleo

residual en la muestra. Los granos de cuarzo se presentan muy pobremente

cementados, con una distribución de tal forma que permite inferir una alta porosidad y

permeabilidad. Se observa abundante material arcilloso.

A1 A2 A5A1 A2 A5

Figura 53. Imágenes de Microscopia electrónica, Núcleo BA-1942

1375.8. Integración de Petrofacies Vs. Litofacies

Después de definir las petrofacies presentes en el pozo BA-1942, se integro esta

información con las litofacies. En primer lugar, se identificó la facies correspondiente a

cada una de las muestras del núcleo, luego se gráfico en semilog Permeabilidad vs.

Porosidad, pero diferenciando cada una de las facies, tal como se muestra en la figura

54.

DISTRIBUCION DE LITOFACIESPozo BA-1942_LGNA-14

0

0

0

1

10

100

1000

10000

0 5 10 15 20 25 30 35 40POROSIDAD

PER

MEA

BIL

IDA

D

BA-1942_A1BA-1942_A2BA-1942_A5BA-1942_A3

Mac

roM

eso

Nan

noM

icro

Meg

aTA

MA

ÑO

DE

GA

RG

AN

TA P

OR

AL

(mic

rone

s)

K/PHI=10,000

K/PHI=100K/PHI=200

K/PHI=500

K/PHI=1000

K/PHI=2500K/PHI=5000

K/PHI=50

K/PHI=0,2

K/PHI=0.5

K/PHI=1

K/PHI=5

K/PHI=10

K/PHI=25.000

Figura 54. Gráficos K vs. φ Para cada Litofacies, Núcleo BA-1942.

Se procedió entonces a realizar la integración Litofacies-Petrofacies,

identificando las facies predominantes para luego ubicarla en cada una de las

Petrofacies de manera detallada. (Figura 55).

138

DISTRIBUCION DE LITOFACIES

42%

8%

7%

43%

A1 A2 A3 A5

Figura 55. Distribución de las Litofacies, Núcleo BA-1942

De la figura anterior tenemos que la facies predominantes para el pozo BA-1942

en el área de laguna son las facies A1, A2, A3, A5 las cuales representan la presencia

de arenas de hidrocarburo con característica de arena de grano medio a fino,

subredondeado a redondeado.A continuación se presentan la integración Petrofacies-

Litofacies del Pozo BA-1942.

Figura 56. Integración Petrofacies -Litofacies, Núcleo BA-1942

ROCA MEGAPOROSA. DISTRIBUCION DE LITOFACIES

A156%

A244%

ROCA MACROPOROSA. DISTRIBUCION DE LITOFACIES

A247%

A141%

A512%

ROCA MESOPOROSA. DISTRIBUCION DE LITOFACIES

H143%

A357%

139De estos gráficos (Figura 56) se observa la correspondencia de las mejores

petrofacies (Mega y Macro) con las litofacies arenosas de mejor calidad (A1, A2, A5) y

de las petrofacies de menor calidad (Meso) con las litofacies arenosas de baja calidad,

arenas heteroliticas y lutitas (A3, H1).

Adicionalmente se identificaron la mineralogía presentes en las diferentes

petrofacies; observándose en la figura 57, presencia de sobrecrecimiento de cuarzo,

minerales de feldespato, moscovita y caolinita en menor proporción.

MINERALOGIA EN ROCA MEGAPOROSA

88%

8%1%3%

CUARZO

MOSCOVITA

FELDESPATO

CAOLINITA

MINERALOGIA ROCA MACROPOROSA

82%

10%8%

CUARZO

MOSCOVITA

CAOLINITA

5.9. Escalamiento Núcleo-Perfil. Se ajustó a profundidad la curva de rayos gamma de superficie con la curva de

rayos gamma para los pozos con núcleos (Ver figura 58), en donde se valido y calibro

los datos petrofísicos resultantes del análisis de perfiles con los correspondientes

obtenidos en el laboratorio mediante análisis de núcleos.

Figura 57. Mineralogía Presente en la diferentes Petrofacies,.Núcleo BA-1942

140 BA-1942 BA-1948

5.10. Definición de los Modelos Petrofísicos

5.10.1. Modelo de Arcillosidad

5.10.1.1 Modelo Lineal:

Para la determinación del modelo de arcillosidad se utilizó en primera instancia

método lineal, el cual es el modelo más sencillo, el mismo requiere el empleó del perfil

de Rayos Gamma (GR), para estimar el índice de arcillosidad, y es calculado de la

siguiente manera:

arenash

arenalGR GRGR

GRGRIsh

−−

=

LinealVshIshGR _= Donde:

GRl = Gamma Ray leído en la zona a evaluar.

Figura 58. Escalamiento Núcleo-Perfil, Pozos BA-1942 y BA-1948

141 GRarena = Gamma Ray en la arena más limpia en el mismo intervalo geológico

GRsh = Gamma Ray en las arcillas.

Para la estimación del Gamma Ray en las arenas más limpia y el Gamma Ray en

las lutitas, se realizó un Cross Plot para determinar los valores antes expuestos en

función del GR, donde se puede observar claramente los valores mínimos y máximos. A

continuación se anexan las siguientes figuras para los dos pozos en estudio.

GR_limpio = 20

GR_Sucio = 120

GR_limpio = 20

GR_Sucio = 120

Figura 59. Crossplot Gr. Vs. ResD BA-1948

GR_limpio = 16

GR_Sucio = 96

GR_limpio = 16

GR_Sucio = 96

Figura 60. Crossplot Gr. Vs. ResD BA-1942

142

En relación a los modelos no-lineales, estos pueden ser generados a partir del

modelo lineal; a continuación se muestran los más comunes encontrados en la literatura

y que fueron utilizados para esta investigación.

5.10.1.2 Modelo de Clavier:

El volumen de arcilla a partir de Clavier está definido por la siguiente ecuación:

( )27.0_38.37.1)( +−−= linealVshaleClavierVsh

Donde:

Vsh (Clavier) = Volumen de arcilla por Clavier.

5.10.1.3 Modelo de Steiber

El volumen de arcilla a partir de Steiber está definido por la siguiente ecuación:

linealVshalelinealVshaleSteiberVsh

_*23_)(

−=

Donde:

Vsh (Steiber) = Volumen de arcilla por Steiber.

5.10.1.4 Modelo de Larionov (Para Rocas Terciarias)

El volumen de arcilla a partir de Larionov para rocas terciarias está definido por

la siguiente ecuación:

)12/()12()_( 7.3)*7.3( −−= VshlrtLarionovVsh

Donde:

Vsh (Larionov_rt) = Volumen de arcilla por Larionov para rocas terciarias.

143Luego de haber calculado el volumen de arcilla por cada uno de los métodos

antes expuestos, se realizó la correlación de los datos de Difracción de Rayos X,

perteneciente al pozo BA-1948, llevándolos a la profundidad del perfil Vs. los resultados

del volumen de arcilllosidad de los métodos, donde se observa que el método que

presenta mejor correlación con las muestras de núcleo es el método de Steiber, tal y

como se observa en la figura anexa:

Para este estudio, el modelo de arcillosidad que se tomara como representativo

para el yacimiento será el derivado de estos cálculos por no contar con análisis de

arcillas para el pozo BA-1942.

Figura 61. Modelo de Arcillosidad, Pozo BA-1948.

1445.10.2 Modelo de porosidad:

5.10.2.1. Porosidad del Registro Densidad:

Para el cálculo de esta propiedad se utilizó el perfil de densidad y de neutrón

disponible en los pozos con núcleo. Para calcular la porosidad a partir del perfil de

densidad se utilizó la siguiente ecuación.

fma

bma

ρρρρφ

−−

=

Donde:

ρma = Densidad de Matriz de Formación, obtenida de los análisis convencionales de

núcleos, 2.64 y 2.67 gr/cc, respectivamente.

ρf = Densidad del fluido utilizado en el perfilaje de los pozos, 1 gr/cc, por ser un

pozo perforado con lodo a base agua.

ρb = Densidad volumétrica de la formación leída por el perfil en gr/cc.

5.10.2.2 Porosidad a través del Registro Neutrón:

La porosidad derivada del registro neutrón es un valor directo de la curva

neutrón; los mismos son mayores que los valores reportados en los análisis

convencionales de núcleos.

Por lo cual, la mejor correlación observada fue la obtenida del registro de

densidad.

145

Figura 62. Generación de Porosidad Total y Efectiva. BA-1942

5.10.2.3 Modelo de Porosidad Efectiva:

Para el cálculo de la porosidad efectiva se utilizó la siguiente ecuación:

)1( Vshe −= φφ

Donde:

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

Vsh = Volumen de Arcilla obtenido usando el modelo de Stieber.

146

Figura 63. Generación de Porosidad Total y Efectiva. BA-1948

5.10.3 Modelo de Saturación de Agua:

Para la determinación de la saturación de agua se utilizaron los siguientes métodos:

5.10.3.1 Modelo de Archie

La ecuación de Archie parte de la siguiente ecuación:

( ) ( )nsDRoArchieSw /1)Re/(= Donde:

Ro: Es la Resistividad en la zona saturada de agua en un 100%.

( )mPHITaRwRo /*=

147El valor de Rw es 0.54, el cual fue calculado anteriormente, a es igual a 1, m = 1.8 y 2

respectivamente para los pozos BA-1942 y BA-1948 y PHIT es la porosidad total.

5.10.3.2 Modelo de Indonesia:

La ecuación de Indonesia es la siguiente ecuación:

( ) )/2(5.05.0))2/(1( ))))Re//((1())Re//(()((( nVsh sDRosDRshVshIndonesiaSw −− +=

Donde:

Ro: Es la Resistividad en la zona saturada de agua en un 100%.

Rsh: Es la resistividad en las lutitas, Rsh= 3.5 Ohm-m.

ResD: Es la resistividad profunda.

n: Es el exponente de saturación, n = 2.

5.10.3.3 Modelo Sidmandoux Modificado:

Ecuación de Simandoux Modificada:

1/Rt= ((PHIE m * Swn)/a*RW)+ ((VCL*SW)/Rcl)

Los parámetros utilizados para aplicar el modelo son:

• Coeficiente de Tortuosidad a = 1

• Exponente de Cementación m = 1.5 y 1.8 respectivamente para los pozos BA-

1942 y BA-1948.

• Exponente de Saturación n = 2,0

• Resistividad del agua de formación Rw= 0,54 @ 170°F.

Para este análisis se hicieron varias sensibilidades con los modelos de

saturación de agua, observando que el modelo con mayor correlación con los valores

de análisis de núcleo es el modelo de Sidmandoux Modificado.

148

Figura 64.. Correlación de Modelos Sw. Núcleo BA-1948

149

Figura 65. Correlación de Modelos Sw. Núcleo BA-1942

5.10.4 Modelo de Permeabilidad:

La permeabilidad de las rocas fue determinada por los siguientes modelos:

5.10.4.1 Modelo de Timur.

La ecuación de Timur está definida por la siguiente ecuación:

)/()*8591(_ 24.4 SwirrPHITimurK = Donde:

Swirr. Es la saturación de Agua Irreducible.

150

5.10.4.2 Modelo de Timur Modificado.

La ecuación de Timur modificado está definida por la siguiente ecuación:

26 )*25.0*/()*10500(mod_ VshSwirrPHIPHIificadoTimurK +=

Donde:

Swirr. Es la saturación de Agua Irreducible.

Vsh: Es el volumen de arcilla determinado por Clavier.

5.10.4.3 Modelo de Tixier.

La ecuación de Tixier está definida por la siguiente ecuación:

23 )/()*250(_ SwirrPHITixierK =

Donde:

Swirr. Es la saturación de Agua Irreducible.

Para la evaluación de estos modelos fue necesario buscar la Saturación de Agua

Irreducible a través de las curvas de presión capilar del núcleo BA-1942, donde se

observa que existen muy pocas muestras para la determinación de dicho parámetro,

además se aprecia que las tres curvas presentan valores diferentes con respecto a la

saturación de agua irreducible, por lo que se tomó un valor promedio de las tres curvas

dando como resultados una Swirr de 0.15. A continuación se anexa la siguiente figura:

151

Swirr = 0.15 Swirr = 0.15

Figura 66. Grafico de Saturación de Agua Vs. Presión Capilar.

Seguidamente se realizaron las sensibilidades con los diferentes modelos de

permeabilidad, observando que el modelo que presenta mayor correspondencia con los

valores de permeabilidad obtenidas en laboratorio es el de Timur, para ambos pozos,

por cual se tomara este como el modelo de permeabilidad del yacimiento.

Figura 67. Correlación de Modelos K. Núcleo BA-1948

152

Figura 68. Correlación de Modelos K. Núcleo BA-1942

5.11. Cálculo de los Parámetros de Corte (cut-off).

Los parámetros de corte representan los valores límites para los cuales la fase

petróleo presente en cada pozo es técnicamente recuperable.

Para determinar los parámetros límites de la evaluación petrofísica se utilizaron

una serie de gráficos cruzados únicamente considerando las curvas de resistividad,

volumen de arcilla, porosidad y permeabilidad generadas en los pozos BA-1948, BA-

1942 y calibrado con la data de núcleo del pozo.

Los parámetros de corte definidos y utilizados en este estudio fueron:

Resistividad, Porosidad, Volumen de Arcilla (Vsh) y Saturación de Agua, dichos valores

153son obtenidos en base a la evaluación de los resultados de las propiedades de las

rocas graficadas en el software PRIZM.

En primer lugar se determinó el corte de saturación de agua graficando los

resultados de laboratorio de los núcleos obtenidas de las Curvas de Permeabilidad

Relativa al Agua y al Petróleo para el pozo BA-1942, encontrando un valor promedio de

Sw de 0.50, entre las 3 muestras existente, tal y como se puede observar en la figura

anexa.

R2 = 0.9984

R2 = 0.9999

0.0001

0.001

0.01

0.1

1

0.0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1.0

Kr (

frac

ción

)

SW(fracción)

Curva de permeabilidad relativa Agua-PetroleoMuestra / Unidad "3"

Figura 69. Curva de Permeabilidades Relativas Pozo BA-1942.

El Cut-off de saturación de Agua definido para el yacimiento LGNA-14 fue

Sw = 50%.

A continuación se presentan los diferentes crossplots realizados con los

respectivos valores de corte para el yacimiento.

En la figura 70 y 71, se observa el valor límite de porosidad obtenido para los

pozos con núcleos, se tomó como parámetro de corte para la permeabilidad un (1) md,

considerado como el valor mínimo de permeabilidad a la cual un fluido comienza a

moverse.

154Para efectos de este estudio, para el yacimiento LGNA-14, se considerara un

promedio de los valores obtenidos resultando en un 5 %, lo cual indica que por encima

de ese valor cualquier roca puede considerarse como económicamente explotable,

PHIE=0.048PHIE=0.048

Figura 70. Crossplot de K vs PHIE, valor límite de porosidad. BA-1948

PHIT=0.051PHIT=0.051

Figura 71. Crossplot de K vs PHIE, valor límite de porosidad. BA-1942

También se realizó un gráfico para determinar el valor límite de arcilla, donde se

graficó la curva de VSH_Steiber y PHIE, Ingresando por el eje (X) con el valor de corte

de la porosidad obtenido anteriormente para cada uno de los pozos BA-1948 Y BA-

1942 4.8% y 5.1% respectivamente, obtenido del grafico anterior e interceptando ese

valor en la línea de regresión y posteriormente leyendo el valor que corresponde al

155volumen de arcilla en el eje (Y), se lee el valor de corte para la arcillosidad para cada

uno de los pozos con núcleos como se muestra en las figura 72 y 73.

Vsh=0.53Vsh=0.53

Figura 72. Crossplot de PHIE vs VSH, valor límite de arcilla BA-1948

Vsh=0.57Vsh=0.57

Figura 73. Crossplot de PHIE vs VSH, valor límite de arcilla BA-1942

El valor promedio será el considerado como el representativo para el yacimiento.

Esto indica que aún con 55% de arcilla la roca es considerada económicamente

explotable.

Posteriormente, se realizó el siguiente crossplot que muestra el valor límite

correspondiente a la resistividad, dicho gráfico se construyó con la curva de

156Resistividad (LLD) versus la curva de Sw. Entrando con el valor de saturación de agua

critica movible (Swc), obtenido del promedio de las curvas de permeabilidad relativa del

núcleo BA-1948, cuyo valor es 50%, en el eje (X) se busca el intercepto con los puntos

de la curva, se lee el valor de Resistividad en el eje (Y) como se puede apreciar en la

figura 74 y 75..

FRD= 10FRD= 10

Figura 74. Crossplot de SW vs RD valor límite de Resistividad BA-1948

FRD=15FRD=15

Figura 75. Crossplot de SW vs RD valor límite de Resistividad BA-1942

157La intersección con el eje (Y) en ambos gráficos, indica que en promedio para el

yacimiento LGNA-14 a partir de 12.5 Ohm-m cualquier arena puede ser considerada

como prospectiva de hidrocarburo.

A continuación se muestran las evaluaciones petrofísicas efectuadas a los pozos

con núcleos pertenecientes al Yacimiento LAGNA-14.

Laguna

LA-1

LA-2

LA-3

BA-1942

Figura 76. Correlación de los Modelos Petrofísicos, Núcleo BA_1942.

158

BA-1948

Laguna

LA-1

LA-2

LA-3

Figura 77. Correlación de los Modelos Petrofísicos, Núcleo BA_1948.

5.12. Unidades Estratigráficas definidas para el Yacimiento.

Para obtener una caracterización más detallada desde el punto de vista

geológico, en cuanto a la construcción de las electrofacies presentes, se realizo la

determinación de subunidades estratigráficas para el yacimiento Laguna-14, basado en

la continuidad de sellos lutiticos que separan los cuerpos de arenas presentes.. Se

efectuó la revisión pozo a pozo por medio de correlaciones para la consecuente

interpretación de estas unidades a nivel de todo el yacimiento quedando con esto

definidas 3 sub-unidades.

159En la Figura 78 Se muestra los núcleos de los pozos BA-1942 y BA-1948 que

muestra las diferentes sub-unidades interpretadas para el Yacimiento LGNA-14.

Correlación Núcleo Perfil BA1942

Tope Laguna

LA-15710-5870

LA-25870-5970

LA-35970-6090

Correlación Núcleo Perfil BA1948

Tope Laguna

LA-25947-6030

LA-15842-5947

LA-36030-6105

Correlación Núcleo Perfil BA1942

Tope Laguna

LA-15710-5870

LA-25870-5970

LA-35970-6090

Tope LagunaTope Laguna

LA-15710-5870

LA-25870-5970

LA-35970-6090

Correlación Núcleo Perfil BA1948

Tope Laguna

LA-25947-6030

LA-15842-5947

LA-36030-6105

Tope Laguna

LA-25947-6030

LA-15842-5947

LA-36030-6105

Figura 78. Núcleos de Yacimiento Laguna-14 BA-1942 y BA-1948 respectivamente mostrando división

de unidades Estratigráficas

A su vez se muestran las secciones estratigráficas dirección S-N y E-O que se

realizaron a lo largo del yacimiento, donde se puede observar la continuidad de los

cuerpos estratigráficos interpretados. Ver sección 79 y 80.

160

Sección Estratigrafica 1

005 1BA 1869 0

TD=6645

1821 m 005 1BA 209 0

TD=6060

97 m 005 1BA 2085 0

TD=6200

127 m 005 1BA 2036 0

TD=5986

147 m 005 1BA 800 0

TD=5911

259 m 005 1BA 1948 0

TD=6250

Correlation

GR

0 150UNKNOWN

SP

-80 20UNKNOWN

CALI(N/A)

6 16

Depth

TVD

Resistivity

ResS(SFL)

0.000 50UNKNOWN

ResM(N/A)

0.000 10.000

ResD(N/A)

0.000 50

6200

6250

6300

6350

6400

6450

6500

6550

6600

Correlation

GR

0 150UNKNOWN

SP

-80 20UNKNOWN

CALI(N/A)

6 16

Depth

TVD

Resistivity

ResS(N/A)

0.000 50

ResM(SN)

0.000 10.000UNKNOWN

ResD(LN)

0.000 50UNKNOWN

5750

5800

5850

5900

5950

6000

6050

Correlation

GR

0 150UNKNOWN

SP(N/A)

-80 20

CALI(CAL)

6 16UNKNOWN

Depth

TVD

Resistivity

ResS(FRS)

0.000 50UNKNOWN

ResM(N/A)

0.000 10.000

ResD(FRD)

0.000 50UNKNOWN

5750

5800

5850

5900

5950

6000

6050

6100

6150

6200

Correlation

GR

0 150UNKNOWN

SP

-80 20UNKNOWN

CALI(N/A)

6 16

Depth

TVD

Resistivity

ResS(N/A)

0.000 50

ResM(SN)

0.000 10.000ohm.m

ResD(IR)

0.000 50UNKNOWN

5700

5750

5800

5850

5900

5950

Correlation

GR(N/A)

0 150

SP

-80 20UNKNOWN

CALI(N/A)

6 16

Depth

TVD

Resistivity

ResS(N/A)

0.000 50

ResM(SN)

0.000 10.000UNKNOWN

ResD(IR)

0.000 50UNKNOWN

5700

5750

5800

5850

5900

Correlation

GR

0 150GAPI

SP

-80 20mV

CALI(CAL)

6 16IN

Depth

TVD

Resistivity

ResS(FRS)

0.000 50OHMM

ResM(N/A)

0.000 10.000

ResD(FRD)

0.000 50OHMM

5850

5900

5950

6000

6050

6100

6150

6200

6250

LAGUNA LAGUNA LAGUNA LAGUNA LAGUNA LAGUNA

LA-2

LA-2 LA-2LA-2

LA-2 LA-2

LA-3

LA-3 LA-3LA-3

LA-3

LA-3

LAGUNILLAS_INFLAGUNILLAS_INF

LAGUNILLAS_INF

LAGUNILLAS_INF

LAGUNILLAS_INF

LAGUNILLAS_INF

0 0

Figura 79. Sección Estratigráfica mostrando continuidad de arenas pozo BA-1948

Sección Estratigrafica 2

005 1BA 386 A 174 m 005 1BA 1942 0

TD=6340

184 m 005 1BA 1804 0

TD=6263

276 m 005 1BA 1839 0

TD=6228

151 m 005 1BA 571 0

TD=6083

Correlation

GR

0 150UNKNOWN

SP(N/A)

-80 20

CALI(N/A)

6 16

Depth

TVD

Resistivity

ResS(N/A)

0.000 50

ResM(N/A)

0.000 10.000

ResD(N/A)

0.000 50

5750

5800

5850

5900

5950

6000

6050

6100

6150

6200

6250

6300

6350

6400

6450

6500

6550

6600

6650

6700

Correlation

GR

0 150UNKNOWN

SP

-80 20UNKNOWN

CALI(CAL)

6 16UNKNOWN

Depth

TVD

Resistivity

ResS(FRS)

0.000 50UNKNOWN

ResM(N/A)

0.000 10.000

ResD(LN)

0.000 50UNKNOWN

5700

5750

5800

5850

5900

5950

6000

6050

6100

6150

6200

6250

6300

Correlation

GR

0 150UNKNOWN

SP

-80 20UNKNOWN

CALI(N/A)

6 16

Depth

TVD

Resistivity

ResS(N/A)

0.000 50

ResM(SN)

0.000 10.000UNKNOWN

ResD(IR)

0.000 50UNKNOWN

5650

5700

5750

5800

5850

5900

5950

6000

6050

6100

6150

6200

6250

Correlation

GR

0 150UNKNOWN

SP

-80 20UNKNOWN

CALI(CAL)

6 16UNKNOWN

Depth

TVD

Resistivity

ResS(N/A)

0.000 50

ResM(SN)

0.000 10.000UNKNOWN

ResD(IR)

0.000 50UNKNOWN

5650

5700

5750

5800

5850

5900

5950

6000

6050

6100

6150

6200

Correlation

GR(N/A)

0 150

SP

-80 20MV

CALI(N/A)

6 16

Depth

TVD

Resistivity

ResS(N/A)

0.000 50

ResM(RM)

0.000 10.000OHMM

ResD(RD)

0.000 50OHMM

5150

5200

5250

5300

5350

5400

5450

5500

5550

5600

5650

5700

5750

5800

5850

5900

5950

6000

6050

LAGUNA LAGUNA LAGUNA LAGUNA LAGUNA

LA-2

LA-2LA-2

LA-2LA-2

LA-3

LA-3LA-3

LA-3 LA-3

LAGUNILLAS_INF

LAGUNILLAS_INF LAGUNILLAS_INF

LAGUNILLAS_INF

LAGUNILLAS_INF

0

500 -500

1000 -1000 Figura 80. Sección Estratigráfica mostrando continuidad de arenas pozo BA-1942

5.13. Mapa de Electrofacies El mapa de distribución de electrofacies para cada una de las subunidades

definidas para el yacimiento Laguna-14 fue realizado tomando en consideración la

división de las unidades estratigráficas, por lo cual se presentan tres mapas de

electrofacies asociados al mismo:

1615.13.1. Sub-Unidad LA-3:

Su espesor promedio es de 100 pies, ubicándose los mejores espesores mas

hacia el sureste del yacimiento, los cuerpos de arena se encuentran separados por

capas de lutitas. La orientación de las arenas Petrolíferas es en sentido N-S y forman

complejos de barras arenosas separadas entre si por limos y arcillas.

En base a las electrofacies esta subunidad se encuentra caracterizada por

secuencias granodecrecientes hacia el tope de la unidad características de de

depósitos de barras arenosas y secuencias lineales características de las llanuras.

Se observa que inicialmente hay desarrollo de lutitas rítmicamente intercaladas

con limolitas (de ambiente marino (frente costero) a lagunar; con esporádicos aportes

de arena.

Figura 81. Electrofacies características de las Sub-Unidad LA-3 Yac Laguna-14

El final de la depositación de la unidad se produce hacia el sureste el desarrollo

de barras orientadas en dirección N-S con límites de arcilla hacia el norte que indican

corrientes costeras procedentes del norte.

1625.13.2. Sub-Unidad LA-2:

En esta unidad se localiza en casi toda el área, abarcando la zona Norte Central

y Sur de yacimiento, se evidencian espesores de arena mas bajos en comparación con

la Sub-unidad LA-3, que van desde aproximadamente de 0 a 80 pies.

Las arenas petrolíferas consiste de cuerpo de pequeñas arenas bioturbadas con

intercalaciones de lutita, hacia la zona central y sureste de la falla de pueblo viejo

A su vez se observa en casi toda su extensión (Noroeste y Suroeste),

depocentros de arena de bajo espesor y presencia de facies tipo llanura de inundación

motivado a que en este periodo el mar alcanzo su extensión máxima, Figura 82.

Figura 82. Electrofacies características de las Sub-Unidad LA-2 Yac Laguna-14

5.13.3. Sub-Unidad LA-1:

En esta unidad se encuentra en casi toda la extensión del yacimiento, se

evidencian espesores de arena con más de 130 pies, ubicados hacia el área norte y

sur-este, al pie de la falla de pueblo Viejo. Consiste de cuerpo de arenas con

intercalaciones de lutitas.

Así se puede identificar cerca de la falla de pueblo Viejo acumulaciones

importantes de arena caracterizada pos secuencias de grano lineales y más hacia el

oeste facies de tipo llanura de inundación. Ver figura 83

163 

Figura 83. .Electrofacies características de las Sub-Unidad LA-1 Yac Laguna-14

El ambiente marino de tipo próximo costero en esta unidad esta representado

por el retorno al ciclo regresivo donde hubo la acreción lateral de las barras hacia el

noreste y sureste. La orientación de estos complejos de barras esta en sentido NNO y

SSE, lo cual representa un cambio en la dirección de las corrientes, las barras al oeste

de la unidad están separadas por arcillas y limos depositados en ambientes de bahía o

laguna.

El desarrollo de las barras (al este a lo largo de las fallas) es mayor en este

tiempo tanto al oeste como a lo largo de las fallas. Los mejores sectores están

presentes en las facies de arenas cuarzosas donde existe baja arcillosidad, altas

porosidades y permeabilidades.

164

BA149BA149

BA200

BA208BA208

BA209

BA222

BA232

BA233

BA234

BA235

BA251

BA253

BA264

BA273

BA358

BA363

BA386

BA396

BA470

BA555

BA563

BA565BA566

BA568

BA569

BA571

BA597

BA620

BA621

BA630

BA633

BA634

BA640

BA641

BA676

BA761BA788

BA789

BA790

BA792

BA796BA796

BA798

BA799

BA800

BA806

BA814

BA822

BA825

BA830

BA841

BA845

BA847

BA849

BA850

BA861

BA867

BA871

BA877

BA901

BA905

BA907

BA916

BA924

BA926

BA932

BA938

BA941

BA942

BA943

BA944

BA946

BA955

BA958

BA966

BA972

BA980

BA1010

BA1018

BA1020

BA1021

BA1022

BA1024

BA1026

BA1027

BA1028

BA1029

BA1032

BA1038

BA1039

BA1040

BA1042BA1044

BA1046

BA1047

BA1048

BA1051

BA1053

BA1077

BA1078

BA1097

BA1101BA1113

BA1159

BA1162

BA1175

BA 1179A

BA1181BA1181

BA1188

BA1196

BA1202

BA1205

BA1213

BA1216

BA1217

BA1221

BA1223

BA1224

BA1253

BA1255

BA1280

BA1284

BA1402

BA1794

BA1796

BA1804

BA1805

BA1825

BA1834

BA1837

BA1838

BA1839

BA1843

BA1851

BA1869

BA1878

BA1910

BA1934

BA1939

BA1942

BA1948

BA1965

BA1993

BA2008

BA2009

BA2012

BA2021

BA2036

BA2062

BA2081

BA2082

BA2085

BA2088

BA2090

BA2098

BA2265

BA2287

BA2309

BA2310

BA2311

BA2325BA2325

BA2372

BA2391

BA2404

BA2407

BA2473

BA2634

BA2647

1096000 1096000

1098000 1098000

1100000 1100000

1102000 1102000

1104000 1104000

1106000 1106000

252000

252000

254000

254000

256000

256000

400 0 400 800 1200 m

LEYENDA

FALLAS

CANALES

LLANURAS DE INUNDACION

LEYENDA

FALLAS

CANALES

LEYENDA

FALLAS

CANALES

LLANURAS DE INUNDACION

DETERMINAR LA DISTRIBUCIÓN DE FACIES Y PROPIEDADES PETROFÍSICAS DEL YACIMIENTO 

LAGUNA‐14 DEL AREA INTERCAMPO BACHAQUERO LAGO

Mapa Electrofacies LA‐3Autor: Deyli Hurtado Esc: 1:40000 Fecha: Junio 2013

DETERMINAR LA DISTRIBUCIÓN DE FACIES Y PROPIEDADES PETROFÍSICAS DEL YACIMIENTO 

LAGUNA‐14 DEL AREA INTERCAMPO BACHAQUERO LAGO

Mapa Electrofacies LA‐3Autor: Deyli Hurtado Esc: 1:40000 Fecha: Junio 2013

Exploración y ProducciónExploración y Producción

Figura 84. Mapa de Electrofacies Sub-Unidad LA-3 Yac Laguna-14

165

BA149BA149

BA200

BA208BA208

BA209

BA222

BA232

BA233

BA234

BA235

BA251

BA253

BA264

BA273

BA358

BA363

BA386

BA396

BA470

BA555

BA563

BA565BA566

BA568

BA569

BA571

BA597

BA620

BA621

BA630

BA633

BA634

BA640

BA641

BA676

BA761BA788

BA789

BA790

BA792

BA796BA796

BA798

BA799

BA800

BA806

BA814

BA822

BA825

BA830

BA841

BA845

BA847

BA849

BA850

BA861

BA867

BA871

BA877

BA901

BA905

BA907

BA916

BA924

BA926

BA932

BA938

BA941

BA942

BA943

BA944

BA946

BA955

BA958

BA966

BA972

BA980

BA1010

BA1018

BA1020

BA1021

BA1022

BA1024

BA1026

BA1027

BA1028

BA1029

BA1032

BA1038

BA1039

BA1040

BA1042BA1044

BA1046

BA1047

BA1048

BA1051

BA1053

BA1077

BA1078

BA1097

BA1101BA1113

BA1159

BA1162

BA1175

BA 1179A

BA1181BA1181

BA1188

BA1196

BA1202

BA1205

BA1213

BA1216

BA1217

BA1221

BA1223

BA1224

BA1253

BA1255

BA1280

BA1284

BA1402

BA1794

BA1796

BA1804

BA1805

BA1825

BA1834

BA1837

BA1838

BA1839

BA1843

BA1851

BA1869

BA1878

BA1910

BA1934

BA1939

BA1942

BA1948

BA1965

BA1993

BA2008

BA2009

BA2012

BA2021

BA2036

BA2062

BA2081

BA2082

BA2085

BA2088

BA2090

BA2098

BA2265

BA2287

BA2309

BA2310

BA2311

BA2325BA2325

BA2372

BA2391

BA2404

BA2407

BA2473

BA2634

BA2647

1096000 1096000

1098000 1098000

1100000 1100000

1102000 1102000

1104000 1104000

1106000 1106000

252000

252000

254000

254000

256000

256000

400 0 400 800 1200 m

DETERMINAR LA DISTRIBUCIÓN DE FACIES Y PROPIEDADES PETROFÍSICAS DEL YACIMIENTO 

LAGUNA‐14 DEL AREA INTERCAMPO BACHAQUERO LAGO

Autor: Deyli Hurtado Mapa Electrofacies LA‐2

Esc: 1:40000 Fecha: Junio 2013

DETERMINAR LA DISTRIBUCIÓN DE FACIES Y PROPIEDADES PETROFÍSICAS DEL YACIMIENTO 

LAGUNA‐14 DEL AREA INTERCAMPO BACHAQUERO LAGO

Autor: Deyli Hurtado Mapa Electrofacies LA‐2

Esc: 1:40000 Fecha: Junio 2013

Exploración y ProducciónExploración y Producción

LEYENDA

FALLAS

CANALES

LLANURAS DE INUNDACION

LEYENDA

FALLAS

CANALES

LEYENDA

FALLAS

CANALES

LLANURAS DE INUNDACION

Figura 85. Mapa de Electrofacies Sub-Unidad LA-2 Yac Laguna-14

166

BA149BA149

BA200

BA208BA208

BA209

BA222

BA232

BA233

BA234

BA235

BA251

BA253

BA264

BA273

BA358

BA363

BA386

BA396

BA470

BA555

BA563

BA565BA566

BA568

BA569

BA571

BA597

BA620

BA621

BA630

BA633

BA634

BA640

BA641

BA676

BA761BA788

BA789

BA790

BA792

BA796BA796

BA798

BA799

BA800

BA806

BA814

BA822

BA825

BA830

BA841

BA845

BA847

BA849

BA850

BA861

BA867

BA871

BA877

BA901

BA905

BA907

BA916

BA924

BA926

BA932

BA938

BA941

BA942

BA943

BA944

BA946

BA955

BA958

BA966

BA972

BA980

BA1010

BA1018

BA1020

BA1021

BA1022

BA1024

BA1026

BA1027

BA1028

BA1029

BA1032

BA1038

BA1039

BA1040

BA1042BA1044

BA1046

BA1047

BA1048

BA1051

BA1053

BA1077

BA1078

BA1097

BA1101BA1113

BA1159

BA1162

BA1175

BA 1179A

BA1181BA1181

BA1188

BA1196

BA1202

BA1205

BA1213

BA1216

BA1217

BA1221

BA1223

BA1224

BA1253

BA1255

BA1280

BA1284

BA1402

BA1794

BA1796

BA1804

BA1805

BA1825

BA1834

BA1837

BA1838

BA1839

BA1843

BA1851

BA1869

BA1878

BA1910

BA1934

BA1939

BA1942

BA1948

BA1965

BA1993

BA2008

BA2009

BA2012

BA2021

BA2036

BA2062

BA2081

BA2082

BA2085

BA2088

BA2090

BA2098

BA2265

BA2287

BA2309

BA2310

BA2311

BA2325BA2325

BA2372

BA2391

BA2404

BA2407

BA2473

BA2634

BA2647

NP

1096000 1096000

1098000 1098000

1100000 1100000

1102000 1102000

1104000 1104000

1106000 1106000

252000

252000

254000

254000

256000

256000

400 0 400 800 1200 m

LEYENDA

FALLAS

CANALES

LLANURAS DE INUNDACION

LEYENDA

FALLAS

CANALES

LEYENDA

FALLAS

CANALES

LLANURAS DE INUNDACION

DETERMINAR LA DISTRIBUCIÓN DE FACIES Y PROPIEDADES PETROFÍSICAS DEL YACIMIENTO 

LAGUNA‐14 DEL AREA INTERCAMPO BACHAQUERO LAGO

Autor: Deyli Hurtado Mapa Electrofacies LA‐1

Esc: 1:40000 Fecha: Junio 2013

DETERMINAR LA DISTRIBUCIÓN DE FACIES Y PROPIEDADES PETROFÍSICAS DEL YACIMIENTO 

LAGUNA‐14 DEL AREA INTERCAMPO BACHAQUERO LAGO

Autor: Deyli Hurtado Mapa Electrofacies LA‐1

Esc: 1:40000 Fecha: Junio 2013

Exploración y ProducciónExploración y Producción

Figura 86. Mapa de Electrofacies Sub-Unidad LA-1 Yac Laguna-14

167

CONCLUSIONES

• A partir de los análisis convencionales y especiales de núcleos se determinaron

los parámetros petrofísicos a utilizar para la evaluación de los pozos del

yacimiento LAGNA-14 del área Intercampo Bachaquero Lago. A una Rw=0.54

ohm-m @ 170°F

AREAS ρma m m* n n* a AREA NORTE 2.65 1.5 1.8 2 2.1 1

AREA CENTRO SUR 2.64 1.8 2 1.9 2.1 1

• La ecuación empírica que mejor se ajusta en el cálculo de radio de garganta

poral del yacimiento LAGNA-14, es el R40 de Pittman.

• La roca del yacimiento fue clasificada en tres petrofacies principales:

Megaporosa, Macroporosa y Mesoporosa, determinándose para cada una de

ellas rangos de porosidad y permeabilidad.

• Las petrofacies que más contribuyen a la producción son la Megaporosa y

Macroporosa en concordancia con las litofacies productoras (A1, A2, A5) y las

petrofacies de menor calidad Mesoporosa con las litofacies arenosas de baja

calidad, arenas heteroliticas y lutitas (A3, H1).

Petrofacies Φ (%) K (md)

MICRO 5-15 2-10

MESO 20-25 10--70

MACRO 24-30 70-800 MEGA 28-38 800-5980

Log R40 = 0,360 + 0,582* Log K - 0,680* Log Ф

168• Del análisis mineralógico del núcleo BA1942, se identificaron la presencia de

sobrecrecimiento de cuarzo, minerales de feldespato, moscovita y caolinita para

las arenas productoras mega y macroporosa.

• El modelo de arcillosidad predominante para el yacimiento fue determinado

realizando sensibilidades con los diferentes modelos, resultado como el más

idóneo el Modelo de Steiber.

linealVshalelinealVshaleSteiberVsh

_*23_)(

−=

• Para la porosidad efectiva se utilizó la obtenida del registro de densidad.

)1( Vshe −= φφ

• En relación al modelo de permeabilidad, el que más se ajusto con los datos para

cada uno de los pozos con núcleo en estudio fue el de Timur.

)/()*8591(_ 24.4 SwirrPHITimurK =

• El modelo de saturación de agua de Simandoux Modificado, se ajusta bien al

yacimiento.

1/Rt= ((PHIE m * Swn)/a*RW) + ((VCL*SW)/Rcl)

• La distribución de los cuerpos arenosos de este yacimiento se hace mediante

barras longitudinales alargadas en dirección norte-sur, mostrando un mejor

desarrollo hacia la parte sur

169RECOMENDACIONES

• Considerar para las evaluaciones petrofísicas de los pozos pertenecientes al

yacimiento, de nuevos puntos de drenaje o reacondicionamiento los parámetros

y modelos obtenidos en el presente estudio.

• Construir los mapas de Isopropiedades para el yacimiento y cotejar dicha

información con los mapas de electrofacies determinados en este estudio.

• Utilizar la ecuación empírica determinada para calcular el radio de garganta

poral, con la finalidad de seleccionar fluidos de perforación, completación y

reacondicionamiento óptimos que minimicen el daño de la formación.

• Se requiere la toma de muestra para análisis físico-químico que permita definir el

patrón de agua de formación del yacimiento.

• Ubicar localización y posibles reparaciones de pozos hacia la zona noreste y

sureste del yacimiento, por ser la zona con desarrollo de arena y propiedades

petrofísicas.

• Continuar con el proyecto de inyección de agua para el yacimiento, apoyado en

la información aportada por lo Mapas de electrofacies, con el objetivo de efectuar

un mejor barrido del mismo, así como el mantenimiento de presión.

• Aplicar la metodología desarrollada en este estudio a los otros yacimientos del

área.

170BIBLIOGRÁFIA

• PDVSA – BEICIP. (1998) Estudio Integrado del Campo Bachaquero. Yacimiento de

Intercampos

• SINERGIA DE DISCIPLINAS, MODULO II. Metodología para la ejecución de Estudios Integrados.

• Zambrano Lucy (2007). Caracterización Petrofísica de la Formación Icotea y Misoa del Bloque IV, Yacimiento URD01. Maracaibo, Venezuela.

• PDVSA. Red de Información Petrolera y Petroquímica (RIPPET).

• PDVSA. Ventana de Servicios Técnicos Petrofísica (VSTP).

• DOWELL SCHLUMBERGER. (1991). Análisis de laboratorio. Muestras de Núcleo del pozo BA-1942.

• DOWELL SCHLUMBERGER. (1991). Análisis de laboratorio. Muestras de Núcleo del pozo BA-1948.

• García Mariolys (2011).Determinar la Distribución de Facies y Propiedades Petrofísicas del Yacimiento BASUP-57, en la Región BA_0149 del Área Intercampo Bachaquero Lago. Maracaibo, Venezuela.

• www.serbi.luz.edu.ve