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REPUBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELA UNIVERSIDAD DEL ZULIA FACULTAD DE INGENIERIA DIVISION DE POSTGRADO

PROGRAMA DE POSTGRADO EN GEOLOGIA PETROLERA

CARACTERIZACION PETROFÍSICA DEL YACIMIENTO LAGUNILLAS INFERIOR 05

Trabajo de Grado presentado ante la

Ilustre Universidad del Zulia para optar al Grado Académico de

MAGISTER SCIENTIARIUM EN GEOLOGIA PETROLERA

Autor: Ing. Vianey Enrique Salazar Tutor: Prof. Giuseppe Malandrino

Maracaibo, Junio de 2006

APROBACIÓN Este jurado aprueba el Trabajo de Grado titulado “CARACTERIZACIÓN PETROFÍSICA DEL YACIMIENTO LAGUNILLAS INFERIOR 05” que Vianey Enrique Salazar Rincón, C.I.: 6.748.910 presenta ante el Consejo Técnico de la División de Postgrado de la Facultad de Ingeniería en cumplimiento del Articulo 51, Parágrafo 51.6 de la Sección Segunda del Reglamento de Estudios para Graduados de la Universidad del Zulia, como requisito para optar al Grado Académico de

MAGÍSTER SCIENTIARUM EN GEOLOGÍA PETROLERA

________________________ Coordinador del Jurado Giuseppe Malandrino C. I. : 15.887.087

_______________________ ______________________ Américo Perozo Eglyth Luzardo C. I. : 2.880.248 C. I. : 5.054.482

________________________ Directora de la División de Postgrado

Cateryna Aiello

Maracaibo, Junio de 2006

Salazar Rincón Vianey Enrique. Caracterización Petrofísica del Yacimiento Lagunillas Inferior 05. (2006) Trabajo de Grado. Universidad del Zulia. Facultad de Ingeniería. División de Postgrado. Maracaibo, Tutor: Prof. Giuseppe Malandrino

RESUMEN El yacimiento Lagunillas Inferior 05, ubicado en la costa nororiental del Lago de Maracaibo, Venezuela, tiene una extensión aproximada de 122 Km2. Estructuralmente consiste en un monoclinal fallado de buzamiento suroeste entre 3º y 6º. El año 2001 culminó un estudio integrado del yacimiento, donde fueron utilizados 73 pozos con núcleos. Solo el núcleo del pozo LL-3558 tuvo registros de porosidad en combinación con análisis convencionales y especiales de laboratorio. Problemas en el manejo de roca no consolidada, así como alteración producto del lodo de perforación utilizado, ocasionó que la data obtenida se considerara poco confiable, lo cual imposibilitó la calibración núcleo-perfil. La incorporación en el presente estudio de data proveniente de dos nuevos núcleos en los pozos TJ-1423 y PB-769, posibilitó realizar la caracterización petrofísica del yacimiento. Entre los resultados obtenidos, está la determinación de modelos petrofísicos y de petrofacies, métodos para la evaluación de pozos viejos y mapas de isopropiedades. Los mapas resultantes fueron validados usando el modelo sedimentológico del yacimiento realizado por Stapor. Palabras Clave: Modelo petrofísico, Petrofacies, Lagunillas Inferior 05 Correo electrónico del autor: [email protected]

Salazar Rincón Vianey Enrique. Petrophysical Characterization of the Lower Lagunillas 05 Reservoir. (2006) Trabajo de Grado. Universidad del Zulia. Facultad de Ingeniería. División de Postgrado. Maracaibo, Tutor: Prof. Giuseppe Malandrino

ABSTRACT The Lower Lagunillas 05 reservoir, located in the northeastern coast of Maracaibo Lake, Venezuela, has an approximated area of 122 Km2. Structurally it consists of a faulted monocline with a southwestern dip between 3º and 6º. In 2001, an integrated study was finished using 73 wells with core data. Only the core of well LL-3558 had porosity logs in addition to conventional and special core analyses. Problems in handling the unconsolidated rock and alteration due mud drilling, caused low confidence in the core data. Since the study done in 2001 was not supported with accurate core data, it was not possible do core-log calibration. In this study, new core data in two wells, TJ-1423 and PB-769, was incorporated into the petrophysical and petrofacies models for the area, allowing the petrophysical characterization of the reservoir. Methods for the interpretation of old wells were developed and isoproperty maps were prepared. The resulting maps were validated using a prior study by Stapor. Key Words: Petrophysical models, Petrofacies, Lower Lagunillas 05 Author’s e-mail: [email protected]

DEDICATORIA

A mi querida familia….

A los imprescindibles….

AGRADECIMIENTO

El autor de este trabajo de grado quiere agradecer especialmente al Prof. Giuseppe

Malandrino y al Dr. Marco Vivas por los consejos, observaciones y aportes que

permitieron la consecución de este objetivo.

Tabla de contenido

TABLA DE CONTENIDO

Página

RESUMEN…………………………………….…………………………………………………………………….. 3

ABSTRACT…………………………………………………………………………………………………………… 4

DEDICATORIA……………………………………….…………………………………………………………… 5

AGRADECIMIENTO…………………………………………………………………………………………….. 6

TABLA DE CONTENIDO……………….……………………………………………………………………… 7

LISTA DE TABLAS………………………………………………………………………………………………. 10

LISTA DE FIGURAS……………………………………….…………………………………………………… 11

CAPITULO

I INTRODUCCIÓN……………………………………………….……………………………………. 15

1.1 Planteamiento y formulación del problema……….…………………………… 16

1.2 Justificación y delimitación de la investigación………….…………………. 16

1.3 Objetivo general de la investigación…….………………………………………… 17

1.4 Objetivos específicos de la investigación………………….…………………… 17

1.5 Estudios previamente realizados……………………….…………………………… 18

II GENERALIDADES DEL AREA…………………………………….…………………………… 19

2.1 Ubicación geográfica y limites…………………………….…………………………. 19

2.2 Estructura………………………………………….……………………………………………. 20

2.3 Estratigrafía…………………………………………….………………………………………. 21

2.4 Modelos de facies…………………………………………………….……………………… 25

III RECOPILACIÓN, CERTIFICACION Y NORMALIZACION DE LA

INFORMACION….…………………………………………………………………………………… 27

3.1 Data de núcleo……………………………………….………………………………………. 27

3.2 Data de perfiles de pozos……….……………………………………………………… 28

3.3 Edición de perfiles de pozo…………………………………….………………………. 30

3.4 Correcciones ambientales……………………………….……………………………… 30

3.5 Normalización de perfiles………………………………….……………………………. 30

3.5.1 Normalización de perfiles de rayos gamma…………….………………. 31

3.5.2 Normalización de perfiles de densidad y neutrón………….………… 35

3.5.3 Normalización de perfiles de resistividad……..……………….………… 36

Caracterización Petrofísica del Yacimiento Lagunillas Inferior 05

Tabla de contenido

CAPITULO Página

IV DETERMINACION DE PARAMETROS Y DEFINICION DE MODELOS

PETROFISICOS………………………….…………………………………………………………… 39

4.1 Revisión de valores existentes de coeficiente de tortuosidad “a”,

exponentes de cementación “m” y saturación “n”, densidad de matriz

“m” y resistividad de las lutitas “Rsh” …………………………………………….... 39

4.2 Determinación de parámetros petrofísicos a, m, n, Rsh y m

mediante análisis especiales de núcleos de los pozos TJ-1423 y

PB-769…………………………………………………………………………………………………… 40

4.3 Determinación de la resistividad del agua de formación…………….… 42

4.4 Correlación núcleo – perfil…………………………….……………………………….. 45

4.4.1 Modelo de arcillosidad…………………………….………………………………… 46

4.4.2 Modelo de porosidad…………………………….…………………………………… 53

4.4.2.1 Cálculo de porosidad total en los pozos petrofísicos…….……. 56

4.4.2.2 Cálculo de porosidad efectiva en los pozos petrofísicos……. 59

4.4.3 Tipos de rocas……………………………………………………………………………. 60

4.4.4 Permeabilidad absoluta………….…………………………………………………. 66

4.4.5 Modelo de saturación de agua………………………………….………………. 72

4.4.5.1 Gradiente de temperatura………………………………………………….. 72

4.4.5.2 Determinación de la saturación de agua irreducible “Swir”. 72

4.4.5.3 Cálculo de saturación de agua a partir de modelos

conocidos……………………………………………………………………………………………….. 74

4.5 Correlación de propiedades…………………………….……………………………… 79

4.5.1 Determinación de correlación para cálculo de porosidad

efectiva…………………………………………………………………………………………………… 80

4.5.2 Determinación de correlación para cálculo de resistividad

verdadera…………………………………….………………………………………………………… 81

4.6 Determinación de valores límites de propiedades petrofísicas….…. 82

V PRESENTACION E INTEGRACION DE RESULTADOS…….……………………… 85

5.1 Mapas de propiedades petrofísicas preliminares………………………….. 85

5.2 Comparación de mapas de calidad de roca con el modelo

sedimentológico……………………………….……………………………………………………. 88

5.3 Presentación de plantilla de evaluación petrofísica………………….…… 94


Tabla de contenido


CAPITULO Página

VI CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES……………….……………………………… 96

BIBLIOGRAFIA…………………………….………………………………………………………… 98

Lista de tablas

LISTA DE TABLAS

Tabla Página

1 Valores de parámetros petrofísicos conocidos para los Miembros

Bachaquero, Laguna y Lagunillas Inferior, de la Formación Lagunillas

y Miembro La Rosa de la Formación La Rosa………………………………………. 39

2 Valores de parámetros petrofísicos determinados para el yacimiento

Lagunillas Inferior 05……………………………………………………………………………. 41

3 Representación gráfica de los tipos de roca establecido para el área

de estudio………………………………………………………………………………………………. 66

4 Saturación de agua irreducible promedio por tipo de roca

productora……………………………………………………………………………………………… 74

5 Cortes petrofísicos para el yacimiento Lagunillas Inferior 05……………… 83


Lista de figuras

LISTA DE FIGURAS

Figura Página

1 Ubicación geográfica del yacimiento Lagunillas Inferior 05………………… 19

2 Modelo estructural del yacimiento Lagunillas Inferior 05……………………. 20

3 Sección estructural representativa del yacimiento Lagunillas

Inferior 05……………………………..………………………………………………………………. 21

4 Columna estratigráfica del Mioceno, marcadores y unidades

identificados en el yacimiento Lagunillas Inferior 05………………………….. 22

5 Registro tipo yacimiento Lagunillas Inferior 05…….……………………………… 23

6 Marco estratigráfico secuencial para La Rosa y Lagunillas Inferior…….. 24

7 Ubicación de pozos con núcleos en el yacimiento Lagunillas

Inferior 05 y áreas vecinas…………………………………………………………………… 28

8 Distribución geográfica de los pozos considerados en el estudio………… 29

9 Despliegue gráfico de los criterios empleados en la agrupación de

pozos para normalización de perfiles de rayos gamma………………………. 32

10 Selección de valores mínimos y máximos de rayos gamma para los

pozos pertenecientes al grupo 1 y valor máximo para los pozos del

grupo 3…………………………………………………………………………………………………… 33

11 Selección de valores mínimos y máximos de rayos gamma para los

pozos pertenecientes al grupo 2…………………………………………………………… 34

12 Ejemplo de normalización de la curva de densidad de formación………. 36

13 Histogramas realizados para la determinación del valor de

normalización de resistividad somera y profunda………………………………… 38

14 Gráficos resistividad profunda y resistividad somera……………….….…….. 38

15 Gráfico de factor de resistividad e índice de resistividad de

formación………………………………………………………………………………………………. 40

16 Histograma de densidad de grano de las arenisca pertenecientes al

yacimiento Lagunillas Inferior 05…………………………………………………………. 41

17 Comparación entre los componentes químicos del agua de

producción antes y después de la inyección de agua en el yacimiento

Lagunillas Inferior 05……………………………………………………………………………. 43


Lista de figuras

Figura Página

18 Gráfico de Pickett realizado con parámetros establecidos para el

yacimiento Lagunillas Inferior 05…………………………………………………………. 44

19 Comparación entre los resultados del volumen de arcilla derivado de

varios modelos en el pozo clave TJ-1423…………………………………………….. 48

20 Comparación entre los resultados del volumen de arcilla derivado de

varios modelos en el pozo clave PB-769……………………………………………… 49

21 Comparación entre los resultados de volumen de arcilla derivado de

modelos lineal, Clavier, Steiber y compuesto con las muestras de

núcleos del pozo TJ-1423……………………………………………………………………… 50

22 Comparación entre los resultados de volumen de arcilla derivado de

modelos lineal, Clavier, Steiber y compuesto con las muestras de

núcleos del pozo PB-769………………………………………………………………………. 51

23 Gráfico de comparación entre los volúmenes de arcilla calculados con

el modelo lineal y los diferentes modelos probados……………………………. 52

24 Histogramas de comparación entre los volúmenes de arcilla

calculados con el modelo lineal y el modelo compuesto de la curva de

rayos gamma…………………………………………………………………………………………. 52

25 Calibración de la porosidad total derivada de perfiles con la

porosidad de núcleo del pozo TJ-1423…………………………………………………. 54

26 Calibración de la porosidad total derivada de perfiles con la

porosidad de núcleo del pozo PB-769…………………………………………………… 55

27 Gráficos para la determinación de relación de densidad de formación

y volumen de arcilla para los Miembros Bachaquero, Laguna,

Lagunillas Inferior y La Rosa………………………………………………………………… 57

28 Relación entre porosidad total calculada con densidad de formación

normalizada y neutrón compensado y la porosidad total obtenida a

partir de la curva de densidad de formación…………………….…………………. 58

29 Calibración de la porosidad total y efectiva derivada de perfiles con la

porosidad de núcleo del pozo TJ-1423…………………………………………………. 59

30 Calibración de la porosidad total y efectiva derivada de perfiles con la

porosidad de núcleo del pozo PB-769…………………………………………………… 60

31 Gráfico volumen de arcilla “VSH” y porosidad efectiva “PHIE”………...… 62


Lista de figuras

Figura Página

32 Gráfico volumen de arcilla, porosidad efectiva y Resistividad

verdadera normalizada………………………………………………….……………………… 62

33 Gráfico volumen de arcilla, porosidad efectiva y permeabilidad

absoluta medida en los núcleos TJ-1423 y PB-769 …………….……………… 63

34 Gráfico de porosidad efectiva, volumen de arcilla y facies litológicas

de núcleos……………………………………………………………………………………………… 64

35 Modelo de tipo de roca establecido para el yacimiento Lagunillas

Inferior 05……………………………………………………………………………………………… 65

36 Porosidad y permeabilidad de núcleos en función del volumen de

arcilla y tipos de roca……………………………………………………………………………. 67

37 Radio de apertura de poros y distribución de tamaño en las muestras

analizadas con inyección de mercurio en los núcleos de los pozos

TJ-1423 y PB-769…………………………………………………………………………………. 67

38 Correlación establecida con volumen de arcilla y porosidad total

medida en núcleos de los pozos TJ-1423 y PB-769 para cálculo de

permeabilidad absoluta…………………………………………………………………………. 68

39 Comparación entre la permeabilidad calculada y obtenida de Núcleos

en función de los tipos de roca……………………………………………………………… 69

40 Comparación entre las distribuciones de permeabilidad y porosidad

medidas en los núcleos y las establecidas por perfiles………………………. 69

41 Calibración de la permeabilidad derivada de perfiles con la de

núcleos en el pozo TJ-1423…………………………………………………………………… 70

42 Calibración de la permeabilidad derivada de perfiles con la de

núcleos en el pozo PB-769……………………………………………………………………. 71

43 Datos de Saturación irreducible de agua proveniente de los análisis

especiales de núcleo del pozo TJ-1423………………………………………………… 73

44 Comparación entre la distribución de saturación de agua calculada

mediante los modelos de Archie, Simandoux e Indonesia en los

pozos claves…………………………………………………………………………………………… 77

45 Gráfico de Pickett - Distribución de saturación de agua y petróleo en

el yacimiento Lagunillas Inferior 05…………………………………..………………... 79


Lista de figuras


Figura Página

46 Correlaciones de porosidad efectiva en función del volumen de arcilla

para los Miembros Bachaquero, Laguna y Lagunillas Inferior de la

Formación Lagunillas y La Rosa de la Formación La Rosa…………………… 81

47 Correlación de resistividad verdadera en función de la resistividad

somera…………………………………………………………………………………………………… 82

48 Curvas de permeabilidades relativa agua-petróleo del núcleo

TJ-1423………………………………………………………………………………………………….. 84

49 Mapas preliminares de propiedades petrofísicas…………………………………. 87

50 Comparación de mapas de isopropiedades, calidad de roca y de

facies para la unidad LLA……………………………………………………………………… 89


facies para la unidad LLB……………………………………………………………………… 90


facies para la unidad LLC……………………………………………………………………… 91


facies para la unidad LLD…………………..………………………………………………… 92

54 Comparación de mapas de porcentaje de arena, porosidad efectiva,

permeabilidad absoluta y calidad de roca para la unidad La Rosa……… 93

55 Ejemplo de evaluación petrofísica con registros de porosidad y

análisis de núcleos………………………………………………………………………………… 95

Capitulo I. Introducción

CAPITULO I

INTRODUCCIÓN

El yacimiento Lagunillas Inferior 05, de edad Mioceno, perteneciente a la Unidad

de Explotación Tía Juana Lago, es un yacimiento maduro en etapa de agotamiento,

explotado desde 1938. Geológicamente se encuentra en arenas poco consolidadas

de Edad Mioceno y esta conformado por los Miembros Lagunillas Inferior de la

Formación Lagunillas y La Rosa de la Formación La Rosa.

Desde el año 1957 el yacimiento Lagunillas Inferior 05 estuvo sometido a un

proyecto de inyección de gas en la parte alta de la estructura y fue suspendido en el

año 2001 por baja disponibilidad del mismo. En 1959 se dio inicio a un proyecto de

recuperación mejorada con inyección de agua por flancos en la zona sur del

yacimiento, con una expansión del mismo en 1968.

El año 2001 fue culminado un estudio integrado del yacimiento, donde se realizó

la caracterización geológica, estructural, sedimentológica, petrofísica y un modelo

dinámico grueso, el cual tuvo un cotejo histórico considerablemente bueno, sin

embargo, se visualizó que el mismo podría ser mejorado, mediante la incorporación

de data núcleo confiable que permitiera una mejor caracterización petrofísica del

yacimiento Lagunillas Inferior 05 , ya que la existente hasta el momento no lo era,

debido al inadecuado manejo y preservación de la misma.

Debido a la alta actividad de perforación y rehabilitación de pozos al que ha

estado sometido el yacimiento en los últimos años, se ha obtenido mayor cantidad

de información entre la que destaca la incorporación de nueva data de núcleo

obtenida en los pozos TJ-1423 y PB-769. El primero perteneciente al yacimiento

Lagunillas Inferior 05 y el segundo al yacimiento vecino Lagunillas Inferior 04.

15Caracterización Petrofísica del Yacimiento Lagunillas Inferior 05

En el capitulo I, se realiza el planteamiento y formulación del problema, se trazan

los objetivos generales y específicos del trabajo; y se mencionan los estudios

realizados previamente. El capitulo II, presenta las generalidades del área y los

resultados obtenidos en el modelo estructural, estratigráfico y sedimentológico del

estudio integrado culminado en el año 2001. El capitulo III contempla lo relacionado

con la recopilación y manejo y de la data. El capitulo IV, enfoca la metodología y

procedimientos empleados para determinar los parámetros y modelos petrofísicos,

así como la definición de petrofacies y su correspondencia con las litofacies


provenientes de la descripción sedimentológica de los núcleos TJ-1423 y PB-769. El

capítulo V presenta los resultados obtenidos, así como su comparación y

correspondencia con el modelo sedimentológico del yacimiento. Finalmente, en el

capítulos VI, se presentan las conclusiones y recomendaciones derivadas de los

resultados obtenidos, entre las cuales destaca la correspondencia entre el modelo

sedimentológico del yacimiento y la distribución de propiedades petrofísicas, así

como la necesidad de integrar el modelo petrofísico obtenido con los modelos

sedimentológico, estructural y estratigráfico, para de esta forma generar un modelo

dinámico del yacimiento Lagunillas Inferior 05 que posibilite un plan de explotación

de las reservas remanentes.

1.1 Planteamiento y formulación del problema.

Debido a que el estudio integrado culminado en el año 2001, no contó con data

de núcleo confiable en combinación con registros de porosidad corridos en el

intervalo muestreado, se requiere la realización de un estudio que permita

caracterizar petrofísicamente el yacimiento Lagunillas Inferior 05, mediante la

incorporación y procesamiento de data adquirida recientemente.

En términos prácticos, el problema planteado se enmarca en la necesidad de

derivar un modelo petrofísico para el yacimiento Lagunillas Inferior 05, con la

finalidad de soportar en conjunto con otras disciplinas, una adecuada estrategia de

explotación de las reservas remanentes.

1.2 Justificación y delimitación de la investigación.

El modelo petrofísico es el componente que debe definirse para elaborar la futura

construcción del modelo estático que permita el enlace directo con el modelo

dinámico, debido a que de las características y propiedades físicas de la roca

yacimiento depende el desplazamiento de los fluidos en el medio poroso. Estas

propiedades dependen del ambiente de depositación de los sedimentos, razón por la



cual se hace necesario elaborar un modelo petrofísico en el yacimiento Lagunillas

Inferior 05 que correlacione lo mejor posible con el modelo sedimentológico.

El estudio se desarrollará en el yacimiento Lagunillas Inferior 05, el cual se

encuentra en la costa nororiental del lago de Maracaibo, con una superficie

aproximada de 122 km2. Se utilizarán informaciones provenientes de

aproximadamente 400 pozos, de los cuales solo 2 se consideran claves, poseen data

de núcleo y registros de porosidad en el intervalo muestreado, 325 pozos de control

petrofísico (poseen registros de porosidad), de estos últimos, 220 fueron incluidos

en el estudio culminado en el año 2001, 65 perforados después de 1999, 40

seleccionados de áreas vecinas y 75 pozos con registros de resistividad y rayos

gamma para complementar zonas no cubiertas por los pozos de control.

1.3 Objetivo general de la investigación.

Determinar los modelos que permitan caracterizar petrofísicamente el yacimiento

Lagunillas Inferior 05, perteneciente a la unidad de explotación Tía Juana Lago.

1.4 Objetivos específicos de la investigación.

Determinar parámetros petrofísicos básicos de roca y fluidos.

Determinar modelos de arcillosidad, porosidad total y efectiva, permeabilidad

y saturación.

Evaluar pozos sin control de porosidad (pozos viejos).

Reconocer las petrofacies de la roca yacimiento.

Construir mapas de isopropiedades y de calidad de roca.




1.5 Estudios previamente realizados.

Entre los trabajos que se han realizado en el yacimiento Lagunillas Inferior 05,

Unidad de Explotación Tía Juana Lago se tiene:

EXGEO, (2001). Report of the integrated Study LL-05 Field.

Stapor, F.W., (1998). Facies, Depositional Environments, and Sequence

Stratigraphic Framework of the La Rosa Formation (Miocene) and the Lagunillas

Inferior Member of the Lagunillas Formation (Miocene), LL05 Region, Maracaibo

Lake.

Harriman, W.B. (1951) A geological study of the TJ-102 area of the Bolivar

Coastal Field, Creole Petroleum Report no. 4803.228-1.

Capitulo II. Generalidades del área

CAPITULO II

GENERALIDADES DEL AREA

2.1 Ubicación geográfica y límites.

El yacimiento Lagunillas Inferior 05 (LL-05) está localizado en el sector

nororiental del Lago de Maracaibo. Es una unidad estructural en forma trapezoidal

con dimensiones aproximadas de 6 x 18 Km y un área de 108 Km2. Al este y

noroeste está limitada por fallas prominentes que lo separan de los yacimientos

Lagunillas Inferior 04 (LL-04) y Lagunillas Inferior 03 (LL-03), respectivamente. El

contacto original agua-petróleo, forma el límite suroeste del yacimiento. El límite

sur está asociado con el adelgazamiento general y terminación estratigráfica. La

figura 1, muestra la ubicación geográfica del yacimiento Lagunillas Inferior 05, así

como los yacimientos adyacentes.

LL-05

TIA JUANA

LL-03

LL-04

LL-07

N

Figura 1. Ubicación geográfica del yacimiento Lagunillas Inferior 05.



2.2 Estructura.

Estudios anteriores interpretaron previamente el límite oriental como una falla

única. Sin embargo, la interpretación sísmica indica que el límite comprende una

serie de fallas formadas durante varios periodos de actividad tectónica. La posición

estructural más alta del Miembro Lagunillas Inferior ocurre en el extremo

nororiental del campo, y existe un pronunciado buzamiento hacia el suroeste, tal

como se muestra en la figura 2. La línea roja es la sección estructural que se

detallada en la figura 3. Esta sección ilustra el buzamiento hacia el suroeste y el

cambio de buzamiento asociado con la falla limite del este. Las fallas limites del este

y del noroeste tienen el lado deprimido hacia el oeste y el sureste, respectivamente.

El máximo salto a lo largo de la falla noroccidental excede los 50 pies,

incrementando a más de 100 pies a lo largo de la falla que limita por el este. Las

fallas dentro del bloque tienen típicamente saltos de menos de 20 a 30 pies, y su

sentido de desplazamiento es variable. La mayoría de las fallas orientadas hacia el

noreste tienen la parte deprimida hacia el norte, pero unas pocas tienen un sentido

opuesto de movimiento. Las fallas de tendencia noroeste, que son fallas reactivadas

del Eoceno tienen el lado deprimido al noreste.

Figura 2. Modelo estructural del yacimiento Lagunillas Inferior 05. Izquierda vista bidimensional. A la derecha visualización tridimensional.

N



1LL 1047 0 1LL 2974 0 1LL 1626 0 1LL 618 0 1LL 2545 0 1LL 1210 0 1LL 1633 0 1LL 1655 A 1LL 620 0 1LL 669 0 1LL 641 0

SECCION ESTRUCTURAL E-E'SUROESTE NORESTE

Figura 3. Sección estructural representativa del yacimiento Lagunillas Inferior 05 (Exgeo, 2001).

2.3 Estratigrafía.

El yacimiento Lagunillas Inferior 05 tiene arenas productoras en los Miembros

Lagunillas Inferior de la Formación Lagunillas y La Rosa de la Formación La Rosa,

ambas de edad Mioceno, las cuales yacen discordantemente sobre la Formación

Misoa del Eoceno, tal como se muestra en la figura 4. En la figura 5 se muestra un

registro tipo que ilustra la terminología estratigráfica para la sección del Mioceno

que será usada en el presente trabajo.

El yacimiento Lagunillas Inferior 05 ha sido dividido en cinco unidades básicas,

que son, de tope a base, “LLA”, “LLB”, “LLC”, “LLD” y “La Rosa”. La aplicación de la

metodología de la estratigrafía secuencial condujo a la identificación de varios

límites de secuencia y superficies de inundación. Esta evaluación fue soportada por

descripciones de núcleos e información paleontológica. Esto resultó en alguna

modificación del contacto Lagunillas Inferior/La Rosa y a una subdivisión mayor del

Lagunillas Inferior que la que fue lograda por estudios previos.



M I

O C

E N

OE

OC

EN

O

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SERIE FORMACION

LAGUNA

SANTA

BARBARA

M ISOA

BACHAQUERO

ESTE INFORM E

SUPERIOR

LA ROSA

INFERIOR

LAGUNILLAS

MIS

MIEMBRO

OA

Figura 4. Columna estratigráfica del Mioceno, Unidad de Explotación Tía Juana Lago a la izquierda. A la derecha las marcadores y unidades identificados en el yacimiento Lagunillas Inferior 05. El Miembro Santa Bárbara de la Formación La Rosa presenta escaso desarrollo en el área.



MiembroSanta

Barbara

FM. La Rosa

L L

DL

L C

L L

BL

L A

MIE

MB

RO

LA

GU

NIL

LA

S I

NF

ER

IOR

F O

R M

A C

I O

N

L

A G

U N

I L

L A

S

1LL 892 0

MiembroSanta

Barbara

FM. La Rosa

L L

DL

L C

L L

BL

L A

MIE

MB

RO

LA

GU

NIL

LA

S I

NF

ER

IOR

F O

R M

A C

I O

N

L

A G

U N

I L

L A

S

1LL 892 0

Figura 5. Registro tipo yacimiento Lagunillas Inferior 05 (Exgeo, 2001).

La Formación La Rosa suprayace discordantemente sobre la Formación Misoa del

Eoceno. Es la única unidad de mar abierto del Mioceno en la Cuenca de Maracaibo.

Sin embargo, las lutitas que caracterizan a esta unidad son delgadas y subordinadas

a las facies marinas someras y marginales en el área. El Miembro Lagunillas Inferior

es de tendencia arenosa y mayormente no marina a marina marginal. La

depositación fue cíclica; arenas de canal apiladas alternan con intervalos

interestratificados que contienen algunos moluscos y foraminíferos arenosos.

Carbones delgados ocurren localmente. El contacto La Rosa - Lagunillas Inferior es

discordante. Un truncamiento significativo ocurre a lo largo de esta superficie en la

porción central y sur del yacimiento. Las descripciones de núcleos y correlaciones de

registros demuestran que La Rosa está ausente localmente debido a este

truncamiento.

El contacto entre el Lagunillas Inferior y el miembro suprayacente Laguna está

puesto en la base de una arenisca ampliamente extensa que muestra poca



evidencia de truncamiento. Basado en descripciones de núcleos, Stapor (1998)

interpretó el contacto como un límite de secuencia. Un límite de secuencia separa

los sedimentos marinos de La Rosa del complejo de canales apilados del miembro

Lagunillas Inferior. Las facies no-marinas dominan el Miembro Lagunillas Inferior,

pero alguna influencia marina marginal es reconocible en las facies

interestratificadas hacia los topes de las cuatro unidades.

La figura 6 ilustra el marco de secuencia estratigráfica básico del área,

observándose un límite de secuencia que separa las dos formaciones. Esta

interpretación integra las descripciones de núcleo con las correlaciones

estratigráficas. La figura de la izquierda enfatiza la distribución estratigráfica y

geográfica de los canales identificables. La figura de la derecha presenta un modelo

para la sucesión vertical de las unidades y facies, donde se puede apreciar un

intervalo arenoso inferior y un intervalo superior intercalado, ellos reflejan sistemas

transgresivos que son parte de una secuencia de más alto orden.

Figura 6. Marco estratigráfico secuencial para La Rosa y Lagunillas Inferior. A) se muestra la distribución geográfica de los canales identificables. B) Cada unidad del yacimiento Lagunillas Inferior 05 tiene un intervalo arenoso inferior y un intervalo superior intercalado (Exgeo, 2001).


TST

HST

TST

LST ?

A

B

C

D

NO SE

DIAGRAMA ESQUEMATICO DE SECUENCIALAGUNILLAS INFERIOR Y LA ROSA

TST A

TST B

TST C

TST D

LST ?

TST

MFS

HST

SB

Modelo deSecuencia Estratigráfica

A B


La arena Santa Bárbara es un sistema transgresivo (TST) que suprayace a la

Discordancia Post-Eoceno. Probablemente consiste en un número de distintos

cuerpos de arena, más que formar un manto que cubre la discordancia. Stapor

(1998), localiza a la máxima superficie de inundación, denominada FS10, en la base

de la lutita marina fosilífera suprayacente en la mitad de la Formación La Rosa.

El Miembro Lagunillas Inferior está dividido en cuatro unidades yacimiento. El

intervalo inferior en cada unidad es generalmente de tendencia arenosa. Las arenas

de canal que caracterizan estas facies son discontinuas, pero a menudo son

coalescentes lateralmente en extensos cuerpos de arena. También se distinguen

bordes de canal, abanicos de rotura y depósitos de llanura de inundación. El

intervalo superior es mucho más intercalado. Las arenas gruesas de canal son

menos comunes y más discontinuas en esta facies. Hay evidencia de una superficie

máxima de inundación, denominada FS30 en la sección superior de la unidad LLA.

Algunos foraminíferos y fósiles invertebrados ocurren en la facies intercalada

superior de las cuatro unidades. Esto indica unas condiciones marinas marginales

periódicas. Capas delgadas de carbón es posible encontrar localmente.

2.4 Modelos de Facies

Los modelos de facies están basados en descripciones de núcleos e información

paleontológica, complementadas por datos derivados de correlaciones y mapas

isopacos total del intervalo y mapas de clasificación de facies sísmicas. Esta sección

presenta modelos de facies generales para La Rosa y el Lagunillas Inferior.

La proporción de arena se incrementa hacia el tope de la unidad LLD a LLB. Hay

una marcada reducción en la cantidad de arena en la unidad LLA, que guarda

similitud con LLC. Cada unidad consiste de un intervalo inferior de tendencia

arenosa y un intervalo superior interestratificado. La unidad superior estuvo sujeta

a inundaciones marinas periódicas. Un límite de secuencia ocurre en la base de cada

unidad. La magnitud de truncamiento es mayor en la base del la unidad LLD y

decrece progresivamente en las unidades suprayacentes. Los unidades LLC y LLD

tienen patrones de facies similares, y el LLA y LLB en su distribución de facies

tienen una notable semejanza.




El tope de la unidad LLA contiene la máxima extensión de depósitos de carbón,

que posiblemente indica un incremento de la influencia deltaica hacia fines de la

depositación del Lagunillas Inferior.

Capitulo III. Recopilación, certificación y normalización de la información

CAPITULO III

RECOPILACIÓN, CERTIFICACIÓN Y NORMALIZACIÓN DE LA

INFORMACIÓN

3.1 Data de núcleo.

Exgeo (2001), reportó que en el yacimiento Lagunillas Inferior 05, se habían

identificado 73 pozos con núcleos de los cuales solo 42 disponían de análisis

convencionales. En 1998 se toma información de núcleo en el pozo LL-3558, el cual

se constituyó para la época en el único pozo con registros de porosidad y análisis

convencionales y especiales, razón por la cual fue considerado extremadamente

importante. Desafortunadamente, problemas en el manejo de roca no consolidada,

así como alteración debido a la inadecuada selección del lodo de perforación, trajo

como consecuencia que la información obtenida de este núcleo fuese considerada

poco confiable. Debido a ello y de acuerdo a las recomendaciones realizadas en el

estudio, se procedió con la toma de un nuevo núcleo en el yacimiento, la cual fue

llevada a cabo en el pozo TJ-1423. Adicionalmente, en el yacimiento Lagunillas

Inferior 04, próximo al yacimiento Lagunillas Inferior 05, se tomó información de

núcleo en el pozo PB-769, la cual fue incorporada. Los análisis convencionales y

especiales de ambos núcleos fueron realizados a una presión de sobrecarga de

2000 lpc. La figura 7, muestra la distribución de núcleos en el yacimiento donde

resaltan los núcleos de los pozos LL-3558, TJ-1423 y PB-769. Los pozos resaltados

en rojo fueron evaluados por Stapor (1998) para la elaboración del modelo

sedimentológico del área.



Figura 7. Ubicación de pozos con núcleos en el yacimiento Lagunillas Inferior 05 y áreas vecinas.

3.2 Data de perfiles de pozos.

Se efectuó una selección o lista de los pozos cargados en el proyecto, con

penetración parcial o completa y con datos de perfiles en la sección de interés para

el estudio. Para optimizar los procesos de edición, normalización, análisis e

interpretación de los perfiles, se generaron cinco grupos de pozos acorde con los

datos disponibles tales como pozos con perfiles eléctricos, rayos gamma, calibre de

hoyo y densidad de formación compensada, en este caso la información fue

clasificada de la siguiente manera:

TJ-1423

PB-769

LL-3558

Pozos con núcleo y registros

de porosidad



2 pozos con núcleo y perfiles de porosidad, que fueron considerados claves. El

núcleo del pozo LL-3558 no fue considerado clave debido a razones expuestas.

325 pozos con control de porosidad o petrofísicos, de los cuales, 220 fueron

incluidos en el estudio realizado en 1999, 65 perforados después de 1999 y 40

pozos seleccionados de áreas vecinas al yacimiento.

113 pozos con perfiles eléctricos y rayos gamma sin control de porosidad.

En la figura 8, a la izquierda se representa gráficamente la ubicación y

distribución de los pozos considerados en estudio realizado por Exgeo (2001), en el

centro puede apreciarse resaltados en color rojo los pozos perforados desde 1999

hasta la fecha; y a la derecha pueden observarse los pozos considerados en el

proyecto; es decir, en color azul, lo pozos procesados en el estudio previo; en color

rojo, los perforados después de 1999; y en color verde, los pozos seleccionados

para cubrir áreas desprovistas de información, es decir, los provenientes de áreas

vecinas y los pozos sin control de porosidad.

Figura 8. A la izquierda, distribución geográfica de los pozos considerados en el estudio realizado por Exgeo en 2001. En el centro, los anteriores mas los perforados desde 1999. A la izquierda, los considerados en el proyecto.



3.3 Edición de perfiles de pozo.

El proceso de edición de la data de perfiles de pozos consiste en visualizar,

revisar y catalogar las curvas cargadas en la base de datos del proyecto, con el

propósito de detectar problemas y efectuar las correcciones correspondientes. Entre

las actividades básicas de edición comúnmente efectuadas se pueden mencionar: la

integración o empalme de las curvas derivadas de múltiples corridas de perfiles,

ajustes de profundidad y/o escala de las curvas, edición de secciones anómalas,

corrección por deriva de la curva SP, entre otras. Para conservar la integridad de las

curvas originales en la base de datos, se generó copias con el sufijo “_EDIT”, por

ejemplo, la curva GR_EDIT, presenta la copia editada realizada a la curva original

GR.

3.4 Correcciones ambientales.

Las correcciones ambientales a la información adquirida con herramientas de

resistividad, rayos gamma, densidad de formación y neutrón compensado, se

efectúan con el propósito de eliminar o reducir los efectos causados por condiciones

de hoyo, características del lodo de perforación, temperatura, etc. En este caso, no

fue necesario efectuar corrección ambiental a los datos de los perfiles de pozos, ya

que las curvas fueron sometidas a un proceso de normalización mediante el cual se

eliminan la mayor parte de los problemas mencionados. Adicionalmente, los últimos

pozos perforados en el yacimiento ya poseen las correcciones ambientales,

realizadas en este caso por las compañías de perfilaje.

3.5 Normalización de perfiles de pozos.

El proceso de normalización de perfiles de pozos, es de vital importancia tanto

para la ejecución de la caracterización petrofísica como para la construcción del

modelo estático del área de estudio. La normalización de los perfiles de pozos, en

especial rayos gamma, potencial espontáneo, resistividad y densidad de formación,



se realiza con la finalidad de eliminar o reducir los efectos de dispersión dejados

durante la adquisición de la información. Entre las causas de estos efectos se

pueden mencionar: criterios diferentes en la calibración de las herramientas de

perfilaje, modelo o prototipo de herramientas, diversidad en compañías de perfilaje,

tipo de sistema de lodo de perforación, escalas de adquisición o vectorización, etc.

Para conservar la integridad de las curvas editadas en la base de datos, se asignó el

sufijo “_N” a las curvas normalizadas, por ejemplo, la curva “GR_N”, presenta las

ediciones realizadas a la curva editada “GR_EDIT”.

En términos generales, la normalización consiste, en establecer un patrón

litológico local o regional, que permita efectuar la comparación con la data adquirida

en cada pozo. De no ajustarse la curva al patrón, se realiza un ajuste por

desplazamiento, tendencia o escala, generando de esta forma, una nueva curva que

es comparada nuevamente con el patrón litológico del área, efectuando de esta

manera un proceso iterativo hasta que exista correlación.

3.5.1 Normalización de perfiles de rayos gamma

Las curvas normalizadas de rayos gamma permiten calcular con mayor precisión

y consistencia los valores de arcillosidad, porosidad efectiva, tipos de roca y

permeabilidad de las areniscas en evaluación. Adicionalmente, estas curvas

normalizadas facilitan los procesos de correlación estratigráfica entre pozos,

calibración núcleo – perfil y procesamiento en modo multipozo.

Durante el proceso de normalización se separaron los pozos en tres grupos según

la cobertura del intervalo perfilado de las curvas de rayos gamma:

Primer grupo. Consiste en los pozos con información completa de rayos gamma

en la columna estratigráfica de la formación Lagunillas y La Rosa, es decir, desde

el Miembro Bachaquero hasta la superficie de la discordancia del Eoceno, lo cual

incluye los marcadores de las zonas o superficies de inundación máxima FS50,

FS30 y FS10 descritas en el capitulo II. Este grupo resulto constituido

aproximadamente por 300 pozos.

Segundo grupo. Se seleccionaron 90 pozos con información de las curvas de

rayos gamma desde el Miembro Bachaquero hasta la base del Miembro



Lagunillas Inferior o tope de la Formación La Rosa, en los cuales, se observa

únicamente las zonas de inundación máxima FS50 y FS30.

Tercer grupo. Esta constituido por 38 pozos con información de las curvas de

rayos gamma por debajo de la zona de inundación máxima FS30.

Mediante el análisis de histogramas de frecuencia acumulada y normalizada de

los datos de rayos gamma de los tres grupos de pozos, se estableció el modelo de

normalización. En función de ello se seleccionó el valor promedio de 30 unidades

API para al valor mínimo (arena limpia) en los grupos 1 y 2. El valor de arena limpia

para los pozos pertenecientes al grupo 3, es tomado del pozo mas cercano con

información completa de la columna estratigráfica del Mioceno que correlacione con

la sección parcial perfilada en el pozo considerado. Para las lutitas, se seleccionó el

valor de 130 unidades API para los pozos del grupo 2 y 150 unidades API para los

grupos 1 y 3. En la figura 9 se muestra gráficamente el criterio empleado en la

agrupación de pozos de acuerdo al intervalo perfilado con rayos gamma. En la

figura 10 se presenta la distribución de la data, que posibilitó la selección de los

valores máximos y mínimos anteriormente explicados para los pozos pertenecientes

al grupo 1. En la sección superior se muestra las curvas de frecuencia acumulada y

los histogramas correspondiente a la data editada sin normalizar, mientras que en

la sección inferior, se presenta la distribución de la data una vez normalizada.

Figura 9. Despliegue gráfico de los criterios empleados en la agrupación de pozos acorde con el intervalo perfilado con rayos gamma.



GR MIN=30 GR MAX=150 GR MIN=30 GR MAX=150

Figura 10. Selección de valores mínimos y máximos de rayos gamma para los pozos pertenecientes al grupo 1 y valor máximo para los pozos del grupo 3.

De manera similar, la figura 11 presenta la distribución de frecuencia para los

pozos pertenecientes al grupo 2, es decir, los pozos que no penetraron la Formación

La Rosa.



GR MIN=30 GR MAX=130 GR MIN=30 GR MAX=130

Figura 11. Selección de valores mínimos y máximos de rayos gamma para los pozos pertenecientes al grupo 2.

Existen varios métodos para la normalización de registros, cada uno con sus

ventajas y desventajas. Normalmente, se utiliza una combinación de métodos, pero

en términos generales se asume que cualquier corrección aplicada a la curva de GR

sería una transformación lineal de la forma general:

bxay . (1)

o, específicamente para la curva GR:

bEDITGRaNGR _*._ (2)



donde “GR_N” y “GR_EDIT” indican la nueva curva normalizada y la copia de la

curva inicial, respectivamente. Las dos constantes a y b representan la pendiente y

la intersección de una función lineal general. Es importante notar que algunos

problemas indicados anteriormente requieren una relación de un solo punto,

mientras otros requieren una relación de dos puntos, donde la diferencia es

simplemente el valor de la constante b, la cual es cero en el primer caso.

3.5.2 Normalización de perfiles de densidad y neutrón.

La normalización de los perfiles de densidad de formación y neutrón compensado

se efectuó únicamente en los pozos con tendencias fuera del patrón general del

área de estudio. Gráficos e histogramas de la curva de densidad de formación,

llamada genéricamente con el mnemónico “RHOB” y la curva neutrón, llamada

genéricamente con el mnemónico “NPHI”, en función de los valores de rayos

gamma y calibre del hoyo, se utilizaron para identificar pozos con tendencias

diferentes al patrón general observado.

Las curvas “RHOB” y “NPHI” de cada pozo donde estén disponibles, fueron

analizadas las características de las areniscas observadas en los perfiles

normalizados. Este análisis permitió seleccionar pozos con problemas en la

calibración de las herramientas de densidad de formación y neutrón compensado.

La normalización de las curvas de RHOB y NPHI de los pozos seleccionados, se

realizó mediante la suma algebraica del valor necesario para ajustar la tendencia de

las curvas al patrón general del área de estudio. La figura 12 presenta un ejemplo

del proceso de normalización de los valores de la curva RHOB, donde se compara

mediante gráficos e histogramas la tendencia general de la curva normalizada de

RHOB con la tendencia de una curva RHOB mal calibrada.




Figura 12. Ejemplo de normalización de la curva de densidad de formación.

3.5.3 Normalización de perfiles de resistividad.

La normalización de los perfiles de resistividad de investigación somera “RS” y

profunda “RT” se realizó con el propósito de reducir los efectos causados por fallas

en la calibración de las herramientas. Las curvas normalizadas de resistividad

permiten calcular con mayor precisión y consistencia los valores de saturación de

agua de las areniscas en evaluación. Adicionalmente, estas curvas normalizadas

facilitan el proceso de correlación estratigráfica entre pozos.

Durante el proceso de normalización, se efectúo una selección de los pozos con

información de resistividad somera “RS” y profunda “RT” en el intervalo

comprendido entre los marcadores de zonas de inundación máxima FS50 del

Miembro Laguna, FS30 perteneciente al Miembro Lagunillas Inferior y FS10 de la

Formación La Rosa. En estas zonas, las curvas “RS” y “RT” deben presentar valores

similares de resistividad debido a las características impermeables de las lutitas. En

el caso contrario, se procede a la normalización de dichas curvas.

POZO CON DENSIDAD FUERA DEL PATRON GENERAL

POZO CON DENSIDAD DENTRO DEL PATRON GENERAL

POZO CON DENSIDAD AJUSTADO AL PATRON GENERAL



POZO CON DENSIDAD DENTRO

ERA

ON

DEL PATRON GENERAL

POZO CON DENSIDADFUDEL PATRGENERAL

POZO CON DENSIDAD AJUSTADO AL PATRON GENERAL


Los pozos seleccionados fueron utilizados para establecer el modelo de

normalización al nivel de las zonas 100% lutita. Mediante el análisis de histogramas

de frecuencia normalizada de los valores de las curvas “RS” y “RT”, se estableció un

promedio de resistividad de 1,25 Ohm.m para el valor mínimo de normalización

(100% de lutita) de ambas curvas.

El valor mínimo de normalización (1,25 Ohm.m) y los valores mínimos de las

curvas de resistividad “RS” y “RT” de cada pozo al nivel de las lutitas de referencia,

se utilizaron durante la normalización de dichas curvas. La normalización se efectúa

mediante la suma algebraica de la diferencia entre el valor mínimo de las curvas y

el valor mínimo de normalización a los valores registrados. En los pozos sin

información de resistividad al nivel del marcador FS10, se sustituye el valor mínimo

de normalización por el promedio del valor mínimo de las curvas normalizadas de

resistividad profunda de los pozos vecinos y se procede de igual manera a la

normalización de las curvas. La figura 13 presenta en la sección superior, los

histogramas de los valores de las curvas editadas y en la sección inferior presenta

los histogramas con la data normalizada de resistividad de investigación somera

“RS” y profunda “RT” de los pozos ubicados en el área de estudio. En la figura 14,

se muestra al lado izquierdo un gráfico resistividad de investigación somera “RS” vs

resistividad profunda “RT” con data sin normalizar y del lado derecho con data

normalizada.



RT_MIN=1.25 Ohm.m RS_MIN=1.25 Ohm.m

Figura 13. Histogramas realizados para la determinación del valor de normalización de resistividad somera y profunda con data proveniente de los pozos seleccionados en el área de estudio.

Figura 14. Gráficos resistividad profunda “RT” vs resistividad somera “RS” con data cruda (izquierda) y normalizada (derecha).


Capitulo IV. Determinación de parámetros y definición de modelos petrofísicos

CAPITULO IV

DETERMINACIÓN DE PARÁMETROS Y DEFINICIÓN DE MODELOS

PETROFÍSICOS

4.1 Revisión de valores existentes de coeficiente de tortuosidad “a”,

exponentes de cementación “m” y saturación “n”, densidad de matriz “m”

y resistividad de las lutitas “Rsh”.

De la revisión efectuada a los reportes de los estudios y trabajos realizados en el

yacimiento Lagunillas Inferior 05, fue posible recopilar los valores de los parámetros

utilizados en la evaluación petrofísica en el Mioceno para los Miembros Bachaquero,

Laguna y el yacimiento Lagunillas Inferior 05 de la Formación Lagunillas y el

Miembro La Rosa – Santa Barbara de la Formación La Rosa. En la tabla 1 se

presenta un resumen de los valores de los parámetros petrofísicos utilizados, tales

como coeficiente de tortuosidad “a”, exponente de cementación “m”, exponente de

saturación “n”, densidad de grano de la matriz “m” y resistividad de las lutitas

“Rsh”.

Tabla 1. Valores de parámetros petrofísicos conocidos para los Miembros Bachaquero, Laguna y Lagunillas Inferior, de la Formación Lagunillas y Miembro La Rosa de la Formación La Rosa (Exgeo, 2001).

Parámetro Bachaquero Laguna Lagunillas Inferior La Rosa a 1,00 1,00 1,00 1,00 m 1,60 1,60 1,40 1,60 n 2,00 1,63 1,63 1,80 m (g/cc) 2,65 2,65 2,65 2,65 Rsh (Ohm.m) 3,00 2,50 2,00 2,00



4.2 Determinación parámetros petrofísicos a, m, n, Rsh y m mediante

análisis especiales de núcleos de los pozos TJ-1423 y PB-769.

Los datos de las pruebas de factor de formación “FF” e índice de resistividad “IR”,

reportados por Corelab (2005), en los dos pozos con núcleos del área de estudio,

fueron representados gráficamente en función de la porosidad y la saturación de

petróleo respectivamente, a la presión de sobrecarga promedio del yacimiento,

estimada en 2000 lpc. En la figura 15, puede observarse los resultados de dichos

gráficos y los valores promedio obtenidos de 1,69 para el exponente de

cementación “m” y 1,73 para el exponente de saturación “n” a la presión de

sobrecarga de 2000 lpc.

Factor de Resistividad de la Formación

1

10

100

0,01 0,10 1,00

Porosidad [fracción Vp]

Fac

tor

de

Fo

rmac

ión

Indice de Resistividad de la Formación

1

10

100

0,01 0,10 1,00

Saturación de la solución salina

Ind

ice

de

Res

isti

vid

ad

69.1

1

FF

73.1

1

SwIR

Figura 15. Determinación del exponente de cementación “m” mediante gráfico de factor de resistividad de formación y porosidad (izquierda) y del exponente de saturación “n”, mediante gráfico de índice de resistividad de formación y saturación de la solución salina (derecha).

Para la determinación del valor promedio de densidad de grano, se construyó un

histograma de los valores de densidad de grano “m” medidos en las muestras de

núcleos. Este histograma se presenta en la figura 16, donde se puede observar un

valor promedio de 2,65 g/cc, el cual fue utilizado posteriormente en los cálculos de

porosidad.



Figura 16. Histograma de densidad de grano de las arenisca pertenecientes al yacimiento Lagunillas Inferior 05.

Finalmente, en la tabla 2, se presenta los valores derivados para el yacimiento

Lagunillas Inferior 05. En el caso de los Miembros Bachaquero y Laguna de la

Formación Lagunillas y La Rosa perteneciente a la Formación La Rosa, no fue

realizada modificaciones debido a que los mismos no eran objeto de estudio.

Tabla 2. Valores de parámetros petrofísicos determinados para el yacimiento Lagunillas Inferior 05.

Parámetro Yacimiento Lagunillas Inferior 05 a 1,00 m 1,69 n 1,73 m (g/cc) 2,65 Rsh (Ohm.m) 2,00



4.3 Determinación de la resistividad del agua de formación

Uno de los parámetros mas difíciles de establecer en la evaluación petrofísica de

un yacimiento, es la resistividad del agua de formación “Rw”. Hay varios métodos

empleados para estimarlo, pero el mas directo es el análisis físico-químico de las

muestras de agua de producción. Desafortunadamente, la composición del agua de

formación proveniente de la producción puede sufrir modificaciones debido a la

precipitación de algunos componentes producto de cambios de presión y a la

inyección de agua en procesos de recuperación mejorada. En el yacimiento

Lagunillas Inferior 05, debido a la inyección de agua al cual esta sometido desde

1959, se constituye esta, en una fuente de cambio composicional de las muestras.

Debido a ello, se efectuó un proceso de validación y caracterización de los

resultados del análisis físico-químico de las muestras del agua de producción, para

calcular la salinidad en ppm equivalentes de NaCl, establecer la clasificación de

Sulin y construir los diagramas de Stift.

En la figura 17 se presenta gráficamente la comparación entre los componentes

de las muestras de agua tomadas en los pozos productores antes y después del

inicio de la inyección de agua. Como puede observarse en la parte superior de la

figura 17, los componentes de sodio (30% Na), Bicarbonato (65% HCO3) y cloruros

(4% Cl) dominaban la composición del agua de producción antes de la inyección de

agua, lo cual indica que estas muestras pueden ser considerados como

representativas del agua connata de la formación. Estas muestras presentaron

variaciones en el rango 4100-4400 ppm equivalentes de NaCl. En la parte inferior

de la figura 17, podemos notar que la composición del agua de producción ha

variado (32 % Na, 40% HCO3 y 26 Cl) a consecuencia de la mezcla que ha ocurrido

entre el agua connata de la formación y la inyectada (generalmente agua del Lago)

y por lo tanto estas muestras no pueden ser consideradas como representativas del

agua connata de la formación.



43

ANALISIS FISICO-QUIMICO ANTES DE 1959

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

LL 178 LL 282 LL 452 LL 572 LL 572 LL 594 LL 594 LL 596 LL 629 LL 634 LL 677 LL 680 LL 683

CLORUROS CARBONATOS HCO3-

CALCIO MAGNESIO SULFATOS

HIERRO SILICE SODIO DIFERENCIAS

ANALISIS FISICO-QUIMICO DESPUES DE 1959

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

LL 1155 LL 1211 LL 384 LL 437 LL 634 LL 828 TJ 1083 LL-3558 LL-3679

CLORUROS CARBONATOS HCO3-

CALCIO MAGNESIO SULFATOS

HIERRO SILICE SODIO DIFERENCIAS

Figura 17. Comparación entre los componentes químicos del agua de producción antes (superior) y después (inferior) de la inyección de agua en el yacimiento Lagunillas Inferior 05.

La resistividad del agua de formación también puede ser determinada mediante

otros métodos tales como: análisis de la curva de potencial espontaneo “SP” y

gráficos de Pickett, el cual consiste en un gráfico de resistividad verdadera “Rt” vs

porosidad total “PHIT”. Estos métodos se aplican en areniscas limpias de buen

espesor y 100% saturadas de agua.

Con el propósito de visualizar la distribución de la saturación de agua y petróleo,

se analizó el gráfico de Pickett en las areniscas relativamente limpias, que podría

ser con un volumen de arcilla inferior a 10 %, de la sección estratigráfica del



Miembro Lagunillas Inferior en los pozos con información de núcleos y registros de

rayos gamma “GR_N” y densidad de formación compensado “RHOB_N”. Mediante el

gráfico de Pickett, se derivó un valor de 0,66 Ohm.m para la resistividad del agua

de formación a la temperatura promedio del yacimiento de 150ºF (4200 ppm

equivalente de NaCl), 1.0 para la constante de tortuosidad “a”, 1.69 para el

exponente de cementación “m” y 1.73 para el exponente de saturación “n”. La

selección de estos parámetros se detalló en la sección anterior. La figura 18

presenta el gráfico de Pickett construido con los parámetros mencionados, donde

se puede observar un buen ajuste del modelo derivado de saturación con la

distribución de porosidad total y resistividad verdadera de las areniscas

seleccionadas.

PARAMETROS a = 1.0 m = 1.69 n = 1.73 Rw = 0.66 ohm.m TEMP = 150 ºF SALINIDAD 4.200 ppm equiv.NaCl DENSIDAD-MATRIZ D = 2.65 g/cc

Figura 18. Gráfico de Pickett realizado con parámetros establecidos para el yacimiento Lagunillas Inferior 05.

De acuerdo al análisis del gráfico de Pickett presentado en la figura 18, se puede

considerar 4200 ppm equivalentes de NaCl como valor promedio representativo

para la salinidad del agua de formación connata en la arenas del yacimiento



Lagunillas Inferior 05, es decir, un Rw = 0.66 Ohm.m a 150ºF ó Rw = 0.9 Ohm.m a

75ºF. Este valor promedio de salinidad es consistente con los resultados de los

análisis físico-químicos realizados al agua de producción antes de la inyección de

agua en 1959.

4.4 Correlación núcleo - perfil.

Se efectuó un proceso de validación y certificación de los datos digitales de los

análisis convencionales y especiales de los núcleos de los pozos TJ-1423 y PB-769,

no se incluyó la data proveniente de los análisis del núcleo del pozo LL-3558 por

considerarse no confiable ó representativa para el yacimiento en estudio,

probablemente debido fallas en el método de manejo, preservación y empaque de

los tapones. Los análisis convencionales incluyen datos de porosidad y

permeabilidad medidos a la presión de sobre carga de 2000 lpc, densidad de grano

y descripción sedimentológica. En los análisis especiales se incluye la data de las

pruebas de permeabilidad relativa agua - petróleo y gas - petróleo, desplazamiento,

presión capilar mediante plato poroso, centrifuga e inyección de mercurio,

humectabilidad, índice de resistividad, factor de formación, factor de

Compresibilidad, tamaño de grano, componentes mineralógicos (cuarzo, tipos de

arcillas y cemento) y tamaño de la apertura de poros.

Cabe destacar que, los dos pozos con análisis de núcleos y descripción

sedimentológica disponen de juegos de registros completos para efectuar el proceso

de correlación núcleo - perfil. En esta sección se describirá el procedimiento para

efectuar el ajuste de profundidad de los datos de núcleos con respecto a la

profundidad de los registros de pozos, la correlación entre la porosidad total

derivada del registro normalizado de densidad de formación “RHOB_N” y la

porosidad medida en los núcleos. Mas adelante se presenta la correlación de los

modelos de volumen de arcilla “VSH”, porosidad efectiva “PHIE”, tipos de roca y

permeabilidad absoluta “K” con respecto a los valores medidos en los núcleos.



4.4.1 Modelo de arcillosidad.

El volumen de arcilla “VSH”, es uno de los cálculos mas importantes, ya que de

una buena estimación, puede obtenerse valores representativos en el yacimiento de

las demás propiedades petrofísicas. Existen varios métodos para efectuar la

estimación de “VSH”, entre los cuales se encuentra el uso de medidas obtenidas a

partir de:

a) Potencial espontáneo “SP”

b) Resistividad normal corta “RS”

c) Densidad – Neutrón

d) Rayos gamma

La opción de estimar volumen de arcilla “VSH” a partir de la curva “SP” fue

descartado ya que debido al poco contaste entre la salinidad de agua de formación y

la salinidad del lodo de perforación, hace que esta de forma general, tenga escaso

desarrollo, por lo cual, su uso cuantitativo no es aconsejable. La estimación de

“VSH” a partir de la curva de resistividad norma corta “RS”, no resulta conveniente

debido al irregular avance del contacto de agua en el yacimiento Lagunillas

Inferior 05, con el método densidad – neutrón, resulta efectivo, pero los registros

de neutrón solo existe para un bajo porcentaje de los pozos. Debido a estas razones

el cálculo de volumen de arcilla fue realizado a partir de la curva de rayos gamma

normalizada “GR_N”.

Para la selección del modelo de arcillosidad que ajuste a las arenas del

yacimiento Lagunillas Inferior 05, se procedió como primera opción al cálculo de

volumen de arcilla “VSH” con el índice de arcillosidad “Ish” o modelo lineal, el cual

está representado por la siguiente ecuación:

GRGR

GRNGRIsh

MINMAX

MIN

_ (3)

Adicionalmente fueron probados los siguientes modelos de Clavier, Steiber y uno

denominado compuesto con la finalidad de efectuar comparaciones y seleccionar el

que ajuste mejor a la arcillosidad medida en los núcleos mediante el método de



difracción de rayos X, descripción sedimentológica e inspección visual de los núcleos

tomado de los pozos TJ-1423 y PB-769. Este ultimo modelo, fue utilizado por Colina

(2003), en el caso que el índice de arcillosidad “Ish” provenía de cálculos efectuados

con la resistividad normal corta. En este caso fue probado con valores de “Ish”

proveniente de rayos gamma.

Modelo de Clavier:

)7.038.37.1 (2

IshVSH Clavier (4)

Modelo de Steiber:

Ish

IshVSH Steiber

5.1

*5.0 (5)

Modelo de la ecuación compuesta:

Para valores de Ish 0.55, se utiliza la ecuación:

100

)*100(*06078.0 58527.1IshVSH compuesto (6)

Para valores de 0.55 < Ish 0.73, se utiliza la ecuación:

81667.012.2 IshVSH compuesto (7)

Finalmente, para los valores de Ish > 0.73 se establece lo siguiente:

IshVSH compuesto (8)



Las figuras 19 y 20 presentan la comparación entre los resultados obtenidos del

volumen de arcilla utilizando los diferentes modelos considerados. En estas figuras

se puede notar que todos los modelos exceptuando el lineal presentan valores

similares de arcillosidad en intervalos de arenas masivas, pero en intervalos

arcillosos, el modelo compuesto muestra mejor resolución.

Figura 19. Comparación entre los resultados del volumen de arcilla derivado de varios modelos en el pozo clave TJ-1423.



Figura 20. Comparación entre los resultados del volumen de arcilla derivado de varios modelos en el pozo clave PB-769.

Las curvas de volumen de arcilla “VSH” derivadas de los modelos mencionados,

fueron comparadas con los valores de arcillosidad medidos en los núcleos. Los

resultados pueden ser observados en las figuras 21 y 22, las cuales presentan

ejemplos de la calibración del volumen de arcilla medido en núcleos y el derivado de



la curva normalizada de rayos gamma con los modelos lineal o índice de arcillosidad

“Ish”, Clavier “VSH_CLAVIER”, Steiber “VSH_STEIBER” y compuesto

“VSH_COMPUESTO“. En esta figura se puede observar la buena correspondencia

entre la curva “VSH_COMPUESTO“ y los valores de arcillosidad medidos en los

núcleos de los pozos TJ-1423 y PB-769. También, se puede notar que el modelo

compuesto presenta una mejor resolución en los intervalos arcillosos o sellos, lo

cual permite con facilidad identificar o separar los cuerpos arenosos de los

arcillosos.

Figura 21. Comparación entre los resultados de volumen de arcilla derivado de modelos lineal, Clavier, Steiber y compuesto con las muestras de núcleos del pozo TJ-1423.



Figura 22. Comparación entre los resultados de volumen de arcilla derivado de modelos lineal, Clavier, Steiber y compuesto con las muestras de núcleos del pozo PB-769.

La figura 23 muestra gráficamente la comparación entre el volumen de arcilla

calculado con el modelo lineal y los diferentes modelos probados. En esta figura se

puede apreciar que el modelo compuesto presenta una mejor definición de la

arcillosidad en los intervalos arenosos mientras que en la figura 24 presenta

mediante histogramas la comparación entre la distribución de los valores del



volumen de arcilla derivadas de los modelos lineal y compuesto de la curva

normalizada de rayos gamma. Mediante el análisis de estos histogramas, se puede

inferir que la distribución de volumen de arcilla derivada del modelo compuesto

presenta una mejor definición tanto de los cuerpos arenosos como los arcillosos.

0.00

0.20

0.40

0.60

0.80

1.00

0.00 0.20 0.40 0.60 0.80 1.00

Vsh

Ish

Lineal

Clavier

Steiber

Compuesto

Figura 23. Gráfico de comparación entre los volúmenes de arcilla calculados con el modelo lineal y los diferentes modelos probados.

Modelo Compuesto Modelo Lineal

Figura 24. Histogramas de comparación entre los volúmenes de arcilla calculados con el modelo lineal “Ish” y el modelo compuesto “VSH_COMPUESTO” de la curva de rayos gamma.



En vista de estos resultados, se consideró el modelo compuesto como él más

representativo para el yacimiento Lagunillas Inferior 05. Este modelo fue aplicado

para calcular el volumen de arcilla en los 438 pozos con curvas normalizadas de

rayos gamma “GR_N”. La curva de potencial espontaneo no fue seleccionada para

calcular el volumen de arcilla por presentar baja resolución o contraste en los

cuerpos de arenisca del yacimiento Lagunillas Inferior 05, especialmente en

areniscas saturadas por agua.

4.4.2 Modelo de Porosidad.

La curva normalizada de densidad de formación compensada “RHOB_N” fue

utilizada para calcular la porosidad “DPHI” mediante la ecuación:

fm

bmDPHI

(9)

Donde, “m” es la densidad de la matriz de formación, en este caso 2.65 g/cc y

“f” es la densidad del fluido utilizado en el perfilaje de los pozos, 1.0 g/cc. La

porosidad total “PHIT” fue tomada directamente de la curva “DPHI”, ya que ella

presenta valores similares a los medidos en los núcleos frente arenas masivas y

ligeramente arcillosas.

Las figuras 25 y 26 presentan la comparación entre la porosidad medida en los

núcleos y la porosidad total derivada de la curva de “RHOB_N”. En estas figuras se

puede apreciar la buena correspondencia entre la porosidad total de registros y la

porosidad de núcleos, especialmente en areniscas masivas con bajo contenido de

arcilla, como la observada en el núcleo del pozo PB-769.



Figura 25. Calibración de la porosidad total derivada de perfiles con la porosidad de núcleo del pozo TJ-1423.



Figura 26. Calibración de la porosidad total derivada de perfiles con la porosidad de núcleo del pozo PB-769.



4.4.2.1 Calculo de porosidad total en los pozos petrofísicos.

En la sección 4.4.2 se estableció el procedimiento para derivar la porosidad

“DPHI” a partir de la curva normalizada de densidad de formación compensada

“RHOB_N”. En los casos donde se detectaron intervalos con valores anómalos de la

curva RHOB_N, debido a malas condiciones de hoyo, se corrigieron mediante las

ecuaciones:

Miembro Bachaquero, Formación Lagunillas Inferior:

(10) VSHVSHNCORRHOB 2*2531,0*509,0995,1_

Miembro Laguna, Formación Lagunillas Inferior:

(11) VSHVSHNCORRHOB 2*41858,0*7244,00317,2_

Miembros Lagunillas Inferior, Formación Lagunillas y La Rosa, Formación La Rosa:

(12) VSHVSHNCORRHOB 2*5192,0*8736,095,1_

Estas relaciones, entre volumen de arcilla “VSH” y densidad de formación

“RHOB_N” fueron establecidas con datos tomados en intervalos de buenas

condiciones de hoyo proveniente de los 325 pozos petrofísicos. La figura 27,

muestra la data considerada y la data excluida en su determinación.

Inicialmente, se calculó la porosidad total “PHIT” directamente de los valores de

“DPHI” derivados de la curva “RHOB_N”, pero al observarse que los valores de

porosidad en intervalos arcillosos no cotejaban con los medidos en los núcleos, se

decidió derivar “PHIT” con la combinación de los perfiles normalizados “RHOB_N” y

neutrón compensado “NPHI_N”. En este cálculo de la porosidad total se asignó

mayor peso a la curva “DPHI”, ya que la porosidad derivada de la curva “NPHI”

presenta valores altos tanto en los intervalos de arenas arcillosas como en secciones

de lutita, los cuales al promediarlos con los valores de “DPHI” dan como resultado

una porosidad total sobre estimada. Las ecuaciones derivadas para calcular “PHIT”

se representan de la siguiente forma:




Para VSH <= 45%

)4

(DPHINPHI

DPHIPHIT

(13)

Para VSH > 45%

)8

(DPHINPHI

DPHIPHIT

(14)

Figura 27. Gráficos para la determinación de relación de RHOB_N y VSH para los Miembros Bachaquero (gráfico superior izquierdo), Laguna (superior derecho), Lagunillas Inferior y La Rosa (inferior).

VSHVSHRHOB NCOR *253,02

*509,0995,1_

Bachaquero

VSH_N

Laguna

VSHVSHRHOB NCOR 41858,02

7244,00317,2_

VSH_N

RHOB

Lagunillas Inferior y La Rosa

VSHVSHRHOB NCOR 5192,02

8736,095,1_

VSH_N

RHOB

RHOB


Para calcular “PHIT”, en los pozos con solamente perfiles “RHOB_N”, fue

necesario establecer una relación entre “DPHI” y “PHIT” utilizando los pozos con

perfiles “RHOB_N” y “NPHI” (ver la figura 28). La ecuación establecida para calcular

“PHIT” en función de “DPHI”, para los Miembros Bachaquero, Laguna, Lagunillas

Inferior de la Formación Lagunillas y La Rosa de la Formación La Rosa, se

representa de la siguiente forma:

DPHIDPHIPHIT 1122,02

937,005.0 (15)

DPHIDPHIPHIT 1122,02

937,005,0

Figura 28. Relación entre porosidad total “PHIT” calculada con densidad de formación normalizada “RHOB_N” y neutrón compensado “NPHI” y la porosidad total “DPHI” obtenida a partir de la curva de densidad de formación “RHOB_N”.




4.4.2.2 Calculo porosidad efectiva en los pozos petrofísicos.

Utilizando los valores de volumen de arcilla (VSH) y la porosidad total (PHIT)

establecidos, se calculó la porosidad efectiva “PHIE” mediante la siguiente ecuación:

) 0.1(* VSHPHITPHIE (16)

Las figuras 29 y 30 presentan la comparación entre la porosidad medida en los

núcleos y la porosidad total y efectiva derivada de las curvas “RHOB_N” y

“NPHI_N”. En las mismas puede apreciarse una buena correspondencia entre la

porosidad total de registros con la porosidad de núcleos.

Figura 29. Calibración de la porosidad total y efectiva derivada de perfiles con la porosidad de núcleo del pozo TJ-1423.

PHIT

PHIE

PHI_NUC

VCLAY NU


VCLAY_NUC

PHIE

PHIT

PHI NUC

Figura 30. Calibración de la porosidad total y efectiva derivada de perfiles con la porosidad de núcleo del pozo PB-769.

4.4.3 Tipos de Rocas

Las facies litológicas descritas y las propiedades de núcleos son esenciales para el

desarrollo y calibración del modelo de tipos de roca, que puede derivarse de la

evaluación petrofísica de los perfiles de pozos. La descripción sedimentológica

realizada a los núcleos de los pozos TJ-1423 y PB-769 permitió caracterizar ocho

facies litológicas (facies arenosa: S11, S11M, S2, S2B, y HS; facies lutíticas: ST, HL

y L) en la sección estratigráfica del yacimiento Lagunillas Inferior 05. El espesor de

las facies litológicas varía en la escala de pulgadas y en algunos casos sobrepasa la



escala de pies, lo cual hace difícil la calibración de los tipos de roca identificados por

perfiles de pozos. Los reportes de Investigación geológica de los núcleos de los

pozos TJ-1423 y PB-769 efectuado por CoreLab (2005), presenta una descripción

detallada de cada una de las facies litológicas y ambientes sedimentarios

establecidos.

El análisis de los resultados de las pruebas convencionales y especiales de

núcleos (porosidad, permeabilidad absoluta/relativa y presión capilar) permitió

verificar el nivel de complejidad y heterogeneidad de las areniscas que integran el

yacimiento Lagunillas Inferior 05.

Para desarrollar el modelo de tipos de roca, de la sección estratigráfica del

yacimiento Lagunillas Inferior 05, se analizó toda la data normalizada de los pozos

claves, es decir, las curvas “RHOB_N”, “NPHI_N”, “GR_N”, “RS_N” y “RT_N”,

descripción sedimentológica y propiedades de núcleos.

Inicialmente, se analizó la relación entre el volumen de arcilla (VSH) y la

porosidad efectiva (PHIE). Esto se realizó mediante su representación gráfica en la

figura 31, donde se observó una moderada dispersión en los valores de PHIE a

niveles similares de VSH. Esto demuestra el bajo grado de heterogeneidad y

variabilidad entre los tipos de roca, que han resultado de la leve acción de eventos

diagenéticos en el yacimiento Lagunillas Inferior.

Seguidamente se analizó la relación entre VSH, PHIE y la resistividad RT_N

lográndose observar en la figura 32 una buena relación entre el incremento de los

valores de RT con la calidad de la roca, representada por la reducción de VSH y el

incremento de PHIE. Esto aplica únicamente en areniscas saturadas por petróleo y

agua irreducible. En areniscas saturadas por agua (por debajo del contacto agua-

petróleo) y petróleo residual (intervalos barridos por agua), la calidad de la roca es

independiente del valor de la resistividad observada en los perfiles.



PHIE

VSH_N

Figura 31. Gráfico volumen de arcilla “VSH” y porosidad efectiva “PHIE”

Figura 32. Gráfico volumen de arcilla “VSH”, porosidad efectiva “PHIE” y Resistividad verdadera normalizada “RT_N”.



Posteriormente se analizó la relación entre “VSH”, “PHIE” y la permeabilidad

medida en los núcleos a presión de sobrecarga de 2000 lpc observándose una

buena correspondencia entre el incremento de permeabilidad con la calidad de la

roca, representada por la reducción de “VSH” y el incremento de “PHIE”, tal como

puede observarse en la figura 33.

Figura 33. Gráfico volumen de arcilla “VSH”, porosidad efectiva “PHIE” y permeabilidad absoluta “Kabs” medida en los núcleos TJ-1423 y PB-769.

Finalmente, se analizó la relación entre “VSH”, “PHIE” y facies litológicas donde

se observó una buena correspondencia entre las facies litológicas de areniscas

(S11M, S11, S2, S2B y HS) con los valores de “VSH” inferiores al 45% y “PHIE”

entre 41% y 18 %, respectivamente. También, se notó una buena relación entre las

facies litológicas de rocas compuestas de limolita, lutita arenosa y lutita (ST, HL y L)

con el incremento de los valores de “VSH” sobre el 45% y la reducción drástica de

los valores de “PHIE” como puede verse en la figura 34.




Figura 34. Gráfico de porosidad efectiva (PHIE_N), volumen de arcilla (VSH_N) y facies litológicas de núcleos.

En la figura 35 puede observarse, que a pesar de la diferencia de escala entre la

data de núcleos y los perfiles de pozos, se pudo desarrollar un modelo de tipos de

roca a partir del análisis de las relaciones entre volumen de arcilla, porosidad

efectiva, resistividad (en areniscas saturadas por petróleo y agua irreducible), facies

litológicas y permeabilidad. El modelo de tipos de roca se fundamenta en siete

rangos de valores de “VSH” y “PHIE” representativos de cada tipo de roca,

condicionados a los tipos de facies litológicas, tamaño de poro, permeabilidad y

resistividad.

S11,S11M

HS

S2B

ST

HL

L

CARBON



Figura 35. Modelo de tipo de roca establecido para el yacimiento Lagunillas Inferior 05.

El modelo de tipos de roca, desarrollado con la información de los pozos claves,

fue extendido a los 325 pozos petrofísicos y 115 pozos no petrofísicos del área de

estudio. Este modelo puede ser utilizado con confianza en los pozos con datos de

porosidad efectiva derivada de las curvas “RHOB_N” y “NPHI” y volumen de arcilla,

pero su nivel de incertidumbre se incrementa en los pozos donde la porosidad

efectiva sea establecida por correlación de propiedades. La representación gráfica

de los tipos de roca y facies litológicas de núcleos se presenta en la tabla 3.

FACIES LITOLOGICAS TIPOS DE ROCA

S11 S11M

S11M

S2 S2B

HS

HL

L

VSH

PHIE


Tabla 3. Representación gráfica de los tipos de roca establecido para el área de estudio.

Tipos de

Roca

Representación gráfica

Rango de valores VSH [%] PHIE [%] Kabs [%]

Facie litológica equivalente Descripción

1

VSH <= 15 PHIE >= 32 Kabs > 1500

S11M Grano medio a fino. Arena

Limpia. Excelente roca yacimiento.

2

15 < VSH <= 25 25 <= PHIE < 32

500 < Kabs <= 1500 S11

Grano fino a muy fino. Arena limpia a ligeramente

arcillosa. Buena roca yacimiento

3

25 < VSH <= 35 20 <= PHIE < 25

Kabs < 500

S2 S2B

Grano muy fino. Arena arcillosa y laminar. Regular

roca yacimiento

4

35 < VSH <=45 15 <= PHIE < 20

Kabs < 500 HS

Grano muy fino. Arena heterolítica. Pobre

arcillosa

5

VSH <= 45 PHIE < 15 Kabs < 10

Roca no yacimiento. Apretada

6

45 < VSH <= 70 HL Grano muy fino. Arcillas limolíticas. Roca sellante

7

VSH > 70 L Lutítica, sellante

4.4.4 Permeabilidad absoluta

La distribución de porosidad y permeabilidad medida en los núcleos con volumen

de arcilla y tipos de roca establecidos por perfiles de pozos, fueron analizadas

gráficamente para desarrollar el modelo de permeabilidad de las arenas del

yacimiento Lagunillas Inferior 05. En la figura 36 se puede observar una buena

concordancia entre el incremento de permeabilidad con la reducción del volumen de

arcilla e incremento de la porosidad, lo cual esta representado por el tipo de roca ó

calidad de la arenisca. También. En la figura 37 se muestra la distribución de

permeabilidad en función de la porosidad y radio de apertura de poros medido en

los núcleos de los pozos TJ-1423 y PB-769, respectivamente. Se observó una buena

relación entre dichas propiedades de la roca.



Figura 36. Porosidad y permeabilidad de núcleos en función del volumen de arcilla (izquierda) y tipos de roca (derecha).

Figura 37. Muestra de análisis especiales de radio de apertura de poros y distribución de tamaño en las muestras analizadas con inyección de mercurio en los núcleos de los pozos TJ-1423 y PB-769.



Considerando los resultados de los análisis anteriores, se derivó la siguiente

correlación de permeabilidad absoluta “Kabs” en función de la porosidad total

“PHIT” y el volumen de arcilla “VSH”, respectivamente.

)*33,4*05461,06627,1(10 VSHPHITKabs (17)

Donde, las unidades de Kabs están dadas en mD, PHIT y VSH en fracción,

respectivamente. Acorde con los datos de núcleos se estableció un limite máximo de

permeabilidad en 8.000 mD. En la figura 38 se representa la correlación establecida

de permeabilidad en función de la porosidad total y el volumen de arcilla para las

areniscas de yacimiento Lagunillas Inferior 05. Las figuras 39 y 40 muestran la

comparación entre las distribuciones de permeabilidad calculadas mediante la

ecuación establecida y la medida en los núcleos.

Los valores de permeabilidad derivados a partir de la correlación establecida se

ajustan razonablemente a los medidos en los núcleos de los pozos TJ-1423 y

PB-769, lo cual puede ser observado en los gráficos de la evaluación petrofísica de

las figuras 41 y 42.

Figura 38. Correlación establecida con volumen de arcilla y porosidad total medida en núcleos de los pozos TJ-1423 y PB-769 para cálculo de permeabilidad absoluta.



Figura 39. Comparación entre la permeabilidad calculada y obtenida de Núcleos en función de los tipos de roca.

Figura 40. Comparación entre las distribuciones de permeabilidad y porosidad medidas en los núcleos y las establecidas por perfiles.



VCLAY_NUC

PERM_NUC

PERM_CALC.

TIPOS DE ROCAS

PHI_NUC

PHIT

PHIE

Figura 41. Calibración de la permeabilidad derivada de perfiles con la de núcleos en el pozo TJ-1423.



VCLAY_NUC

PERM_CALC. TIPOS DE

PERM_NUC

PHI_NUC

PHIT

PHIE

Figura 42. Calibración de la permeabilidad derivada de perfiles con la de núcleos en el pozo PB-769.



4.4.5 Modelo de saturación de agua.

La saturación de agua de las areniscas del yacimiento Lagunillas Inferior 05, en

los pozos claves, se calculó mediante la aplicación de los modelos con corrección por

arcillosidad de Simandoux modificado e Indonesia, así como también con el modelo

básico de Archie, para calibrar los resultados de estos modelos en arenas con

contenidos bajos de arcilla (VSH<10%).

4.4.5.1 Gradiente de temperatura

En el estudio el estudio realizado por Exgeo (2001) se determinó un gradiente de

temperatura de pruebas de PVT, lo cual dio como resultado un gradiente geotérmico

de 1,53ºF/100 pies, con promedio de temperatura en superficie de 89ºF, el cual se

resume en la siguiente expresión:

Pt *0153.0496,89 (18)

Donde t es la temperatura de formación calculada (ºF) a la profundidad P (pies).

4.4.5.2 Determinación de la saturación de agua irreducible “Swir”.

Para estimar la saturación inicial de agua en el yacimiento Lagunillas Inferior 05,

se tiene datos de presión capilar y mediciones de permeabilidad relativa en el

núcleo del pozo TJ-1423. Ambas pruebas pueden indicar la saturación inicial de

agua, pero hay diferencias importantes entre ambas técnicas de medición.

La figura 43 muestra los datos de saturación inicial de agua reportados en los dos

experimentos. Como puede notarse, las dos fuentes de datos muestran tendencias

distintas en el gráfico contra la calidad de roca. Con la data proveniente de las

pruebas de presión capilar se evidencia menos saturación de agua irreducible en la

roca de mejor calidad. En contraste, los datos de permeabilidad relativa muestran

muy poca diferencia entre los distintos tipos de roca. En muestras de alta

permeabilidad la diferencia es considerable.

Para explicar esta diferencia, es necesario entender el procedimiento empleado

en cada prueba. En las pruebas de presión capilar, LA diferencia entre la presión en

el agua y el petróleo esta forzada en la centrífuga y la entrada y salida de fluidos es



medida. Sabiendo el volumen de fluidos y el volumen poroso, la saturación dentro

de la muestra está calculada. En contraste, en las pruebas de permeabilidad

relativa, la saturación de agua irreducible está determinada por desplazar el agua

de la muestra saturada con aceite hasta que llegue a una estabilidad. Sabiendo la

cantidad de agua y aceite entrando y saliendo de la muestra y el volumen poroso,

se determina la saturación irreducible.

0,6

Swi (Kr) Swi (Pc = 20)0,5

0,4 Swi

0,3

0,2

0,1

0,0 0 20 140 40 60 80 100 120

SQRT(k/phi)

Figura 43. Datos de Saturación irreducible de agua proveniente de los análisis especiales de núcleo del pozo TJ-1423.

En las pruebas de presión capilar, se sabe exactamente el nivel de presión capilar

dentro de la muestra. Sin embargo, en las de permeabilidad relativa, la presión en

cada fase (agua y aceite) no es medida. Solamente es medida la presión en la

entrada y salida de la muestra. Por tal motivo, no se sabe cual es el nivel de presión

capilar representativa de los fluidos en la muestra, pero seguramente es menos que

la diferencia de presión medida en la entrada y salida de la muestra. En el

yacimiento la distribución inicial de los fluidos está controlada por la presión capilar

debido a diferencias de densidad entre agua y petróleo. Por eso, la saturación de

agua irreducible indicada por presión capilar probablemente es más precisa. Basado

en los datos de presión capilar, se estimó la saturación promedio para los tres tipos

de roca productora definidos en la sección 4.4.3. La tabla 4 muestra dichos valores.



Tabla 4. Saturación de agua irreducible promedio por tipo de roca productora.

Tipo de Roca Porosidad Promedio Swir

1 0,35 0,15

2 0,30 0,25

3 0,25 0,30

La distribución de fluidos original del yacimiento Lagunillas Inferior 05 ha variado

considerablemente, debido a su alto nivel de explotación lo cual ha controlado la

dirección y avance tanto del agua original del acuífero como la inyectada a partir de

1959. Consecuentemente, no se puede utilizar directamente la saturación de agua

estimada por perfiles para calcular o determinar el petróleo original en sitio. Por lo

tanto, es necesario estimar la saturación de agua inicial sobre el contacto agua

petróleo original, mediante él calculo de la saturación de agua irreducible “Swir”. La

ecuación derivada para calcular “Swir” a partir de la tendencia mostrada en las

pruebas de presión capilar de la figura 42 se representa de la siguiente forma:

)24,1

0082,00,1

5,0(

PHIKabs

S wir (19)

Donde, las unidades de Kabs y PHI están dadas en mD y fracción, respectivamente.

4.4.5.3 Cálculo de saturación de agua a partir de modelos conocidos.

El modelo de Archie fue derivado para calcular la saturación de agua en areniscas

limpias, donde no es necesario efectuar corrección por arcillosidad, ya que no

contienen componentes arcillosos que afecten las medidas de la resistividad

verdadera de la formación. La ecuación básica de este modelo esta representada de

la manera siguiente:

)(/1

_

RPHIT

R

TmW

na

S ARCHIEW (20)



Donde:

a es la constante de Archie o factor de tortuosidad.

m es el exponente de cementación.

n es el exponente de saturación.

PHIT representa la porosidad total (fracción).

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

RW es la resistividad del agua de formación a la temperatura del

Yacimiento (Ohm.m).

El modelo de Simandoux modificado fue diseñado para calcular y corregir los

valores de saturación de agua en areniscas arcillosas, donde la presencia de

componentes arcillosos dispersos en el medio poroso incrementan la conductividad

o reducen la resistividad verdadera de la formación. Este modelo esta representado

por la ecuación siguiente:

)( ____ )0.1(

/1

S MODSIMWMODSIMW

RPHIEmVRa

VRPHIE

mRa

n

SH

SHWSH

T

WS (21)

Donde:




PHIE representa la porosidad efectiva (fracción).


RSH es la resistividad de la lutita (Ohm.m).


Yacimiento (Ohm.m).

VSH representa el volumen de arcilla (fracción).

El modelo de Indonesia (Poupon-Leveaux) también fue diseñado para calcular y

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

presencia de componentes arcillosos dispersos en el medio poroso incrementan la



conductividad o reducen la resistividad verdadera de la formación. Este modelo fue

desarrollado en vista del resultado optimista de la saturación de agua calculada con

el modelo de Simandoux modificado. La ecuación que representa al modelo de

Indonesia tiene la siguiente forma:

)( 1

)21( /2

_ RPHIEm

TRWaTSH

V n

RR

VSHSH

S INDW

(22)

Donde:




PHIE representa la porosidad efectiva (fracción).


RSH es la resistividad de la lutita (Ohm.m).


Yacimiento (Ohm.m).

VSH representa el volumen de arcilla (fracción).

En la figura 44 se presenta la distribución de saturación de agua, en función de la

resistividad verdadera normalizada y el volumen de arcilla, calculada para los pozos

claves con los parámetros petrofísicos establecidos y modelos mencionados.



Figura 44. Comparación entre la distribución de saturación de agua calculada mediante los modelos de Archie, Simandoux e Indonesia en los pozos claves.

MODELO DE INDONESIA

MODELO DE SIMANDOUX MODIFICADO

MODELO DE ARCHIE

Del análisis de estos gráficos, se pueden efectuar los siguiente comentarios:

La distribución de saturación de agua, derivada del modelo de Simandoux

modificado, presenta valores muy optimistas en comparación con los resultados

de los modelos de Archie e Indonesia. Esto se puede observar especialmente en



el rango de arcillosidad inferior al 10 %, donde la saturación de agua derivada

de este modelo es extremadamente baja con respecto a la calculada con los

modelos de Archie e Indonesia.

La distribución de saturación de agua, derivada del modelo de Indonesia,

presenta valores parecidos o levemente inferiores a los obtenidos del modelo de

Archie en el rango de arcillosidad inferior al 10%.

La distribución de saturación de agua, derivada del modelo de Indonesia,

presenta valores en el rango esperado de agua irreducible (10% a 35%)

medidos en los núcleos mediante pruebas de presión capilar y permeabilidad

relativa.

Los valores de saturación de agua, derivados de los modelos con corrección por

arcillosidad (Simandoux modificado e Indonesia) y sin corrección (Archie), fueron

comparados con los valores de saturación de agua irreducible medidos en los

núcleos mediante pruebas de presión capilar y permeabilidad relativa. También, se

verificó la efectividad de los intervalos abiertos a producción con respecto a los

valores de saturación de agua e hidrocarburo derivados de los modelos analizados.

Como resultado del análisis efectuado, se concluyó que la distribución de saturación

de agua, derivada del modelo de Indonesia con los parámetros establecidos, se

ajusta con mayor aproximación a los valores de saturación de agua irreducible

medidos en los núcleos. En la figura 45 se muestra, para los pozos claves, la

relación entre la resistividad verdadera normalizada y la porosidad efectiva (gráfico

de Pickett) en función de la distribución de saturación de agua calculada con el

modelo de Indonesia y los parámetros establecidos en la sección 4.2.

Finalmente por las razones expuestas la saturación de agua fue calculada en los

325 pozos petrofísicos y 115 pozos sin control de porosidad mediante la aplicación

del modelo de Indonesia.



PARAMETROS a = 1.0 m = 1.69 n = 1.73 Rw = 0.66 ohm.m TEMP = 150 ºF SALINIDAD 4.200 ppm equiv.NaCl DENSIDAD-MATRIZ D = 2.65 g/cc

Figura 45. Gráfico de Pickett - Distribución de saturación de agua y petróleo en el yacimiento Lagunillas Inferior 05.

4.5 Correlación de propiedades.

El 15% de los pozos (325 pozos) perforados en el área de estudio presentan

registros de densidad de formación “RHOB”, necesarios para derivar la porosidad

total y efectiva que se utiliza en los modelos de tipos de roca, permeabilidad

absoluta y saturación de agua. Las propiedades petrofísicas establecidas para estos

pozos podrían ser utilizadas directamente en la construcción de mapas, pero no

representarían el control total de los pozos perforados en el área. Por lo tanto, para

estimar la porosidad total y efectiva en los pozos sin curva “RHOB” fue necesario

desarrollar una metodología mediante la cual se establece una serie de relaciones

entre las propiedades petrofísicas derivadas de los pozos que si la poseen.

Adicionalmente, para los pozos que no poseen resistividad verdadera “RT_N”, se



deriva una relación que permita el calculo de la misma en caso de ausencia parcial o

total de la misma

4.5.1 Determinación de correlación para cálculo de porosidad efectiva

La distribución de porosidad efectiva y volumen de arcilla establecida en los pozos

con curvas “RHOB”, fue analizada independientemente para los Miembros

Bachaquero, Laguna, Lagunillas Inferior de la Formación Lagunillas y La Rosa de la

Formación La Rosa. En la figura 46 se pueden observar las distribución de la

porosidad efectiva en función del volumen de arcilla y sus respectivas correlaciones.

A continuación se presenta las funciones de porosidad efectiva establecidas para los

Miembros:

Bachaquero:

VSHVSHCALCPHIE 21774,05664,0389,0_ (23)

Laguna:

VSHVSHCALCPHIE 21774.05664,0389,0_ (24)

Lagunillas Inferior:

VSHVSHVSHCALCPHIE 309476.041188.07244,040728,0_ 2 (25)

La Rosa

VSHVSHVSHCALCPHIE 321734.046016.053247,028965,0_ 2 (26)




Figura 46. Correlaciones de porosidad efectiva “PHIE” en función del volumen de arcilla “VSH” para los Miembros Bachaquero, Laguna y Lagunillas Inferior de la Formación Lagunillas y La Rosa de la Formación La Rosa.

4.5.2 Determinación de correlación para calculo de resistividad verdadera.

El 2% de los pozos (50 pozos) ubicados en el área de estudio no presenta curva

de resistividad de investigación profunda o resistividad verdadera de la formación

“RT_N”, necesarias para calcular la saturación de agua. Por lo tanto, se utilizó los

valores de las curvas normalizadas de resistividad somera “RS_N” y profunda

“RT_N” del resto de pozos, para derivar una correlación entre ambas:

08251.0_08251,1__ NRSCALCNRT (27)

La figura 47 muestra el despliegue gráfico de esta relación. De esta manera, se

podrá calcular la curva “RT_N_CALC” a partir de los valores de la curva “RS_N”.

LAGUNILLAS INFERIOR

VSHVSHPHIE 21774,05664,0389,0 VSHVSHPHIE 21774.05664,0389,0

VSHVSHVSHPHIE 321 09476.01884.07244,040728,0 VSHVSHVSHPHIE 321 09476.01884.07244,040728,0

LA ROSA

BACHAQUERO LAGUNA


08251.0_08251,1__ NRSCALCNRT

Figura 47. Correlación de resistividad verdadera “RT_N” en función de la resistividad somera “RS_N”.

Una vez establecidas las correlaciones de porosidad efectiva en función del

volumen de arcilla y resistividad verdadera en función de la resistividad somera,

posibilitará la evaluación petrofísica del resto de pozos sin control de porosidad que

no fueron incluidos en el proyecto.

4.6 Determinación de valores limites de propiedades petrofísicas.

Los resultados de la evaluación petrofísica fueron analizados conjuntamente con

los datos de núcleos e intervalos abiertos a producción, para determinar los valores

límites de las propiedades petrofísicas utilizados en la selección de la arena neta

total “ANT”, arena neta “AN” y arena neta petrolífera “ANP”. La diferencia planteada

entre ANT y AN radica que en la primera se cuantifica como arena la roca

heterolítica o tipo 4, mientras que en la segunda se omite. Esto es debido a que por

las características de espesor de la misma (intervalos menores a 3 pies), es difícil



de cuantificar en la escala de registro debido a la resolución vertical de las

herramientas de perfilaje.

Basado en la descripción sedimentológica de núcleo y la comparación de esta con

la tipificación de roca generada en los pozos claves, permitió identificar como roca

productora las tipificadas como 1, 2 y 3. Es necesario resaltar que los valores de

ANP obtenidos no se utilizaran para determinar el petróleo original en sitio “POES”,

debido a que ésta solo refleja las condiciones dinámicas existentes al momento de

la corrida de registros. La saturación de agua corte fue obtenido de las pruebas de

permeabilidad relativa agua petróleo realizadas en muestras con diferentes

calidades de roca en el núcleo del pozo TJ-1423, con rangos que oscilan entre 58%

y 64%, por lo cual, 60% puede considerarse como valor límite en el cual la

permeabilidad relativa al petróleo comienza a ser inferior a la del agua (punto de

corte entre las curvas de permeabilidad relativa) para el yacimiento Lagunillas

Inferior 05. La figura 48 muestra las curvas de permeabilidades relativas para 10

muestras del núcleo del pozo TJ-1423.

En la tabla 5 se presenta los valores límites establecidos de las propiedades

petrofísicas para determinar espesor de ANP en el yacimiento Lagunillas Inferior 05.

Para la cuantificación de ANT aplican los mismos cortes petrofísicos, a excepción del

correspondiente a la saturación de agua “Sw”.

Tabla 5. Cortes petrofísicos para el yacimiento Lagunillas Inferior 05.

Miembro/Formación VSH [%] PHIE [%] SW [%] Tipos de Roca

Lagunillas Inf./Lagunillas <=35,0 >=20,0 <=60,0 1, 2 y 3

La Rosa/La Rosa <=45,0 >=12,0 <=65,0 1, 2, 3 y 4




Figura 48. Curvas de permeabilidades relativa agua-petróleo del núcleo TJ-1423.

0,001

0,010

0,100

1,000

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

Sw [fracción Vp]

Kr

[fra

cció

n]

Krw

Kro

0,001

0,010

0,100

1,000

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

Sw [fracción Vp]

Kr

[fra

cció

n]

Krw

Kro

0,001

0,010

0,100

1,000

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

Sw [fracción Vp]

Kr

[fra

cció

n]

Krw

Kro

0,001

0,010

0,100

1,000

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

Sw [fracción Vp]

Kr

[fra

cció

n]

Krw

Kro

0,001

0,010

0,100

1,000

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

Sw [fracción Vp]

Kr

[fra

cció

n]

Krw

Kro

0,001

0,010

0,100

1,000

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

Sw [fracción Vp]

Kr

[fra

cció

n]

Krw

Kro

0,001

0,010

0,100

1,000

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

Sw [fracción Vp]

Kr

[fra

cció

n]

Krw

Kro

0,001

0,010

0,100

1,000

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

Sw [fracción Vp]

Kr

[fra

cció

n]

Krw

Kro

0,001

0,010

0,100

1,000

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

Sw [fracción Vp]

Kr

[fra

cció

n]

Krw

Kro

0,001

0,010

0,100

1,000

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

Sw [fracción Vp]

Kr

[fra

cció

n]

Krw

Kro

K=320 mD Phi=33%

K=427 mD Phi=33%

Swc=60% Swc=58%

K=1183 mPhi=

D 3 K=987 mD

Phi=32% 4%

Swc=60% Swc=63%

K=4209 mPhi=

D 38%

K=3720 mD Phi=3 4%

Swc=63% Swc=62%

K=1129 mD Phi=33%

K=2613 mPhi=

D 3 4%

Swc=62% Swc=62%

K=198 mD Phi=31% K=1144 m

Phi=D

33%

Swc=59% Swc=64%

Capitulo V. Presentación e integración de resultados

CAPITULO V

PRESENTACIÓN E INTEGRACIÓN DE RESULTADOS

5.1 Mapas de propiedades petrofísicas preliminares.

Con el propósito de analizar y validar la distribución espacial de las propiedades

de la roca, establecidas durante el estudio petrofísico, se elaboró una serie de

mapas preliminares de arena neta “AN”, arena neta petrolífera “ANP”, arena neta

barrida por agua “ANA”, arena neta gasífera “ANG”, porosidad efectiva,

permeabilidad absoluta, volumen de arcilla, calidad de roca, saturación de agua

irreducible y columna equivalente de hidrocarburo. Para la elaboración de estos

mapas se generaron sumarios utilizando los valores límites establecidos. Los

sumarios y mapas fueron generados mediante el programa MapView de la aplicación

PetroWorks, plataforma OpenWorks. En la elaboración de los mapas se utilizaron los

sistemas de fallas y limites del yacimiento establecidos en los estudios realizados

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


El control de calidad de los mapas se orientó a la identificación de áreas de

inconsistencia ó de valores anómalos de las propiedades petrofísicas. También, se

efectuó un control de la orientación de los cuerpos arenosos y sus propiedades

petrofísicas según la dirección de sedimentación y control geológico establecido en

los mapas de arena neta. Los pozos identificados con valores anómalos de

propiedades petrofísicas fueron re interpretados acorde con los resultados de los

pozos vecinos y posteriormente incluidos en los sumarios finales. La figura 49

presenta los mapas de arena neta, columna equivalente de hidrocarburo original,

calidad de roca, permeabilidad absoluta, arena neta saturada por agua y arena neta

gasífera del yacimiento Lagunillas Inferior 05. Estos mapas, aun cuando fueron

realizados con valores promedios de las unidades LLA, LLB, LLC y LLD y La Rosa

proveniente de las evaluaciones petrofísicas, concuerda con el modelo geológico y

sedimentológico del yacimiento, ya que puede observase la distribución de roca de

calidad tipo 1 en la zona de canales centrales. En relación al mapa de columna de

agua, es solo considerado como referencia, ya que en la elaboración del mismo

existen pozos perforados en diferentes épocas, sin embrago, puede observarse el


mayor avance en forma adedada en la zona central, donde se puede observarse la

zona de canales preferenciales, donde además existe la mayor cantidad de pozos

productores.

Es notorio mediante la conjunción de estos mapas, la zonificación del yacimiento

en tres partes. La zona norte donde se observa menor espesor de arena y la

petrofacies predominante es de tipo 2. La zona central, donde predomina la roca de

mejor calidad y los mayores espesores; y finalmente la zona sur de características

similares a la norte.



Figura 49. Mapas preliminares de propiedades petrofísicas del yacimiento Lagunillas Inferior 05.

CAPO 4375’

COLUMNA EQUIV. DE PETROLEO (CEP)

ARENA NETA (PIES)

CEP (BLS / ACRE)

< 60,000

> 50

< 50

0,000> 300

ARENA NETA (AN)

CALIDAD DE ROCA

1

2

3

CALIDAD DE ROCA PERMEABILIDAD ( mD)

PHI PERM > (%) (mD)

< 1500 > >33 >1500

>26 500 - 1500 < 500

>18 <500

PERMEABILIDAD

ARENA NETA SATURADA POR AGUA

0 -

> 0

5

10

ARENA NETA SATURADA

ARENA NETA SATURADA POR

GAS (PIES)POR AGUA (PIES)

< 5< 5

> 5 5> 150

ARENA NETA SATURADA CON GAS



5.2 Comparación de mapas de calidad de roca con el modelo

sedimentológico.

Los mapas de calidad de roca se construyeron con la finalidad de visualizar las

tendencias de las facies petrofísicas. Estos mapas pueden servir de guía para

confirmar los ambientes geológicos identificados en el estudio de geología y

sedimentología realizado por Exgeo (2001).

La variable calidad de roca corresponde al valor promedio de las facies

petrofísicas arenosas identificadas. Esta variable es estimada a partir de las

petrofacies arenosas 1, 2 y 3. La región de roca denominada “4” en los mapas de

calidad de roca agrupa por razones prácticas, el resto de los tipos de roca descritos

en la sección 4.4.3.

Como se ha indicado Anteriormente, los mapas de calidad de roca nos pueden

ayudar a identificar ambientes geológicos diferentes dentro de cada unidad en el

estudio y adicionalmente nos puede dar una idea de los arreglos entre las facies

petrofísicas que de alguna manera están asociadas a las facies geológicas. Los

mapas son útiles para confirmar que la interpretación geológica y sedimentológica

se está representando. Las figuras 50, 51, 52, 53 presentan los mapas de

isopropiedades, distribución de calidad de roca y facies interpretados en las

unidades LLA, LLB, LLC, LLD y La Rosa respectivamente. Al igual que las otras

propiedades, la distribución muestra bien la alta calidad de roca en la zona de

canales. En la figura 54 se muestra el mapa de calidad o región de roca para La

Rosa, el mapa de facies de la unidad La Rosa no es presentado debido a que no fue

interpretado. Se distinguen las unidades LLA superior y La Rosa como las de menos

calidad, aún cuando esta unidad es la que posee menos información, ya que su

desarrollo es mayor en la parte norte del yacimiento, cercana al yacimiento

Lagunillas Inferior 03.

En el estudio sedimentológico del Miembro Lagunillas Inferior, Stapor (1998)

hace referencia a tres principales tipos de facies arenosas: canal, margen proximal

y margen distal. La comparación entre los mapas de tipo de roca concuerda bien

con el modelo conceptual de Stapor y muestra que la distribución de propiedades

coincide con la descripción sedimentológica.



Porcentaje de arena Poro vasidad efecti Permeabilidad absoluta [mD]

Figura 50. Comparación de mapas de isopropiedades (arriba), calidad de roca (abajo izquierda) y el mapa de facies (abajo derecha) para la unidad LLA. Las facies interpretadas por Stapor (1998), son canales centrales (amarillo), interfluvio (rojo), canales secundarios (marrón) y zonas de poca arena (marrón claro).

SISTEMA DECANALES

(PLANICIE DELTAICA BAJA PROXIMAL)

ZONA D

E

BAJA

RESISTI

VIDAD

LIMITE

(ABANICO DE

CANAL)

INTERFLUVIO

SISTEMA DE CANALES CENTRALES

LINEA DE CAMBIO

LLANURA DE INUNDACION(POCA ARENA)

NUCLEO CON INFORMACION

FORAMINIFEROS

CARBON

OTROS FOSILES

ZONA DE POCA ARENA

LIMITE APROXIMADO DE

CARBON (ENCIMA LLA)

CAN

AL IN

CIS

O

(PARTE NORTE)

DE FACIES

CANALES IDENTIFICADOS

SUR DEL CARBON (APROXIMADO)

PALEONTOLOGICASISTEMA DE CANALES INTERFLUVIO

LIMITE OFICIAL LL05

FALLAS LLA

ESTUDIO INTEGRADO TIA JUANA LAGOYACIMIENTO LL-05

LAGUNILLAS INFERIOR(UNIDAD LLA)

FACIES

1 2 3 41 2 3 41 2 3 4

0 50 80 20 50 200 5000

Tipos de roca



Porcentaje de arena [%] Porosidad efectiva [%] Permeabilidad absoluta [mD]

Figura 51. Comparación de mapas de isopropiedades (arriba), calidad de roca (abajo izquierda) y el mapa de facies (abajo derecha) para la unidad LLB. Las facies interpretadas por Stapor (1998), son canales centrales (amarillo), interfluvio (rojo), canales secundarios (marrón) y zonas de poca arena (marrón claro).

1 2 3 41 2 3 41 2 3 4

0 50 80 20 200

Tipos de roca

(PARTE

NORTE

)

INTERFL

UVIO

SISTEMA DE CANALES CENTRALES

LINEA DE CAMBIO

FACIES DETRANSICION

(POCA ARENA)

SISTE

MA DE C

ANALES

DE FACIES


FORAMINIFEROS

CARBON

OTROS FOSILES

ZONA DE POCA ARENA


CARBON (ENCIMA LLA)



LIMITE OFICIAL LL05

FALLAS LLB


LAGUNILLAS INFERIOR(UNIDAD LLB)

FACIES



Figura 52. Comparación de mapas de isopropiedades (arriba), calidad de roca (abajo izquierda) y el mapa de facies (abajo derecha) para la unidad LLC. Las facies interpretadas por Stapor (1998), son canales centrales (amarillo), interfluvio (rojo), canales secundarios (marrón) y zonas de poca arena (marrón claro).

11111


1 2 3 41 2 3 41 2 3 4

0 50 80 20 50 200 5000

Tipos de roca

FACIE

S DE

TRANSIC

ION

SISTEMA DE C

ANALES

CANAL PRIN

CIPAL

LINEA D

E CAMBIO

LLANURA DEINUNDACION

ABANICO DE

CANAL

DE FACIES


FORAMINIFEROS

CARBON

OTROS FOSILES

ZONA DE POCA ARENA


CARBON (ENCIMA LLA)



LIMITE OFICIAL LL05

FALLAS LLC


LAGUNILLAS INFERIOR(UNIDAD LLC)

FACIES



Figura 53. Comparación de mapas de isopropiedades (arriba), calidad de roca (abajo izquierda) y el mapa de facies (abajo derecha) para la unidad LLD. Las facies interpretadas por Stapor (1998), son canales centrales (amarillo), interfluvio (rojo), canales secundarios (marrón) y zonas de poca arena (marrón claro).

1

1


1

1

1

1

1

1

FACIE

S DE

TRAN

SICIO

N

SISTEMA DE CANALE

S

(ISOPA

CO GRUES

O)

FACIES DE TRANSIC

ION

RELLENO D

E CANAL B

ASAL

ONLAP

ONLAP

CIBICIDESBIOFACIES

CANAL INCISO

LINEA D

E CAMBIO

AREA DE INUNDACION

MERIDIONAL

DE FACIES

8

8

INTERFLUVIO

1 2 3 41 2 3 41 2 3 4

0 50 80 20 50 200 5000

Tipos de roca



Porcentaje de arena [%] Porosidad efectiva [%]

Figura 54. Comparación de mapas de porcentaje de arena, porosidad efectiva, en la parte superior y permeabilidad absoluta y calidad de roca en la parte inferior para la unidad La Rosa.

1 2 3 41 2 3 41 2 3 4

0 50 80 20 50

Permeabilidad absoluta [mD]

Tipos de roca 200 5000



5.3 Presentación de plantilla de evaluación petrofísica.

Las figura 55 presenta un ejemplo de la representación gráfica de los resultados

obtenidos de la evaluación petrofísica. La tabla 6, muestra la descripción de la

información contenida en cada grillado o “track” presente en los gráficos que

muestra los resultados de la evaluación petrofísica realizada en cada pozo.

Tabla 6. Información contenida en los gráficos de evaluación petrofísica.

Grillado # Descripción

1

Curva de geometría del hoyo o “D_CALI”, la cual representa la

diferencia entre la mecha y el calibrador de hoyo “Caliper”. La curva

de rayos gamma corrida en núcleo (core gamma) y en el pozo

“GR_N”, de estar disponible también se presenta la curva de potencial

espontáneo “SP”.

2 Curvas de resistividad somera y profunda.

3 Curvas de porosidad corridas en el pozo o sintéticas generadas por

modelos de correlación de propiedades.

4

Porosidad medida en núcleo, porosidad total y efectiva obtenida por

combinación de herramientas corridas en el hoyo, así como la

distribución de fluidos en el poro.

5 Permeabilidad obtenida de medidas de núcleos y proveniente del

modelo de permeabilidad generado para el yacimiento.

6 Porcentaje de saturación de hidrocarburo interpretado (So=1-Sw), en

escala horizontal de 1 a 0.

7

Volumen de arcilla, en escala horizontal de 0 a 1. En color gris

representa la proporción de arcilla presente en el intervalo

considerado.

8 Representación gráfica de los tipo de roca o petrofacies interpretadas.

9

Litofacies provenientes de la descripción sedimentológica de núcleos.

Este grillado es utilizado para los pozos con interpretación de litofacies

en núcleo.



1 2 3 4 5 6 7 8 9


Figura 55. Ejemplo de evaluación petrofísica con registros de porosidad y análisis de núcleos.

PHIT

PHIE

PERM ABS

PERM_NUC

TIPOS DE ROCA

SO

FACIES LITOLOGICAS

VCLAY_NUC

PHI_NUC

VSH

Capitulo VI. Conclusiones y recomendaciones

CAPITULO VI

CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

Los parámetros petrofísicos para el yacimiento Lagunillas Inferior 05 fueron

determinados a partir de análisis convencionales y especiales de los núcleos de

los pozos TJ-1423 y PB-769 a una presión de sobrecarga de 2000 lpc, resultando

1.0 como coeficiente de tortuosidad “a”, 1.69 como exponente de cementación

“m”, 1.73 como exponente de saturación “n”, 2.65 g/cc como densidad de grano

“m” y 2.0 ohm.m como resistividad de las lutitas “Rsh”.

La resistividad de agua de formación “Rw” fue de 0.66 ohm.m @ 150 ºF,

equivalente a 4200 ppm de NaCl, estimada partir de análisis físico químico de

muestras tomadas antes de la implantación del proyecto de inyección de agua en

el yacimiento y la misma fue validada con las propiedades eléctricas mediante

gráficos de Pickett.

Se determinó que el modelo de arcillosidad denominado “compuesto”, calculado

a partir de perfiles de rayos gamma, fue el que mejor ajustó con las pruebas de

difracción de rayos X en las arenas muestreadas de los núcleos considerados.

Adicionalmente, para las facies arcillosas se genera un mayor contraste.

La porosidad fue calculada en el caso de pozos con control de porosidad a partir

data proveniente de los perfiles de densidad de formación y neutrón

compensado. En caso de pozos con solo medidas de densidad de formación, se

derivo un modelo para el cálculo de la porosidad total.

La permeabilidad absoluta fue calculada a partir de un modelo derivado en

función de la porosidad total “PHIT” y volumen de arcilla “VSH”. Los resultados

obtenidos cotejan satisfactoriamente con la medida en los núcleos.


El modelo para saturación de agua irreducible fue determinado mediante data

proveniente de presión capilar medida a 20 lpc. La estimación de los valores de

saturación de agua “Sw” fueron obtenidos con el modelo de Indonesia

Capitulo VI. Conclusiones y recomendaciones

97

(Poupon-Leveaux), por ser el que representó de mejor manera los valores de

saturación de agua irreducible obtenidos mediante pruebas de presión capilar.

Para pozos sin control de porosidad (pozos viejos) se empleó modelos derivados

a partir de correlaciones de las propiedades petrofísicas volumen de arcilla “VSH”

y porosidad efectiva “PHIE”, lo cual permitió incluir este tipo de pozos para la

generación de mapas de isopropiedades de manera mas robusta.

Se observó una correlación satisfactoria entre las petrofacies determinadas a

partir de los resultados de las evaluaciones petrofísicas y las litofacies

interpretadas en los núcleos de los pozos TJ-1423 y PB-769. Las petrofacies

definidas como ROCA 1, ROCA 2, ROCA 3, ROCA 4, ROCA 6 y ROCA 7

correlaciona con las litofacies S11M, S11, S2/S2B, HS, HL y L, respectivamente

Los mapas de isopropiedades y de calidad o región de roca correspondieron al

modelo sedimentológico del yacimiento, destacando la zona central del

yacimiento como la de mejor calidad a diferencia de la zona norte y sur, que

mostraron menor calidad y desarrollo de arena.

Se recomienda efectuar la evaluación petrofísica del resto de los no incluidos en

este estudio mediante la aplicación de modelos y parámetros derivados en el

presente trabajo.

En vista de los resultados obtenidos, se recomienda utilizar el modelo petrofísico

para integrarlo con las demás disciplinas y generar un modelo dinámico para el

yacimiento.

En vista del avance del agua en la zona central del yacimiento, se recomienda la

perforación y/o rehabilitación de pozos en la zona norte y sur del yacimiento, ya

que estas presentan áreas menos drenadas.

Incorporar data de núcleo en la zona sur del yacimiento para verificar la

correspondencia de los modelos derivados, en vista del cambio evidenciado en

los mapas de facies e isopropiedades.


Bibliografía

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