analisis de reservorios naturalmente...
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UNIVERSIDAD NACIONAL DE INGENIERIA
Fncultad de lngenierín de
Petróleo y Petro(Ju í mi ca
ANALISIS DE RESERVORIOS
NATURALMENTE FRACTURADOS
A TRAVES DE RÉGISTROS DE POZOS
TESIS
Para Optnr el Título Profesional de .
INGENIERO DE PETROLEO
FLORIAN MEDINA SOCRATES ABDUL
.LIMA - PERU
1991
A: Juan y Natalia mis
adorados padres
Marianella y Natalia
mi amada esposa e
hijita
OBJETIVOS
1.- Presentar las técnicas más recientes para identificar
reservorios fracturados a través de perfiles de pozos.
2.- Aplicar las técnicas anteriores a la Formación Mogollón
por constituir una de las formaciones más productivas
del Nor-Oeste en nuestro país.
3.- Sustentar el presente trabajo para obtener el título de
Ingeniero de Petróleo.
I N D I C E
1.1 Sumario
1.2 Introducción.
CAPITULO 1
PRIMERA PARTE
RESERVORIOS NATURALMENTE FRACTURADOS - DIVERSAS CUENCAS
CAPITULO 2
EVALUACION CUALITATIVA DE RESERVORIOS NATURALMENTE
FRACTURADOS POR MEDIO DE PERFILES DE POZOS
2.1 Introducción
2.2 Perfiles de amplitud acústica
2.3 Perfiles de densidad variable
2.4 Perfil Lateral -8- de doble inducción
2.5 Perfil del Potencial Espontáneo
2.6 Perfil de Densidad Compensada
2.7 Perfiles Sónico y Neutrón
2.8 Perfil Neutrón y porosidad de núcleos
2.9 Volumen de arcilla e indice de Uranio
2.10 Porosidad litológica a través de gráficos de
in tel'·re 1 ación.
2.11 Perfiles� Normal Corta y Larga
2.12 Perfil de Indice de producción
2.13 Peffiles de Temperatura
2 • .14 Figuras..
CAPITULO 3
EVALUACION CUANTITATIVA DE RESERVORIOS NATURALMENTE
FRACTURADOS A TRAVES DE PERFILES DE POZOS
3.I Introducción
3.2 Exponente de porosidad
3.3 Exponente se saturación de agua
3.4 Saturación de agua desde los perfiles
3.5 Evaluación de la porosidad (matriz, fractura,
total)
3.6 Saturación de agua en las fracturas y la matriz
3.7 Figuras.
CAPITULO 4
ANALISIS DE RESERVORIOS NATURALMENTE FRACTURADOS DESDE LOS
PERFILES SONICO Y DE RESISTIVIDAD
4.1 Introducción
4.2 Teoría del modelo
4.3 Determinación del exponente de porosidad por
perfiles
4.4 Detección de barras hidrocarburíferas del
contenido de dichos hidrocarburos
4.5 Aplicaciones prácticas
4.5.1 Pozo comercial
4.5.2 Pozo no comercial
4.6 Figuras.
CAPITULO 5
ANALISIS DE RESERVORIOS NATURALMENTE FRACTURADOS DESDE LOS
PERFILES CONVENCIONALES DE POZOS
5.1 Introducción
5.2 Aspectos teóricos
5.3 Usos de las cartas de interpretación
5.4 Determinación del exponente de porosidad con los
perfiles
5.5 Evaluación del contenido de hidrocarburos en la
formación
5.6 Ventajas y limitaciones
5.7 Ejemplos prácticos
5.8 Figuras.
SEGUNDA PARTE
RESERVORIOS NATURALMENTE FRACTURADOS EN LA CUENCA TALARA
FORMACION MOGOLLON
CAPITULO 6
DETERMINACION DE LOS PARAMETROS PETROFISICOS POR MEDIO DE
LOS PERFILES DE POZOS
6.1 Determinación de la porosidad (�).
6.1.1 Perfil Sónico.
6.1.2 Perfil de densidad.
6.1.3 Perfil Neutronico.
6.1.4 Efecto de la Arcillosidad en la porosidad.
6.1.5 Calculo del volumen de Arcilla (V5
h).
6.1.5.1 Gráfico de porosidad: Densidad -
Neutrón.
6.1.5.2 Determinación del vsh· a partir del
GR.
6.2 Determinación de la matriz en base a per1iles de
pozos.
6.2.2 Gráfico de identificación de matriz (MID
F'LOT) •
6.3 Determinación del factor de formación.
6.3.1 Determinación del e:,:ponente de porosidad "m"
en el pozo 5690 - SICHES.
6.3.2 Método moderno para calcular- "m" <�n el po:zo
:':'<690 - SICHES.
6.3.3 Gráfico de Resistividad Vs. Porosidad.
CAPITULO 7
IDENTIFICACION DE FRACTURAS
7.1 Método de indice de fracturamiento.
7 ,-, • ..c.. El perfil de amplitud sónica •
7.3 Comparación de perfiles de porosidad.
7.4 Perfil de inducción.
7. ::, Método df?l e:>:pf.i?l,.._iment.o de po1,..osiclad "m".
7.6 Gráficas de interrelación.
7.7 Programa de técnicas combinadas para identificar
zonas fracturadas en la formación MOGOLLON.
CAPITULO B
CALCULO DE SATURACION DE FLUIDOS
8.1 Técnicas Actuales.
8.1.1 Método de resistividad aparente del agua
(Rwa> en Portachuelo.
8.1.2 Técnicas aplicadas en el área de deposición
continental.
8.2 Comparación de resultados obtenidos para la formula
de ARCHIE Y SIMANDOUX.
8.3 Método del parámetro estadístico P.
8.3.1 Aplicación en el pozo 5690 - SICHES.
8.3.2 Aplicación en el pozo H-62 - Hualtacal.
CAPITULO 9
CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
9.1 Conclusiones.
9.2 Recomendaciones.
Bibliografía.
Nomenclatura.
CAPITULO 1
1.1 SUMARIO
El ob1et1vo del oresente traba10 es�
alqunas técnicas de evaluación aolicadas a Reservorios
Naturalmente Fracturados em¡:,J. eandc:,
obtenidos de los perfiles eléctricos.
En el Ciiil r.:,J .. t.U l O r·;, ,/; .. '( Ee hr.:1CE un 1·-ec::uen
t
.o
Oa ¡� éffJE! t ¡..-·os.
h i !:e- t <:':, 1-- i e: e, de
la misma sección se presentan diferentes técnicas para
detectar y evaluar en ·¡ ' 1 4 '
cua .. :.i. ·(.a (.1. \-'r.:1
través de los perfiles eléctricos.
L u f:? CI c1 • an.-::11·- t..:�do
cu,;;1ntit;,;·1t:.i.Vi:,1 df;;:, loE. ¡::;:NF POI'" m+::::,c:l:.i.o de loE,. Pf:::r"·fj_Jf::-:,5. c!f.7f
pozos utilizando criterios tales como: porosidad de la
matr·_{z (<t•tr). porosidci1d de ·/'rae tura po,�os,-idad
total (�). v. saturación de aqua (Sw> tanto c--,:,n 1 a
fractura como en la matriz.
En el título 4. se efectúa un análisis de los RNF
e:,:c lusi ··-lamen te de los per·files sónico de
resistividad ., introduciéndo el concepto del parámetro
estadístico P. para evaluar este tipo de reservorios.
En la división se realiza una evaluación de los
RNF utilizando como fuente de información los reoistros
convencionales de pozos.
Prosiquiendo ., los títulos 6. 7, v 8 se aplican
e>:c;lusivamente al estudio de la for-mación Mooollón en
el Noroeste per-uano.
Finalmente en el Capitulo 9 s;.e muestr-an las
conclusiones v recomendaciones hechas en este estudio.
1.2 INTRODUCCION
La creciente n+:�ces-idad de encontrar más r-·es;.ervaE�
de petr-óleo. permite la búsqueda de nuevos reservorios
petrolíferos ., es asi que en el
objetivo 11 en la actua 1 id.:.;\d
desarrollo de este
se intensifica la
perforación a mayores profundidades.
Dentro de es.te conte:>:to� los. Res.+,."?r-..,,or ios
Naturalmente Fracturé:idos (F<NF) han 11 +:.;,qado a
,¡;.,
consideradr.:cs ·fuentes dE, resE,r-·va, que E,n li.-'1 c,H:tuc1lidF.1cl
ponen en Juego la destreza de inqenieros y técnicos.
Pirson, Towle, Archie, Aguilera, Fatt, Pickett,
Timko, etc. Han des.arrollado técnicas para determinc1r
la e>:istencia características de los RNF tales como:
porosidad de ancho y dirección de la
fractura; parámetros que permiten calcular las reservas
de petróleo en este tipo de reservorios.
Cabe mencionar que,, para 1 a óptima ubicación de
pozos. en RNF, es necesario recurrir a toda información
aprovechable, es decir, i:'1 todos los datos. posibles de
los diferentes registros.
Es muy trascendental considerar en el planeamiento
del desarrollo de estos que, el
espaciamiento de los pozos tiene que ser establecido en
función del grado de fracturam.i.ento e>:istente, porque
en zonas con alto grado de fracturamiento, la facilidad
de comunicación del reservorio es pronunciada.
Esperamos, pues, que la presentación de este
trabajo, sea un estimulo a la voluntad de estudio para
encontrar l i:'1S técnicas de aplicación más adecui:',,das en
el des.;;u•·rol lo y control de lo!;; RNF, y, con 1:21 lo, una
subsiguiente mejor recuperación de petróleo; todo ello
en aras del desarrolle y progreso nacional.
CAPITULO II
EVALUACION CUALITATIVA DE RESERVORIOS NATURALMENTE
FRACTURADOS POR MEDIO DE PERFILES DE POZOS
2.1 INTRODUCCION
Las primeras aplicaciones de perfiles de pozos
para la evaluac.ión de Reservorios n,:1 tura l mente
fracturados (RNF) fue reali2adc1 por Mardock y Myers,
Myers }' R.i.cke en el año 1951. Ambos dedicado!::; a la
evaluación del campo Sprabe:-�rry ( Te>:.;,¡s) por medio de
perfiles radioactivos \/ '
de .induc:c.ión. Estas tecnic:as
daban formas pc.1ra di ferenc:.iar l .i tol oq.iás; pero no fue
posible una evaluación cuantitativa.
2.2 PERFILES DE AMPLITUD ACUSTICA:
Esta técnica ha sido usada extensivamente para
detectar fracturas; en la propagación acústica generada
por la herramienta de perfilaje,
cuatro tipos de ondas.
Ond�s Comp�esionales
Ondas de Corte
Ondas de Fluido
Ondas de baja velocidad
se pueden registrar
La Fig. 2.1. muestra estos cuatro tipos de onda.
Generalmente la onda compresional es mas atenuada por
fracturas verticales y de alto ángulo; V I la onda
transversal es afectada por fracturas horizontales y de
bajo ángulo.
La disminución de la amplitud de todas las ondas
a 11,970 pies en la misma figura sugiere la presencia
de fracturas lo cual fué comprobado por análisis de
Núcleos.
Variaciones similares pueden ser debido a:
Cambio& litológicos
Condiciones del pozo
Centralización de he�ramienta
Variaciones de porosidad
e J
El "SALTO DE CICLO" tiende a ocurrir cuando la
seRal está fuertemente atenuada por fracturas. La Fig.
2.2.a. idealiza una fractura horizontal.
Cuando
tF"ansmisor \/ I
la
el
fractur-a esta
r-eceptol'", la
localizada entr-e el
refracción de la ondé1
compresional pasa a traves del lodo� la formación� el
fluido que llena la fl'"actul'"a y regresa a la formación y
lodo. Frecuentemente la primera parte del tren de ondas
corresponde a la onda compresional. Si e:,:isten
fracturas� la amplitud de la onda compresional es
reducida debido a la REFLEXION de las ondas en la
interfase� en consecuencia la llegada de la primera
onda compresiona! no es detectada, y posteriormente la
llegada puede ser detectada por una onda posterior. Por
lo tanto los tiempos t. son altos Fig. 2.2.b.
2.3 PERFILES DE DENSIDAD VARIABLE
Estos registros brindan otro medio para localizar
fracturas, se presentan como un r-egistro continuo d+:�
pr-ofundidad vs tiempo de iniciación del pulso
acústico en el tr-ansmisor .
Cambios de amplitud en el tren de ondas son
mostrados como una sucesión de cambios de sombras
grises a través del perfil.
6
Las áreas más oscuras corresponden é'1 mayor·e-!S
amplitudes positivas; las áreas más claras corresponden
a amplitudes negativas.
Cuando este perfil se corre a través de una zona
no fracturada con litología más o menos uniforme, los
perfiles dan la impresión de un espectro (bandeo)
homogéneo, pero si el perfil es corrido a través de un
intervalo fracturado se aprecian quiebres drásticos en
el bandeamiento.
La fig. 2.3. es un perfíl de densidad variable en
una formación cal iza del Mississipi, los quiebres de
las bandas pueden apreciarse en la zona z. (6990-7000)
pies, lo cual indica posible� fracturas.
Se deberá tener la experiencia requerida para
interpretar este perfil, porque cambios de litologia y
porosidad también pueden generar dichos quiebres.
2.4 PERFIL LATERAL -8- DE DOBLE INDUCCION
Estos perfiles podrían ind.icar pr·esencia de
fracturas, si el registro lee valores menorer:;;. qur:1 el
perfil de inducción.
El perfil es un foco vertical; y la resistividad
leida allí puede ser respuesta de fracturas verticales
cuando el J. as. �?stan llenas de f i 1 tracio de res:i.sti vidi,\d
relativamente baja. Los perfiles de inducción leen la
7
resistividad horizontal consecuentemente si existieran
fracturas verticales en la región cercana al pozo, la
resistividad vertical neta debido al filtrado que llena
las fr-acturas puede ser y menor que la resistividad
horizontal.
En la Fig. 2.4. se aprecia un ejemplo de una zona
fracturada detectada con el
inducción.
Esta técnica requiere
perfil lateral-8-doble
tener los cuidados
necesarios de los factores que lo afectan (litología,
porosidad, diametro del hueco).
2.5 PERFIL DEL POTENCIAL ESPONTANEO
En realidad no se conocen casos donde este perfil
contribuya a localizar fracturas, aunque una deflexión
negativa puede estar algunas veces asociada con :�onas
fracturadas, debido a la presencia del filtrado del FDP
dentro de las fracturas.
La Fig. 2.� •• mues:,tra las defle>d.ones del perfil
SP. que pueden ser consideradas como zonas fracturadas.
2.b PERFIL DE DENSIDAD COMPENSADA
Indicaciones de fracturas pueden ser obtenidas de
la corrección de la curva (l.;) del perfil de densidad
compensada. Desde que la corrección de la curva
8
los perfiles de densidad es para efectos de la rugosi
dad de las paredes del pozo y el revoque del FDP. la
curva 8, puede ser afectada por el FDP. en las
fracturas, e .indica una justa corrección por el
calibrador que está en el pozo.
La Fig. 2.6. muestra donde la curva 6 corregida en
el perfil de densidad compensada es útil para la
detección de fracturas.
2.7 PERFILES SONICO Y NEUTRON
Las fracturas;. pueden ser detectadas usando dos
perfiles de porosidad, un perfíl sónico V I
otro de
densidad o un neutrónico, este método asume que el
perfíl sónico responde únicamente a la porosidad de la
matriz, y el de densidad o neutrón representan la
porosidad total, la diferencia entre estos dos perfiles
es interpretado como porosidad de fractura.
La Fig. 2.7., muestra un ejemplo de la formación
Auqui 1 ce,, (Neuquen-Argentina); esta sección contiene
anhidrita con porosidad de fractura. Observamos que
va 1 ores de.• t indican una porosidad constante E,.obrE•
tocla 1 a s;ecc:ión 1, mientras que f.• .. , b. dí�cr·ece de ( 2 ,, 97 ···-
2.83) gr/ce., la porosidad neutn�m (�N) .incrc-?menta di:?
cero a 4%, esta es una indicación que la porosidad de
la fractura es del orden de 4%.
9
Las desventajas son que variaciones litológicas,
arcillosidad otros tipos de porosidad secundaria pueden
ser interpretadas como porosidad de las fracturas.
2.8 PERFIL NEUTRON Y POROSIDAD DE NUCLEOS
Comparar la porosidad de núcleos con la respuesta
del perfíl neutrón, y esta con otros perfiles de
porosidad es útil para la determinación del número
tota 1 de zonas que pueden estar fracturadas, 1 a F ig.
2.8.a. indica una representación esquemática de la
técnica; se asume que la porosidad del núcleo es la
porosidad de la matriz; y que la porosidad neutrón es
la medida de la porosidad total.
Asumiendo que las medidas son correctas, las zonas
no Fracturadas se localizarán sobre la linea AA' de la
Fig. 2.8.a.A. los puntos D y F. deber;�n representar
zonas Fracturadas y las distancias ED.
porosidades de la fractura.
}" GF. las
La Fig. 2.8.a.B� representa un caso semejante pero
más realista con datos esparcidos para la zona No
Fracturada, la cLtal está localizada dentr-·o del á,,..ea
BB'CC' para este caso !< la zona D. repr·esentar-:í.a la
porosidad de Fractura;
área no fracturada.
V I la zona F quedaré dentro del
10
2.9 VOLUMEN DE ARCILLA E INDICE DE URANIO
Se puede descubrir la eMistencia de fracturas por
comparación del indice de uranio, de los
electroperfiles y del volumen de arcilla en una zona.
El uranio es muy soluble en agua� esta contenido en
aguas subterráneas, el volúmen de arcilla existente
allí es independiente de la radiactividad natural de la
formación para medios deposicionales normales, el
indice de uranio y el volumen de arcilla tienen el
mismo valor.
Cuando e>:iste una fractura, el indice puede ser
mayor que el volumen de arcilla. La limitación es que
no puede indicar si la fractura está abierta o sellada.
En la Fig. 2.9. muestra un ejemplo de detección de
una zona fracturada por este método.
2.10 POROSIDAD O TRAZO DE GRAFICOS DE INTERRELACION
Esta técnica se aplica para interpretar
formaciones con litologías complejas, su aplicación es
posible usando datos de los perfiles neutrón, densidad
y sónico SIMULTANEAMENTE;
obtenerce dos parámetros
independientes.
M = 0.01 (Tf - T )/(Sb
N = ( -Nf - �n )/( 8b
de los cuales pueden
porosidad M N
11
Para minerales puros M y N son puntos únicos.
Un grafico de M -vs- N ayuda a detectar porosidad
secundaria pero no diferencia fracturas y drusas.
Siempre asumimos que el perfil sónico responde a
la porosidad de la matr.iz !I se puede concluir que la
porosidad secundaria no afecta a N. pero M. incrementa
cuando lo hace la porosidad secundaria.
Por lo tanto fracturas pueden ser detectadas de
este gráfico en la Fig. 2.10. las areas de porosidad
secundaria están localizadas en la línea las
dolomitas y están indicadas como áreas A !' e, D y E.
2.11 PERFILES NORMAL CORTA Y LARGA
La comparación de est,:\s curvas dá valiosa
información en F!NF. Si el filtrado del lodo desplaza
todo el fluido del reservor.io fracturado y si la matriz
no esta llenada por el filtrado del lodo.
Se asume que las ·fracturas y
conectadas en pararelo.
Pirson sugirió las siguientes. fómulas:
Ecuación Normal corta
1/Rti = v.�/Rmf + ( 1 - V ).�/Rbo
Ecuación Normal larga
1/Rfo = V.�IRw + ( 1 - V ).�/Rbo
Donde:·:
matri�� es.tán
1 ' '
� -- Porosidad total (fracción)
�'b = Porosidad de la matríz (fracción)
Rfi = Resistividad normal corta
Rfo = Resistividad normal larga
Rmf = Resistividad del filtrado del lodo
R w
= Resistividad del agua connata
Rbo = Resistividad del bloque saturado 100'.'I. con agua
V = Coeficiente de partición = ( - - -b )/�( 1 - �b )
Estas ecuaciones serán resueltas simultáneamente
(más adelante) para determinar el INDICE DE INTENSIDAD
DE FRACTURA (I.I.F = V.-). El cual representa la
porosidad de 1 a fractura y permite estimar distancia
respecto a la falla.
2.12 PERFIL DEL INDICE DE PRODUCCION
Usualmente en zonas fracturadas ocurre lo sgte:
Un incremento de 1 a intensidad de rayos gamma, es
atribuido a zonas ricas en material orgánico
(asociado a uranio).
El aum�nto de la resistividad se cree que es por el
kerógeno o gas que llenan las fracturas (altamente
resistivos).
Reducción de la densidad se atribuye a un aumento de
la porosidad por fracturas ó a la baja densidad del
Kerogeno ..
Una fórmula que combina la radiación GAMMA,
densidad y resistividad es la que sigue:
Indice de Producción = ( G + R )/Sb
Donde:
G = Unidades API de rayos Gamma (Unidades API promedio
de arcilla)
R = Resistividad del perfil de inducción (resistivida
des promedio de arcilla)
B b = Densidad del volumen de un perfil de densidad. La
Fig. 2.12. es un ploteo del indice de producción para
un pozo fracturado en Virginia Oeste. El intervalo
(3406-3656) pies muestra alto indice de producción�
dando también alto fracturamiento (por metodos
independientes).
Muchos casos como el presente proporcionan información
del grado de fracturamiento.
2.13 PERFIL DE TEMPERATURA
La presencia de fil tracio de l ocio fresco ó gas
llenando las fracturas implica una drástica deflección
de la curva de temperatura hacia valores bajos de la
misma.
La Fig. 1 .. ,..
._, muestra un registro c:le tempera t.u,,-·c:·�
corridas en un pozo vacío en Utica (Quebec-Canadá) una
dr-ástica caida del Vci:'llor-· de la temper-at1..,r-a esta en
{6270-6280) pies lo cual indica posibles fractuas.
La persistente caida de temper-atura con el tiempo
permite-? irder-.ir- que 1 as frac:tur-as es tan ab.i.er-tas � lo
14
cual también da un aidea cualitativa de la magnitud del
sistema de fracturas.
15
CUATRO TIPOS DE ONDAS
- 11,970"'-= -- - 6- Espaciamiento
�,\ -5
pies
� 4-: -5
�-4
F1g. 2.1
- 11,975
MODELO IDEALIZADO
Densidad P t
Fig. 2.2.a
Solido
Veloc1dad Ve
O ens1dad .Ps
OMISION DE CICLO useg/ pie
140 90
4800
4900
sooo
5100
5�00
5300
ENTIUOA
DE GAS
ENTRADA DE GAS
5400'----------1---�
Fig. 2.2. b
PERFIL DE INTENSIDAD VARIABLE
A HUECO ABIERTO
-O 1000 useg. '-'---,--,m�"TT"TT--rl 1000 useg.-----r"T"""T"ir-:r�--r-77' i
6700
6720
e s F
Fig. 2.3
6
A
e s
B
F
PERFIL LATERAL- 8 DE DOBLE INDUCCION
SP -1101+
MV
SP
RESISTIVIDAD
Fig. 2.4
PERFIL DE LA FORMACION AUQUILCO
CAUPER
PULGADAS 61 1 1 1 1 1 1
0GAMMA
11 ... ;,lnrio<: L\PI
' . . '
''' 1 ' ' 1 ' ' ;1
1 1 1 1 1
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DENSIDAD gr/cm3
2.4
TIEMPO -· . 1a.n
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DE TRANSITO . ·-. -·
19(1.
3.4
useg/ft - -
4(
__ NEUTRON POROSIDAD _ 0/o __ 1.a .. "I('\ 1:
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.. �.. � l"t.
�. .. 1 :>
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�,b -s
Fig. 2. 7
o - lli
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1 1 : J .
( J <
J \ ; ¡ , ) '
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; � . � ,.
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� 1 . ' l :
1r¡ �t: N ! '
PLOTEO DE POROSIDAD LITOLOGICA
1.2 �-------------------
1.1
Gypsµm 1.0
11 M n 0.9
o.a
0.7
0.6
0.5
Area B 02 Dolom.- Caco
3(Dol} k :;ea iaco 3 - Dol(CoC03}
, ¡-- Area D
, ¡ : i¡ '!'- %a�o3lcaco3-SII
' , 1 , , Area E 1 1 • 1 , (12 S11 - CaC0
3• • , 1 1 l S11\
todo, : , s,hca l2}· s1hca (1)
Atea A Dol - CaC0
3 Area B trol- Anh1d. - Sil
Area G Gyp - Anh - Dol
0.3 0.4 0.5 0.6 0,7 o.a 0-9
11 N 11
Fig. 2.10
1.0
3300
3400
3500
3fi00
PERFIL DE INDICE DE PRODUCCION
RAYOS
GAMMA VOLUMEN
(API) gm/cc
500 2.0 2.5
RA YOS
INDUCCION GAMMA
ohm-m ( API )
3.0 1. 10 100 IO(X)
F1g. 2.12
3300
3400
3500
3600
REGISTROS DE TEMPERATURA Y SILBIDO
RESISTIVIDAD SONICO..,., 4,_TEMPERATIJRA SILBIDOl@._. ________ �.___ ___ """-J� ( ºF )
6100 · ·r-----r---"'rº --'7oor:�"T
XX) -.--r-..--,r,�=;_;;¡;,;;:i::--'r-
ºm"""1""T--r.¡.-ri9
ñº
¡-------i1 -, �=�-.........
620
6300
6400
Fig.2.13
CAPITULO III
EVALUACION CUANTITATIVA DE RESERVORIOS NATURALMENTE
FRACTURADOS POR MEDIO DE PERFILES
3.1 INTRODUCCION
Las tecnicas de evaluación de RNF pr-esentadas en
el capitulo an ter .io"." 11 perm.itian la evaluación
cualitativa media de las fracturas. En este capítulo se
presentan métodos para 1 a evaluación cL,anti tati va de
RNF, por supuesto no son totalmente per-fectas pero
permiten estimar magnitudes r·azonables de porosidad y
saturación de agua en el sistema fractura matr-iz.
3.2 EXPONENTE DE POROSIDAD
El exponente de porosidad "m", de un sistema
fractura-Matriz, es menor que el exponente de porosidad
"mb", de la matr-.{z. El valor- de m, par-c::1 un plano de
fractur-a teor-icamente es igual a 1.
La Fig. 3.2 .. a. r-epresenta un esquem,:i de una roca
de longitud L, con una longitud de tr-ayectoria de flujo
igual a La. Si la saturación de agua ( Sw) es 100'.'I. 1 a
resistencia es:
R = Rw
.L ¿/A.1,
Donde:
A = Area de la sección
- = Porosidad de la roca, fracción
Rw
= Resistividad del agua
Por- definición la resistencia del sistema es
R = R0
( L/A )
Donde:
( 1)
( 2)
R0 = Resistividad de la roca limpia cuando está 100'.'I.
saturada con agua
Igualando las ecuaciones (1) y (2) llagamos a:
;.:.::r.
La tortuosidad de un sistema esté definido como:
'T = La/L
( 3)
En consecuencia, la ecuación (3) puede escribirse como:
R0 = Rw ( 'T / <J< ) ; y
( 4)
F = ( rr/ - ) ( E, )
Para un plano de fractura la tortuosidad es j,guc:.-\l a
1.0, ( L = La) y pc,r F el
teórico de una fractur·c:¡ hor .. izont.,,'='l, el valor· de m,
17
deberá ser igual a 1.0, el cual es diferente al valor
de normalmente usado para la evaluación de
"Reservorios homogeneos. 11
Considerando un modelo de doble porosidad
conectado en paralelo, Aguilera mostró que el
exponente de doble porosidad m, del sistema fractura -
matriz es más pequeAo que el exponente de porosidad mb,
de la matr.iz. El valor de m� puede variar entre 1.0
para un sistema totalmente fracturado y el valor mb, de
la matriz.
La ecuación que gobierna este comportamiento puede
ser escrita como sigue:
�-m = ---------------------------
Donde:
-mb
[ V.� + ( 1 - V )/�b J
- = Porosidad total, fracción
-b = Porosidad de la matriz !' fracción
m = Exponente de doble porosidad
mb = Exponente de porosidad de la matriz
V = Coeficiente de partición de Pirson
( 6)
Las Figs.3.2. (b�c io d�e,f), son soluciones <Jráficai.:;
de la ecuación (6) para varios valc,res dE> mb, esta!:-:;
cartas pued€-m ser usadas pcH··a estimar e 1 va 1 or d+:? m,
cuando valores de !Pb
medios diferentes.
y !Pt pueden ser determinados por
1E<
Valores de -b son obtenidos de analisis de núcleos
y -f es conocida, por ejemplo de un perfil neutrón.
El descubrimiento teórico que m, es usualmente más
pequeRo en RNF ha sido confirmado en varios casos
prácticos, en pozos de la formación Mogollón - Talara
Perú, en el Lago Central - Venezuela y Altamont - USA.
3.3 EXPONENTE DE SATURACION DE AGUA
En la evaluación de formaciones a través de
perfiles de pozos 1 a consideración hecha es que el
e>:ponente de saturación de agua "n", es igual a 2.0. La
experiencia indica que esta consideración da resultados
aceptables.
Parece sin embargo, que esta suposición puede
llevarnos a considerar valores poco precis�s de Sw, en
RNF, la práctica muestra que valores mas reales de Sw,
puede obtenerse asumiendo que m = n.
También se ha demostrado que para un plateo lc,g
log del indice de resistividad I, - Vs - Sw, de paquete
simple de tubos da una 1 ínea recta con pend.iente n =
1.0. se presume como lo propuso Pirsón, que un sistema
fractura matriz es aproximadamente un manojo de
tubos, con esto puede concluirse que los valores de n,
para una fractur.a debería ser 1.0. por consiguiente
para una fractura la relación m = n = 1.0 es valida,
19
esta es la posible razón para obtener valores realistas
de Sw, suponiendo que en RNF m = n.
3.4 SATURACION DE AGUA DESDE LOS PERFILES
Las relaciónes básicas en la evaluación de una
formación por medio de los perfiles es :
Sw = ¡-1/n
I = Rt/ ( F.Rw ) = Rt.lRo
F = a. Sf,-m = R0/Rw
Donde:
Sw = Saturación de agua, fracción
a = Constante usada = 1.0
Rt = Verdadera resistividad de la formación
Combinando las ecuaciones (8) y (9) llegamos a:
LOGRt ::: -mLOG� + LOGRw + LOGI + LOGa
(7)
( 8)
( 9)
(10)
Un gráfico log-log de la ecuación (10) en zonas
donde Rw, I, a son más o menos constante debera dar una
linea recta con pendiente -m, para RNF esta deberá ser
menor que mb obtenido en el laboratorio.
Cuando no se dispone del valor de la porosidad
total � para la preparación del gráfico LOG - LOG de �
-Vs- Rt es factible hacer el mismo tipo de análisis;.
plotec1ndo:
Sónico : L.OG ( t
Densid�d: LOG(85
Vs LOBRt LOGRt
2(>
Neutrón Ter-mal :Deplección del neutrón (AF'I ó CF'S) en
escala lineal - Vs - LOG Rt·
En los perfiles sónicos leemos �b, pero se tiende
a ignorar la porosidad secundaria. La e>:periencia sin
embargo indica que el perfil sónico puede ser un
indicador de �, aunque el valor tm no es el comunmente
usado, pero es un valor empírico usado sin mucha
significancia física.
Este valor de tm puede ser determinado por ensayo
(iteración) hasta que se obtenga una linea recta (FIG.
3.4.a.)
El valor correcto de 85
• Puede ser determinado de
la misma forma. En estc,s ploteos no necesariamente s.e
debe usar valores de Rt, en n?alidad resistividades
aparentes (Ra) leidas directamente de los perfiles de
. pozos pueden ser· usados, apr-ovechando que el las son
proporcionales a Rt•
En la figLtra :::.,.4.b. se aprecia un gráfico Log
Log de (t - tm> -Vs- Ra(LL8) para el pozo 1 fracturado
en Altamont-Utah - USA, mb fué fijado a ser 2,0 y m en
1.3; del gráfico presentado en la Fig. 3.4.b. la
diferencia entre estos dos valores de (mb m), fué
tomado como un indicador de fracturas né.':\tUré.·d+?s. Esto
fue corroborado por análisis directo de núcleos.
21
La evaluación de Sw, de la Fig. 3.4.b es r-ápida.
Como un ejemplo par-a la zona ..... I = Rt/R 0= 80/18 -·
.... , '
4.44; y Sw = 1-1/n = 4_44-1/1.3 = 32½.
Notamos que esto hubo de ser- posible para ar-r-ibar
a este valor- de Sw, sin el conocimiento pr-evio de st•,
Algunas veces la determinación de Sw, no es una
linea recta debido a la duda en el establecimiento de
la posición del rumbo de la zona con Sw = 100'.'I... En
estos casos el parámetro estadístico P, puede ser
valioso para la evaluación; cuando se trabaja con el
perfíl sónico, P, está dado por:
( 11)
P, fL1é investigado y se estableció que tiene una
distribución normal RAIZ CUADRADA para zonas con
Sw = 100'.'I.., la ecuación (11) puede escribirse como:
(12)
También:
(13)
Un ploteo de P� -Vs- Frecuencia acumulada en papel
probabi l istico tendr,ti que dar una l .í.nea recta. Zonas
hidrocarburiferas deberían desviar ce de esta linea
recta. Esta situación se muestra en la Fig. 3.4.c. para
el pozo 1 aquí considerado.
Una vé:z reconocida la :zona hidrocarbur .í f er·a, SI-'>,
puede ser calculada como sigue:
1) Considerar las zonas con = 100'1/. como una
distribución singu 1 ar. Esta resu 1 tará en un.;1 l .:í.nea
recta en papel probabilística (Fig. 3.4.d.).
2) Determinar el valor medio de P� para una frecuencia
acumulada de 50'1/. para este caso P� (medio) = 23.3 y
p = �.43 = F'100
3) Calcular
relación:
Donde:
el índice de resistividad I '
F'hc1 /2 = Es el valor de F', para las :zonas que
contienen hidrocarburos
de la
(14)
P100 = Es valor medio de P, determinado en el paso
dos para e 1 c¿,so de 1 a zc,na tres en E? 1
pozc,. Ejemplo. Phc'·2 = [
- 47.4; Phc = 2247,
finalmente I = 2247/543 = 4.14
4) Calcular la saturacion de agua de la ecuación ( 7) :
Sw = ¡-1/n = 4.14-1/1.3 34�1.,
Un camino fácil para calcular Sw, (que no requiera
cuadrar p'�)' consiste en fijar el valor· medio de 1/?p . �
para una s"'' = 100'1/., y tr-azar una línea r-ecta con 1.1na
pendiente de -n/2, sobre papel Log -- Log. Es.te gráfico
está mostrado en la Fig. 3.4.e. Valores de
'7-=! .� .. . __ ,
cualquier pueden ser determinado de esta clase de
ploteo.
3.5 EVALUACION DE LA POROSIDAD
Un estimado de -, puede ser obtenido como una
función de �b, m, y mb.
Para el ejemplo del problema, un estimado de 1•,
fué hecho basándose sobre los siguientes datos:
�b, media = 4'.'I. ( de núcleos )
mb = 2.0( de núcleos )
m = .l.. 3 ( de Fig. 3.2.d.)
Entrando a la Fig. 3.2.d. con estos datos se
encuentra un coeficiente de partición (V = 0.5). La �t,
fué establecida en 7.7'.'I., un estimado de la porosidad de
fractura (<tif) fué tomado como la diferencia entt-e la
porosidad tc,ta 1 y la porosid.;;,d de la matr í z, dividido
por (1 - �b) = (0.077 - 0.040)/(1 - 0.04) = 3.9%.�
3.6.SATURACION DE AGUA EN LAS FRACTURAS Y LA MATRIZ
Cuando un RNF es descubierto, hay dudas acerca de
si es comerciable é, no, jL1sto si se obtienen altos
regímenes iniciales de producción.
Una gran prec,cupac.ión para esta situación es
e-..., iden te, como muchos po:.!C•!:- f ractur·,-ado�.. producE?n con
altos regímenes iniciales de producción, bajando en
forma .i.nev.itablc.� a nivelf2s ne, comr2r·c:iables en co,,·to
24
tiempo (Fig. 3.6.a.). Estos altos regímenes inici.;:des
son el resultado de almacenamiento de hidrocarburos en
el sistema fracturado. Entonces es muy importante tener
un estimado de la Saturación de hidrocarburos (Shc> en
las fracturas.
Con la suposición propuesta por Hilchie y Pirson,
que Lln sistema de Fracturas Drusas ( \lugs) es
aproximademente equivalente a un conjunto de tubos
(Fig. 3.6.b.), es posible estimar Shc, de las fracturas
y matriz como sigue:
1) Medir con sumo cuidado el corte inicial de agua
2) Determinar las viscosidades del petróleo (µ0
) y vis
cosidad del agua (µw) a condiciones de reservorio
3) Calcular sw, en las fracturas usando la ecuación que
sigue:
(15)
4) Calcular la Swb,
siguiente:
en la matriz de la ecuación
Swb = (Sw - V.Swf)/(1 - V) ( 16)
Si el corte inicial de agua es cero, es razonable
estimar que Swf = O .y por lo tanto la Snc = 100%
Asumir, sin embargo, que el corte inicial de agua
del problema ejemplo es 40% ( WOR = 0.67 ), µ0
= 0.62
cp, = 0.5 cp. 1.5 bbl/STB. Usando la
ecuación (15) es posible determinar que Swf = 26.48%
r-,c: .L. ._f
TORTUOSlDAD DE LA ROCA I
T
( T = La/L )
L
F1g. 3.2a
c"G I <t I / e - 1 I I I -_J
U) 1 a> 1 º' , I / / / /
(/) <t �' - "' ,.__ I I / o.,_ o -:, _, �,
'!!_ I O/ I / a:º �, q¡ • 1 -: I �/
,,. �/ Q)/ o,
� ... , ., "!, "!1 "' I I "/
2.0
1.0 ,___...._..__.___.____.___,___.____.___.__...__ ___ _.___.___.____.__......._....___.__....__..__....._.___. __ __.___,____.___._�
5 10 15 20 25 30
Porosidad de lo Matriz (%) 0 b
F1g. 3.2d CARTA PARA ESTIMAR POROSIDA DES TOTALES Y
MATRICIALES ( mb = 2.0)
/ /
60
10 .__ e-
<l
-<l
1 2
CALCULANDO /::,, tm
�.
� � �r---'" r-,
r---¡,.,_
r-._
�
l\.r-._ r-... "
' "'
. 10
.... ...... .__ " ...., "' ""-' - "
I'\. - "-\. '
1\
\
Ra (Ll8)
Fi g. 3. 4 o
�� 'I'\ -.....t-... -,�
�¡-....,__ ' �� < -
""' r--... i:'.)
,_ r--.. ... i..
r r---" ll<h
1\ "'.: � � "_,. � ,, '" "° I
\ � 1 ...
100
�
500
-
olO
100
1 'º -
<] -
GRAFICO (b..t - 50) Vs. Ro. ( LL 8)
......
"
POZO 1 - UTAH.
-"i'o..
i'..._
"-4 .... � . . ...··:
� :··.!·
"<t ' -· •
n. "¡-,....... • J•
� � '-..m:f. , .. ,. - • l
o-----
'º
-- -
.. -.......
"'¡,,,. .... r--... ..... �*' ............ "''
� ,,.,'"'
100
Ro. (LL8)
Fig. 3.4.b
"' �
�
� ::., 1
IC(X)
FRECUENCIA ACUMULADA VS. p 112
48
44
40
p 1/2 36
32
28
24
20
18 _ _...... ..
POZO Ng 1 ( Todas las zonas )
1� - 1 7
/ ,. f,
7.
7 � �
-r -i----1.,,,-"
..... • • i...--- • •
I
V"' -
-/
-
-
.5 1 2 5 10 20 50 80 90 95 9697 98
40
36
32
pl/2
28
24
20
18
FRECUENCIA ACUMULADA
Fig. 3.4.C
POZO Ng 1 ( Zonas de agua )
1,....----' L.---
,-,1 2 L....---- ,.,-�-- • -.J
i....---.......
� l:.--
L---•
.5 1 2 5 10 20 50 90 95 96
FRECUENCIA ACUMULADA
Fig. 3. 4. d
�
1
99
Sw Vs
POZO N2 1
100
50
--
10 10
pll2
V2
r Pcmedio) = 23.3
'
:111,.
.... " 1 '
'll " '
= XI ... '
\. = "' 2 '
'
50 100 pl/2
Fig. 3.4.e
CAPITULO IV
ANALISIS DE RESERVORIOS NATURALMENTE FRACTURADOS A PARTIR DE
PERFILES SONICO Y DE RESISTIVIDAD
4.1 INTRODUCCION
La evaluación de los RNF cada día es mas
importante!' esta investigación fué emprendida para
encontrar un medio más seguro en la detección }'
evaluación de sistemas fracturados a t.r-avés de estos
per·f i 1 es; .•
El modelo desarrollado para este propósito indica
que E-?n es.tos r,;istemas, f.a>l e:--:pecnente de porosidad m •
deberá ser relativamente pequeAo (1.1 .:l. .3). Este
cr.i.t.er-io ha apl icad<:.:i e:-,: .i tosamf.?n te en el
reconocimiento de fracturas naturales (punto 3.2). Para
propósitos de evaluación,
parámetro P. (Acápite 3.4).
se definió \/ I é:1pl ico el
Para ilustración de esta técnica se ana 1 i :zan dos
pozos; Comercial y no comercial respectivamente.
4.2 TEORIA DEL MODELO
El modelo hipotético considerado en este estudio
se muestra en la Fig. 4.2.b.; Se asume que el espacio
entre los paralelepípedos representc1 las fracturas '/
el resto la matríz.
Los r-·esul tados obtenidos al aplicar este método
indican que el e>:ponente de porosidé\d m del sistema
fractura matriz es menor que el e>:ponente de por-o-
sidad de la matrí:z "mb". sobre esta base las fracturas
pueden ser detectadas por la determinación de m. desde
los perf i 1 es V I comp,:1rándol as
obtenidos del modelo.
con los valores teóricos
4.3 DETERMINACION DEL EXPONENTE DE POROSIDAD (m) DESDE LOS
PERFILES
Las relacicmes básicas par-a la evaluación c:IE· una
formación por medio de perfiles son:
Si-J = 1-1 /n ( .1. )
( 2)
F -·· 9!• ... m ( 3)
Donde:
27
Sw = Saturación de agua (fracción)
I = Indice de resistividad
Se ha encontrado empíricamente qL1e la respuest,:1 de la
formación en el perfil sónico puede-representarlo por:
t = tm + mcsv�)· �
Donde:
( 4 )
t = Respuesta de perfil sónico u seg/pie
tm = Respuesta del perfil sónico en la matriz u seg/pie
ffi(sv-) = Pendiente de la relación lineal entre la
velocidad sónica y la porosidad = m
Combinando las ecuaciones (2)� (3)y (4) se llega a
la siguiente relación:
LogRt = -mLog(t - tm) + mLogm5v� + LogRw + Logl (5)
Un plateo de Log Rt -Vs- Log(t
ecuación ( �.). Dará Lma linea recta con pendiente -m
para zonas con I, Rw constantes (Fig. 4.3.a).
Para RNF la pendiente resultan te m deberá es.tar
entre (1.i - 1.3) como se aprecia en Fig. 4.3.b, para
este tipo de sistemas, las zonas con hidrocarburos
(desde el ploteo) serán dificiles de reconocew por la
rápida variación de la pendiente. Tambien fue
encontrado en el anál.isis de varios c.;�sos qu€·? muchos
valores de Sw. Estuvieron muy cerca de Sw. Interceptado
( 50'½.) •
Por lo tanto, hay que emple�r un método difer�nte
para distinguir zonas de agua y zonas de hidrocarburos�
28
péu--a lo cual usamos el método estadístico intrc;ducido
por Porter para reservorios homogéneos.
De todo el análisis precendente se llega a la
conclusión que: li:1 ev.;.-dui:1ción propiamente dichc1 del m,
para RNF podría s;.er facilmente reconocido usando los
perfiles sónicos V , de resistividad. Para
necesariamente se tienen que usar val ores de Rt.. ; 1 as
resistividades aparentes (Ra> leida directamente de los
perfiles pueden ser usados� datos que son propor-
cionales a Rt y no tienen mayor relevancia física.
4.4 DETECCION DE ZONAS HIDROCARBURIFERAS Y EVALUACION DEL
CONTENIDO DE DICHOS HIDROCARBUROS
La determinación de Sw, en RNF por medio de plateo
log-log de ( t tm) - \.'s - Rt � está un poco 1 imitada
por la ;dificultad de distinguir zonas de hj.drocarburoE.
Por ter indicó 1 a posi bi 1 idad de reconocer· zonas
que contienen agua usandr.J el parámetn3 est.ad:í.stico P.
Este concepto puede ser usado para diferenciar las
zonas de agua� de las zonas de hidrocarburos en RNF,
tambien para estimar Sw, en zonas hidrocarbonosas.
Ajustando las expresiones (1),(3),y (5) llegamos a
la siguiente relación:
I ( 6)
Acomodando la relación (7):
'":tCi ,e¿_ ·'
= F, 1..,i.m(sv.z,)·I p ( 7)
La ecuación (7\. . tambien puede ser escrita:
p'·i = ( B)
La ecuación (8) indica quE• P, es una función ele
Rt,m (sv�t,), y m, el cual es;. considerado previamente
para ser más pequeños RFN. Un gráfico
probabilístico de: p'6 \,)5 frecuencia acumulada
deberá dar una 1 ínea recta para zonas con Sw - .100�,:..
Zonas que contienen hidrocarburos deberan desviarse de
esta recta, la Fig. 4.4.a. muestra un es.quema usando
esta técnica.
CL1ando las :zonas hidroc.;1rburos han sido
reconocidas es posible determianr I, para cada zona,
tomando la razón de sus P's como un valor medie, de P !'
hasta el rumbo que almacena el agua. Para completar
este paso es necesario considerar las zonas de agua con
una sola di1:;tr.i.bución s . .ingular-. Esto resultar.í.a en un
ploteo similar al de la Fig. 4.4.b. desde tal ploteo la
medida del valor de P, es determihado a una frecuencia
acumulada de 50%.
Con estos. datos el índice de resi�;;t .. :i.vid,,,,d I, E�s
determinado de la siguiente ecuación:
I ( J 5)
Una véz que I,ha sido determinado es posible
calcular los valores de Sw, de la Fig. 4.5.e. Para
completar esto se supone que m = n.
-4.5 APLICACIONES PRACTICAS
Los métodos presentados anteriormente han sido
aplicados para detectar }t evaluar RNF en la cuenca de
Uinta Utah y la Big Horn. Esencialmente la técnica
requiere de los siguientes ploteos:
1) Un ploteo Log - Log de (t - tm) - Vs - Ra
2) Un plateo en papel probabilístico de P� -Vs
Frecuencia acumulada para todas las zonas
3) Un ploteo en papel probabilístico de P'-2 Vs:,
Frecuencia acumulada para zonas de agua.
La información para estos ploteos fue extraída del
perfil sónico y perfil multiresistividad (LL-S) l' para
indicar como pronosticar estas técnicas se analizaron
dos pozos: un comercial y no comercial respectivamente.
POZO COMERCIAL
La profundidad estudiada en este pozo ha sido
entre .12, 33�, }' 12,948 pies ( formación Río Verde
Cuenca Uinta ). Un ploteo del Log(t - tm> -Vs- LogRa se
ha leido directamente del perf.-í.l LL-8 (Fign 4.5.a.), V,
resultó en un rumbo def.i.n.ido en puntos con una
pendiente de = - 1.3 , lo cual indicó la presencia de
fracturas. Aunque esto no ha sido suficiente para
distinguir las
hidrocarburos !'
de
fué
agua,
evi::\luado
de zonas de
para Ciada zc:ma;
diferentes rangos de P�, fuerón tabulados (Tabla I) en
31
orden creciente con respectivas frecuencias
acumuladas.
La Fig. 4.:=,.b.
probabilístico de P�
presenta un graficado en papel
frecuencia acumulada. Hay
que notar que hay un rumbo definido ( donde Sw = 100% )
hasta una frecuencia acumulada del 66½, a un tiempo tal
que hay un cambio drástico en el rumbo, indicando que
1 as zonas de hidrocarburos han s.ido alcanzadas. La
Fig. 4.5.c. muestra un ploteo en papel probabilístico
de P� - Vs - Frecuencia acumulada para zonas con Sw =
100%. De este ploteo el valor medio de P'I.._, fué
determinado en 23.3.
En la práctica nos in tere5:.an zonas con
saturaciones de petr-ó leo ( S0) mayores. que ::,o�,:,. Para
alcanzar este valor de intersección es necesario tener
un valor m.i.n:.i.mo de F'',i = 36.4 (Fig �.-.4.e). Para este
pozo se halló que nueve zonas ( 43 pies ) alcanzaron la
intersección requerida.
La tabla 1. F'resc�nta e-:,J. ,;;málisis. de estaE zonc:1s.
Los. va J. orei:;;. de , ....
,-::>w, fueron det<?.rminador,; de la F ig.
3.4.e. para el caso de m = n = 1.3.
POZO NO COMERCIAL
El intervalo estudiado en este pozo fué (13,930 y
piE:?s. De la Fiq. 4"::',.d. se determinó qul? l'.-11
valor de m fué de 1.09. Notamos nuevamente lo dificil
que ,-.. e: ir:.: ..... d:i.st.inr_.:¡uir de:? de
-;:- r-:, ·-.'L
hidrocarburos. Para fijar las zonas de hidrocarburos se
los rangos tomados en consideración caen sobre la línea
con Sw = 100�".., e>rcepto paira dos que indican So. La
diferencia del ploteo dE:, la Fig. 4.5.b. ( p07.'.0
comercial) .,,, el de la F.ig. 4. :::, . ·f. (pozo no ..
comercial),indican que estos métodos pueden ser útiles
en la evaluación de RNF. Aunque solamente se presenta
dos ejemplos, estas técnicas han sido aplicadas
satisfactoriamente en varios casos (formación Ria Verde
- Uinta y la formación Madinson Big Horn).
(a)
MATRIZ
YACIMIENTO REAL
FRACT�
\ MATRIZ
( b)
FRACTURAS
MODELO DE YACIMIENTO
Fig. 4. 2 ESQUEMA DE FORNJACION FRACTURADA
m = X/y
e PETROLEO
O AGUA
fog Ro
•
•
Fig. 4.3 a - ESQUEMA DEL DIAGRAMA PARA
RESERVORIOS HOMOGENEOS
-
-
p 1/2
Ol
o • PETROLEO
0 AGUA
log Ra
Ftg. 4.3 b- ESQUEMA DEL DIAGRAMA PARA FORMACIONES FRACTURADAS
• PETROLEO
Q AGUA
,o, 50 99.99
F1g.4.4a- FRECUENCIA ACUMULADA(PARA TODAS LAS ZONAS ) VS P 1 / 2
p 1/2
O AGUA
o •
o
o • •
• • •
.01 50 99.99
F1g. 4.4 b- FRECUENCIA ACUMULADA ( FARA ZONAS DE AGUA) VS P 1 /2
Ra(LLS)
Ftg. 4.5 a - Ra VS ( A t - Lit ,n ) POZO COMERCIAL
pl/2
48---r----.------.-----,---,r---,
401----4-----+-----+------t--f---t---;
24
10 50 70 90
FRECUENCIA ACUMULADA
F1g.4.5b- P 11 2 VS FRECUENCIA ACUMULADA·
40---,,-----r-------r-----,r-----.---,
321----4-----+-----+------1-----t-----1
10 50 70 90
FRECUENCIA ACUMULADA
F1g. 4. 5 e - P 1l2 VS FRECUENCIA ACUMULADA { PARA ZONAS DE AGUA)
-
-
-
'! . .• -. ': .
10
... .
...
Ra ( LL8)
. .
100
F1g. 4.5 d ( L\t- L\tm ) VS Ro ( LLS}
10 'ºº
INDICE DE RESISTIVIDAD II
I "
•
1000
1000
Frg. 4.5 e Sw vs INDICE DE RESISTIVIDAD ( I )
pl/2
24�---------r-----,-----..----r-----1
12'-----Je;.___..____.._______..____..___.___.____.__..__. _ ___.__.....__.....__ _ __. 10 50 90
Frecuencia Acumulada
P 112
VS FRECUENCIA ACUMULADA
F1g. 4.5 f
CAPITULO V
ANALISIS DE RESERVORIOS NATURALMENTE FRACTURADOS DESDE LOS
PERFILES CONVENCIONALES DE POZOS
5.1 INTRODUCCION
La aproximación seguida en este capitulo es pa...-a
usar ecuaciones emp.í. ricas que han sido derivadas pa1··a
un medio grc:1nular� espe...-ando que también sean útiles
parc:1 el análisis de RNF.
El propósito de este estudio es extender el método
a otros perfiles de porosidad; y presentar formc:1s para
evc:1luar -� y -f� desde los perfiles.
Se analiza el comportamiento de m. en un RNF. por
medio de un modelo de DOBLE POROSIDAD. Se encontró que
el valor de m. era pequeño, en el r-·ango (1.1--mb)
dependiendo del grado de fracturamiento. Parece que una
comparación de m.(obtenido de los perfiles)
(obtenido en le laboratorio) dii,n un camino coni'iable
para detectar sistemas fracturados.
Sw se deter-·mina usando P. derivado originalmente
para un medio granulado y extendido posteriormente para
análisis de fracturas.
par-·ámetro de F'.
resistividad de la for-mac.i.ón
herramienta de porosidad.
una función
y respuesta
Pmpíricamente
de
de
se
la
la
encontrado que P. tir..-'?ne una distribución Noi--mal F:c1í:;!
cuadrada por zonas con Las, zonas con
Hidrocarburos de desvían en esta distribución.
Determ:i.nando el valor med:i.o de P. para Sw.= .10071..
es posible evaluar I. para zonas con hidrocarburos y de
aquí los valores de Sw
5.2 ASPECTOS TEORICOS.
En este capitulo se considera un estudio de doble
porosidad� compuE•st.os por dos s.istemas
conectados en paralelo. Pirson presentó la siguiente
relación caso en el CLli:."I 1 la matri:;:
fracturas están 100% saturadas con agua.
\/ I
7C: ·-·' , .. ,
1 V. �?í ( .t·-\.' ) ( l ) ---
Rfo Rw
Ro
El coeficiente de partición \/. rE•pres;.enta
ft-acción del volumen poroso total proveniente de 1 as
fracturas y esté definido por:
V =
Arreglando a la ecuación (1) resulta:
El verdader-o factor de formación
(Ft= Rfo/Rw) es definido como la relación
( 2)
del sis.tema
la
resistividad del sistema saturado 100% con agua (Rfo) y
la resistividad del agua connata (Rw), sustituyendo
estas definiciones en la ecuación (3) llegamos a :
Ft = [Rw R0 /(V.�.R0 + (1 - V).Rw)J IRw ( 4 )
La ecuación ( 4) puede ser vál .idi:1 para tr-es casos
diferentes:
CASO I Si únicamente está presente �b- en el sistema
(Sistema no fractur-ado).
F = (CRw.Ro)/Ro/Rw) = R0/Rw
Por-· J. o tan to 1 a ecua e .i ón ( 4) t .:i. er·,e \,' i ge.>n e j_ a pi::i t-¿·,1
esta caso.
CASO 2.- Para un sistema totalmente fracturado es dec.:i.r
V= 1� la ecuación (4) puede escribirse como:
F = (((Rw/Ro)/�.Ro))/Rw = 1/� = 1/�m ( ó)
De la ecuación (t.) se conclu}1e que m = l, lo que
confirma que para un sistema fracturado m. deberá estar
cercano a 1, y la ecuación (4) sigue vigente.
CASO 3.- Considera la e>:istencia de ambas poros.idades
�f- y �b- Simplificando la ecuación (4) llegamos a:
Ft = R0
/(V.� + (1 - V) /Rw) ( 7)
Factorizando R0
• resulta:
( 8)
por definición F= Ro / Rw, y sustituyendo en (8)
Rt = 1/(V.� + (1 - V)/F) (9)
Finalmente la ecuac.ión de Archie
sustituirse en la ecuación(9) para dar:
�-m = 1/ (V.� + (1
--m b
'•./)/�b )
puede
( :lO)
Las ecuaciones ( 2) V I ( 10) representan 1 as relaciones
que pueden ser usadas para estud.i.ar todas las
combinaciones posibles para un sistema de dos
porosidades y su influencia sobre m.
Se han hecho corridas computarizadas para evalu.;:-1r los
siguientes rangos:
entre l.6 y 2.4
�'b : entre 0.02 }' 0.3
V : entre 0.05 y 0.90
Las fig.3.2 (b.c.d.e.f) representan los resultados
de tal pr·oceso computarizado ( par·a los casos en lc•s
: 1.8; 2. O :
información previa). La
2.2 \/ I
ecuación
2.4 basados en la
( 4) puede
3-7
considerada va 1 ida para el caso 3. por las s.igu.i.erd:.e!:::.
razones.
1) La ecuación tic-:ne vige•ncia para los Cii.-'\OS .1 '
como se .indicó antel'-iormente, esto (:?E- que c:onsel'-··1a
su valor- fl'"ci:1cturados
cuando se c:onsider-a independientemente.
V I matricialee:.
2) Puede notar-se E•n las figs. 3.2 (b.c.d.e.f) que si
m = mb, entonces � = �b , en otras palabras el modelo
de información muy consistente.
Se tiene que enfati:zar que
(b.c.d.e.f) son válidas solamente
las Figs.
el modelo
teórico se asume que fractura y matriz están conectadas
en paralelo.
5.3 USO DE LAS CARTAS DE INTERPRETACION.
Las figs. 3.2 (b.c.d.e.f) pueden ser us.adas para
estimar lo siguiente:
1) Porosidad total �, porosidad de la fractura o1, y el
coef ic.ient.e de pav·t.i ción ,..,, , CCHTtC• una función c:IE•
2) Porosidad de la matri:z �b, porosidad de la fractura
"¡,' el coef.:i.ciemte
función de �, m, mb-
de como una
3) El exponente de doble porosidad m, como una función
de �·, 9-'<b y mb. E:!i.r;.ta es una :i.mpo,,.. t,.3nt.e aplicación
para a evaluación de RNF. donde �, y �b, pueden ser
evaluados independientemente. Los -.,,,alor-·es st'•b, V I mb
pueden ser obtenidos e•n el laboratoric) de análisis=,
de núcleos intergranulares.
Porosidades totales pueden ser determinadas de los
perfiles neutrón y densidad. Perfiles sónicos pueden
proveer porosidades totales o de la matriz, dependiendo
mayormente de la orientación de la fractura.
'5.4 DETERMINACION DEL EXPONENTE DE POROSIDAD "m" DESDE LOS
PERFILES.
Las relaciones básicas en la evaluación de la
matriz de la formación desde los perfiles son:
Sv, = I -1./n ( 11)
I = Rt.l (F .R¡,.1) = F.;t/F:o (12)
F = 9:c-m = Ro/F<i,, ( 1::q
Combinando las ecuaciones (12) y (13) llegamos a :
Log Rt = -m Log - + Log I + Log Rw ( .14)
De la ecuación (14) un ploteo de Log Rt -Vs- Log
sz-. deberá ser una linea r-·ecta con pendi+::.;,ntt\ -·m p,,:u-a
zonas con Rv, !I e I !< constantes. Par·a RNF la pf.-::-ndi<:::-nte
resultante m (e:>:ponente de dc,ble porosic:lac:I m.) dE•tH?.r·á
ser más pequeAo que el exponente de porosidad mt, de la
matriz. Determinado en el laboratorio.
r·esistividades apar .. entes leid.;,1s
directamente de los perfiles pueden ser usadas� ya que
son proporcionales a las verdaderas resistividades.
5.5
En conclusión, ploteo LDG-LOG ]. e;\
resistividad de la formación \ls. ¡respuestc:1 de
herramientas de porosidad permi tE•n la detección de
sistemas fracturados. Para estos casos la pendiente
resultante (e>:ponente de doble por-osidad m,) es máE
peque�o que mb. Determinado en el laboratorio.
Recientes desarrollos de pozos del cr-etáceo en el
lago Central Venezuela y pozos en la formación Mogollón
en nuestro país. ( como se verá más adelante) tienden a
corroborar este descubrimiento que el e:,:ponente de
doble porosidad m, es apro>:imadamente igual a 1, en
este tipo de sistemas.
EVALUACION
FORMACION
Zonas
DEL
de
CONTENIDO
AgL1a e
DE HIDROCARBUROS EN LA
Hidrocarburos pueden ser
detectadas en RNF. por medio del parámetro estadístico.
P, que es función de la resistividad de la formación y
de la respuesta de la herramienta de la poro�idad.
El comportamiento estadístico fue investigado por
Porter . Para el caso de medios porosos intergranulares�
en 13 pozos incluyendo secciones de arenas del cretáceo
en la cuenca ILLINOIS� arenas del mioceno del golfo de
costa en U.S.A. arenas,. del cretáceo del nor c"Jf.:�st.E\ dE�
Montan.-a (cuenca artesiana de A1.,st.r·a 1 La) carbonatos
la cuenca artesiana de Australia. A
profundidades de algunos cientos de pies a más de
40
12,000 pies. Rango de producción de hidrocarburos desde
cero a cientos de BPPD., rangos de de
a pro>: imadamen te cero hasta 30'.'I.., hubieron rangos
significantes en Rw, r.· '-' w, Sw 1/ m. PORTER halló que P,
tenía una distribución normal raíz cuadrada para zonas
con Sw = 100%
Cuando esta técnica fue aplicada a RNF se halló
empíricamente
distribución.
que F. !I también tenia
P. está definido por la siguiente relación:
P = Rt( t -·
esta misma
(16)
En 1 a ecuación ( 1tJ) P deberá ser una constante
para zonas cc,n Sw ·- 100�-:. :< si 1 as medidas de Rt, y t.
son correctas :, y si los valores de Rw, B, m y tm fueron
constantes, desde que esto es muy ideal, F. !I fue
investigado y se encontró que tubo una distr-·ibución
norma 1 raíz cuadrada para zonas con 8w = !OC>�-:..
Del análisis precedente se deriva que:
un tratamiento similar para los pE•rf i les
densidad resulta en1
p1/2 = [Rt (Sm - Sb)m]i/2
si _, es conocida, p l/2 puede ser escrita como:
(17)
de
( .18)
pl/2 = (Rt, �m) l /2 (19)
41
una ve:z que 1 as :zonas-, de hidrocarburos:, hr.:1n s.ido
reconocidas, valores de Sw, pueden ser calculadas como
siguec
1) Considerar que las zonas con Sw = 100½ como una sola
di str i buciém. Esta deberá resultar en una
recta en papel Probabilístico.
linea
2) Determinar el valor medio de F. ' para una frecuencia
acumulada de 50%.
3) Calcular I� de la relación
(20)
4) Calcular Sw, de la ecuación (11), para esto se asume
que m = n.
Para aplicar la ecuación (20) antes debe cuadrarse
P. Una forma más rápida para ca 1 cu 1 ;�r Sw. sin conc,cer
el valor de pl/2 consiste en usar el valor medio de
pl/2 a la 81-, = 100'%. V I dibujar un,;,·, linea recta con
pendiente = -n/2. Sobre papel log-log esto es válido
dado que la ecuación (20) puede ser escrita como:
S --n -"'' -
s -n/2 w
(F' i-, c.l F'.too ) ó
·- < P h / P 1 nn >1 / 2
,e . ·- -
Y por lo tanto:
(n/2)LOGSw = LOG(Phc)l/2 log(P100)1/2
de donde valores de Sw, para c:uc:\ 1 quier·
pueden ser determinados de este tipo de ploteo.
pl/2 '
4,., .<..
5.6 VENTAJAS Y LIMITACIONES
Las técnicas para la determinación de Sw, tiene la
ventaja de que no reqL1iere el conocimiento previo de
}l Notar en el ejemplo 1 . Que valores de
fueron obtenidos sin el conocimiento de Rw
, y valores
específicos de �-
Esto es muy importante, por q1..1e se pueden hacer
estimaciones sin el conocimiento de las constantes, en
las ecuaciones de respuesta de la herramienta de
porosidad. Ta�bién, hay que notar que el valor de m, no
tiene que ser asumido, ya que es calculado del gráfico
(t - tm) -Vs- Ra, en coordenadas log l og. ( de hecho
nos permite reconocer RNF). La principal limitación del
método es que requiere un número significativo de
zonas .•
Es importante mencionar que las Figs.
3.2.(b.c.d.e.f) proporcionan un nuevo método de
anál is.is para r:NF basados en un modelo de doble
porosidad creado por P.irson ·,¡ una técn.ica de plot.eo
introducida por- Pickett. El siguiente ejemplo muestre,
las aplicaciones prácticas de la técnica presentada en
este estudio.
5.7 EJEMPLOS
E.JEMF'LO 1. El po:t.!D 3 está ubicado en Al tc,mont ( cuenca
Uinta Utah). La producción proviene
43
f ractut-adas del ter--ci ario, consis:,te:•ntes de
calcáreas ligeras y arcillas.
Los perfiles del pozo fueron subdivididos en zonas
que presentan patrones caracter í�;ticos en las curvas
cada zona está representada por un punto en 1 a F ig.
5.7.
Un gráfico Log - Log de (t - tm) -Vs- Ra fue leido
del registro LL-8 (Fig. �1.7), resultando un rumbo
definido de puntos con pendiente de -.l. .27. Este valor
pequeño de la pendiente indica la presencia de
fracturas, hecho que fue compr-obado p<:)r aná 1 is.is de
núcleos de pozos vecinos.
POROSIDAD TOTAL
Esta fue calculada basada en los sgtes. datos:
!t<b = 4'½
mb = 2
m = 1.27 (de la Fig. 5.7)
Entrando a la Fig. 3.2.d con los datos anteriores�
obtenemos V = 0.5 y !t<t = 7.7%. Los cálculos para cada
zona deben realizarse para cada zona individual.
SATURACION DE AGUA
Para este propósito, p l /2 fue evaluado y tabulado
para cada zona en orden
correspondientes frecuencias \/ I
c1,..ec.iente de sus
frecuencias acumuladas.
En la Fig. :'.'.',.9.a se muestra un ploteo de· p .1. .12 - i...1s.
Frecuencia acumulada en papel prot:<abi l .i.st:i.ca; puede
44
apreciarse que e>:iste un r·umbo definido ( Sw = 100 '1/.)
hasta una frecuencia alcanzada de 6:':':i�� en c:uyo tiempo
ha}' un cambio en J. a dirección !< lo que indica que las
zonas de hidrocarburos han sido alcanzadas. De la Fig.
5.9.b se determinó que el valor medio de p l /2 = 19.6.
En la práctica !< lo que realmente nos interesa son
zonas con 50'1/., para alcanzar este valor es
necesario contar con un pl /2 mínimo de 30. Este número
puede ser determinado directamente de la Fig. 5.9.c o
de la manera siguiente:
S = n � = r-1/n = 1-1/1.27 = � 41� w .. . ,.. -�- J-
Phc = 928.49, ó p l/2 = 30.5 he
El intervalo estudiado es de 13 :zonas (91 pies),
se encontraron los datbs requeridos. Los valores de Sw
fueron determinados de la ecuación(11) para el caso m =
n = 1.27.
La Fig.5.9.c. es un ploteo de P112 - Vs - Sw que
fue preparado para resaltar el valor medio de p l /2
(19.62) = 100%. La línea fue trazad,:\ con una
pendiente de -n/2 = 1.27/2 = 0.635
Los val.ores de Sw presentados en la Tabla 2 pueden
ser determinados directamente de este ploteo.
Los análisis de estas pozas indican que estas
teorías son prácticamente correctas. El valor
resu 1 tan te m. es mas bajo .., ,
los récord de producción
confirman que los descubrimientos teóricos que se
indican son buenos para proyectos comerciales.
EJEMPLO 2. Este pozo está ubicado en la cuenca Big Horn
- Wioming - USA. La producción proviene de dolomitas y
calizas de la formación Madinson. La Fig. 5.9.d indica
perfiles de densidad, neutrón \/ ,
resistividad par-a J.as
zonas de interés. Los perfiles fueron subdivididos en
zonas que presentan patrones característicos en las
curva�� como indica la Fig. 5.9.d., comparando datos de
núcleos con los perfiles c:le densidad, indican que la
dolomita ·,¡ 1 as ca J. izas pueden ser d.i ferenciadas pot
corrección aplicada al perfil de densidad. De hecho la
def 1 e>: ión de 1 a 1 ínea de corrección de densidad a 1 a
fue un indicativo de dolomitas,
derecha indica litologías calizas.
\l , a 1 ª'
La Fig.5.9.e. ofrece un ploteo Log - Log de �N6 -
'-./s Ra(LL-7) todos los puntos datr.:is. Lc,E-
dolomitas V I
las calizas están r-·epre�;entadas pDI'"
triángL1los y círculos respectiv�-:,imentf.L Nc:ct.ii:11 '" que dos
patrones coherentes diferentes están formados dando una
mejor confirmación de las dos litologías.
* De la Fig. 5.9.e el exponente de porosidad m. para
el caso de litologías dolomíticas fue ch2term.inaclo en
46
1.93, esto indica un ligero grado de frmctur,;;,miento
desde que es 2.0. Para ubicar las zonas de
hidrocarburos, p.112 fue eva 1 uado para todas 1 as zonas
aplicando la ecuación (19). Para la zona 20 por ejemplo
(LL-7) = 450; ,.. _, = 2(>. 5%; m = 1.93. Por
consiguiente� p1/2 = (Rt-�m)1 /2 = [450(0.205)1.93]1/2 =
4.6
Los valores de p l /2 calculados de esta manera
fueron ordenados en forma creciente en m.agni tL1d � 1 as
frecuencias acumuladas fueron halladas V I plotead.as en
papel probabilístico como indica la Fig.5.9.f .. Puede
verse que hay un rumbo de Sw = 100 hasta una frecuencia
acumulada (55%) a partir de la cual hay un cambio en el
rumbo, lo que indica que las zonas de hidrocarburos han
sido alcanzc1das.
TABLA ..,.. ,._, . Muestra los valores de p1/2, de las zonas con
Sw = 100% detectadas en la Fig. 5.9.e. También, se
muestran las frecuencias y frecuencias acumuladas para
diferentes r-·angos de P. la Fig.5.9ng ofrece un ploteo
de pl /2_ Vs - frecuencias acumuladas usando los valores
de la tabla 2. De este plotec:i el valor medio de pl /2
para zonas de ag1..1a se determino que es 2.2.,
La Fig .. 5.9.h es un plateo de pi/2 \.'s - Sw que
f1..1e preparado pci1ra res.altar el val o,,.. medio de pl/2
(2.2), a una Sw 100�� la linea recta fue bajada con
una pendiente igual a -n/2 = (1.93/2) = 0.965.
47
Notar que para .id can zar C' -.... ,w-· E•s necE•S,,,11·-i e,
tener P 112 � 4.3. Para este caso fue encontrado que las
zonas 8; 20; 24; }' 49 encontraron J. as. .intersecciones
requeridas. En estas zonas, los valores de pl /2 fueron:
7.08; 4.60; 5.15 y 4.83 respectivamente. También de la
Fig.5.9.h las saturaciones de agua fueron 30; 47;
44 para sus correspondientes zonas.
41• ' ..,
I
* * De la Fig.5.9.e el exponente de porosidad m, para
litologías calizas se determinó que es 1 .3. Esto índica
la presencia de fracturas, desde que Mb, es 2.0. Esta
conclusión no es lógica puesto que los análisis de
núcleos indicaron que la permeabilidad de la caliza fue
solamente de fracción de m.i l .idarcys. Bajo B$tas
circunstancias, la única posibilidad de zonas para
fluir fue a través de fracturas.
Este pozo ha !::',ido actualmente completado en los
siguientes .intervalos: (3,824-3,866), (3,877-.. 3,904),
y de ( 3, 9�,7-3, 97�.) pies, siguiendo
acid.ificación, el pc,zo se probó con cerc.a de 7BO D/D
con un corte de agua de 50�1... Esta"' c:'c l ta p1r·oduc:c:ión ele
agua es no ilógica desde que zonas do l. om.i t .i. c::as
perforadas 19; 21; 29; 30; 31; 38; y 39 fueron de 100%
d d - 1 J. 1,. e:· • e:;, d -� F· 1 /2 e acuer o d os and iJi _ _ fu •
EJEMPLO ..,..
·-"' . Algunai:_; e:>: p&?r i f:.�n ci as rec:.ientes ind i c,="<n
el -..,alor del e:,:ponente de porosidad c:omunmente usado
(m = 2.0) no dan resultados razonables cuando evalut::1mos
4B
fracturas. Los resultados han sido realistas solamente
cuando se han usado valores bajos de m.
Este ejemplo hipotético presenta un medio para
estimcir el valor de m, cuando no se dispone de un
número estadístico significativo de :zonas.
Si por ejemplo, conocemos � = 12%; �b = 10%, mb =
2.0, podemos estimar el valor desconocido de m, de la
Fig. 3.2.d. Para este caso encontramos que m = 1.65.
Recientes desarrollos en pozos del cretáceo en el
lago central de Venezuela y pozos de la FormE1ción
Mogol. lón en el Noroeste Pe,,..uano ( como se ve,,..á en las
segunda parte), tienden a corroborar el descubrimiento
que el valor de m, es bajo en RNF; y la suposición que
m, es cercano ó igual a n, en este tipo de sistemas.
49
roo,=-------.--------.-------.....
� 10 r=--------+-�:-----=�--1--------'
p 1/2
Ro ( LL 8)
_F,g. 5.7- Ro vs ( ót- ótm) POZO 3
44
-
40 -
3u
,-
32 -
2 8
2 4
2 o
-,;::,,
1 2
l.,..-: )
/ ........ ,
�
10 20 30 50
!/ V
/. __,-�
90
FRECUENCIA ACUMULADA
/ j
I
.
100
Fig.5.9 a - FRECUENCIA ACUMULADA VS p l /2
PARA TODAS LAS ZONAS, POZO 3
40
36
32
pl/2 28
24
20
16
� -
....
-
....
�
� L.--L.-,, ..-
� -i.--1 1
10 20 30 90 100
FRECUENCIA ACUMULADA
F1g. 5. 9 b - FRECUENCIA ACUMULADA VS p 1 12
POZO 3 • ( ZONAS DE AGUA )
1/2 t P me-dio : 19. 6
100 -------------�-------.
m s· - . 635 = .O..2
F1g. 5.9c. - Sw vs pl/2
50 100
, POZO 3
SP
PIES
3800¡ 1 1
38501 1 1
390
39501 1 1
o
,bao
LL 7 ico�
rº --------K)OOOO 2
- 1 �3
'---!1
)9
��- -= ( .. ,z,·
2�,J ,� L-'> 15 , .
7
1 ,.- 16- 't:;: 4 '9
\.21 22_,23 24·-·25 26.,'
,21
':>JZ
J'I
- 1 ,_fJ§
47
';:::- 46 T , �
,50 <
51 \ ,._ --.::: :;:-;::, 52
-.25 O •.25
rCORRECCION (gr/ce) 1
20!· cC 1 ,_ ... :::.-==
29
F
20
SNP
POROSIDAD
f pCALIZA (%)
? -1�
39
30 31
33 34
36
--- 1 38
49
-1 140
42
44
'15
-----152
Fig. 5. 9 d - PERFILES DEL EJEMPLO 2 ( fm. madison,cuenca Big Horn,Wyo)
100 .-------.----------,--------,
� N,f
pl/2
.1
7
6
5
4
3
2
10
o __ Catiza·
.Ó. Dolomrto
100 Ro(LL7)
1000 . IOCOO
F1g. 5.9 e - Ra vs 'JN,J ; EJemplo 2 ( L1tol9-91a dolo_ m1ticas y cahias)
/
/ /
----=------
� ...... -
.1 10 50 90 99.9
FRECUENCIA ACUMULADA
F1g.5.9f- FRECUENCIA ACUMULADA VS P 112
EJEMPLO 2 { L1tolog1a. de dolomitas ) TODAS LAS ZONAS
6
5
4
pl/2
2
-
� Sv r ,oc %
0,1 .2 .5 1 2 5 10 20 30 90 92 94 96 98 99.8
Sw(¾)
F1g. 5.9.g FRECUENCIA ACUMULADA VS. P 112
EJemplo 2 (dolomita, zonas de agua)
�1/2 tnedio = 2.2100----------,------,--------,
m =--. 965 = f
10'-----�--.--..-�-,--r--r--:-"::----,---r---r-�to 5 10 50
Fag. 5.9.h Sw VS. P 112
Ejemplo 2 ( zonas dolomiticos)
SEGUNDA PARTE
RESERVORIOS NATURALES FRACTURADOS EN LA CUENCA TALARA
FORMACION MOBOLLON
ASPECTOS GENERALES
En los campos petrolíferos del Noroeste peruano se han
encontrado dos reservorios de esta naturaleza: el reservorio
MOGOLLON que corresponde al terciario y el AMOTAPE en el
Paleozoico. En este trabajo se estudia
Reservorio Mogollón.
CARACTERISTICAS GEOLOGICAS
Es una es.tructura
parcialmente fracturada�
muy compleja !<
encontrandose
ún .i e amen te el
por haber sido
separada en
muchísimos bloques por fallas normales. Esta estructura es
debido fundamentalmente a fenómenos tensionales ocurridos en
el Terciario. La presencia de fallas normales es muy
frecuente, más no así las fallas inversas.
LITOLOGIA
Este reservorio esta constituido básicamente por
areniscas masivas de grano medio a grueso. Los intervalos de
lutitas inmersas son muy reducidas.
La formación Mogc,l lón esta consti tu.ido por tres
miembros:
Mogollón Superj.or . - Es el más común dentr·o de esta
formación, 1 a parte superior tiene gruesas in ter-cal c1cione!:::.
de lutitas, la parte inferior- esta ·formada por ar·en.i.r::-cas
masivas oscuras.
Mogollón Intel"'medio.- Esta confonnado por· lutitas con
intercalaciones arenosas.
Mogollón In-fel"'ior.- Lo confonr1an al"'enisc.::1!E- limpias::. de
grano medio grueso
lutitas.
DESARROLLO PRODUCTIVO
con
Es una formación
muy escasas
pr-oductora muy
intercalaciones de
impor-tante en el
Noroeste Peruano, como resultado de una buena pol"'osidad del
sistema f ractura-matl"' .í. :z. EE-ta cone.iderada como una de 1 as
más petrolíferas de la zona.
COMPORTAMIENTO PRODUCTIVO
Por análisis de núcleos se ha comprobado que los
hidrecc:arburos alméicenados en un sistem,-a por-oso
fractura - matriz.
La declinación de la producción inicial no es muy
drástica de lo que podemos .infer·ir que l,a matl"'iz aporta
producción a la fractura.
CAPITULO VI
DETERMINACION DE PARAMETROS PETROFISICOS POR MEDIO DE
PERFILES DE POZOS
Una buena evaluación de una formación requiere del
acertado conocimiento de los principales parámetros
petrof.í.sicos de ¡resistividad de la misma. En
tl'"abaj o se intenta detel'"minal'" algunoE- de
pal'"ámetros necesarios para la correcta �valuación de la
fol'"mación mogollón.
ó.1 DETERMINACION DE LA POROSIDAD
Las lecturas de este pel'"fil están en función de la
litolog.:í.a pol'"osidad, volumen de arcilla, y natul'"c::'lleza
del ·flu.ido intel'"stic.i.al; de m.anera que conociendo la
litología se puede determina!'" la porosidad.
Análisis de núcleos efectuados por técnicos de
Petroperú, muestran que la formación mogollón tiene una
litología compleja (más de dos miner·a les) y es
arcillosa. Lo cual implica apl.icar fórmulas correctas
para la determinación de porosidades también correctas.
De toda la información que se dispone, se concluye
que la formación mogollón produce solo por porosd.cli:1d
inter-granular en la parte sur; y por por-osidad
intergranular y principalmente por fracturas en la zona
norte ( deposi c.ión continental) aquí estrib.a la
importancia de 1 a determinación de la porosidad por
fracturas.
6.1.1 Perfil Sónico
Este perfil miele e 1 tiempo de tr.ansi to (t.) que:�
requiere una onda compresiona! de fluido para
recorrer un pie de formac.i.ón (matriz)�
profundidad de investigación no es muy grande.
Para el cálculo de la porosidad de la formación
mogollón se debe aplicar fórmulas que se ajusten
a sus r.::aracter ísti cas
e>: presiones son:
!tic ::::: st•s st•s. ( sh). v!;;h
T Vsh• Tsh Slis
=
T11 - Tma
de
Tma
por-- arc:i 11 osidacl J tm les.
donde :
( l. - Ve.h)( 1 )
Se ha tomado para el fluido t. = 189 useq (5300
pies/seg) el Vsh• Se obtiene a partir del perfil
53
de rayos Gamma \/ I
sobre todo tomar un tiempo dE•
transito acertado para la matriz. De la tabla 4.
Se observa que tma no es uniforme para todo el
intervalo, este varia entre (45-55) useg/ft.
6.1.2 Perfil de densidad.
Este registro mide la porosidad total de la
requiere usar las fórmulas correctas para una
e>:acta determinación de la porosidad; E!::',tas
fórmulas son:
�e= 'º - �D (sh). V 5 h de donde :
La densidad de la mat,,..iz ( f.•ma)
( 2)
puede estar
influenciada muchas veces por la presencia de
otros minerales, como por ejemplo micas� cuya
densidad esta en el rango (2.6 - 3.2)gr. /ce.
La
determj_nación
pres.en ta dos
d.ir·ecta de
gráficos pcr1rc1
la poros.i.dad en
1 ,:il
la
formación mogollón apartir de las lecturas ya sea
del pel'"f i 1 de densidad compensada ó del t:;ónj_co
compensado 11 estos grr.t,ficos son e:'l resulta1ch::, clf.-:,
las interpretaciones ejecutadas en este trabajo;
y como se puede ci1pre:•c::.iar permite lc.1 elección clE•
la matriz y determinación diFecta de la porosidad
si se• dispone de la. lf.;,ctur·c::1 del perfil y dE• un
acertado volumen de arcilla.
6.1.3 Perfil Neutrónico
Este perfil responde a la cantidad ele hiclrógE•no
que contiene el fluido dentro del espacio poral,
de acuerdo con esto por ejemplo si e�iste gas en
la for-m.-:1ción, la lectura del neuti--ón da,,.. ,� una
bc1j a porosidad por tener el gc1s menor número de
hidrógenos por unidad de volumen que el petróleo.
Esta característica permite a este perfil en
combinación con el df? dens:i.dad ser U!:;ado como
detector de zonas gaslferas.
La formación mogollón es arcillosa,
hi.dratc1n V I
este per·f i 1 los registra
estas se
a est,,:'1s
arcillas como fluido, o sea como espacio porosa.
Por lo tanto los resultados son una porosidad
el ev.-:1da.
Se tiene que corregir la arcillosidad, de la
m.isma manera que los. dos PEH"'f i 1 es de pon_)Eid,::1d
este reqL1iere emplear
correctas y las mostramos a continuación.
,e - �N - �N (sh). Vsh de donde ,
fónnul r.:1s
t:: r:: ,_, ,_e
9.1.4 Efecto de la arcillosidad en los perfiles de
porosidad
La presencia de arcilla en la formación mogollón
afecta de manera distinta a los perfiles de
porosidad. (formulas anteriores).
La baja de porosidad (Real) por efecto de la
arci 11 a ocurre por que ee.ta puede estar inmersa
en alguna de las siguientes formas:
Arci 11 a estructural, laminar y dispersa, s.iendo
esta última, la que más reducción de la porosidad
produce, para eliminar tal efecto en las lecturas
de los perfiles es necesario hallar un
aceptable y aplicar las ecuaciones corregidas por
tcil efecto.
6.1.5 Calculo del volumen de arcilla (Vsh)
Los principales indicadores de arc.illa son: los
perfiles SP, GR, neutrón y una combinación de las
curvas Densidad - Neutrón.
Aqu.i. pres.en tamos la descripciém del métodc,
densidad - neutrón ya que permite detectar el Vsh
y zonas gasí fer,:1s. Se de•scr .i b+:.� tamb:i.én l ,:1 cu1'"va
GR por ser el que mejor indica la existencia de
.. H·c:.i.lla, y por que es f?l que depende di� mr-2nos
parámetros que los demás indicadores.
6.1.5.1 Grafico de Porosidad: Neutrón - Densidad
La arcilla contenida por una formación
afecta la lectura de estos dos registros
como sigLH:�:
�D - y'.'< + Vs-h. t•osh
st1 N :::: sz-, + Vsh. �'Ns.h ( b )
de (a) \/ I ( b)
s2'1N --
�t·n Vsh ( 4)
�N s.h--,t,0 sh
Este método puede expresarse gráficamente
mediante el diaqrama �Dsh \.'s
Fig.6.2. Los puntos que comprenden a las
arenas limpias;. se ubican en lc:1 bisect,,..i:;'.
del gráfico, este porque la formación
é1fecta por·· igual a ambos perfileE-. Los
puntos arcillosos se apuntan hacia la
derecha de la bisectriz aproximandose al
punto representativo de la arcilla que
ti ene c:oordenadr.:1S- ( Sl°•Nsh, �· osh) eB to po,,--
que la arcillosidad afecta mas al perfil
neutrón que al de densidad.
En el gráfico también se aprecian las
l .ínea!:i- 'con Vs.h -- 10 � 20, 30, 40'.:� etc. 1 c."I
flecha indica el punto de Vsh = 31½ y una
� - :3 n 4 "�� el punto de c:H'"Cil La está
dete:,,.-minado por Sl'D!sh -··· ·7�� V ' �!•NEL�h ..... ::���::� a
que toma,.- con mucha cautela los.
e::--., , . .',.
valores de Vsh. Obteniendo apartir · de
este gr-áfico.
Determinación del V 5 h a partir de la cur-
ve, Rayos Gammc:1.
Si el nivel de radi é:1cti v idE1d la
arcilla es constante; y no hay en la
formación otro mineral radiactivo� la
1 ectura del GF:. pueden !::.e,,. usados como
una relación del contenido
lutita (Bisectriz FIG.6.3)
GR - GR (arena limpia) X -- ----------------- - IGR
(GR5h GR(arena limpia))
donde:
GR = Es la lectura de esté perfil
GRsh - Rayos Gamma de la lutita
ele
La e>:istencia de otros mine,, .. a J. es
radiactivos además de la arcilla, como
por ejemplo micas (moscovita,
biotita) y otros minerales que hacen que
exista una no linealidad.
Para los cálculos de V5h en la formación
1'1oqollón se tomado 1 i:i cot'"recc ión
rei:1l izad.:\ pOI'" CL.A'·,' I En. F.ig. (ó.:::q
considerarlo la más conveniente.
•.J""-_.,-, - 1 "7 -- [ .. _ .. .. '!'t::t - ( • + o "7 \ 1/2 Jr .:;; , ·- •• ,, ., • ... , • ·-•C.. ), .. ,, .• ,
( 5)
por··
En el pozo 5665 Pe�a Negra se calculó V5
h
tanto por el gráfico Densidad Neutrón,
como por e 1 método de 1 a curva de Rayos
Gamma con la corrección propuesta por
Clavier;
indicadores
considerando que todos los
de élrcilla dan el má>:imo
contenido� es recomendable tomar la menor
indicación . ( T él b l él 5)
ó.2 DETERMINACION DE LA MATRIZ EN BASE A PERFILES DE POZOS
Uno de los inconvenientes para el cálculo de
porosidad a partir de estos perfiles, ocurre cuando los
materiales de-? la matri:;� de la fonT,ación no son bien
conocidoE .•
La Fig. 6.4. gráfica la porosidad total (8b
poroE-idad del Neutrón (�CNL•) para una
arenisca corregida por arcillosidad en el pozo 5665 de
Pe�a Negra; se puede notar que los valores de 8m
� están
en el rango (2.65 - 2.75) gr/ce. que corresponde a una
matriz de arenisca calcárea con minerales que elevan la
densidad tot,:\ 1 •
6.2.2 Grafico de identificación de matriz (MID PLOT).
Esta técnica es usada para identificar la matriz
de una formación con litologías complejas como la
formación Mogollón; depende únicamente de los
cambios litológicos y no de la litología ni
porosidad. como pa1'"ámetros la dens.idacl
apan;mte de la matr·iz ( Dm¿1 )a y del tiempo de
tránsito aparente de la m.is.ma (tma)a� lc:H; cuales
son obtenidos de estos gráficos de interrelación:
Densidad
respectivamente.
Neutrón V I Sónico -\Js- NeutF·ón
En este gráfico se puede notc1r-· lc:1 influencia clE>
la porosidad secundaria (�5.) como fracturas por
ejemplo.
La fig.6.5. representa un Mid Plot efectuado para
un intervalo de 480 pies del Mogollón Superior en
el pozo 2326 de Laguna Este.
La se encuentra dentro del trii�ngulo
Arenisca - Calizc1 - Dolomita con un desarrollo de
�s (fracturas) en algunos intervalos.
Se eligió un intervalo de Lutitc:1 (tomando coff,o
refer-enc:ia el GR.) y i;;e puede observar- que lc:cs.
puntos se ubican en la zona del Mid Plot.
La TABLA 6 da algunos valores usados en
confección de la Fig.6.5.
6.3 DETERMINACION DEL FACTOR DE FORMACION (F)
fa e t.or· ·f'ue def in.ido Archie de
siguiente manera:
=== a.,;i,···m
la
la
( 6)
y depende principalmente del tama�o y forma de los
granos� y porosidad de la formación.
60
En el caso de la formación Moqollón� en r.�1 área
que presenta dificultades para su interpretación; cuyas
características son baja porosidad y presencia de 2onas
fracturadas, es necesario considerar lo siguiente:
En zon;.,,s con un sis.t.ema de porosidad frac:tur.;-:1
matriz, debido a la e>:istencia de estas fr-acturaE, léi
tortuosidad será menor y consecuentemente m, será menor
únicamente dependiendo del grado fracturamiento.
Para la determinación de m se han propuesto varios
métodos. En este trabajo se presenta los mas recientes,
espE•randc, a}'Ude a la mejor inte,�pretación de los
perfiles de pozo.
6.3.1 Determinación del exponente de porosidad en el
POZO 5690 - SICHES
En este pozo se utilizó la relación del factor de
re!;;:i.stividad de li"' ·formación val ida pa,�a zonas
saturadas con agua.
F - Ro/Rw. = 1/�m = �-m ,o
m -- LogF /Log�,
La tabla 7. presenta los cálculos para zonas con
:;� on ii,1 s;. no f rii,1c:t:.uradas
zonas fracturadas.
V, menor que parr='!
61
b.3.2 Metodo moderno al POZO 5690 SICHES.
Gomes R.iver·o después de var .io!:,, cálculos y
gráficos, definió las siguientes ecuaciones para
zonas con porosidad intergranular .
m = A - B.Log a ( 7)
Los valores de A y B son parámetros e5tadisticos
determinados a partir de gráficos de Log a - Vs -
m; y dependen del tipo de litología.
ARENAS CALIZAS
A: 1. BC>B: 1. 29
2. 3(>
0.90
a. es encontrado a partir de F, � y de A y B de
acuerdo con la ecuación:
Log a = ( A.Log� + LogF )/( 1 + B.Log� )
Este método se aplicó al pozo 5690 - Siches en el
mismo intervalo que se aplicó el método anterior.
La veracidad de los resultados obtenidos está en
función de los parámetro!:. A }' B que dependen de
la litología"
En la Tabla 8 se ha encontrado m para las mismas
zonas que SE-? apl .i.có el método anterior� con la
finalidad de encontrar los parámetros A y B
Como puede apreciarse el ��lor de m es semejante;
y en algunos. Cii:'1sos igual i="1l m E:-r,contrado en el
método anterior pero como fue aplicado a Zonas no
fracturadas, los valores de A son menores que en
62
una arena SIN FRACTURAS y
ligeramente mayores.
los valores de B.
De la tabla 8, se concluye que valores promedios
de A ·,,, J B para ;;�onas
Formación Mogollón serian:
A 2.10 }'
B -· 1. 25
Lo valor-es de estos
no ·f ¡ract.u radas ele la
en :zonas.
fracturadas !:;erán menc.1r-es que A y mayor-es que B
dependiendo del grado dP f racturamie::n tc:i, el J.c,
implica qu1:-? Vd 1 or-es d<;? m. menoI'-es ó iqu a 1 er:;. a
cero indican la existencia de fracturas.
6.3.3 Grafico: Resistividad - Vs - Porosidad.
Esta técnica se basa en gráficos de interrelación
de Rt si�·. en t'!:::-Cc,11 a 1 ocJar- J tm.:i. ca; eE una
técnica r-ápida pc:-'tl'··a E'l c::áJ.culo df� m y ayuclc1 i:1
identificar la existencia de 2onas fracturadas.
Lcl!,:i- FicJ. 'I,' I
9c:1 son ejemplo de a¡:::.J.icac.iór,
este método (Capitulo 8).
DETERMINACION GRAF/CA DE POROSIDAD Y ELECCION DE LA MATRIZ
2.75 -.-----------------------------,
2.70
t2.6
5
" 2.60.... O)
'-
�
2.55.
2.50
fma = 2.75
\ \ \ \
\\
\\ \
\ fma,= 2.68\
\ \\ \
\
\ \\ \ \ \
2.45 r r ¡ r 1 1 1\ \1\ \ ' t t } 1 1 1 5 10 15 20
0
...... CII ·�
o, CII 111
.....
<l
!
45 -------------------------------,
50
55
60
65
70
\ '\
'\ \
\ \
'\ \
�tma = 45
\ -------------
\ \ \ \ \ \ \ \
Íj.tma =54\ \ \
\ \ \
\ \
\ \
\
75 _.___...__.___. _ _._-J._,L__.__,1..._....r....--l'--....L..--I-.L..:>--l.�l........l........J.-..L.._,L.......J O 5 10 15 20
(2J -t,,
_Fi g . 6. /
<Z:>o
(8
16
14
12
10
8
6
..
2
o 2 4 5 B
GRAFICO NEUTRON DENSIDAD
JO 12
Fig. 6.2
14 15
V s t, ºlo �
/8 20
<:;!JN
22 2,:; 26
14
S21o/c
PUNTO Dé ARCILLA
28 30 32 3,:; 36
/.O
90
80
70
60
20
/O
o
CALCULO DEL VOLUMEN DE LUTITA ( Vsh)
/¡ I
/(/} vi') /
/ V; V
/ / /\
/ (2)
/ �
/ V-//
/ V/
1� �.. 10 20 30 40 50 60 70 80
( X))
90
V s" ---!!!!!lt-(DEFLEXION DE RAYO GAMMA
GR-G R ARENA Lf/r/PIA X : ---------
GR d - GR ARENA LIMPIA
(t) V•II a 1.7 - l�.$8 ( CLA VIER C. y otro•
JPT. Junio 1971 )
(2) Vsh = .5 (x)
1.5-(x) ($TIEBER 1 $PE 29BI )
Fig. 6. 3 D• $C/llu111_b•r1•r 197!1
l. o
---
DE TERMINACION DE DENSIDA D DE LA
MATRIZ (fma)
1.9 _____________________________ _,
2.11
2.1
/
/ /
/
� 2. / /
�-:::::.;
'-
� �
�
Q
Q
2.3
2.4
2.�
Z.6
2.
Z.8
2.9
//
/ /
/
el,> Á'{� i·
_4.,0,) rt
. '/ /
/ /
� / o() ) 1' /
1,·/
�()�/ i1� / ��
/ � 1,P. /
!)-'-' /• . C, /
/
. /·/
/
/ /
/ /
pf ,.oL _ __..!L�--------------------------' o !1 10 l!1 20
POROSIDAD DEL NEUTRON
ARENISCA
Fig. 6.4
30 40
(0 CNL)
2. 0
2. I
2.Z
2. 3
2.4
2.!S
o
o 2. 6
¡2. 7
2.8
Z.9
3. 0
3. I
2.80
2.70
2.60
2.50
MID PLOT POZO 2326 LAGUNA ESTE
30
ARENISCA
POROSIDAD
SECUNDARIA
DOLOMITA
40
o
ANHIDRITA
50
ARENISCA NO
COMPACTADA
LUT/TA
60
(a J ( l::!,.t "'a J a V3 <fmo J o
IDENTIF!CAC/ON DE ZONAS DE FRACTURA
POZO 5789 LAGUNA ESTE
ZONAS DE
FRACTURAS
- - - -
.· ... ··/(:.-L'unrA
C!J INTERGRANULAR
50 60 70
At {?ug/pie)
Fig. 6.5
80
70
CAPITULO VII
IDENTIFICACION DE ZONAS FRACTURADAS
de fracturas en J.¿1 formación l'•!ogol J. ón � s,.e hc:1 t.i--·¿1tado ele
aplicar las t.écniC:i::iS- e:>: is.ten t.Ec?s.
interpretaciones;. en
metodolog.i..as modi ·f ican O t. 1'" i::i ¡:; • En tl"·f.-?
en
� . . ,:� nuevi:í1!::;
técn .1. c:¡=.:is
propuesta!:;; par·ii,1 lc:1 idt-:;,n t.:.i.·fic:ación de f¡r·ac::t.1..11.-·as. t.omamoE l.::,1
sgtes:
7.1 METODO DEL INDICE DE FRACTURAMIENTO.
Considera un modelo ideal de bloques donde: �b, es
la Porosidad Int.ergranular; la separación entre los
cubos representa las fracturas con una porosidad 01= (%
-0b), luego el indice de fractura esta dado por :
I.I.F = V.� = (� - �b)/(1 - �b)
de donde 1
( 1 )
Este método fue aplicado para porosidades mayores
de 20%; y asumiendo que la invasión era poco profunda,
luego la normal larga de 64"
que la normal corta 16 11 leía
posible calcular 11 ...,, 11 para
debería leer R t, mientr-·c1s
F:::-:o, con estos- valores era
zona donde ,.__ --,:,w- .too�� de
acuerdo con las siguientes e::-r presiones:
1 V. 'Í-' ( 1 - V )
!,l"• ( 2)
R 16" Rmt Rbo
1 V • .¡:, ( 1 -- V ) st• (3)
R 64 Rw Rbo
de ( 2) y ( 3)
1 l. 1 1 = v. �t, ( ) ( 4 )
R 16" R 64" F<mt Rw
Rbo= Resistividad del bloque no fracturado saturado con
agua de formación.
En la .:1ctualidad se disponen de inst.rumEmt.os qu+::-1
dan lecturas mas precisas de Rt y Rxo y obtener
resultados mas confiables.
El inconveniente de este método es que supone que
en los bloques no fracturados no existe invasión. Este
método se aplicó para un intervalo de la formación
mogollón en el pozo 5789 de Laguna Este. Se han
comparado con los resultados obtenidas
otros métodos y se ha comprobado que los resultadas no
siempre son válidos, pero en combinación con otros
métodos seria de gran ayuda
En la ecuación ( 4) se puedfa• las
siguientes sustituciones
R 16" por R:,:o ; y F: 64" por F:t
1 1 1 1 - �/ • st• ( ) ( �.)
R>!O Rt Rmf F: 11-1
de donde:
.t
)
F:>:o RtV= (6)
) �t·
Rmt f::w
En la Tabla JO. Se puede E1pr-eci ar· quE• J. a!:'.� zonc::·1s
con V-.!:.O son zonas no f ,,·acturada!E!-;: y 1 as; dem.-3E'i- :;:onas
muestran presencia de fr-actur-as.
7.2 EL PERFIL DE AMPLITUD SONICA
Este método ha sido aplicado en 1 a fonnación
mogollón para algunos pozos, obteniéndose r-esultados no
siempre � •. a ti s factor ic)s. Fig. 7 .2,, inU(�t':-t 1'" i::1 los
intervalos baleados en base a la diminución de la
- J 1· t1.•c� c,,::.ón i ca <:?n f? J. dfíf P .. . . ., J � pozo H-82. Hualtacal, en una
pr imr;.ra et;;,1p,,:1 bi:11 (·:?Ó de (3860 3920) pi E•S
66
obteniendose una producción comercial, Posteriormente
los intervalos
producción de petróleo
restantes y
pero en
s;.e obtuvo
genE•ra 1 el
método dio resultados, Recalcamos que este perfil se ve
afectado por cambios litológicos, sin embargo en
combinación con otros perfiles será de mayor utilidad.
7.3 COMPARACION DE PERFILES DE POROSIDAD
Este método asume que el perfil sónico responde
únicamente a la porosidad de la matriz C�ma> en cambio
el perfil neutrón y densidad 1 ee la porosidad total
<stit>' cualquier diferencia entre lecturas de estos
perfiles es. interpretado como st•1 en f ormacic,neE-
limpias.
Este método no se probo en la formación mogollón
por eso no podría decirse si justificaría o no su
aplicación.
7.4 PERFIL DE INDUCCION
Anomalías en el perfil de inducción puede sugerir
fr.-actur·amic-?nto, la qene1··ación de tal ,-anom.::'11.i.:.,¡ dE?pr?ndE·
de la invasión de las fracturas verticales con un lodo
no conductivo (base oil)� como en la formación mogollón
no se usa este tipo de
aplicable a esta formación.
lodo, este método no es
7.5 METODO DEL EXPONENTE DE POROSIDAD "mº
Este método se postula en el presente trabajo� por
los cálculos realizados se ha determinado los v.;;,lores
de los parámetros estadísticos y para la
formación mogollón.
A = 2 .10 B = 1.3::.=, y aplicando las siguiente!E:-
fórmulas se cálcula m:
m = A - Bloga
a = (A.log � + log F)/(1 + B.log�)
Donde a. es una constante empírica, y se ha encontrado
que:
si: m
si: m
2:
<
., .L. '
., J...'
�'b e>:iste
�'f e>:iste
Este valor de "m" no es el que le cc,rresponde a la
zona fracturada porque se ha encontrado que para estas
zonas: A. es menor que 2.10 y B. ligeramente mayor que
1.3!:•
7.6 6RAFICOS DE INTERRELACION
Es posible identificar zonas fracturadas a partir
de gráficos de interrelación.
a) Si dispone de 3 perfiles de porosidad usando el MID
PLOT Fig. 6.5.a puede identificar la presencia de
zonas frácturadas
b) También es posible identificar las zonas fracturadas
usando gr�ficos logarítmicos.
Log Rt - Vs - Log(Sma-Sb) Fig.8.a
68
Log Rt Vs LOfJ ( t tma) Fig.9.a
Log Rt Vs Log �N
LOG Rt Vs -- Unidades AF'I del perfil ne-:•utrón en
escala l ineia 1 #
Si existen zonas fracturadas los puntos se ubican a
lo largo de la linea de pendiente m� de pendiendo
del grado de fracturamiento.
e) El gráfico de la Fig.6.::c.b. Es presentado pcw el
autor para identificar zonas de fractur�s en base a
perfiles densidad y sónico. Se basa en que las zonas
con más posi bi 1 idad c:1 f rc:1cturarse, en un intervéd o
donde no todas las est�n, son las menos elásticas es
decir aquellas con mayor dureza; estas zonaf..:;. darán
lecturas al tas. de densidad tota 1 ( .sb) y l ec:turas.
bajas de tiempo trans . .i to ( t). Este método hi::1 · E-idc,
probado en
resultados
el pozo
obten .iclc)s
�,789 de
·fueron
Laguna Este, loE
compar-ados con los
núcleos, as.:í. la zonc:1 utd.cadi.1 a (7769 -·- 7770) (Té'lt:.J.c:1
4) corresponde a una zona fracturada.
7.7 PROGRAMA DE TECNICAS COMBINADAS PARA IDENTIFICAR ZONAS
FRACTURADAS EN LA FORMACION MOBOLLON.
Tomando como base el estudio efectuado en el
presente trabajo se cree que es un programa de técnicas
podr:í..a ser elaborado par,:1 la .idf..�nt.i f icacié:,n de"?
fracturas, el cual comprendería los Siguientes pasos:
1) Gráfico Rt - Vs - Log� para determinar la presencia
de zonas fracturadas. (Fig.Ba).
2) Calcular m. apartir de las fórmulas representadas en
el capítulo 6�y si m es menor que
existencia de fracturas.
t�l lo :i.mpl ic,=1 la
3) Determinar V. y si está comprendida entre (O - 1),
indica que existe fractura.
4) Gráfica 6b -Vs- t en escala lineal (Fig. 6.5.b)
5) La curva de amplitud sónica� donde esta experimenta
una reducción de su valor que no sea debido a
cambios litológicos� puede indicar la presenci..-1 de
fracturas.
Tomando como base los datos anteriores es posible
obtener un programa que sea procesado por computadora,
para f inalmE.•ntE• obt+:-:-�ner un perfil combinado como s,e
aprecia en la Fig.7.8.
Esta Figura es un ejemplo, donde se puede apreciar
cuatro zonas.
1) La curva de amplitud sónica experimenta una baja en
su valor� ello indicará la existencia de fracturas.
La curva v. es menor que cero, lo cual indicarla que
la zona no está fracturada.
Le, curva m es menc,r que ,.... ..:. .
La curva rayos gamma indica Lutita.
también indicc:1ir·"�
Por lo tanto es una lutita que no es de interes
70
2) La curva rayos gamma indica arenisca.
La curva rn • es mayor que
existencia de fracturas.
,..., .L. • lo cual indica la no
La curva V. muestra una peque�a zona fracturada
La curva de amplitud sónica no e>:perimenta ca.idas en
su valor.
Por lo tanto podr .ía tratarse de una arenisca con
porosidad intergranular únicamente.
3) Si la curva m. es menor que 1. indica la presencia
de fracturas.
Si la curva V es cero, no existiré fractura�.
La curva de amplitud sónica decrece en la parte
superior.
La curva rayos gc1mma
limolita en su base.
indica una arenisca con
4) La curva rayos gamma indica la e>:istencia de are-
nisca.
La curva m. es menor que 1 O Clic\ l también
-fracturas.
La cur·...,•a de arnpl i tL1d sónica pierde magnitud en su
par·te s.uper ior.
Por lo tanto se tratar.ía de una arenisca fracturada.
71
POZO
o Amplitud Sónica 20
77/8 Co'/iper /6"...................... ...................... ... ...... . s¡:¡· ..... _
-�6 ,+
'
. .
.
.' .
.
, .. __ .... -, __ _
� . ,
, . ..... --..
... .::-,�-
H-82
Fi . 7.2
HUALTACAL
80 70 O NO MAL LA 50 O NORMAL CORTA !6" 50 . O 00
\
,'
PERFIL COMBINADO PARA IDENTIFICAR ZONAS DE FRACTURAS
RAYOS GAMMA
O 50
Ar,nl:st:a frac fura da
100
1\)
o o o
o
2
3
4
EXPONENTE m
I 2 3
Fig. 7. 8
INDICE "V " AMPLITUD SON/CA
o 110 20
CAPITULO VIII
CALCULO DE LA SATURACION DE FLUIDOS EN LA FORMACION MOGOLLON
8.1 TECNICAS ACTUALES
La tecnología pc:1r-a 1 a intt�r-pr-etación de pe1rf i les.
de pozos y deter-minación de la saturación de fluidos en
es.ta for-mc:7,c:ión dE:pende dE·l tipo de r·es.er-vo..-·.io a sr:.;r-
in terpretarJo.
En li:1 p;;;,r-te s:,u¡r· de F'c,r-t.achuelo (:zona m.;;H·ina) la
in terpr·etac:ión no of rect� mayores problemas; la
ecuación de Archie da buenos resultados. El método
usado es el de la Resistividad aparente del agua (Rwa),
por haber dado resultados satisfactorios.
B.1.1 Aplicación del Método Rwa• en el Portachuelo.
Su aplicación es en base per-·f i les de
resistividad (Rt) y sónico (t), se basa en la
computación de la porosidad sónica y resistividad
aparente del agua <Rwa)
ecuaciones:
Cp= Factor de compactación.
de acuer·do con las
( 1)
La curva Rwa· puede ser registr,;¡¡da del perfil
ISF. y se basa en la ecuación de Archie.
( 2)
La resistividad aprente del agua (Rwa) puede ser
e>:presada:
Rwa :::: Rt/F (3)
Sustituyendo (3) en (2).
( 4}
Si Rwa = n.Rw ---> Sw = ((100�n)/n)%
Si la resistividad del agua es 0.19 (pozo 5541 -
F'ortac:t"il\elo) se nec:es.i tar :í.a una rer,;istiv.idad
aparente del agua mínima de ú. 76 par1:.1 obtener-·
producción comercial de petróleo (Sw<50%).
La e>:per.iencia en el campo F'c,rtachuelo muest.r-a �
sj_r, f:.�mbargo, que la satur·ación c:r·.:í.t.i.c:a del agua
(Sv,c> es de 63�1. (Rwa = 2.�•Rw>· En ccmclus.i.ón,
cual quie:•r- -.,.,alor de Rwa>2.5 Rw tendrá una
5: . .-atur·ación de agua por debajo de la s.atur-ación
73
cr-.í.tica (Swc), de la matr-iz, si F:wa • Es muy
elevada indicará pr-esencia de gas.
La aplicación de este método se a realizado en el
pozo 5541 F'ortochue lo, 1 os. r-·e,s;;.u l t.ados se han
comprobado con las pruebas de producción,
compr-obandose que el método es aplicable par-a
este campo.
La Tabla 11 muestra valores para algunas zonas de
interpretación� el intervalo que indicó presencia
de gas fué compr-obado
producción.
Es.te método funciona
resistividad menores que
con
en
1 c1 puesta
for-maciones
Ohm-m.; \/ ,
en
con
en
formacionnes con altas resitividades no funciona.
Si se corre el perfil recomendado (automático) de
la permitirá hacer- una evaluación
rápida de una sección.
8.1.2 Técnicas aplicadas en el area de deposición
continental.
En este área debido a las características propias
de formación: l.itolog:La
por-·osid.;..:¡d y permer.,1bi l idad
especialmente por ·fr.;:1cturas
comp :t.:-?j a, b,::1j ,::1S
\/ I
producc.:i.ón
las ecuaciones de
los veradaderos parámetros petrofisicos de la
for-·mac:i.ón.
74
El método p¿1r.::i +:�valuar lé:1 formc:1c::i1:,n Mogollón es
en base a la e�neriencia recog.i<j? pe-_,,� 1·1-n� 1· -...- r., - 1,::Jc::n <=..>, O!'::-
que han elaborado en el Nor Oeste; y la desición
de complE•t,'i.=lr o no el po:io E;e ft1ndamenta en lo!::-
siguientes perfiles:
1) Perfil Litológico.- Del cual se selecciona las
zonas de arena que presentan fluoresencia.
2) Perfil de gas.- Para determin,;:n·· la pr-esEw,cia
de hidrocarburos.
3) Mi croperf j_ l y curva de SP. - Para determinar
zonas permeables.
4) Perfil eléctrico convencionc:11.- Para ver J.as
resi ti v .idades.
Si se decide la completación, el pozo es baleado
La e:>:periencia demuestra que r,:,i hay pr .. oc:lucción�
esta es de algunias. :;:onas� y princ.ipii.:dmf.-?nte por
f ract.ur.::is.
Este método es muy usado en el N.O. para evaluar
la formrr1c.ión Mogollón� dando resultados; al<_::¡una�.:-
veces, pero con la incógnita de cual serJ la zona
o zonas que producen.
8.2 COMPARACION DE RESULTADOS OBTENIDOS POR LA CLASICA
FORMULA DE ARCHIE Y FORMULA DE SIMANDOUX.
L,:1 Tc.':\bl,:1 12 compar,;;1 los que
obtend r· .i. an us.anc:lo Ja formula de P,rc::hie� con
petrofísicos que se us.anbán
los
.l c'i.i
formacj.ón con va 1 ores obten idos usc::·1ndol 1 c:1 fórmu 1 a dE·
SimandoL1>: (modificada) con lo!:- parámetn:.1r..; encont1,-ac1os
en este trabajo.
Los ,�esultados. son elocuentes., por la fórmul¿, dí::
Archie; usando r.···'ma 2.68 .. ,,
, m=2 los t-esu 1 tadoE s.on
satisfactorios:- paré:1 el pozo ::,690 ( productor de aqua) �
pero no en el pozo 5789 (productor de pet.n:deo) que
indica una Sw
parámetros correctos 6ma
Mientras.
� ·7c: == J..:.., .• '""'e -�,,
que si
s.e aplica
usan los
1 a ·fó1�mu 1 e:�
se Simandoux modificada para arenas arcillosas, se
obtiene de agua para el }'
satur-ación de petróleo par-a 1 as Zonas 1'racturadas dt'?J.
pozo 5789 (que fuerón baleados).
8.3 METODO DEL PARAMETRO ESTADISTICO (P)
En este método se aplica el parámetro estadístico
P. que se definio en el acápite (3.4).
EMperimentalmente se a demostrado que:
On ( 5)
!3ma-Bt l
( 6)
Fina 1 mentE?:
( 7)
Sónico ( B)
Aplicando logaritmos a la ecuación (6) llegamos a:
LogR t =-mLog(8ma-8b)+mLog(8ma-8fJ.)+Logw+LogI ( 9)
Simplificando (9)�
Log.Rt=-m.Log�+LogRw+Log I
Un gráfico de log
( .10)
Ecuación (9) resultará en una linea recta con pendiente
igual a -m, simi 1 ares gráficos se pueden obtener par.a
la ecuación (8). Figs. (8-a) y (9-a).
Se ha demostrado experimentalmente que un gráfico
de P en papel probalístico tiene una distribución
normal de su raíz cuadrada para zonas con Sw= 100½ y Rw
e I constantes (Fig. 8··-b) ; y que las zonas con
hidrocarburos tienen una distribución diferente a las
zonas con agua (Fig. 9-b).
De la Ecuación (3):
( 11)
La en pozos con Hidrocarburos PLlt::'den
determinarse de acuerdo con la fórmula:
Donde,
Finalmente:
Sw -n = PhclP100
Phc, es, el valor
P100 es el valor
de P.
de F' •
(14)
para zonas con hidrocarburos� y
para zonas con Bw=100¼.
La ecucs\ción ( 1.4) pUF.!de s.er €�>: presa da gra f i Cé:\mc,m te en
papel logarítmico, tomando p l /2 (promedio) para la�
a partir de este punto se traza una
77
línea con pendiente -n/2, donde se asume que m=n. (Fig.
9-d).
En sin tesis el método puede efectuar-ce con 1 os. Sg tes,.
pasos:
1) Calcular m. (gráfico Log Rt Vs Log (6ma-6b))
,..,) D 11" 1 ¡r
-, � eterminar P · L = [Rt(Sma-6b)m] JL.
3) Gráficar P 112 = Vs. Frecuencia acumulada en papel de
probabilidades para ver si el pozo tiene o no
hidrocarburos; si tiene seguir el paso (4).
4) Gráficar p1/2 = Vs. Frecuencia acumulada para 1..-,s:,
zonas con agua }' determinar p.t./2 pr·omedio
(frecuencia acumulada = 50%).
5) Calcular I. de acuerdo a la ecuación (13)
6) Calcular- de la ecuación (12)
(considerar m=n).
En este trabajo se ha ens;.ayado este método parF.1 pozos
con la formación Mogollón, algunos ejempos se presentan
a continuac:i.ón.
8.3.1 Pozos 5690 - SICHES.
La evaluación del este pozo poe esté método
resultó que se tr·ataba de 1.111 pozo nD comercial,
los datos de producción indican que efectivamente
el pozo fué productor de agua.
La Fig. 8.c:�. es el gráfico de la r-esist:.i.v:.i.dacl
leida en el doble lateroperfil Ra (LLd) Vs. (6ma
- Gb), la pendiente obtenida fué de m = -1.32, lo
7B
cual indica presencia de zonas fracturadas, luego
se determinó P. para 54 2 on a f:i.
La Fig. 8.b. Gráfica la frecuencia acumulada Vs.
P 112 • Se aprecia que los puntos tienen una mi Sffrc:'1
distribución a lo largo de la linea Sw = 100%, de
este gráfico se tomo el valor medio de P.1/2
(para una F.AC = 50½; p 1/2 = 40).
La Fig. B.c. es un gráfico Log - Log de p l /2. Vs.
Sw., Se tr-azó lé:"i linea de pendiente de -n/2 ::::
0.66 ( asumimos. QUf? m==n) de
( promedio pi.:u,.·a zonas con Sw = 100��). Se:• r:'1pn:::-cia
que pc:"1ra tener una:1 F't,..oducción comerc:ial ( S"/�•O��)
se necesitaría un P112 . mayor que 63, lo cual no
ocurre en este ejemplo y lo clasifica con un pozo
no c:omc;,F"c:ial.
Las Tablas l :::: y 14 muest F"an d.;¡ toe.:;. para al g1..mas
zonas analizadas.
B.3.2 Pozo H-B2 - HUALTACAL.
En f.?Ste pozo no !E-e dis.-pon.í.a de;, un 1,..eg:i.r:s.t.n::, de
investigación pr-ofunda que diera infoF"mci1<::ión de.·
Rt·, ante lo cual r:;.e tomo dat.01;;. de ,,..es.is t..ividad
leicl.,1 por-· la NoF"mal Larga de 64'' del per-f .:i. l
eléctr-ico convencional y el t del perfíl sónico.
La F.ig. 9.a. es un grafico de Ra Vs ( t- tma), se
(,_....,tl1-.,0 11n-""' qendiente de m=-1.52 lo cual indicab,,,, .J IJ ,. . " •• '-' t••
la presencia de zonas fracturadas.
]'.;)
La Fig. 9.b. gráfica la frecuencia acumulada V$.
pl/2 !I se not.a 1 c1 presencia de dos rLtmbos
diferentes de los puntos que indica la existencia
·de zonas de agua llegan hasta una frecuencia
acumulada de 73%, y apartir de este punto se nota
un cambio de dirección de los puntos lo que
índica que las zonas con hidroca,,.buros han s-ido
alcanzadas.
La Fig. 9.c es un gráfico de frecuencia acumulada
Vs p1/2. para zonas con agua para obtener un
valor de pi/2 = 57 (promedio de estas zonas).
Para la determinación de Sw en forma gráfica s-e
elaboró la Fig. 9-d, trazado unc:1 línea de
pendiente n = -1.52/2. Los cálculos de Sw. de la
tabla 15 se hicieron usando la e>:presión (8), y
se puede comprobar- que los valores hallados
corresponden a los encontrados en el gráfico 9.d.
Con la aplicación de este método en este pozo se
ha podido diferenciar las zonas de (3860-3920)
pies es una zona con hidrocarburos unicamente, lo
que se puede con los d.atos de
producción, esta zona fué baleada en una primera
etapa (seleccionada c:lel perfíl de ampl i t\..1d
sónica) y se obtuvo una producción de 250 BOPD.
Posteriormente se hicieron baleos y
f rae tu r ami en tecs. ac:U. ciona les !I los:, de
producción .i.ndic:an un ;aumento dt� producción de
crudo, pero también se obtuvo producción de agua.
Esto se justifica por que en la segunda etapa se
balear-on V I fracturaron zonas que por e:j ernpl o +:�l
análisis por este método indican Sw� ejemplo las
zonas de ( �JBOO 3840); (3937 - 4000) y (4100 -
4140 pies, .•
Las tablas 15; 16 y 17 muestran los datos de
algunas zonas evaluadas.
Como se puede
anteriores� aplicando
determinar si un
hidr·oc:arburos.
en los
este método es
pozo contiene
ejemplos
pos.i b 1 e
o nó
Las ventajas que se obtienen al
método es que no se necesita de un conocimiento
prev ic._.. de m, ni de otrc:1S c:Dnr:,t.antes
empíricas (a, n, etc.).
La limitación principal para el uso del método es
que se requiere una buena cantidad de zonas� por
ejemplo, en un pozo con hidrocarburos deben
existir necesariamente zonas con agua para poder
d.i ·fer·f2nc:i;::1r- unar:; df.? otr·arn;. Sin embargo con 1 ;a
practica se cree que es posible superar esta
J. imi t.;:�ción en base buenas
reservcrio que se está evaluando.
e>: ph"?I'. ien e i ;�s V I
Hl
.JO
20,-.
-
Q 'º-
� 9 -8_
7
6 -
� 'º
62
�8
54
so
Pl/2 46
·, 42 -38
34
01
100
90
80
ro
60
50 ...,, '$.
40
11)
30
20
1 0
POZO 5690 SICHES
O!JI 2
-
m = l. 32
1 1
,· . .
. .
1
. .
... , • ,
.. . . . .
. . . •.• ... .. . .
. . . ' . . . .
.. , .... . .
..
1 1 1
20 30 40 50 60 7080 90/00
Ro ( LLd)
(o) Ro v .. ( mo- b )
1/ /
/ 1/
/
/• V-
/.
,(
/
5 10 20 30405050'10 80 90 95 98 99
FRECUéMCIA ACUMULAOA
150
$9
( b) FRéCUENCIA ACUMULADA "3 p //2
PE M, IEMTé =
c.!!;P/'2
n - l.< - -2.
--1\
2 =O. 66
20 30 40 50
(C) p� Vs s..,
Fig. 8
PRO/WéD/0 : 40
\ \
1\ \
60 70 80 90 100
POZO H 82 HUALTACAL
"'º .--------------------
.20 -
10 ¡..
9 .... -q 8 -
. •,
,, -; : . . ·. : · ... • " : ' .... .-;'. -�.. t. ·:
.
: .·· ·. ·.· ... · . .. _..,,, : ·· .. ·"·
... ,.·_._;··. -· ,,.
l' - m = -1.-'2
6 -
1 1 1 1 1 1 1 1 1 I
40 50 60 70 80 90[00 200 � 400 500 600
(a} Ra
I 80 �::=:i=::::=::==::=:::¡==::i=:::¡¡::::::¡=¡:=¡::::¡¡:::;::::¡:::;::::;:::::¡:;::::::¡:;::::;::::::¡:;:::::¡:=;::::::¡::::¡
160 H--t-+-+--t-+--+-+-+-+-r-ll---1�-+-+---..1-4--."'-I/� /
t 4 o i-+-----i-+-+--.,_...,__---1---11-4-+--f.--1--1---"--+--·.r.V __ 4---'
120 1-+---+--i--+--+---+--"---l-<l-4--+-4-4-----+--Av_-"--1---+---1 I;/
100 t-t------i-+-+--------11-4-f--f--1--1-"-'.,-+--+-------I /_,,.
01 °"' 2 5 10 ZO 30 4050 8:J 70 80 90 95 98 99 99. 9
FRECUENCIA A CUMULAOA
( b) FRECUENCIA ACUMULADA Vs p1/2To d4#
Ro (64 11 )
( ,!),t - '1tmoJ
160 t-1r-t-r-+---1-+--+-+-+--+-++--+---+-+-+--+---..L.J
140HH--t-+-ir-+--+-+-+-++-l--l--+-4--l-+--W P'/z
,20HH--t-+-ir-+--+-+-+-++-l--l--+-4-+-+--W
100 t-1r-t-r-+---1-+--+-+-+-+--++--+---+-+-+--+----l-l
80HH--t--t--i-t---+--t-+-+++-+--+-_-�-t-==-�
..----4-I
60H-t---t--t--+---t-+-+-+-:j,..-i�:¡.ºµ.--.+-t--+-+-+--W �--
40H--t-++:::;,,f...::::�t-:----t--+-t--HH-+-+--+-4-+----+� �--
Of02C(JI I 2 5 10 20 30405'0601'0 80 90 9-' 98 99 99.9
FRECUENCIA ACUMULAOA
(e) FRéCUENCIA ACUMULADA Vs P 1/2Zo1108 t:011 og110
PROMEDIO : 57 I O O
5.., (%) ::10
40
-'º
2 0
PE/VO, ENr
1\
'\ \.
'\ \.
··= .!L I= 76 2
pl/2
\ \
( d) PVz Vs Sw
Fig. 9
\, \
1\
CAPITULO 9
CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
9.1 CONCLUSIONES
2)
l) Lii1S:, técnic:aE- en ee::,tE• estL1d.:i.o no i;;:,on t.:ot,,,,lmt:•nte
fJf.-?1 ... 0 e!2.timar· maqn.i tuclf-?!::-
razonables relativo a la porosidad y saturación de
agua en el sistema fractura - matriz.
El Lt!50 de l r..iS técnicas descubiertas Pñil l'",::I l iiil
evaluación cualitativa de RNF. se usará con la
experiencia requerida para evitar confumiones tales
c.cimo: va r· .1. ;a e· ion e!i.:; l i te, l óg .i e;,-.. s � po1··c1s.i. el •• �el,,
exentralización de la herramienta.
"' d · - .. .. . ... ·J ·· ·I 'I) "'·'''" \ •• . ...... , ., ·• - ::J· ... •· ... · •· ... e::.ipc:)nf2n ,:f? . f.:' pur os.1c. ,.,r.. 1 • "'·"'· .111 . .1.1,<.. ..1.1...r.:1< c.,, i.,a, r.,1
detectar reservorios naturalmente fracturados; m.
está por- lo general en el rango (1 • .1 1.-lJ.) sin
embargo, eE,to depE>ndt:? del qrac:lo de fr-actur·am.:i.ento
del n-:?ser·vor io.
4) Saturaciones de agua pueden ser- deter-·minadas por
medio del parámetro P. el cual fué dt?Si:1t-rollado
originalmente para reser\.,or ios con poro!::-i dad
intergranular y extendido posteriormente a RNF.
5) Se han construido c:artc,s para el modelo dE• doble
por·os.idad conectados en las cuales
penniten estimar-: 1•, 1•t, 1•b, V, m, mb. Trc1bajos
ejecutados concernientes a este punto ayudan a
mejorar el método.
6) Los regímenes iniciales de producción en RNF.
declinan drásticamente en cor·tos pet-iodos de
tiempo. Esto como consecuencia de la facilidad con
que fluyen los fluidos a través de las fracturas.
7) El espaciamiento de pozos en RNF. generalmente es
mucho mayor que en fracturadOi::-
(homogeneos), como resultado de la facilidad de
siempre r.i.ue, por que el espaciamiento está en
función del grado de fracturamiento.
8) La formación Mogollón tuvo dos facies de deposición
una continental hacia el NE. y otra marin� hacia el
so. de la cuenca.
B3
9) En el área de deposición continental de la forma-
ción se pueden diferenciar dos zonas:
porosidad i.ntergranu lar· ot.rc, con
intergranular y de fracturas.
Una con
por·os.idad
10) El diametro de invasión de las zonas fracturadas no
11)
12)
es muy profundo, por tal motivo el microperfil o el
de enfoque micr-oeE,férico darán mejores valores c:le
Rxo • que el perfil de proximidad.
El doble lateroperfil de mej or·f::-=- \/c::\ lores da R t que
el perfil
El per-f i 1
de las
de inducción.
de ,=;:.;:-�yos
lutitas,
Gamma
V I es
diferencia
el mejor
arcillosidad (para esta formación).
b.ién las arenas
.indicador de
13) Para la evaluación c:le esta formación es importante
identificar las zonas de fracturas. Un programa
combinado
amplitud
de técnicas como: \l '
són.ic:a y combinación de
m, curva:-
los
Densidad - Sónico solucionaría el problema.
estadístico F'. c.�lcular la r,.¡.a tura e .:i. (:'.:en df..?
fluidos; dc::1 buenos 1,..es;ultados. (donde es pos.ibli=- �=-U
aplicación) •
9.2 RECOMENDACIONES
1) La aplicación de las técnicas para la detección y
f?Vi:1 l uación
pr·ecauc::ión
c:onsider,:ir
de fracturas tiene que ser con
y experiencia, ya que se puede
la de
Ei4
reservorio cuando el l i:1E- r-ealmente no estén
presentes.
2) El gri:1do de fr-acturamj.ento del rE•servor-io t.E�ndr·é
que ser estudiado con sumo cuidado para tener un,:1
estimación lo más r-eal posible; y en función dE·
esto estimar los espaciamientos óptimos de los
pozos.
3) No por los altos regímenes iniciales de producción
obten.idos en e5.te tipo
urgente
1'-f.'='S:-ervo1·-ios !<
p,,..ecipi taJ'TiOS en el
yacimiento� sin antes haber agotado toda fuente de
información para
fracturamiento del
conoce¡r· el
reservor.io;
grado de
porque el
técnico y económico de la explotación de RNF. está
en función de este conocimiento.
4) Pa¡r·a lograr una buena e-valuc:1ción de la fonnación
Mogollón� recomendamc:<s la s . .iguientc;; combinac.ión de
perfiles de pozo :
Doble lateroperfil simultáneo (DST).
Microperf.il (ML), Microlateroperfil (MLL).
Perfil de densidad compensada (FDC o CNL).
Perfil sónico compensado (BHC) con curvas de
é,1mplit.ud s;.ónica.
5) Para una bueha evaluación de la formación Mogollón
df:�be1•-,:fl idf?nti f ic:ar 1 a S:- zonas ·t' f-a e tu r-ad ,-as !•
�:1pJ. i ccir",do e 1 prc,grc:1mc:1 presentado E:-n €"1 punto 7. 7
"'''1.id-::1 r--':1 ..... r-esolver este r.:in:Jblem.::.1.r., ), • •• ,. r.,
6) En zonas con porosidad intergranular la expresión
de SIMMANDOUX da buenos resultados para la
evaluación de la formación Mogollón .
7) Como puede apreciarse en los ejemplos practicas� en
zonas donde se puede aplicar el parámetro
estadístico P., este da buenos resultados en la
determinación de las saturaciones de fluidos.
86
ZONA
3
4
73
74
78
153
169
180
182
TABLA l.
ANALISIS DE ZONAS CON SATURACIONES DE PETROLEO
Prof.
FT.
12432.'5()
123'50.53
12'544.48
12548.57
12568.71
12834.38
12890.94
12930.35
12937.40
* Ejemplo
MAYORES GUE 50%
POZO COMERCIAL
Espesor
Ft. Pl/2 I
8 47.4 4.14 ,..
4'2.4 3.31 • .J<
4 42.4 3.31
9 58.3 6.26 ,.. ·�' 3
t
:¡ ,. 2 2.83
4 38�2 2.69
4 41.2 3 .. 13
5 42.7' 3.36 ,..-�' 82 .. 2 12.44
pl/2 (medio) = 543
pl/2 ( zona 3) = 47.4
p ( zona ::!0:) = 2247
I = 2247/54�, =
S1,,,¡. = 0.33 ( de
S1,...¡
0.33
0.40
0.40
0.24
0.45
0.46
0.41
0.40
O .14
4.14
la Fig.4.10 ) .
ZONA
18 21 42 46 56 62 64 66 67
68 76 78 82
TABLA 2
ANALISIS DE ZONAS CON SATURACIONES DE PETROLEO MAYORES
DEPTH ( FT. )
11,707-11,71
11,750-11,75 11,883-11,88 11,945-11,95 12,017-12,02 12,102-12,11 12,128-12,13 12,136-12,14 12,368-12,37 12,505-12,51 12,619-12,62
12,626-12,62 12,640-12,62
tm = 52 m = 1.27
Ra (LL-8)
150 44 47 35
85 100
90 120
58 54
50 20
8" ._¡.
QUE
T
57 '
63 63 7--,,; f •...1"
60 63 61 61 64 69 62 77
60
pll2(medio) = 19.6P (medio) = 384.15
so % ,
(t-tm)
5
11 11
21 8
11
9 9
12 17
10
25 8
TABLA 3
POZO 3
p 1/2 I
34.0 3.01 30.4 2.41 30.4 3.01 40.9 4.35 34.5 3.10 45.8 5.46 38�3 3.82 44.2 5.0936.9 3.5435.2 7 '"J,7 .j • L·..it
30.5 2.42 34.6 3.12 34.l 3.03
CLASIFICACION DEL PARAMETRO P 1/Z DENTRO DE RANGO PARA ZONAS DE AGUA
Sw
0.42 0.50
0.44 0.31
0.41 0.26 0.35 0.28 0.37
0.40 0.50 0.41 0.42
(Pozo tipico de Madinson cuenca Gran cuerno, Wyo.)
Ran1o Númet-o de FRECUENCIA FRECUENCIA
de p· /2 ZONA Muestras ACUMULADA
1.9 - 2.0 39 1 0.091 0.091
2.0 - 2.1 6,7 2 0.182 0.273
2.1 - ,., '? 30 1 0.091 0.364 .L. • .L.
2.2 2.3 19,29 2 0.182 0.546
2.3 - 2.4 21,28,31 3 0.273 0.819
2.4 2.5o
2.5 2.6 23,38 ,., 0.182 1.001 .L.
11
TABLA 4
COMPARACION DE POROSIDADES DE NUCLEOS y PERFILES DE POZO
Prof. �nu �D 1,21s Pma tma Pb t GR Vsh iz\D
2.68 52 2.75
7743-10" 4.4 4.8 5.5 2.67 53.8 2. �,9 61 35 ().()9 8
7745-06" 4.9 5.5 3.6 2.67 50.0 2.58 58 33 0.07 9
7746-08" 5.1 5.6 2.5 2.67 47.8 2.57 57 -::_.7 ().10 9
7747-05" 5.�. 4.5 � •. 3 2.67 48.9 2.57 58 36 0.()9 9
7747-11" 5. () 5.4 3.8 2.67 50 .1 2.58 58 35 0.()8 9
7748-10" 4.6 6.2 5.4 2.65 53 ,, � . 2.56 61 :::!,7 o. 10 10
7750-02" 3.1 4.4 5.7 2. 6:t 56.2 2. �,9 62 41 O. 14 8
7752-00" 1.4 1.5 3.5 2.68 55.4 2.64 59 41 0.14 5
7753-03" 4.5 5.7 4.0 2.66 51.1 2.57 59 40 0.13 9
7754-07" 5.4 63.0 5.1 2.66 51.4 2.56 61 46 O .13 10
7756-00" 4.7 5.9 4.4 2 .6�1 51.4 2.56 61 46 O .19 9
7757-00" 3.7 1.7 3.6 2.74 51.7 2.61 63 60 0.38 4
7759-08" 4.6 6.3 4.7 2.65 52.1 2.56 60 40 0.13 10
7764-00" 3.9 6.3 3.5 2.66 51. 5 2.59 57 29 ().04 8
7764-08" 4.5 4.8 4.2 2.67 51.5 2.59 59 34 0.08 8
7766-00" 3.9 4.7 5.4 2.66 54.4 2.59 61 37 0.10 8
7769-00" 5.8 1.5 4.2 2.76 49.5 2.65 58 31 0.05 5
7769-06" 6. () 2.1 3.9 2. 75 49.8 2.64 58 30 0.04 6
7770-06" 5w2 2.1 4.9 2.69 52.3 2.64 59 30 0.05 6
7771-04" 3.4 6.4 5.0 2.62 54.5 2.56 60 33 0.07 10
7772-02" 4.8 7.3 6.6 2.63 54.8 2.55 62 31 0.06 11
7775-00" 4.6 4.5 3.2 2.68 49.9 2.6() 57 3() 0.04 8
7775-08" 4.6 6.0 3.2 2.65 49.9 2.57 57 30 0.04 10
7782-08" 4.3 6.6 3.1 2.63 50.0 2.55 59 44 O .17 10
7783-08" 3.6 5.6 4.2 2.64 53.0 2.57 60 41 O .14 9
7784-06" 4.6 5.6 4.9 2.65 53.8 2.57 61 41 ().14 9
7786-01" 4.4 5.5 5.4 2.66 53.8 2.57 62 43 O .16 9
GRsh = 86� tsh = 68, Psh = 2 .57
GRarena limpia = 24
TABLA 5
COMPARACION DE VSH OBTENIDO POR LAS FIGURAS 6.2 Y 6.3 EN EL
POZO 5665 DE PEÑA NEGRA
Pref. �D � N Vsh(6.2) GR X Vsh(6.3)
4510 4 17.5 0.52 29 0.06 0.03
4512 6 17.0 0.42 26 O .01 0.01
4514 7 16.5 0.37 27 O. 04 0.02
4516 5 13.0 O. 31 25 (). ()() º·ºº
4518 4 11.0 0.27 25 0.00 º·ºº
4520 6.5 13.5 0.27 25 O. 01 0.00
4584 5 13.8 0.34 53 0.42 0.24 4586 6.5 15.0 0.33 54 0.44 0.26
4588 4.5 19.5 0.58 60 0.52 0.33
4590 7 ?. ,:.. 19.5 0.47 68 0.69 0.44 4592 10 35.() 0.96 88 0.94 0.87
TABLA 6
DATOS COORDENADAS DEL MID PLOT
Pref. ,,b t '°"SNP (6ma)a. (tma)a
5382 2.56 64 12 2.76 47
5384 2.55 65 12 2.75 48
5438 2.64 57 5 2.73 49
5442 2.62 61 6 2.72 51
545() 2.54 58 11 2 .. 76 44.5
5456 2.63 67.5 16 2.86 43
5580 2 .. 63 58 8.5 2.76 46.5
5582 2.62 58 a.5 2.75 46.5
5588 2.66 58 88.5 2.79 4-6. 5
5850 2.60 80 18 2.88 52
5852 ·2.65 77 15 2.9 54
5860 2.69 75 15 2.91 50
TABLA 7
CALCULO DEL EXPONENTE "M" A PARTIR DE F=RO/RW, POZO 5690 DE SICHES
Prof. Ro Sb GR Vsh SZ\D F ''m"
8792 48 2.57 ,:--. ..... •.L. 0.05 10 141.1B 2 .15
8796 50 2.57 45 0.16 9 147.06 2.07 8811 41 2.56 42 0.13 10 120.59 2.08
8830 50 2.54 44 0.15 10 147.06 2 .17
8636 48 2.64 4() 0.11 5 141.18 1.65
8771 60 2.62 34 0.03 7 176.47 1.95
8778 38 2.65 34 0.06 5 111.76 1.57
8838 60 2.62 50 0.22 5 176.47 1 7·7 • I .L
Rw . 0.34 ohm-m .
GR . 90 unidades API .
6GR arena limpia : 25
sh : 2.55 gr . /cm3
TABLA B
CALCULO DEL EXPONENTE "t1" EN EL POZO 5690 DE SICHES
Prof.
8792 8796 8811 8830 8636 8771 8778 8838
10 9
10 10
5 7 5 5
F
141.18 147.06 120.59 147.06 141.18 176.49 111.76 176.47
2.15 2.07 2 .. ()7 2. 161.651 .. 941.581.73
A B "m"
1 .. 2t) 2.15 1.25 2.08
1.25 2.09
1.27 2.16
1 .. 30 1.66
1.30 1.96
1.35 1.57
1 .. 35 1.72
TABLA 9
CCOMPARACION DE RW OBTENIDA A PARTIR DEL SP EN POZOS DE PEÑA
NEGRA.
POZO
5679
1748
1737
PROF.
64::!'tb
64()4'
6324'
0.51
0.85
1 • 4()
130
124
121
SSP
-42-24
-36
TABLA .10
METODO DEL INDICE DE FRACTURAMIENTO
LAGUNA ESTE
Prof .. Rxo Rt �
7743-10" 6() 5'5
7745-06" 16() 1()9
7746-08" 10() 18()
7747-05" 110 108
7747-11" 80 160
7748-10" 75 110
7750-02" 75 8'5
7752-0()" 180 105
7769-00" 180 140
7769-06" 180 1'50
7770-06" 200 145
7800-00" 110 90
7801-00" 300 1'50
7802-00" 300 200
7803-00" 190 240
7804-0()" 120 200
7772-02" 100 100
7775-0()" 200 195
7775-08" 260 19'5
Rw = 0.34 ohm-m
Rmf = 1 .. 60 ohm-m
D
8
9
9
9
9
10
8
4
5
6
6
5
4
'5
5
6
11
8
10
Rw
0 .. 14
0.33
0.32
SALINIDAD
26000
11000
115000
"V" EN EL POZO 57B9 DE
11
V n
0 .. 008
().0015
-().020
-0.016
-0.029
-0.017-0.008
O. 042
0 .. 013
0 .. 008
().013
0.017
0.035
0.014
-0.009
-0.023
0 .. 000
0.000
0.005
TABLA 11
METODO DEL Rwa EN EL POZO 5541 DE PORTACHUELO
Prof ..
4794 4867 5032 5168 5316 5530 5590 5645 5712 5746 5834 5843 5954 5964 5974
tsd =
Prof.
8835 7610 7614 7769 7770
Rt.
6 7 4 5
12 1()
7 19
6 7
10 7.5
27 19 11
tiempo
Rw
().34
0 .. 21 0 .. 21 0 .. 21 o .. 21
.
.
tsd tsh ,j\S Rwa
78 112 14.5 0.185 88 110 .-,.-,
.L.L 0.41 90 105 25 0 .. 31 91 105 26 0 .. 41 8() 100 16.5 0.48 73 112 12.5 0.18 95 109 2B O. 7183 109 19.5 0 .. 89 B9 95 25 0.47 87 95 24 0.51 B4 105 21 0.54 88 1()9 23 0.53 93 110 26 2.4 92 105 26 1.17 99 105 28 1.25
transito en la arenisca
TABLA 12
ARCHJE
Rt 6b �\D m !::•w
39 2.62 7 2 1.3 65 2.54 9 2 O. 6 73 2.62 4 2 1.3
13() 2 .. 64 3 2 1.3 15() 2.64 3 2 1.3
Sw = (FRw/Rt) 112
2.5Rw Sw Fluido
0.55 100 agua 0.55 73 agua 0.55 84 agua 0.55 7::!', agua 0 .. 5 64 agua 0.5 1()() agua ().474 51 petróleo 0.475 46 petróleo 0.475 64 agua 0.475 61 petróleo 0.475 59 pett-ól eo 0.475 60 petróleo 0.475 28 gas 0.475 33 gas 0.475 38 gas
SJMANDOUX
n �D Vsh Rsh Sw
l. q. 5 0.08 15 0.62.2 8 0 .. 04 20 0.7 l. q. 5 O. 12 20 0.3 1.4 6 0 .. 04 20 0.2 1 .. 4 6 ().05 20 0.2
ARCHIE
SIMANDOUX : {-Vsh/Rsh+((Vsh/Rsh)2+S(-m/Rt.Rw)]112}.0.4Rw/�m
1ABLA 1.3
DETERMINACION DE SATURACION DE AGUA-POZO 5690 DE SICHES
Prof. Rt 6b 6ma-6b pi/2 sw(%)
8277 31 2.54 2.1 41.53 99 8402 37 2.61 14.5 35.53 100 8606 65 2.59 17 52 .31 68
8811 45 2 .. 57 18 43.14 90 8968 33 2.59 16 35.81 100
TABLA 14
CALCULO DE FRECUENCIA ACUMULADA - POZO 5690 DE SICHES
Rango de p1/2
34 - 36
36 - 38
38 - 40
40 - 42
42 - 44
44 - 46
46 - 4848 - 50
50 - 52
52 - 54
54 - 56
Prof.
3775 3825 3865
3905 4016 4080 4130 4250 4265
Rt
3()() 180 370 330 110 280 160 22'5 140
m =
No datos frecuencia free . acumulada 'l.
11 0.204 20.4
7 0.17,0 33.4
7 O .. 130 46.4
6 0.111 57.5
6 0.111 68.6
7 O. 130 81.6
1 0.018 83.5
3 0.056 88.1
2 0.037 92.6
3 ü.056 98.1
1 0.019 100.()
TABLA 15
CALCULO DEL pl/2 Y SATURACION DE AGUA
t t-tm,3. pl/2 s"'
58.'5 13.'5 125.20 36
63 7 58 .. 87 95 58 13 135.ll 32
56 11 112.39 41
63 7 46 .. ()2 100 57.5 12.'5 114.04 40
'5'5 10 72..79 72
58 13 105.36 45
62 6 46 .. 18 100
1.52
i.
pl/2 = 57 (Sw = 1 OO'l.)
TABLA 16
CALCULO DE FRECUENCIA ACUMULADA (TODAS LAS ZONAS)
Rango del pl/2 No datos Frecuencia Free .acumulada '1/.
40 - 50 9 0.066 6.6 50 - 60 20 0.146 21.2 60 - 70 29 0.212 42.4 70 - 80 20 0.146 57. O
100 - 110 4 ::!, 0.314 BB.4 110 - 120 !:• 0.036 92.0 120 - 130 4 0.024 95.0 130 - 140 �. ü.022 97.2
140 - 15() 1 ü.007 97.9 150 - 16() 2 ü.015 99.4
160 - 170 1 0.007 100.1
137
TABLA 17
CALCULO DE FRECUENCIA ACUMULADA (ZONAS CON AGUA)
Rango del pl/2 No datos Fr-ecuenc ia Free.acumulada %
40 - 50 9 0.115 11.5
50 - 60 20 0.256 37.2
60 - 70 29 O. ::,72 74.2
70 - 80 20 0.372 99.B
78
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.t,969).
Fractured Heser-voi rs" SOC. F'ET. EMG .. ( Septeml::.f?1� .1., 96��:: J
11) SCHLAM BERGEF, '' F'r inci p.:i.oE-/ Apl .i cac.:i.one!:i:- J. r.:l
interpretación de Registros 1,990.
12) SCHLAMBERGER : A REVIEW OF FRACTURE DETECTION TECHNIQUES
WITH OPEN HOLE LOGS. (CONFIDENTIAL)
NOMENCLATURA
RNF = Reservorios naturalmente frácturados
FDP = Fluido de perforación
A = Area de la sección transversal a la corriente
A0
= Area de la sección transversal (cubo de roca lleno de
agua. )
Aw = Area de la sección transversal (ll=nc c�e -,, l�.,: f ·-' J c:I c,ua.
B = Pendiente de la razón lineal entre la velocidad (*)
sonica y de la porosidad.
F = Factor de formación
HC = Hidrocarburos
I = Indice de resistividad
K = Permeabilidad
L = Longitud aparf:1ntE•
= Longitud aparente
= Longitud é:1parente
de agua)
de la
de la
de la
cc:,rrientE•
co1r-r .i en t1? (cubo dE?
corr--iente, (cubo de:•
La = Verdadera longitud de las líneas de flujo
a9ua)
roca 11 E:nr.:1
m = Exponente de doble porosidad del sistema fractura -
matríz.
ffi(sv�) = Pendiente entre la veloc. sonic. y la porosidad (*)
n = Exponente de saturación de agua
P - Parámetro estadístico
PHc = Valor de P, para zonas con hidrocarburos
P100 = Valor medio de P, para zonas con agua
r = Resistencia
r0 = Resistencia (cubo de roca con agua)
rw = Resistencia (cubo de agua)
R = Resistividad
Ra = Resistividad aparente (leida directamente de los
perfiles.
Rbo = Resistividad del bloque de roca no fracturado saturado
con agua de formación
R1 0 = Resistividad sistema sat. 100½ agua de formación.
R0
= Resistividad de los bloques de � intergranular
saturados 100½ con agua.
Rxo = Resistividad de la formación en la zona invadida.
Rt = Verdadera resistividad de la formación.
Rw = Resistividad del agua congnata
Rmf = Resistividad del filtro del lodo
Sw = Saturación de agua, fracción
t = Respuesta del perfil sónico, U$eg/pie
tm = Respuesta del perfil sónico en la matriz, useg/pie
tsh = Respuesta del perfil sónico en una formación con
arcilla
V = Coeficiente de partición de Pirson
Vsh = Volumen de arcilla
X = Relación de clavier
- = Porosidad total (fracción)
-b = Porosidad de la matriz (fracción)
-fb = Porosidad de la fractura
-t = Porosidad verdadera
-n,S = Porosidad determinado de los perfiles neutrón Y
densidad, fracción
.sb - Densidct1cl del volumti'n bn.1to
.Sma - Densido:1cl de los granos de la r·c,ca ma tr .í ��
{, f 1 = Densidad del fluido Pori:i'll
l'sh = Densidad de la arcilla
stco = Porosidad obtenida dE•l pE•l"''f i 1 de densid .. :1d
st•N = Porosidad obtenida del perfil Neutr .. ón
st•s = F'orc,sidad obtenida del perfil Sónico
stcc = Pososidad corregida POI"' efecto de a¡r·ci 11 osidt?.,c:l
stco ( sh) = Por-osidad obtenida del per-fil de dens.id<="1d de Uf1é'i1
for-mación ar-ci 1105.a
s'tcN(sh) = Porosidad cibtenida del perfil Neutrón de una
for-mación arcillcisa
st•s ( sh) = Porosidad obtenida del per·f i 1 són:i.co de una
formación arcillosa