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REPUBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELA
UNIVERSIDAD DEL ZULIA FACULTAD DE INGENIERIA DIVISION DE POSTGRADO
PROGRAMA DE POSTGRADO EN GEOLOGIA PETROLERA
“CARACTERIZACION SEDIMENTOLÓGICA, PETROFÍSICA Y
GEOMECÁNICA DE LOS YACIMIENTOS C-4/C-5. ÁREA VLA 6/9/21, PILAR
NORTE, BLOQUE I ”
Trabajo de Grado presentado como requisito para optar al Grado Académico de:
MAGISTER SCIENTIARUM EN GEOLOGÍA PETROLERA
Presentado por: Ing. Elizabeth C. Obediente B.
Ing. Jaime G. Colman M.
Tutor: Ing. Americo Perozo, MSc.
Maracaibo, Junio de 2004
AAPPRROOBBAACCIIOONN
Este jurado aprueba el Trabajo de Grado titulado: CARACTERIZACIÓN
SEDIMENTOLOGICA, PETROFISICA Y GEOMECANICA DE LOS
YACIMIENTOS C-4/C-5. AREA VLA 6/9/21, PILAR NORTE, BLOQUE I que la
ING. ELIZABETH C. OBEDIENTE B., C.I: V11.888.328 y el ING. JAIME G.
COLMAN M., C.I: V7.864.085 presentan 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:
“MAGISTER SCIENTIARUM EN GEOLOGIA PETROLERA”
__________________
Cordinador del Jurado AMERICO PEROZO C.I.: V-2.880.248
MARCOS ESCOBAR RAMON ALMARZA C.I.: V- 2.880.248 C.I.: V- 003.430
_______________________________
Director de la División de Postgrado CARLOS RINCON Maracaibo, Junio de 2004
AGRADECIMIENTOS A Dios Todopoderoso por colmarme de bendiciones y permitirme lograr cada una
de mis metas.
A mis padres Rodolfo y Eddy por ser pilar fundamental de mi vida; gracias por
ayudarme y apoyarme en todo momento. Los amo.
A mis hermanos Rodolfo, Ildegardis y Audrey por estar siempre presente en cada
paso de mi vida, por brindarme su amor y apoyo incondicional.
A mi amigo y compañero de tesis Jaime, por apoyarme, ayudarme y enseñarme
el verdadero significado de la palabra Amistad. Este logro es el fruto de un
trabajo en equipo.
A Liliana de Colman por su paciencia, atención y colaboración prestada. Mil
gracias.
A nuestro tutor Académico: Prof. Américo Perozo, por su oportuna orientación,
ayuda y enseñanza en la elaboración de este trabajo. Le estaré agradecida
eternamente.
A la Consultora Tecnosinergia y a todo su equipo y muy especialmente a el Ing.
Enrique Puche por brindarme la oportunidad de desarrollar este trabajo
facilitándome la información necesaria para el mismo.
A la Ilustre Universidad del Zulia (LUZ), División post grado por permitirme
continuar mi formación profesional en esa máxima casa de estudios.
A todos mis amigos que de una u otra forma me ayudaron y me brindaron su
apoyo en la elaboración de este trabajo.
A cada uno de ustedes GRACIAS…..
Elizabeth C. Obediente B.
DEDICATORIA A Dios Todopoderoso quien me dio la fuerza, fé, esperanza y la sabiduría necesaria para alcanzar ésta meta. A mi esposa Liliana y a mis hijos Michelle Patricia y Gabriel Josué quienes llenan mi vida de amor, paz, dicha y felicidad. Junto compartimos los mejores momentos, los amo mucho, son parte de la luz que me inspira a seguir adelante sobre todo en tiempos difíciles como el que nos ha tocado enfrentar, la victoria está de nuestro lado. A la memoria de mis Padres Ramón y Rosa y de mi hermano Hugo, quienes seguramente estarían felices y orgullosos por éste logro. A mis hermanos por ser parte importante de mi existencia, los amo. A mis cuñados y amigos, gracias por estar a mi lado en éste tiempo. Jaime G. Colman M.
TABLA DE CONTENIDO
Página
RESUMEN…………………………..…………………………………………………………3
ABSTRACT…………………………………………….……………………………………...4
DEDICATORIA……………………………………………………………………………..…5
AGRADECIMIENTO………………………………………………………………….……....7
TABLA DE CONTENIDO………………..……………………………………….…………..9
LISTA DE TABLAS…………………………………………...…………………………..…26
LISTA DE FIGURAS………………………………………. ……………………………….30
CAPÍTULO I
I INTRODUCCION………….……………………………………………………………...46
1.1 Planteamiento del Problema…………………………………………….…..47
1.2 Objetivos de la Investigación………………………………………….…….48
1.2.1 Objetivo General……………………………………………………..48
1.2.2 Objetivos Específicos………………………………………………..48
1.2.2.1 Caracterización Sedimentológica………………………………...48
1.2.2.2 Caracterización Petrofísica………………………………………..48
1.2.2.3 Caracterización Geomecánica……………………………………49
1.2.2.4 Integración de Disciplinas…………………………………………50
1.3 Hipótesis……………………………………………………………………….50
1.4 Justificación de la Investigación…………………………………………….50
CONTENIDO
TABLA DE CONTENIDO
Página
1.4.1 Tipos de Investigación……………………………………………….51
CAPITULO II
II ANTECEDENTES……………………………………………………………………….53
2.1 Modelo Estratigráfico………………………………………………………..…56
2.2 Modelo Sedimentológico……………………………………………………...61
2.3 Modelo Estructural…………………………………………………………..…65
2.4 Interpretación Sísmica………………………………………………………...69
CAPITULO III III MARCO TEÓRICO……………………………………………………………………..72
3.1 Marco Sedimentológico………………………………………………………..72
3.1.1 Sedimentología…………………………………………………….…72
3.1.2 Procesos Sedimentarios…………………………………………….72
3.1.3 Estructuras Singenéticas y Diagenéticas de las Rocas Sedimentarias………………………………………………..……….73
3.1.4 Facies Sedimentarias………………………………………………..79
3.1.5 Ambientes Sedimentarios……………………………………..…….81
3.1.5.1 Principales Ambientes Generadores de Rocas
Siliciclásticas………………………………………………….…….82
3.1.5.1.1 Abanicos o Conos Aluviales…………………………………….82
3.1.5.1.2 Depósitos Fluviales………………………………………………84
CONTENIDO
TABLA DE CONTENIDO
Página
3.1.5.1.3 Depósitos Deltáicos……………………………………………...88
3.1.5.1.4 Depósitos Próximo-Costeros……………………………………90
3.1.5.1.5 Depósitos de Plataforma………………………………………...93
3.1.5.1.6 Turbiditas………………………………………………………….93
3.1.6 Servicios Básicos de las Rocas………………………………….…95
3.1.6.1 Espectral Core Gamma…………………………………………....96
3.1.6.2 Fotografías de Núcleos……………………………………………97
3.1.6.3 Descripción de Núcleos…………………………………………...97
3.1.6.4 Petrografía de Secciones Finas…………………………………..98
3.1.6.5 Difracción de Rayos X……………………………………………..98
3.1.6.6 Microscopía Electrónica de Barrido………………………………99
3.2 Marco Petrofísico……………………………………………………….......100
3.2.1 Propiedades Físicas del Sistema Roca – Fluído………………..100
3.2.1.1 Porosidad………………………………………………………….100
3.2.1.1.1 Clasificación de la Porosidad………………………………….101
3.2.1.1.2 Factores que Afectan la Porosidad………………………......102
3.2.1.1.3 Determinación de la Porosidad………………………………..107
3.2.1.1.4 Valores Promedio de Porosidad……………………………....110
3.2.1.2 Aguas de Formación……………………………………………..112
CONTENIDO
TABLA DE CONTENIDO
Página
3.2.1.2.1 Composición Química………………………………………….113
3.2.1.2.2 Unidades………………………………..……………………….117
3.2.1.2.2.1 Conversión de Unidades……………………………………..117
3.2.1.2.3 Caracterización………………………………………………….120
3.2.1.2.4 Clasificación de las Aguas de Formación………………….126
3.2.1.2.4.1 Clasificación Genética……………………...........................127
3.2.1.2.4.2 Clasificación Propuesta por Sulin…………………………...129
3.2.1.2.4.3 Clasificación Propuesta por Bojarski……………………….132
3.2.1.2.4.4 Clasificación Propuesta por Schoeller……………………...134
3.2.1.2.4.5 Clasificación Propuesta por Chebotarev…………………...137
3.2.1.2.5 Métodos de Identificación Gráfica usados en la Caracterización de Aguas de Formación…………………….139
3.2.1.2.5.1 Cálculos Previos a la Graficación de los Datos……………140
3.2.1.2.5.2 Gráfico de Reistle………………………………………........141
3.2.1.2.5.3 Gráfico de Stiff………………………………………………...142
3.2.1.2.5.4 Gráfico de Sulin……………………………………………….143
3.2.1.2.5.5 Gráfico Ternario……………………………………………….144
3.2.1.2.5.6 Mezcla de Aguas……………………………………………...145
3.2.1.3 Resistividad de la Formación……………………………………147
3.2.1.3.1 Resistividad del Agua de Formación…………………………147
CONTENIDO
TABLA DE CONTENIDO
Página
3.2.1.3.2 Resistividad Verdadera de la Formación………………….148
3.2.1.4 Temperatura y Presión…………………………………………...149
3.2.1.5 Saturación de Fluídos…………………………………………….150
3.2.1.6 Arcillosidad de las Formaciones………………………………...151
3.2.1.7 Presión Capilar……………………………………………………156
3.2.1.7.1 Naturaleza General y Aplicación de las Curvas de Presión Capilar………………………………………………….164
3.2.1.7.2 Métodos para Medir Presión Capilar…………………………166
3.2.1.8 Permeabilidad……………………………………………………..168
3.2.1.8.1 Medidas de Permeabilidad………………………………….. ..169
3.2.1.8.2 Factores que Afectan la Permeabilidad……………………171
3.2.1.8.3 Efecto del Deslizamiento de las Moléculas de Gas en
Medidas de Permeabilidad…………………………………....171
3.2.1.8.4 Saturación de Agua Irreducible……………………………….172
3.2.1.8.5 Curvas de Permeabilidad Relativa……………………………174
3.2.1.8.6 Determinación de las Curvas de Permeabilidad Relativa….177
3.2.1.8.7 Permabilidad Relativa en Función de la Distribución
Frecuencial de Poros…………………………………………...180
3.2.1.8.8 Regla de Distribución de Tamaño de Poros…………………182
3.2.1.8.9 Permeabilidad Relativa Agua – Petróleo…………………..183
CONTENIDO
TABLA DE CONTENIDO
Página
3.2.1.8.10 Permeabilidad Relativa Gas – Petróleo……………………186
3.2.2 Evaluación de Formaciones Limpias……………………………..187
3.2.2.1 Ley de Archie para el Cálculo de Saturación de Agua……….187
3.2.2.2 Factor de Formación – Exponente de Porosidad y/o Saturación………………………………………………………….192
3.2.2.3 Exponente de Saturación………………………………………..195
3.2.2.4 Técnicas de Evaluación de Formaciones Limpias………………200
3.2.2.5 Indice de Resistividad…………………………………………….202
3.2.2.6 Parámetros Petrofísicos………………………………………….203
3.2.2.6.1 Factor de Cementación “m” y Coeficiente de
Tortuosidad “a”………………………………………………….203
3.2.2.6.2 Exponente de Saturación “n”……………………………….....205
3.2.2.7 Factor de Formación e Indice de Resistividad Corregidos por Efectos de Arcilla………………………………………………….206
3.2.2.8 Indice de Calidad de Roca……………………………………….207
3.2.2.9 Indicador de Zonas de Flujo……………………………………..211
3.2.2.10 Clasificación de la Geometría de Poros……………………...212
3.2.2.10.1 Radio de Garganta de Poros………………………………...215
3.2.2.10.2 Gráficos de Apice y Saturación Incremental de Hg............216
3.2.2.10.3 Unidades de Flujo……………………………………………..217
CONTENIDO
TABLA DE CONTENIDO
Página
3.2.2.10.4 Gráficos de Lorenz Modificado (SMLP) y Diagramas de Almacenamiento y Flujo Estratigráfico……………………..218
3.2.3 Evaluación de Formaciones Arcillosas…………………………...219
3.2.3.1 Naturaleza de las Lutitas…………………………………………221
3.2.3.2 Componentes de una Arena Arcillosa………………………….223
3.2.3.3 Cálculo de la Arcillosidad de las Formaciones………………...224
3.2.3.4 Modelos para el Cálculo de Volumen de Arcilla…………...228
3.2.3.4.1 Modelo Lineal……………………………………………………..228
3.2.3.4.2 Modelo de Clavier…………………………………………….229
3.2.3.4.3 Modelo de Steiber…………………………………………….229
3.2.3.4.4 Modelo de Larionov…………………………………………..230
3.2.3.5 Modelos para la Evaluación de Arenas Arcillosas………..230
3.2.3.5.1 Modelo de Simandoux………………………………………..231
3.2.3.5.2 Modelo de Waxman Smits…………………………………...232
3.2.3.5.3 Modelo de Indonesia…………………………………………234
3.2.3.5.4 Modelo de Doble Agua……………………………………….235
3.3 Marco Geomecánico………………………………………………………….239
3.3.1 Definición de la Geomecánica…………………………………….239
3.3.2 Generalidades………………………………………………………239
3.3.3 Características Especiales de los Materiales Geológicos……..240
CONTENIDO
TABLA DE CONTENIDO
Página
3.3.4 Esfuerzos Regionales………………………………………………241
3.3.4.1 Fallas Normales…………………………………………………..241
3.3.4.2 Fallas Transcurrentes…………………………………………….242
3.3.4.3 Fallas Inversas…………………………………………………….242
3.3.5 Tensión………………………………………………………………243
3.3.6 Esfuerzos…………………………………………………………….243
3.3.6.1 Clasificación de los Esfuerzos…………………………………..244
3.3.6.1.1 Esfuerzo de Tensión………………………………………….244
3.3.6.1.1.1 Tracción………………………………………………………...244
3.3.6.1.1.2 Compresión…………………………………………………….245
3.3.6.1.2 Esfuerzo de Corte……………………………………………...245
3.3.6.2 Esfuerzos Normales y Tangenciales entre Partículas……….246
3.3.7 Deformación…………………………………………………………247
3.3.8 Resistencia…………………………………………………………..247
3.3.9 Teoría de Fallas…………………………………………………….248
3.3.9.1 Criterios de Falla………………………………………………….249
3.3.9.1.1 Criterio de Mohr – Coulomb…………………………………251
3.3.9.2 Mecanismos de Falla……………………………………………..254
3.3.9.2.1 Esfuerzos de Cohesión………………………………………...255
CONTENIDO
TABLA DE CONTENIDO
Página
3.3.9.2.2 Esfuerzos de Tensión…………………………………………..255
3.3.9.1.3 Colapso de Poros……….……………………………………..256
3.3.9.2.4 Corte o Cizallamiento…………………………………………..256
3.3.10 Efecto de Otros Factores en la Resistencia……………………..256
3.3.11 Propiedades y Constantes de Elasticidad……………………….257
3.3.12 Propiedades Dinamo-Elásticas……………………………………260
3.3.12.1 Generalidades…………………………………………………….260
3.3.12.1.1 Ondas Elásticas……………………………………………….260
3.3.12.1.1.1 Ondas Longitudinales……………………………………….260
3.3.12.1.1.2 Ondas Transversales………………………………………..260
3.3.12.1.2 Constantes Elásticas…………………………………………261
3.3.12.1.2.1 Módulo de Young…………………………………………….261
3.3.12.1.2.2 Coeficiente de Poisson………………………………………261
3.3.12.1.2.3 Módulo de Corte……………………………………………...261
3.3.12.1.2.4 Módulo de Compresibilidad…………………………………261
3.3.12.1.2.5 Parámetro de Lamé…………………………………………..261
3.3.13 Campo de Esfuerzos……………………………………………….263
3.3.14 Aplicaciones de la Geomecánica en la Industria Petrolera…….266
3.3.14.1 Aspectos de Ingeniería de Perforación…………………………268
3.3.14.2 Fracturamiento Hidráulico………………………………………..271
CONTENIDO
TABLA DE CONTENIDO
Página
3.3.14.2.1 Orientación de Fracturas…………………………………….271
3.3.14.2.2 Iniciación de Fracturas…………………………………….…272
3.3.14.2.3 Relación con las Constantes Elásticas……………………..272
3.3.14.3 Arenamiento…………………………………………………….…273
CAPITULO IV
IV MARCO METODOLOGICO 4.1 Marco Metodológico Sedimentología..…………………………………….278
4.1.1 Núcleo………………………………………………………………..278
4.1.1.1 Unidad C-4………………………………………………………278
4.1.1.2 Unidad C-5………………………………………………………282
4.1.2 Calibración Núcleo – Perfil………………………………………...286
4.1.3 Descripción mineralógica, Facies y secciones finas……………287
4.1.3.1 Identificación y Tipos de Areniscas…………………………...287
4.1.3.2 Textura…………………………………………………………...290
4.1.3.3 Eventos Diagenéticos………………………..…………………290
4.1.3.4 Poro y Garganta de Poro………………………………………291
4.1.4 Microscopia Electrónica de Barrido (SEM) y Difracción de Rayos
X (XRD)……………… ……………………………………………..292
4.1.5 Determinación de Electrofacies…………………………………...292
4.2 Marco Metodológico Petrofísica……………………………………………..294
CONTENIDO
TABLA DE CONTENIDO
Página
4.2.1 Recopilación de Información………………………………………294
4.2.1.1 Procedimiento de la Investigación…………………………….294
4.2.1.2 Clasificación de los Datos……………………………………..297
4.2.2 Validación de la Información………………………………………298
4.2.3 Edición de Registros………………………………………………..298
4.2.4 Validación de los Análisis Físico – Químicos……………………298
4.2.5 Corrección de datos de Núcleos………………………………….299
4.2.6 Parámetros Petrofísicos……………………………………………300
4.2.6.1 Estimación de la Resistividad del Agua de Formación.........300
4.2.6.2 Densidad de Matriz……………………………………………..305
4.2.6.3 Factor de Formación e Índice de Resistividad………………305
4.2.6.4 Exponente de Cementación y Coeficiente de Tortuosidad...305
4.2.6.5 Métodos Alternos para Determinar Parámetros Petrofísicos………………………………………………………307
4.2.6.5.1 Exponente de Cementación (m)…………………………….307
4.2.6.5.2 Exponente de Saturación (n)……………………………..…307
4.2.6.5.3 Coeficiente de Tortuosidad (a)………………………………308
4.2.6.6 Capacidad de Intercambio Catiónico (Ov)............................308
4.2.7 Determinación del Tipo de Roca……………………………….…309
4.2.7.1 Identificación y Caracterización de las Petrofacies…………309
CONTENIDO
TABLA DE CONTENIDO
Página
4.2.7.2 Crossplots Porosidad – Permeabilidad………………………309
4.2.7.3 Radio de Poro………………………………………………...…310
4.2.7.4 Curvas de Presión Capilar……………………………………..312
4.2.8 Radio de Garganta de Poro……………………………………….314
4.2.8.1 Clasificación de las muestras de Núcleo mediante el Gráfico Ri………………………………………………………...316
4.2.8.2 Relación de Ri Vs. Propiedades derivadas de Núcleos
y Registros……………………………………………………….317
4.2.8.3 Distribución Litofacies / Petrofacies…………………………..318
4.2.9 Escalamiento Núcleo – Perfil……………………………………...319
4.2.9.1 Cálculo del Modelo de Arcillosidad…………………………...319
4.2.9.2 Cálculo del Modelo de Porosidad……………………………..320
4.2.9.3 Determinación de Permeabilidad…………………….............322
4.2.9.4 Cálculo de la Saturación de Agua…………………………….323
4.2.10 Determinación de Parámetros de Corte…………………………324
4.2.11 Determinación de Unidades de Flujo…………………………….326
4.2.11.1 Gráfico Estratigráfico de Lorenz Modificado…………………326
4.2.11.2 Perfil de Flujo Estratigráfico……………………………………327
4.2.11.3 Gráfico de Lorenz Modificado…………………………………328
4.2.11.4 Definición de la Heterogeneidad de la Red de Poros………329
CONTENIDO
TABLA DE CONTENIDO
Página 4.3 Marco Metodológico Geomecánica…………………………………………331
4.3.1 Consideraciones de la Geomecánica…………………………….331
4.3.2 Inventario de Información………………………………………….331
4.3.3 Ensayos de Laboratorio……………………………………………334
4.3.3.1 Ensayos de Resistencia Mecánica……………………………334
4.3.3.1.1 Compresión no Confinada…………………………………...334
4.3.3.1.2 Compresión Triaxial…………………………………………..335
4.3.3.1.3 Ensayo para Coeficiente de Biot……………………………336
4.3.4 Módulos Elásticos a partir de Registros Acústicos………..…….336
4.3.5 Campo de Esfuerzos……………………………………………….339
4.3.5.1 Esfuerzo Vertical o de Sobrecarga……………………………339
4.3.5.2 Esfuerzo Horizontal Mínimo…………………………………...339
4.3.5.3 Esfuerzo Horizontal Máximo…………………………………..340
4.3.5.4 Dirección del Esfuerzo Horizontal Máximo…………………..340
4.3.5.4.1 Determinación de la Dirección de los Esfuerzos principales a través de los Ensayos de Laboratorio……………………340
4.3.5.4.1.1 Determinación de la Anisotropía Acústica y de la Onda
Cortante Anisotrópica Acústica………….........................341
4.3.5.4.1.2 Ensayo ASR (Anelastic Strain Relaxation)………………342
4.3.5.4.1.3 Medición de fracturas inducidas………………………..…343
CONTENIDO
TABLA DE CONTENIDO
Página
4.3.5.4.1.4 Orientación de Núcleos a través de la Técnica del
Paleomagnetismo…………………………………………..343
4.3.5.4.2 Determinación de las direcciones de los Esfuerzos principales a través de los Registros Petrofísicos………...345
4.3.5.4.2.1 Generalidades……………………………………………....345
4.3.5.4.2.2 Herramienta para Detección……………………...……….349
4.3.5.4.2.2.1 Caliper…………………………………………...…………349
4.3.5.4.2.2.2 Registros de Imágenes Acústicas………………………349
4.3.5.5 Técnicas de Estimación de presión de Poro………………...350
CAPITULO V
V DISCUSION DE RESULTADOS
5.1 Resultados Sedimentología………………………………………………….353
5.1.1 Calibración Núcleo – Perfil………………………………………...353
5.1.2 Identificación y Tipo de Arenisca………………………………….358
5.1.3 Textura……………………………………………………………….362
5.1.4 Eventos Diagenéticos………………………………………………363
5.1.5 Poro y Radio de Poro………………………………………………365
5.1.6 Descripción Mineralógica………………………………………….366
5.1.7 Determinación de Electrofacies…………………………………...368
5.2 Resultados Petrofísicos………………………………………………………370
CONTENIDO
TABLA DE CONTENIDO
Página
5.2.1 Resistividad del Agua de Formación……………………………..370
5.2.2 Densidad de Matriz…………………………………………………374
5.2.3 Exponente de Cementación……………………………………….378
5.2.4 Exponente de Saturación………………………………………….381
5.2.5 Capacidad de Intercambio Cationico……………………………..384
5.2.6 Identificación y Caracterización de Petrofacies…………………388
5.2.6.1 Gráfico de Porosidad Vs. Permeabilidad…………………….388
5.2.6.2 Perfil de Garganta Poral…………………………………….…389
5.2.6.3 Determinación de la Ecuación de Radio de Garganta Poral……………………………………………………..……….393
5.2.6.4 Clasificación de las muestras del Núcleo mediante gráfico de
Porosidad Vs. Permeabilidad con Isolineas de Radio de Garganta Poral………………………………………………….398
5.2.6.5 Relación Radio de Garganta de Poro Vs. Propiedades
derivadas de Núcleos y Registros…………………………….399
5.2.6.6 Distribución Litofacies – Petrofacies…………………………..400
5.2.7 Escalamiento Núcleo – Perfil……………………………………...402
5.2.7.1 Modelo de Arcillosidad…………………………………………403
5.2.7.2 Modelo de Porosidad…………………………………………..408
5.2.7.3 Modelo de Permeabilidad……………………………………...412
5.2.7.4 Modelo de Saturación………………………………………….417
CONTENIDO
TABLA DE CONTENIDO
Página
5.2.8 Parámetros de Corte……………………………………………….419
5.2.9 Determinación de Unidades de Flujo……………………………..420
5.2.9.1 Gráfico Estratigráfico de Lorenz Modificado (SMLP)............420
5.2.9.2 Gráfico de Lorenz Modificado (MLP)…………………………422
5.2.9.3 Perfil de Flujo Estratigráfico (SFP)……………………………424
5.2.9.4 Determinación de Heterogeneidad de la Red de Poros……425
5.3 Resultados Geomecánica……………………………………………………429
5.3.1 Ensayos de Laboratorio……………………………………………429
5.3.1.1 Ensayos de Resistencia Mecánica (Compresión no Confinada)……………………………………….......................429
5.3.1.2 Ensayos de Resistencia Mecánica (Compresión Triaxial)…432
5.3.1.3 Criterio de Falla Mohr Colulomb………………………………433
5.3.2 Módulos Elásticos a partir de Registros Acústicos……………...440
5.3.3 Determinación de Campos de Esfuerzos………………………..447
5.3.3.1 Esfuerzo Vertical o de Sobrecarga……………………………447
5.3.3.2 Esfuerzo horizontal mínimo (h)………………………………448
5.3.3.3 Esfuerzo Horizontal Máximo (H)…………………….............449
5.3.3.4 Dirección del Esfuerzo Horizontal Máximo………….............450
5.3.3.4.1 Medición de Fracturas Naturales e Inducidas…….……….450
CONTENIDO
CONTENIDO
TABLA DE CONTENIDO
Página
5.3.3.4.2 Determinación de las Direcciones de los Esfuerzos Principales mediante Registro de Imágenes Acústicas…..451
5.3.3.5 Presión de Poro…………………………………………………453
CAPITULO VI
CONCLUSIONES…………………………………………………………………….455
CAPITULO VII
RECOMENDACIONES………………………………………………………………459
REFERENCIAS BIBLIOGRAFICAS………………………………………………..460
APENDICES…………………………………………………………………………..462
Colman Matheus Jaime Gabriel, Obediente Bermúdez Elizabeth Coromoto. Caracterización Sedimentológica, Petrofísica y Geomecánica de los Yacimientos C-4 / C-5, Área VLA-6/9/21, Bloque I. (2004). Trabajo de Grado. Universidad del Zulia. Facultad de Ingeniería. División de Postgrado, Maracaibo, República Bolivariana de Venezuela, 472p., Tutor: Prof. Américo Perozo
RESUMEN
Los yacimientos C-4/C-5 del área VLA-6/9/21, Pilar Norte, se encuentran en la parte centro-norte de Bloque I de la Segregación Lagomar en el Lago de Maracaibo, con una extensión de 46,2 Km2 (11.424 acres) y 219 pozos perforados. Es el área comprendida entre el Sistema de Fallas de Icotea al oeste, y la Falla del Este ó Falla VLA-105, en la parte oriental de Bloque I. El límite sur lo establece la falla VLA-38SM, y al norte pasa geográficamente al Área de Tía Juana. Se pretende efectuar una caracterización que involucra el estudio sedimentológico , evaluación petrofísica y análisis geomecánico de los yacimientos . La investigación se clasifica como analìtica, porque trata de especificar y enfatizar las propiedades y parámetros importantes de fenómenos o procesos que sean sometidos a análisis, para describir sus aplicaciones, documental ya que se sustenta en la revisiòn de historias de pozos, informes tècnicos previos, registros de pozos, anàlisis de nùcleos etc., descriptiva, porque en este estudio se seleccionan una serie de variables para describir lo que se investiga, se establecen comportamientos concretos y se describen y comprueban las asociaciones entre las variables de la investigación. Aplicada, por cuanto sus resultados podrían utilizarse en la solución de algunos de los problemas que confrontan los yacimientos. De Campo, ya que la información fue obtenida de la realidad, de su ambiente natural lacustre y està representado por análisis de núcleos de pozos, tabulación de datos, registros a pozos entre otros. El resultado del trabajo permitirá aumentar los niveles de certidumbre para optimizar proyectos y mejorar la estrategia de explotación al seleccionar zonas de mejor desarrollo, mayores capacidades de almacenamiento y flujo ademas de las características mecánicas óptimas de los materiales geológicos que conforman las rocas presentes en la formación.
Palabras Clave: Yacimientos C-4 y C-5, Facies, Litofacies, Geomecánica Petrofacies, Sedimentología, Area VLA-6/9/21,VLA-1321 y VLA- 1326 E-mail del autor: [email protected] [email protected]
Colman Matheus Jaime Gabriel, Obediente Bermúdez Elizabeth Coromoto. Caracterización Sedimentológica, Petrofísica y Geomecánica de los Yacimientos C-4 / C-5, Área VLA-6/9/21, Bloque I. (2004). Trabajo de Grado. Universidad del Zulia. Facultad de Ingeniería. División de Postgrado, Maracaibo, República Bolivariana de Venezuela, 472p., Tutor: Prof. Américo Perozo
ABSTRACT
C-4/C-5 reservoirs of VLA-6/9/21 area, Pilar Norte, are located in north-central part of Block I from Lagomar Segregation in Maracaibo Lake, with an extension of 46,2 Km2 (11.424 acres) and 219 drilled wells. It’s the area between Icotea’s Fault system at the west, the east Fault or VLA-105 Fault, at the eastern part of Block I. The south boundary is the VLA-38SM Fault, and at north pass geographically at Tía Juana Area. We want to make a characterization that involves the sedimentological study, petrophysical evaluation and geomechanical analyses of the reservoirs. The searching is classified like analytical, because trying to specify and emphasize the properties and important parameters of process being analyzed, describing its applications; documentary because is based on the checking of well’s histories, previous technical reports, well logs, core analyses et cetera; descriptive, because a series of variables are selected in this study is describe what is investigated, concretes behavior are stablished and described and checking the associations between variables of the investigation; Applied, because the results could be used in the solution of some troubles of the reservoirs; on field, because the information was get of the reality, from natural environment and it is represented by well’s core analyses, data’s table, well logs and others. The result of the researching will allow to increase the certainty’s level to optimize projects and make better the exploitation’s strategy selecting zones of better development, greater storage’s capacities and flow besides of the optimal mechanical characteristics of the geological materials that compose the present rocks in the formation.
Key words: C-4 / C-5 Reservoir, Facies, Geomechanical, Litofacies, Petrofacies,
Sedimentology, VLA 6/9/21 Area, VLA-1321 and VLA-1326. Author’s e-mail : [email protected]
CAPITULO I 46
MARCO REFERENCIAL
1. INTRODUCCIÓN El siguiente estudio está orientado a integrar estudios anteriormente realizados por el
Bureau of Economic Geology (B.E.G.) para las arenas C-4 & C-5 de la Formación Misoa
del Eoceno, incluyendo las nuevas actualizaciones realizadas por PDVSA para los
pozos del Laboratorio Integrado de Campo (L.I.C.) de la Segregación Lagomar. Dicho
estudio enfocará específicamente el Área VLA-6/9/21, situada al norte del Pilar del
Bloque I, en los yacimientos C-4 / C-5.
Para las Arenas de C-4 y C-5 de la Formación Misoa del Eoceno, se han escrito
numerosos informes desde que Shell operaba el área, sin embargo, los más
importantes, recientemente efectuados, son los del Bureau of Economic Geology
(B.E.G.) llevados a cabo en el Eoceno en el área del Pilar de la Segregación Lagomar
desde 1995.
El Bureau of Economic Geology (B.E.G.) realiza en 1998 una simulación en 12 meses
de las Arenas de C-4, C-5 y C-6 del Eoceno en un área de 9,5 Km2 (2356,8 acres) con
22 pozos. En este trabajo realizan análisis de tendencia de flujo de fluidos lo cual ayudó
a la interpretación de las fallas, a la definición de las heterogeneidades y al cálculo de
las condiciones presentes en los yacimientos. Mediante un procesamiento de la sísmica
logran establecer límites entre zonas que, según su amplitud, logran visualizar los
contrastes estableciendo discontinuidades a los cuales les atribuyen un carácter
estructural.
PDVSA en el año 2000 describe los modelos estratigráfico y sedimentológico para el
hexágono oeste del L.I.C. de Lagomar con 12 pozos y dos núcleos: VLA-1321 y VLA-
1326. Aquí se definen once secuencias de Tercer Orden en ambientes de marea a
deltáico distales.
MARCO REFERENCIAL
CAPITULO I 47
También se realiza una caracterización del tamaño de grano, escogimiento de grano,
nivel de la garganta de poro, presión capilar y permeabilidad. Se realiza un análisis de
difracción de rayos X que en conjunto con la espectrometría de rayos gamma sirvieron
para establecer las diferentes mineralogías presentes en os yacimientos C-4 y C-5.
Se elabora un estudio geomecánico del área, calculando las propiedades dinámicas de
la roca y su relación con las propiedades estáticas y determinando el campo de
esfuerzos actuante en cada yacimiento.
Por último se integran todos los resultados obtenidos y se analiza el comportamiento de
los yacimientos C-4 y C-5 bajo estos escenarios con la finalidad de dar respuestas y
posibles soluciones a problemas en los mismos.
1.1 PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA
Los yacimientos del Eoceno C-4 y C-5, asociados al Área del Pilar Norte (VLA-6/9/21)
son yacimientos maduros en estado saturado que producen bajo mecanismo de empuje
por gas en solución los cuales han estado sometidos a proyectos de recuperación
secundaria debido al grado de agotamiento energético mostrado en ambos casos; esto
con la finalidad de mantener e incrementar los niveles de presión que permitieran
recuperar las reservas asociadas para el momento.
El área en estudio (Yacimientos C-4 / C-5, Área VLA-6/9/21) presenta serias
complejidades tanto estructurales como sedimentológicas, lo que se puede traducir en
la presencia de un sistema de fallas y canales que en muchos casos gobierna la
dirección del flujo de fluidos en el yacimiento. Esto se ve agravado por la lenticularidad
existente de las arenas productoras, lo que genera grandes heterogeneidades en las
propiedades tales como porosidad, volumen de arcilla y permeabilidad entre otros; por
lo que es necesario realizar un estudio de caracterización que involucre las disciplinas
de sedimentologìa, petrofísica y geomecánica que aporte una mejor descripción de
estos yacimientos perfilados en la búsqueda de optimizar la extracción de petróleo
MARCO REFERENCIAL
CAPITULO I 48
aprovechando los recursos ya existentes buscando mejorar el proyecto de inyección de
agua mediante recomendaciones oportunas y disminuir la incertidumbre en las
estrategias de explotación bajo escenarios de máxima creación de valor.
1.2 OBJETIVOS DE LA INVESTIGACION
1.2.1 Objetivo General Caracterización que involucra el estudio sedimentológico, evaluación petrofísica y
análisis geomecánico de los yacimientos C-4 / C-5, Área VLA-6/9/21, Pilar Norte,
ubicado en Lago de Maracaibo, perteneciente a la Unidad de Explotación Lagomar.
1.2.2 Objetivos Especificos
1.2.2.1 Caracterizacion Sedimentológica
Calibración Núcleo - Perfil
Descripción de Facies
Descripción de Estructuras Sedimentarias
Descripción Mineralógica y Secciones Finas
Determinación de Electrofacies
1.2.2.2 Caracterizacion Petrofisica
Determinación de parámetros petrofísicos a, m, n y Rw.
MARCO REFERENCIAL
CAPITULO I 49
Determinación del radio de garganta de poros a partir de relaciones
empíricas y análisis de curvas de presión capilar.
Caracterización de los tipos de rocas presentes en el yacimiento, identificando
rangos de porosidad, permeabilidad, curva de presión capilar, permeabilidad
relativa, etc.
Generación de correlaciones de permeabilidad por tipos de rocas que permitan la
extrapolación del modelo.
Determinación de unidades de flujo
Determinación de modelo de arcillosidad, porosidad y saturación de agua, acorde
con los datos disponibles en el estudio.
1.2.2.3 Caracterizacion Geomecánica
Análisis y determinación de la magnitud y dirección de los campos de esfuerzos
Determinación del Módulo de Young dinámico y estático
Determinación del coeficiente de Poisson
Determinación del Módulo de Rigidez o Cizallamiento
Determinación del Módulo de Corte
Relaciones entre las constantes elásticas
Correlación de contraste de esfuerzos entre lutita y arena
Correlación entre drawdown crítico y tiempo de tránsito de la onda compresional
para definir condiciones de arenamiento
Determinación de presiones de poro determinadas mediante registros sónicos
Modelo geomecánico de los yacimientos C-4 y C-5, Área VLA-6/9/21, Pilar Norte.
MARCO REFERENCIAL
CAPITULO I 50
1.2.2.4 Integración de Disciplinas
Análisis de Resultados
Definición e Integración de Modelos
1.3 HIPOTESIS La elaboración de un modelo que incluye las especialidades de sedimentología,
petrofísica y geomecánica, nos conllevará a lograr un mejor entendimiento del
comportamiento del material rocoso (descripción de facies, estructuras sedimentarias,
determinación de parasecuencias, direcciones preferenciales de flujo, barreras
naturales de flujo, capacidad de almacenamiento, capacidad de flujo) y un
conocimiento de los diferentes grados de resistencia y propiedades mecánicas del
mismo presente en los Yacimientos C-4 y C-5 del Área VLA 6/9/21, Pilar Norte, Bloque
I, que nos permitirá disminuir la incertidumbre en la estrategia de explotación.
1.4 JUSTIFICACION DE LA INVESTIGACIÓN
El trabajo de investigación propuesto abarca una serie de disciplinas de gran
importancia para el manejo y explotación de yacimientos complejos tanto estructural
como estratigráficamente, tal como se evidencia en el Área VLA 6/9/21 en donde no se
puede realizar una división ni vertical ni horizontal de los yacimientos C-4 / C-5 ya que
esto nos impedirá tener un entendimiento aproximado del comportamiento real de los
mismos; por esta razón se solicita la aprobación para realizarlo entre dos personas por
lo extenso de la investigación y la consolidación final de las tres geociencias
involucradas.
Por otro lado, la consolidación nos permitirá aumentar los niveles de certidumbre por
cuanto se optimizará el proyecto de inyección de agua y se mejorará la estrategia de
MARCO REFERENCIAL
CAPITULO I 51
explotación al seleccionar zonas de mejor desarrollo, mayores capacidades de
almacenamiento y flujo en donde las características mecánicas de los materiales
geológicos que conforman las rocas presentes en la formación nos lleve a definir la
trayectoria de mayor estabilidad para pozos horizontales e inclinados, conocer el
drawdown crítico para no causar producción de arena, establecer diseños óptimos de
fracturamiento hidráulico, tipos de completación, así como también, la selección del
tipo de cañón que permita una mejor conectividad pozo-yacimiento; ya que aun quedan
reservas importantes sin desarrollar, por lo que se requiere ir en la búsqueda de nuevos
horizontes bajo escenarios de máxima creación de valor.
1.4.1 Tipo de Investigación Esta investigación, de acuerdo a la forma de recopilación de los datos y a las
caracteristicas de la información, puede clasificarse como analìtica, documental,
descriptiva, aplicada y de campo:
Analítica, porque trata de especificar y enfatizar las propiedades y paràmetros
importantes de fenómenos o procesos que sean sometidos a análisis, para
describir sus aplicaciones. En esta investigación el fenómeno o proceso lo
representan los yacimientos C-4 y C-5 del Àrea Pilar Norte objeto de la
investigación y se efectùan càlculos que permiten la caracterizaciòn de la roca
del yacimiento mediante anàlisis de nùcleos y registros en pozos claves.
Documental ya que se sustenta en la revisiòn de historias de pozos, informes
tècnicos previos, registros de pozos, anàlisis de nùcleos etc.
Descriptiva, porque en este estudio se seleccionan una serie de variables para
describir lo que se investiga, se establecen comportamientos concretos y se
describen y comprueban las asociaciones entre las variables de la investigación.
MARCO REFERENCIAL
CAPITULO I
MARCO REFERENCIAL
52
Aplicada, por cuanto sus resultados podrían utilizarse en la solución de algunos
de los problemas que confrontan los yacimientos.
De Campo, ya que la información fue obtenida de la realidad, de su ambiente
natural lacustre y està representado por análisis de núcleos de pozos, tabulación
de datos, registros a pozos entre otros
CAPITULO II 53
2 ANTECEDENTES El área del Pilar Norte (área VLA-6/9/21) se encuentra en la parte centro-norte del
Bloque I de la Segregación Lagomar en el Lago de Maracaibo, con una extensión de
46,2 Km2 (11.424 acres) y 219 pozos perforados. Es el área comprendida entre el
Sistema de Fallas de Icotea al oeste, y la Falla del Este ó Falla VLA-105, en la parte
oriental de Bloque I. El límite sur lo establece la falla VLA-38SM, y al norte pasa
geográficamente al Área de Tía Juana. (Ver Figura 1)
Figura 1: Mapa de Ubicación. Pilar Norte Bloque I.
I
AREA VLA-6/9/21
PILAR NORTELineamiento Lama-Icotea
(Alto Estruct)
Falla del Este
( VLA-105)
El Pilar
(Horst)
ANTECEDENTES
CAPITULO II 54
Los yacimientos mas importantes que componen el área VLA–6/9/21 son Santa
Bárbara, C-4 y C-5, estos 2 últimos constituyen el objetivo de este estudio.
La explotación del yacimiento C-4 se inició con la perforación del pozo VLA-9 en
octubre de 1954. Para abril de 1957 ya la producción había alcanzado los 72 MBPD
proveniente de 28 pozos activos. La presión inicial del yacimiento fue de 3172 lpc al
datum de 6500’, la cual para 1957 había declinado hasta la presión de burbujeo de
2400 LPC. Cabe señalar que es a partir de este momento el yacimiento comenzó a
operar por el mecanismo de empuje por gas en solución.
Para marzo de 2002 existen 29 pozos activos en C-4 con una tasa de producción de 3,8
MBPD y 42,6% de AyS, presentando para esta fecha las producciones acumuladas de
253,8 MMBls de petróleo; 57,4 MMBls de agua y 434,6 MMPC de gas habiéndose
inyectado un total de 402 MMBBls de agua.
El yacimiento C-5 comenzó a ser explotado a finales de 1954 a través del pozo VLA-21.
Para junio de 1957 alcanzó su máxima producción (+/-32.MBPD), la cual se mantuvo en
ese nivel por dos años aproximadamente.
Posteriormente, comenzó a declinar considerablemente debido al cierre de gran
número de pozos por razones de alta RGP. El comportamiento del yacimiento indica
que el mecanismo de producción predominante lo constituye el empuje por gas en
solución.
Para las arenas de C-4 y C-5 de la Formación Misoa del Eoceno, se han escrito
numerosos informes desde que Shell operaba el área, sin embargo, los más
importantes, recientemente efectuados, son los del Bureau of Economic Geology
(B.E.G.) llevados a cabo en el Eoceno en el área del Pilar de la Segregación Lagomar
desde 1995.
ANTECEDENTES
CAPITULO II 55
El Bureau of Economic Geology (B.E.G.) realiza en 1998 una simulación en 12 meses
de las Arenas de C-4, C-5 y C-6 del Eoceno en un área de 9,5 Km2 (2356,8 acres) con
22 pozos. En este trabajo realizan análisis de tendencia de flujo de fluidos lo cual ayudó
a la interpretación de las fallas, a la definición de las heterogeneidades y al cálculo de
las condiciones presentes en los yacimientos. Mediante un procesamiento de la sísmica
logran establecer límites entre zonas que, según su amplitud, logran visualizar los
contrastes estableciendo discontinuidades a los cuales les atribuyen un carácter
estructural.
PDVSA en el año 2000 describe los modelos estratigráficos y sedimentológico para el
hexágono oeste del L.I.C. de Lagomar con 12 pozos y dos núcleos: VLA-1321 y VLA-
1326. Aquí se definen once secuencias de Tercer Orden en ambientes de marea a
deltáico distales.
La caracterización sedimentológica se apoyará en la descripción efectuada en el año
2000 a los núcleos de los pozos VLA-1321 y VLA-1326 que corresponden a los
yacimientos C-4 y C-5 respectivamente.
Por otro lado la caracterización petrofìsica se basará en los análisis convencionales y
especiales de núcleos, la clasificación y distribución de los radios de gargantas de
poros mediante curvas de presión capilar y relaciones matemáticas, así como las
correlaciones núcleo-perfil.
Mientras que la caracterización geomecánica tendrá su fundamento en el uso de
parámetros obtenidos de ensayos triaxiales, registros de imágenes además del uso de
registros density y sónicos bipolares en combinación con ecuaciones empíricas. A
continuación se presentan fragmentos de los trabajos realizados anteriormente, siendo
los mismos la base de este trabajo de grado por lo que se presentará en detalle los
puntos de la investigación mayormente relacionados con los mismos.
ANTECEDENTES
CAPITULO II 56
2.1 MODELO ESTRATIGRÀFICO
La Formación Misoa fue descrita originalmente por GARNER (1926 en GONZÁLEZ
DE JUANA et al 1980) en la serranía de Trujillo, quien introdujo el nombre de Formación
cerro Misoa para designar una espesa secuencia que se encuentra constituida por
sedimentos de ambiente de marea en términos generales, compuesta de areniscas y
lutitas intercaladas.
Dado que las areniscas de esta formación constituyen los yacimientos de petróleo
más importantes de la cuenca del lago de Maracaibo, han sido estudiados por
numeroso autores, en el Subsuelo se aplican términos informales tales como “arenas
B y C”, basados en sus características en registros de pozos (GONZÁLEZ DE JUANA)
et al, 1980).
Luego de la depositación y erosión parcial de la Formación Guasare, al final del
Paleoceno, se depositó una espesa secuencia denominada Formación Misoa. En el
Pilar esta secuencia que puede ir desde 1100 pies observada en el pozo VLA-14, al sur,
y los 5000 pies en el VLA-1, en el extremo norte. El Eoceno Inferior se compone de un
ciclo progradacional mayor en la base (Unidades C-6/C-7) y otros dos ciclos
progradacionales mayores en una secuencia netamente retrogradacional.
En el área de Bloque I, Segregación Lagomar, la Formación Misoa es parte de un
proceso sedimentario que va desde deltáico alto a deltáico bajo dominados por mareas.
De acuerdo a los análisis efectuados se pretende fijar la escala del Bloque I en un
ambiente deltáico. En otras áreas de la Cuenca del Lago de Maracaibo se han
reportados ambientes que varían de fluvial a deltáico y próximos costeros.
La estratigrafía de la Formación Misoa presenta muchos cambios laterales debido a lo
altamente lenticular e interdigitado de las delgadas capas que conforman estos
yacimientos. Sin embargo y a pesar de estas características es notable la continuidad y
el buen desarrollo de las arenas, tanto de C-4 como de C-5 hacia la zona central y
noreste del área.
ANTECEDENTES
CAPITULO II 57
En el último estudio efectuado se realizaron 17 secciones estratigráficas de dirección
oeste-este, (Figura 2), además de 2 secciones estratigráficas de dirección noreste-
suroeste, 3 de dirección norte-sur, a escala 1:1000 en pies y en formatos .dwg y .dgn.
Estas secciones nos muestran la Discordancia del Eoceno y las Arenas C-4, C-5 y C-6.
El nivel de referencia (datum o marcador) que se tomó para colgar las secciones fue el
tope de la subunidad C-4L. En el proceso de la correlación se definieron los respectivos
cuerpos de arenas o subunidades, extrapolando la estratigráfica desde el centro del
área hacia el norte y el sur de la misma.
VLA 0290 VLA 1344 VLA 1347 VLA 0769VLA 0290 VLA 1344 VLA 1347 VLA 0769
Figura 2: Sección Estratigráfica Este - Oeste
Se identificaron cada una de las subunidades de las arenas C-4, C-5 y el tope de C-6
de la Formación Misoa. En la correlación estratigráfica se ha determinado un notable
marcador denominado C-4L (debajo de C-4M3 en la Figura 2), este fue usado como
ANTECEDENTES
CAPITULO II 58
datum estratigráfico el cual constituye el intervalo de mayor espesor y sello entre los
yacimientos de las arenas C-4 y C-5. Este marcador está litológicamente constituido por
sedimentos arcillosos o limo arcillosos en su mayoría.
Los mapas de electrofacies fueron realizados principalmente usando las curvas SP,
debido a que esta se encuentra en la mayoría de los pozos del área. En algunos casos
se utilizó el GR, siendo la curva que define mejor la litología, pero está ausente en un
gran número de pozos o poseen una lectura pobre. Para los pozos que tienen tanto la
curva SP como el GR, se compararon para observar su relación. También se evitó la
utilización de curvas de resistividad debido a que ellas están influenciadas por fluidos,
sin embargo, se utilizó a falta de los registros de litología.
En la Figura 3 podemos observar la columna estratigráfica tipo para esta área, donde
las arenas C-4 y C-5 son las arenas objetivo de este estudio.
Para la definición de sub-unidades también se usaron conceptos de Estratigráfica
Secuencial como la definición de parasecuencias, superficies de inundación y otros,
aplicados a las respuestas de registros litológicos como el Gamma Ray, SP y Registro
de Resistividad. Se han seguido los mejores marcadores arcillosos asociados a
superficie de inundación para facilitar la definición del modelo sedimentario y la
determinación de posibles subunidades. Esto ha hecho efectivo la identificación de
trece subunidades para C-4 y 15 subunidades para C-5 (ver Figura 4)
ANTECEDENTES
CAPITULO II 59
B-1B-2B-3B-4B-5
C-4C-5
B-1B-2B-3B-4B-5
C-4C-5
B-1B-2B-3B-4B-5
C-4C-5
Figura 3: Columna Estratigráfica Tipo
ANTECEDENTES
CAPITULO II 60
Figura 4: Identificación de Sub-unidades
ANTECEDENTES
CAPITULO II 61
2.2 MODELO SEDIMENTOLÓGICO
En este estudio se consideró el análisis sedimentológico a través de los núcleos
integrando el estudio realizado en el L.I.C por PDVSA (2000), el cual fue hecho en los
pozos VLA-1321 y VLA-1326. Este análisis comprende las arenas C-4 y C-5
respectivamente, lo que representó un parámetro importante para establecer la
estratigrafía en toda el área de Pilar Norte.
Además de los trabajos realizados por el B.E.G., el núcleo tomado en el pozo VLA-1321
fue tomado entre 5570’ y 5950’ el cual abarca parte del Miembro Santa Bárbara, la
unidad C-3 y la Unidad C-4 entre C-4U1 y C-4M1M. El núcleo del pozo VLA-1326 fue
cortado entre 4182’ y 6580’ el cual se encuentra entre los intervalos C-5U1 y C-5L1.
Para identificación de las electrofacies se utilizó la información de los núcleos VLA-1321
(C-4), VLA-1326 (C-5) y su cotejo con las formas de las curvas de litología de los
registros eléctricos. Esta interpretación sedimentológico-estratigráfica fue extrapolada a
toda el área.
En las electrofacies se identificaron seis (6) patrones de facies o tendencias diferentes:
grano creciente hacia la base, grano creciente hacia el tope, grano creciente hacia el
tope y hacia la base, en forma cilíndrica y en bloque, en forma de sierra y facies de
espesores donde no se observa desarrollo de arena alguno. (Figura 5)
ANTECEDENTES
CAPITULO II 62
Figura 5: Tipos de Electrofacies
Del análisis sedimentológico efectuado en los núcleos de los pozos VLA-1321 (C-4) y
VLA-1326 (C-5), se infiere que los yacimientos C-4 y C-5 fueron depositados en un
ambiente deltáico dominado por mareas, siendo los sedimentos de C-4 de llanura
ANTECEDENTES
CAPITULO II 63
deltáica bajo y frente deltáico, mientras que los sedimentos del yacimiento C-5 varían
entre una llanura deltáica bajo en su parte distal a depósitos de prodelta.
nales), con presencia de zonas con depósitos de frente deltáico e
interbarras.
on presencia de zonas con depósitos de frente deltáico,
barras distales e interbarras.
El yacimiento C-4 se muestra como una alternancia de secuencias granocrecientes y
granodecrecientes con leve predominio de secuencias granodecrecientes con
espesores que varían de delgados (1 pie) hasta 40 pies de arenas masivas. Las
estructuras sedimentarias predominantes son las rizaduras de corriente, laminaciones
paralelas y estratificación cruzada, aunque con presencia también y en menor grado de
estratificación tipo espina de pescado, estratificación paralela, lenticular y estructura tipo
flaser; se determinaron 6 tipos de facies, de las cuales 4 son arenosas, a saber, S11,
S3, S2 y S1; además de facies lutíticas y heterolìticas. La facies de arenisca tipo S3
resultó ser la más prospectiva en el área, seguida por la tipo S2. El ambiente
sedimentario predominante en el Yacimiento es deltáico bajo con dominio de mareas
(barras y ca
En el yacimiento C-5 predominan las secuencias granocrecientes con espesores que
oscilan entre 4 y 15 pies de espesor; las principales estructuras sedimentarias
encontradas son la estratificación cruzada y las rizaduras de corriente, aunque también
se observó la presencia de clastos y laminaciones paralelas. Se determinaron 5 tipos
de facies, de las cuales 3 son de tipo arenosa, a saber S3, S11 y S2, además de facies
lutítica y heterolìtica. La facies de arenisca tipo S3 se encontró como la más
prospectiva en el área, aunque la de tipo S11 también se encontró impregnada de
petróleo. El ambiente sedimentario determinado es el deltáico con predominio de
barras y canales de marea, c
ANTECEDENTES
CAPITULO II 64
La interpretación de electrofacies, asociada a las estructuras sedimentarias presentes
en los núcleos, descrita anteriormente indica ambientes deltáicos con influencias de
mareas para las Arenas C-4 y C-5 de la Formación Misoa. La dirección más resaltante
de la sedimentación en las arenas es suroeste-noreste y este-oeste, con canales entre
1800 y 5000 metros y barras entre 600 y 1500 metros de ancho y 30 pies de espesor
Figura 6: Ambientes Sedimentarios en Bloque I
fiesta en diferentes formas que afectan o restringen el flujo en el medio
poroso.
í como su pobre adherencia y posible migración causante
e daño por taponamiento.
promedio. (Figura. 6).
B L O Q U E I
C A N A L E SD E M A R E A
C A N A L E SD IS T R I B U T A R I O S B A R R A S D E M A R E A
B L O Q U E I
C A N A L E SD E M A R E AC A N A L E SD E M A R E A
C A N A L E SD IS T R I B U T A R I O SC A N A L E SD IS T R I B U T A R I O S B A R R A S D E M A R E AB A R R A S D E M A R E A
El efecto de la diagénesis en el área VLA – 6/9/21 se evidencia mediante ensayos de
microscopía electrónica de barrido y análisis de difracción de Rayos X, este fenómeno
se mani
Dentro de estos resultados que alteran la propiedad de la roca tenemos: el
sobrecrecimiento de los granos de cuarzo y la presencia de caolinita como relleno o
reemplazante de granos, as
d
ANTECEDENTES
CAPITULO II 65
2.3 MODELO ESTRUCTURAL
se encuentra el
pozo VLA-21 (áreas: sur de la VLA-6/9/21, VLA-8-, VLA-11 y VLA-12).
, en mapas estructurales del B.E.G. (1998) y de TECNOSINERGIA (1998) y
(2000).
Figura 7: Configuración Estructural en Bloque I
El Pilar o “Horst” esta constituido por el bloque estructural limitado por el sistema de
fallas de tendencia noreste-suroeste, de Icotea al oeste, y la falla del Este (VLA-105) al
este (Figura 7). El modelo estructural en el Pilar puede describirse, en la secuencia
eocena, como un homoclinal de buzamiento suave (entre 3º y 7º) al este en la porción
norte (Figura 8), y hacia el sureste en la parte sur del bloque donde
El modelo estructural del Pilar Norte se elaboró a partir del levantamiento 3D de
Lagomar
Lineamiento Lama-Icotea
EL PILAR
Discordancia del Eoceno
Falla del Este
ANTECEDENTES
CAPITULO II 66
Figura 8: Contornos Estructurales Eoceno (Tope C-4)
erpretación y generación del modelo estructural
del Pilar Norte se pueden resumir así:
cia, C-4, C-5 y C-6.
rizonte.
ubunidad.
s horizontes C-4 y C-5.
Generación de los mapas estructurales de cada subunidad.
AREA DE EROSIÓN PARCIAL
MAPA
ISOMETRÍA
AREA DE ERSIÓN PARCIAL
BUZAMIENTO de 3° a 8° AL ESTE
PR
OJ
EC
TE
DC
ON
TO
UR
DI S
PL
AY
FR
OM
X,Y
,ZIN
PU
T
Los pasos llevados a cabo para la int
* Elaboración de la correlación estratigráfica
* Análisis de los registros de buzamientos
* Elaboración e interpretación de 20 secciones estructurales.
* Digitalización de los horizontes: Discordan
* Generación de superficies (grids, mallas)
* Intersección con el mapa Planos de Fallas
* Generación de la superficie fallada de cada ho
* “Blanqueo” de las áreas fuera del Pilar Norte.
* Generación de superficies de espesores brutos de cada s
* Suma de superficies a partir de lo
* Intersección con la traza de falla.
*
6.0
06
+2
- 6 5 0 0
- 6 5 0 0
- 6 0 0 0
- 5 5 0 0
0.0056-
- 6 5 0 0 . 0
- 6 5 0 0 . 0
- 6 5 0 0 . 0
- 6 5 0 0 . 0
- 6 0 0 0 . 0
- 6 0 0 0 . 0
- 6 0 0 0 . 0
- 5 5 0 0 0
- 5 5 0 0 0
5 5 0 00
AREA DE EROSIÓN PARCIAL
MAPA
ISOMETRÍA
AREA DE ERSIÓN PARCIAL
BUZAMIENTO de 3° a 8° AL ESTE
PR
OJ
EC
TE
DC
ON
TO
UR
DI S
PL
AY
FR
OM
X,Y
,ZIN
PU
T
- 6 5 0 0
- 6 5 0 0
PR
OJ
EC
TE
DC
ON
TO
UR
DI S
PL
AY
FR
OM
X,Y
,ZIN
PU
T6
.00
6+2
6.0
06
+2
- 6 5 0 0
- 6 5 0 0
- 6 0 0 0- 6 0 0 0
- 5 5 0 0
0.0056-
- 6 5 0 0 . 0
- 6 5 0 0 . 0
- 6 5 0 0 . 0
- 6 5 0 0 . 0
- 5 5 0 0
0.0056-
- 6 5 0 0 . 0
- 6 5 0 0 . 0
- 6 5 0 0 . 0
- 6 5 0 0 . 0
- 6 0 0 0 . 0
- 6 0 0 0 . 0
- 6 0 0 0 . 0
- 5 5 0 0 0
- 5 5 0 0 0
5 5 0 00
ANTECEDENTES
CAPITULO II 67
En este proyecto se llevó a cabo la correlación de todos los pozos (244) del Pilar Norte
(Área VLA-6/9/21) en donde se identificaron secciones omitidas (fallas normales) y
repetidas (fallas inversas).
structuras (pliegues y
fallas) y sentido de la sedimentación y estructuras sedimentarias.
fallas y la interpretación de todos los registros
de buzamientos (Dipmeter) disponibles .
s y se elaboraron los archivos ascii de las fallas a ser utilizados
por el programa CPS-1.
Ático, Falla VLA-105, ó del Este, la Falla VLA-38SM, al sur y la falla
VLA-1 al norte.
pliegues que ejercen un factor de
heterogeneidad para el movimiento de los fluidos.
istros
e buzamientos de los pozos VLA-613 y VLA-829. En la Figura 9 se muestra una
Se analizaron los registros de buzamientos (Dipmeter) para interpretar cambios de
magnitud y dirección del buzamiento de las capas, identificar e
Se elaboraron 20 secciones estructurales sobre la base de pozos utilizando la
correlación estratigráfica, identificación de
Se digitalizaron los horizontes de la Discordancia, C-4, C-5 y C-6. Luego se elaboraron
superficies (mallas, grids) de 50x50 y de coordenadas 220000, 1115000, 226000 y
1130000 utilizando los horizontes digitalizados y los pozos. Para esto se utilizó el
programa SURFER usando como algoritmo Kriging Cuadrados y generando una malla
de 101 filas y 41 columnas. Utilizando el mapa de Planos de fallas se determinó la
intersección o traza de cada falla con cada uno de los topes indicados arriba. Estas
trazas fueron digitalizada
Luego, con CPS-1, se generaron las superficies falladas de cada uno de los horizontes
creando mallas de 150 x 150 y de 101 filas y 41 columnas y 5929 puntos de control. Se
crearon archivos para “blanquear” las áreas fueras de las fallas principales o límites, a
saber: Falla del
Dentro del homoclinal del Pilar existen pequeños
El sinclinal del VLA-9, en la parte noreste del Pilar, es una expresión, que indica un bajo
estructural con eje norte-sur y está claramente evidenciada en sísmica y en los reg
d
ANTECEDENTES
CAPITULO II 68
sección estructural donde se interpreta un sinclinal basado en topes de unidades y
registros de buzamiento.
se
consideran pliegues apretados y constituyen heterogeneidades en el flujo de fluidos.
Figura 9: Sinclinal VLA-9
El pliegue anticlinal del VLA-251/228WI en el área VLA-21, al sur del Pilar Norte, es un
pliegue de cierre de 65 pies a 80 pies (ver Figura 10) y evita que la inyección de agua
en el pozo VLA-228WI llegue al pozo VLA-251. La amplitud (entre 65 y 100 pies)
aumenta con la profundidad y la longitud de onda del pliegue disminuye por lo que
1 1
1 2 '1 2
1 3 '1 3
1 4 '1 4
1 61 6 '
1 51 5 '
1 7 1 7 '
1 81 8 '
1 9 2 0 '
1 9
2 8 41 1 2 1 3 2 9
7 2 8 6 1 3
1 1
1 2 '1 2
1 3 '1 3
1 4 '1 4
1 61 6 '
1 51 5 '
1 7 1 7 '
1 81 8 '
1 9 2 0 '
1 9
2 8 41 1 2 1 3 2 9
7 2 8 6 1 3
ANTECEDENTES
CAPITULO II 69
Figura 10: Anticlinal VLA-251
.4 INTERPRETACIÓN SÍSMICA
iento 3D de Lagomar del B.E.G. (1998) y de TECNOSINERGIA (1998) y
(2000).
de se identificaron secciones omitidas (fallas normales) y
petidas (fallas inversas).
C-5
VLA-228WI
VLA-251
100 pies
80 pies
Longitud de ondadel
Pliegue
AmplituDel
d
Pliegue
2
El modelo estructural del Pilar Norte se elaboró a partir de interpretaciones del
levantam
En este proyecto se llevó a cabo la correlación de todos los pozos (244) del Pilar Norte
(Área VLA-6/9/21) en don
re
ANTECEDENTES
CAPITULO II 70
Se han interpretado un total de 18 fallas de las cuales 11 (Falla del Ático, Falla del Este,
VLA-38SM, VLA-83SM, VLA-111SM, VLA-636SM, VLA-66SM, VLA-447SM, VLA-
541SM, VLA-287SM y VLA-1E) han sido detectadas en pozos. Cinco anomalías fueron
identificadas por el B.E.G. (1998) a partir de un reprocesamiento de la información
sísmica y discontinuidades en el comportamiento de contornos (AC1M=Anomalía de
contornos), producción de agua (AA1M Y AA2M) y de gas (AG1M). La anomalía AA2M
tiene continuidad con la falla VLA-145SM. De las 11 fallas detectadas en pozos 10 de
ellas tiene expresión sísmica solo una (Falla VLA-1E) ha sido interpretada solo por pozo
con 50 pies de sección omitida.
tructural del área, se
generaron los mapas estructurales correspondientes (Figura 11).
Una Posible falla (S1M) puede establecerse utilizando la analogía del comportamiento
sísmico de las fallas con evidencia sísmica. Esta ocurre en la parte norte oriental del
pilar entre los pozos VLA-9 y VLA-620, VLA-874 y VLA-933, entre otros (Figura GEO- y
Anexo Plano de Fallas). Otra falla de carácter inverso (SI1M) puede interpretarse a
partir de las secciones estructurales, con una clara expresión en el Mioceno entre los
pozos VLA-30 y VLA-180, VLA-281 Y VLA-180. Es una falla inversa de unos 2,4 Km. de
orientación noroeste-sureste en la parcela 17. Su salto se estima entre 25 y 50 pies. Su
orientación sugiere inversión tectónica durante el Mioceno Superior. Estas dos fallas se
encuentran dibujadas en el mapa de plano de fallas, sin embargo, por sugerencia de
PDVSA fueron eliminadas de mapas y secciones. Finalizada la interpretación de los
marcadores sísmicos y geológicos, y la definición del marco es
ANTECEDENTES
CAPITULO II
ANTECEDENTES
71
Figura 11: Mapa Estructural
0507-
-7
0
-6
90
0
0096-
-6
80
0
00
86-
-6
70
0
0566-
-6
60
0
0066-
-6
50
0
00
56
-
0056-
-6
45
00
546-
00
46
-
05
36
-0
53
6-
00
36
-
-6
25
0
-6
20
0
-6
20
0
05
16
-
-6
15
0
00
16
-
05
95
-
1174
761
66
550
724
45
333
1361
99154
1012
82
248
872
281
130
163
145
636
20
883
146649800
191
111
239
799
180
795
588
164
41
30
1011
249
765
89650
167
169
38
654
162
26230
228
669123
1049857
113
688
1343
650
1331
238
126
181
251242
1335
11451053
109699
877
1326
127121
826
254
183
1125
697
1285
83
227
825
138129
223
147250
CAPITULO III 72
MARCO TEÓRICO 3.1 MARCO SEDIMENTOLOGICO 3.1.1 Sedimentología
Estudio científico de los sedimentos y rocas sedimentarias. 3.1.2. Procesos Sedimentarios Los procesos sedimentarios son meteorización, transporte, sedimentación y diagénesis.
Meteorización: Es la transformación que sufren las rocas por efecto de los
agentes atmosféricos y biológicos. A través de este fenómeno las rocas pueden
ser disgregadas en fragmentos sólidos cada vez más pequeños sin que se
produzca cambio alguno en la composición de los minerales constituyentes
(meteorización física) o también los minerales pueden ser alterados
químicamente con la producción de nuevos minerales (meteorización química).
Transporte: Las partículas sólidas son transportadas en forma mecánica por las
corrientes como carga de fondo en suspensión o por saltación, en tanto que el
material disuelto es llevado en solución en el seno de la masa de agua.
Sedimentación: Las partículas sólidas se depositan igualmente en forma
mecánica y dan lugar a los sedimentos clásticos, las cuales también son
conocidas como clásticos terrígenos o sedimentos siliciclásticos. La
sedimentación clástica da lugar, como se sabe, a la formación de grava, arena,
limo y arcilla. La arena y la arenisca juegan un importante papel como roca
recipiente, en tanto que la arcilla es una roca sello por excelencia.
MARCO SEDIMENTOLOGICO
CAPITULO III 73
Diagénesis: Es el conjunto de cambios físicos y químicos que sufre un sedimento
desde que se deposita hasta su transformación en roca y aún después de su
litificación. Los procesos diagenéticos comprenden compactación, cementación,
disolución, autigénesis y reemplazamiento. Tales procesos pueden afectar la
porosidad y permeabilidad de los yacimientos de hidrocarburos. Así, la disolución
de cemento incrementa la dimensión de los espacios porosos, en tanto que la
precipitación de un material cementante reduce la porosidad de la roca.
3.1.3 Estructuras Singenéticas y Díagenéticas de las Rocas Sedimentarias Las estructuras primarias de las rocas sedimentarias son las que se forman en el
ámbito del proceso sedimentario.
Las estructuras singenéticas de las rocas clásticas se clasifican en:
a) Mecánicas
b) Orgánicas.
Las estructuras mecánicas están referidas a la estratificación, ya que existen
variaciones internas significativas dentro de un estrato. Por tanto se definen:
* Estrato: Cuando el espesor es mayor de 1cm.
* Lámina: Cuando el espesor es menor de 1cm.
* Paquete: Es un conjunto de estratos delgados que forman una capa.
La estratificación ó laminación se clasifica de acuerdo a su paralelismo interno y al
hecho de que estas sean planares, onduladas o curveadas. (Figura 12).
MARCO SEDIMENTOLOGICO
CAPITULO III 74
PARALELA PARALELA NO PARALELA CONTINUA DISCONTINUA
PARALELA PARALELA NO PARALELA CONTINUA DISCONTINUA
PARALELA PARALELA NO PARALELA CONTINUA DISCONTINUA
PLANAR ONDULADA CURVADA
Figura 12: Tipos de Laminación y Estratificación de las Rocas Sedimentarias
Algunas estructuras son típicamente pertenecientes de cada tipo litológico, por ello
haremos mención al tipo de roca donde generalmente se encuentran.
La fisilidad es la propiedad que tienen las lutitas de presentar una laminación paralela
muy delgada sin distinción de tamaño del grano, esto es ocasionado por los minerales
arcillosos y micáceos. (Figura 13).
Figura 13: Fisilidad de las Lutitas
En las areniscas por ser rocas clásticas de grano visible y formadas en un ambiente
netamente mecánico existe una gran variedad de estructuras. Las rizaduras, ondulitas
MARCO SEDIMENTOLOGICO
CAPITULO III 75
o ripples mark son estructuras muy típicas que se forman en el techo de los estratos de
areniscas. Su orígen está estrechamente ligado al arrastre de sedimentos producidos
por el movimiento de las olas, de las corrientes de flujo y de mareas. Las rizaduras son
ondulaciones que pueden ser simétricas ó asimétricas en su sección transversal y
generalmente son producidas por oleajes y corrientes respectivamente (Figura 14).
Figura 14: A) Rizaduras Asimétricas, B) Rizaduras Simétricas
Las rizaduras son cuerpos alargados de carácter longitudinal que se forman en
secuencia de crestas y valles formados por acción del movimiento del agua o del viento.
La estratificación o laminación cruzada son estructuras que se forman por migración de
las rizaduras, el cual consiste de láminas no paralelas (oblícuas u oblícuas curveadas) a
la laminación o estratificación principal. (Ver Figura 15).
Figura 15: Estratificación Cruzada, Producida por Migración de Rizaduras
A B
MARCO SEDIMENTOLOGICO
CAPITULO III 76
En algunas unidades de rocas sedimentarias en las cuales están asociados areniscas y
lutitas, el modelo resultante son unas estructuras tales como estratificación flaser,
ondulada y lenticular (Figura 16). Estas estructuras están asociadas con las variaciones
contínuas de los niveles de energía de las cuencas sedimentarias donde se acumulan
los sedimentos.
Estratificación Flaser Estratificación Ondulada Estratificación Lenticular
Figura 16: Variedad de Estratificación de las Rocas Sedimentarias
Hemos estudiado las estructuras sedimentarias en el ámbito de las capas, también es
necesario definir algunas estructuras primarias a niveles mesoscópicos y
megascópicos, las cuales son vistas en afloramientos.
Los contactos y el comportamiento de los estratos son dignos de ser estudiados. Los
contactos geológicos entre las capas pueden ser de la siguiente manera y ser
observados en la Figura 17.
a) Contactos Abruptos
b) Contactos Normales
c) Contactos Transicionales.
MARCO SEDIMENTOLOGICO
CAPITULO III 77
El comportamiento de los espesores a lo largo de una secuencia es concomitante con
el comportamiento del tamaño del grano, y nos indica las variaciones de los niveles de
energía a lo largo del tiempo, y pueden ser:
a) Afinamiento de capas hacia el tope (finning up)
b) Engrosamiento de capas hacia el tope (coarsening up).
Los contactos geológicos a niveles formacionales son estructuras a nivel megascópicos
que indican condiciones geológicas especiales. Existen típicamente dos tipos de
contacto entre formaciones: contactos concordantes y contactos discordantes (Figura
18). Los contactos concordantes significan una secuencia ininterrumpida del proceso de
acumulación de sedimentos en una cuenca en un paso gradual de sedimentación.
Mientras que las discordancias son una interrupción del ciclo de sedimentación, ocurrió
un hiatus o laguna de posición en el proceso, o sea, un largo período de tiempo sin
sedimentación. Han sido identificados varios tipos de discordancias de acuerdo a la
estructura presente causadas por los eventos ocurridos durante el hiatus, estas pueden
ser:
a) Discordancias paralelas
b) Discordancias erosionales
c) Discordancias angulares
d) Discordancias litológicas.
MARCO SEDIMENTOLOGICO
CAPITULO III 78
Figura 17: A) Discordancia Litologica, B) Discordancia Angular C) Discordancia Estratigráfica, D) Discordancia Erosional
A B
B D
A C
Figura 18: A) Discordancia Angular en un Afloramiento B) Secuencia de Estratos Dispuestos Concordantemente
Vale la pena destacar la importancia que tienen las discordancias para la industria
petrolera, desde el punto de vista de la sísmica, estratigráfico y como estructuras
favorables para el entrampamiento de hidrocarburos.
MARCO SEDIMENTOLOGICO
CAPITULO III 79
Las estructuras sedimentarias orgánicas son muy frecuentes tanto en rocas
carbonatadas, como en las clásticas. Durante la sedimentación en ambientes marinos y
aguas salobres los animales y plantas son muy activas y en ocasiones producen
materiales formadores de rocas. Estos también producen una variedad de estructuras,
sólo algunas de ellas serán tratadas aquí desde el punto de vista conceptual.
La bioturbación es el estado de destrucción de una capa, debido a la actividad orgánica
durante la sedimentación, ésta puede ser tan fuerte que pueden destruir las estructuras
de orden interno de las capas.
Un grupo de grandes estructuras pueden desarrollarse sobre sedimentos en estado de
formación, éstas son las pistas y las perforaciones. Las primeras las realizan en el techo
de las capas y son huellas que pueden deberse al desplazamiento de los organismos
en funciones de nutrición y son estructuras de relieve que en la mayor parte de los
casos representan el molde de la huella original. Las perforaciones pueden producir
efectos erosivos de gran importancia, pero también juegan un papel muy importante
como formadores de sedimentos y formación de arenas conchíferas por destrucción de
conchas.
Las estructuras diagenéticas deben su origen al proceso diagenético, se pueden
encontrar tanto en la superficie como en el interior de los estratos, aunque es más
frecuente en los estratos. Estas estructuras se originan como consecuencia de
procesos químicos, y pueden dividirse en estructuras de precipitación y estructuras de
disolución.
3.1.4. Facies Sedimentarias:
Es el conjunto de características litológicas y paleontológicas que definen una roca
sedimentaria, y permiten diferenciarlas de las demás, también el término se refiere al
MARCO SEDIMENTOLOGICO
CAPITULO III 80
conjunto de características reinantes durante la sedimentación, así pues, este término
se ha usado en la historia de la sedimentología y estratigrafía de cinco maneras:
- Facies descriptiva
- Facies genérica
- Facies cronoestratigráfica
- Facies mixta
- Facies operacionales.
La facies descriptiva se refiere al conjunto de características litológicas y
paleontológicas de una roca, ejemplos: facies de areniscas de grano grueso, facies de
calizas oolíticas, facies de calizas orbitolinas.
La facies genérica hace referencia al medio sedimentario donde se formó la roca,
ejemplos: facies deltáica, facies fluvial, facies marino-costera.
La facies cronoestratigráfica se refiere a unas características de las rocas ligadas a la
edad de estas, ejemplos: facies Jurásica, facies Cretácica.
La facies de tipo mixta hace referencia a una combinación de las tres descritas
anteriormente, ejemplos: facies de calizas cretácicas, facies de arenas deltáicas.
Las facies operacionales son usadas directamente por las empresas desde el punto de
vista operacional y facilidad de operación. Ejemplo de ello las utilizadas por PDVSA
(heredadas de MARAVEN S.A.), como sigue:
Facie S: Fragmentos de areniscas de grano grueso a conglomeratico, mal escogida con
composición variable.
Facie S3: Fragmentos de areniscas de grano medio a grueso, moderada a bien
escogida, a veces con composición variable.
Facie S11: fragmentos de areniscas de grano fino a medio, bien a muy bien escogida,
con predominio de material cuarzoso.
MARCO SEDIMENTOLOGICO
CAPITULO III 81
Facie S1: fragmentos de areniscas de grano fino a medio, bien escogida, con
laminaciones.
Facies S2: fragmentos de areniscas de grano muy fino a limolítico, con laminaciones
muy delgadas.
Facie St: Limolitas de color verdoso, rojizo o marrón.
Facie H: Fragmentos de lutitas con pequeñas intercalaciones de láminas de material
limolítico.
Facie L: Fragmentos de lutitas.
La facies descriptiva es quizás, la que más se adapta a la definición de facies, es por
ello que es la más comúnmente utilizada dentro de la industria que involucra a las
ciencias geológicas.
La Subfacies: es comúnmente usada como una subdivisión de las facies en sentido
más genético que descriptivo, por ejemplo: Subfacies de Abanico de Rotura
3.1.5. Ambientes Sedimentarios
Son los lugares de la superficie terrestre donde se acumulan sedimentos para dar
orígen luego a las rocas sedimentarias. El medio sedimentario es un lugar donde se
realiza en parte el proceso sedimentario, ya explicado en capítulos anteriores. Las
cuencas sedimentarias son depresiones que reciben un volumen de sedimentos mucho
mayor que su promedio normal, en éstas cuencas es donde se acumula materia
orgánica y se origina el petróleo, y también según la historia de ésta, migra y es
entrampado en rocas permeables y a la vez selladas.
La cuenca occidental de Venezuela tiene como principal roca madre generadora de
hidrocarburos a la Formación La Luna, de edad Cenomaniense y como principales
rocas yacimientos las calizas del grupo Cogollo del Cretácico inferior, las areniscas de
la Formación Misoa del Eoceno y la secuencia de la Formación Lagunillas del Mioceno.
MARCO SEDIMENTOLOGICO
CAPITULO III 82
3.1.5.1 Principales Ambientes Generadores de Rocas Siliciclásticas (rocas yacimientos) Existen ambientes sedimentarios que son capaces de formar rocas clásticas, con
propiedades petrofísicas que a la larga constituyen excelentes trampas petrolíferas, los
cuales son: abanicos aluviales, fluviales, deltaicos, próximo – costeros, de plataforma y
corrientes de turbidez (Figura 19).
Figura 19: Principales Ambientes Generadores de Rocas Yacimientos
3.1.5.1.1 Abanicos o Conos Aluviales
Los abanicos aluviales son depósitos sedimentarios que se forman a lo largo de
sistemas piedemontinos asociados a fallas activas (Figura 20). El bloque levantado del
sistema constituye una fuente de aporte ya que en el se produce la erosión
activa de de los ríos y quebradas que drenan hacia el bloque deprimido. En el bloque
deprimido se produce la sedimentación del cono en forma explayada, como la erosión y
la acumulación son continuas por la actividad tectónica se produce un
MARCO SEDIMENTOLOGICO
CAPITULO III 83
acomodo progradante de los sedimentos ocasionando una acreción lateral de
sedimentos y pueden llegar a tener hasta centenas de metros de espesor.
Figura 20: Morfología de los Abanicos Aluviales
La litología presente en los abanicos aluviales va desde conglomerados en la parte
proximal hasta arenas finas a muy finas en la parte distal, por lo tanto el crecimiento
lateral produce una columna de sedimentos con engrosamientos de granos hacia el
tope (coarsening up). Estas características, más la geometría de los litocuerpos hacen
que sean excelentes rocas almacenadoras de hidrocarburos con excelentes sellos y
buena permeabilidad vertical. En el ámbito de afloramientos muestran una litología que
va desde areniscas en la base a conglomerados guijarrosos en el tope (Figura 21).
MARCO SEDIMENTOLOGICO
CAPITULO III 84
Figura 21: Afloramiento de Abanicos Aluviales y respuesta en el registro Rayos Gamma
3.1.5.1.2. Depósitos Fluviales
Los depósitos fluviales comprenden dos facies características, a) facies de corrientes
entrelazadas y, b) facies de barras de meandro.
Las corrientes entrelazadas (Braided Stream) comprenden una red de numerosos
canales separados por barras (Figura 22). Los depósitos de canales entrelazados son
sedimentos gruesos más que los de barras de meandros y en sección vertical muestran
estructuras de afinamiento de granos (finning up) y también como característica
importante la base de estos cuerpos es erosiva (Figura 23). Los yacimientos petrolíferos
que constituyen estos cuerpos tienen buena porosidad y
MARCO SEDIMENTOLOGICO
CAPITULO III 85
permeabilidad vertical y pueden ser muy extensos ya que generalmente se encuentran
solapados o yuxtapuestos formando un sistema de canales.
Figura 22: Sistema Fluvial de Corrientes Entrelazadas
DIQUES, ABANICO DE ROTURA BARRAS CANAL LLANURA DE INUNDACION
Figura 23: Serie de Canales Entrelazados con Afinamiento de Granos hacia el Tope
Las barras de meandros son sistemas fluviales cóncavos donde en la parte exterior
ocurre erosión y en la parte interior ocurre la sedimentación. Las subfacies asociadas a
las barras de meandros son: diques naturales, abanicos de rotura y llanuras de
inundación (Figura 24). La acreción lateral de las barras es una característica típica de
este sistema fluvial, lo cual ocurre por el crecimiento lateral del canal activo. La
MARCO SEDIMENTOLOGICO
CAPITULO III 86
litología y estructuras características de estas facies son areniscas en la base con
afinamiento de granos en sección vertical y además rizaduras y estratificación
avanzada, hasta llegar al tope con una secuencia de lutitas y areniscas de grano fino
pertenecientes a los diques, abanicos de rotura y llanuras de inundación (Figura 25).
Las barras de meandros y llanuras de inundación pueden llegar a tener centenares de
pies de espesor y constituyen excelentes trampas estratigráficas, con un excelente sello
lutítico por encima y con buen desarrollo de porosidad y permeabilidad. En afloramiento
presenta la siguiente secuencia (Figura 26)
DIQUE ABANICO DE ROTURA
LLANURA DE INUNDACION
BARRA DE MEANDRO
Figura 24: Sistema Fluvial de Barras de Meandro
MARCO SEDIMENTOLOGICO
CAPITULO III 87
LLANURA DE INUNDACIÓN
ABANICO DE ROTURA BARRA DE MEANDRO
Figura 25: Comportamiento de las Facies de Barras de Meandro
4 3
1) Y 2) BARRAS DE MEANDROS SOLAPAD 3) LLANURA DE INUNDACION 4) ABANICO DE ROTURA
Figura 26: Afloramiento de Barras de Meandros Fluviales
MARCO SEDIMENTOLOGICO
CAPITULO III 88
3.1.5.1.3. Depósitos Deltáicos
Los depósitos deltáicos consisten en sedimentos transportados por los ríos que van a
desembocar en la línea de costa en forma de delta o de estuario, que al llegar son
dispersados por la acción de las olas, de las mareas o las corrientes fluviales, (Figura
27). Los deltas son formados cuando la rata de sedimentación del río sobrepasa la
energía producida por las olas y las mareas, entonces por lo tanto este comienza a
progradar y a lobularse. Según el espacio donde se desarrolla la sedimentación deltáica
podemos clasificarlos en las siguientes facies y subfacies:
Las llanuras deltáicas representan la parte donde el delta se abre, están constituidas
por canales que transportan sedimentos e interfluvios que representan las islas
deltáicas. Estos canales distributarios deltáicos son análogos a las redes fluviales y
desarrollan subfacies de diques naturales, abanicos de rotura y llanuras de inundación
deltáicas y desarrollan litología granodecreciente hacia el tope, pero con granulometría
más fina que los sistemas fluviales (Figuras 28 y 29)
Figura 27: Morfología de los Deltas Influenciados por los Ríos, por las Mareas y por las Olas
MARCO SEDIMENTOLOGICO
CAPITULO III 89
Figura 28: Sistema Deltáico Lobulado y Subfacies Asociadas
LLANURA DELATAICA CANAL DISTRIBUTARIO
Figura 29: Subfacies de Canales Deltáicos
El frente deltáico es la zona de plataforma que representa los depósitos de barras de
desembocadura deltáica, están formadas por sedimentos de arenas finas progradantes,
MARCO SEDIMENTOLOGICO
CAPITULO III 90
formando típicamente una columna granocreciente (coarsening up). La geometría de
estos cuerpos está en función de la energía presente (Figura 30).
Figura 30: Barras de desembocadura Deltáica. Secuencia Granocreciente
Los sedimentos del prodelta son los que representan el último estadio de viaje de los
sedimentos de los ríos hacia el mar. Estos sedimentos son de granulometría fina y
frecuentemente están asociados con depósitos marinos.
3.1.5.1.4. Depósitos Próximo – Costeros
Estos tipos de depósitos son el resultado del transporte de los ríos y distribuídos en la
costa por influencia de las olas y las mareas. Las olas se encargan de
retrabajar el sedimento y las mareas los transportan paralelas a las costas, en
ocasiones las tormentas los transportan mar adentro y el viento se encarga de
transportar los finos por toda la playa. Los modelos de ambientes próximos – costeros
indican que existen entonces varios tipos de ambientes litorales:
MARCO SEDIMENTOLOGICO
CAPITULO III 91
a) Costas dominadas por olas.
b) Costas dominadas por mareas.
c) Costas mixtas (de mareas y olas).
En general podemos clasificar los ambientes próximos costeros en varias subfacies:
Lagunas costeras, zona supramareal, zona intramareal, zona submareal (Figura 31)
Figura 31: Subfacies del Ambiente Próximo-Costero
Las lagunas litorales, pueden estar comunicadas o no con la playa (canales de marea),
es aquí donde la sedimentación es de baja energía y como resultado los depósitos son
lutáceos asociados a materia orgánica y mantos de carbón, con abundante actividad
orgánica, que como resultado dejan una constelación de icnofacies características.
La zona supramareal es la zona emergida entre las lagunas y/o el continente y la playa,
esta tiene una gran influencia del viento, sus sedimentos son arenas muy finas y
constituyen verdaderas dunas costeras, la morfología de estos depósitos es muy
cambiante y se presentan con una gran extensión lateral y decenas de metros de
espesor.
MARCO SEDIMENTOLOGICO
CAPITULO III 92
La zona intramareal está comprendida entre la zona de pleamar y las mareas bajas en
ocasiones constituyen verdaderas llanuras de mareas de gran extensión, aquí el
sedimento es muy bien seleccionado debido a retrabajamiento constante. Esta zona es
rica en flora y fauna.
La zona submareal está comprendida entre la zona de marea baja y el límite inferior es
hasta donde las olas dejan de accionar sobre el sustrato. Estas zonas siempre están
sumergidas por las aguas y en ocasiones podemos tener extensos cordones de arenas
paralelos a las costas, la granulometría de los clastos aquí depositados es muy variable
y dependen del tipo energético de playas y de las condiciones de geometría de ella.
Todas las subfacies asociadas a los ambientes próximos – costeros constituyen
excelentes yacimientos petrolíferos debido a que pueden llegar a tener grandes
espesores y una gran extensión lateral, lo que equivale a entrampar grandes cantidades
de hidrocarburos. La columna litológica típica del ambiente próximo costero va a
depender si la línea de costa es progradante o degradante (Figura 32)
LAGUNA
SUPRAMAREAL
INTRAMAREAL SUBMAREAL PLATAFORMA
Figura 32: Sistema Próximo-Costero y de Plataforma Marina Bajo Condiciones Regresivas
MARCO SEDIMENTOLOGICO
CAPITULO III 93
3.1.5.1.5. Depósitos de Plataforma
Las plataformas marinas son las rampas subcontinentales que van desde el límite
inferior de la zona submareal hasta donde la rampa comienza con una pendiente fuerte.
En la actualidad se han descrito dos tipos de depósitos clásticos de plataforma: a)
barras de plataforma generadas por tormentas y olas y, b) barras de plataforma
generadas por mareas.
Las barras de plataforma generadas por tormentas y oleaje son aquellos sedimentos
que han sido transportados principalmente por efecto de grandes tormentas como
energía principal mar adentro, éstos como consecuencia de la erosión que producen
éstas en las costas. Estos depósitos ocurren principalmente en condiciones
transgresivas donde las energías de las tormentas y oleajes son verdaderamente altas.
La litología de estos depósitos está constituída por areniscas de grano fino a muy
gruesos y en algunas ocasiones con conglomerados.
Las barras de plataforma mareales ocurren por efecto de grandes mareas que arrastran
sedimentos hacia la plataforma cuando está en acción la bajamar, frecuentemente
exhiben una morfología elongada y transversal al flujo de la marea, como característica
típica muestran estratificación cruzada a gran escala. Las barras de mareas ocurren en
condiciones de transgresión y regresión y estudios recientes muestran que pueden
tener una altura de 6mts, 6 Km. de ancho y hasta 4 Km. de longitud, y además son muy
activas, pudiendo migrar en la plataforma formando unidades basales de lutitas con
granulometría granocreciente hacia el tope (Figura 32).
3.1.5.1.6. Turbiditas
Las turbiditas se forman en ambientes marinos profundos, como producto del transporte
de sedimentos desde el talud hasta la zona de explayamiento. En una turbidita se
MARCO SEDIMENTOLOGICO
CAPITULO III 94
distinguen varios componentes, éstos son: los canales turbidíticos y los lóbulos
depositacionales (Figura 33).
Los canales turbidíticos están constituidos por canales o conductos, donde ocurre
mucha erosión y transporte de sedimentos, aunque cuando los lóbulos se
colapsan comienza la sedimentación en los canales.
Básicamente la litología consiste de arenas y conglomerados, frecuentemente
localizado en una zona de pendiente o en la base de ésta, en ocasiones pueden
contener lutitas y arenas, (Figura 34), la facies arenosa comprende la serie Bouma
completas e incompletas. Los canales turbidíticos pueden formar buenos yacimientos y
presentan características importantes, tales como: contactos básales erosivos, y
secuencias granodecrecientes.
Figura 33: Perfil transversal de Canales y Lóbulos Turbiditicos
Los lóbulos depositacionales son los que se encuentran buzamiento abajo en las
llanuras submarinas, éstos sedimentos se depositan en forma de mantos de arenas
estratificadas de forma tabular y de extensiones grandes. La litología de estos cuerpos
consiste básicamente de arenas con capas de éy en la parte distal ésta aumenta
considerablemente formando una facies con geometría variable, en esta parte la
ocurrencia de lutitas es más común. En el perfil de rayos Gamma se muestra una
MARCO SEDIMENTOLOGICO
CAPITULO III 95
estructura de tipo cilíndrica. Estos cuerpos también forman unos excelentes yacimientos
debido a su gran extensión lateral y con buenos sellos.
1.1.1.1.1 1.1.1.1.2 1.1.1.1.3
Figura 34: Afloramiento de una Secuencia de Lóbulos Turbidíticos
3.1.6 Servicios Básicos de las Rocas Los datos de núcleos desarrollados sobre muestras de rocas recuperados de
una formación de interés juegan un papel vital en la exploración y desarrollo de
programas, operaciones de rehabilitación, así como en evaluación de pozos y
yacimientos. Los datos de propiedades rutinarias de las rocas, unidas a información de
pruebas suplementarias desarrolladas en muestras de núcleos, proporciona una visión
del comportamiento del yacimiento, provee una base para estimados y diseños de
yacimientos, además de mejorar la interpretación de los registros.
Esta serie de servicios que se efectúan en los núcleos constituyen la base de los
estudios sedimentológicos los cuales a su vez desencadenan en un mejor conocimiento
de la roca yacimiento.
MARCO SEDIMENTOLOGICO
CAPITULO III 96
Entre estos servicios tenemos:
Espectral Core Gamma
Fotografías de Núcleos
Descripción de Núcleos
Petrografía de Secciones Finas
Difracción de Rayos X
Microscopía Electrónica de Barrido
3.1.6.1 Espectral Core Gamma
Durante este servicio se mide la radioactividad de los núcleos, y es el primero en
efectuarse una vez que el núcleo llega al laboratorio. El aparato utilizado se orienta
paralelamente y debajo del núcleo, éste utiliza un analizador multicanal para discriminar
la energía gamma dentro de ventanas críticamente seleccionadas para las mediciones
de torio, potasio y uranio.
Antes de todo, el aparato es calibrado para medir el espectro de fondo al igual que la
respuesta del espectrómetro con tubos de calibración que contienen las muestras puras
de los 3 elementos antes mencionados. La masa del núcleo analizado es
continuamente monitoreada y usada para corregir la tasa de conteo relacionada a la
masa medida.
La concentración de potasio, torio y uranio se reporta en forma gráfica en función de la
profundidad y es usada para correcciones de profundidad y como indicadores de
litología.
MARCO SEDIMENTOLOGICO
CAPITULO III 97
3.1.6.2 Fotografías de Núcleos
Esta provee de un registro visual permanente del intervalo de núcleo tomado en su
estado fresco. Las fotografías pueden ser tomadas con luz blanca y ultravioleta (UV).
Las fotografías UV ayudan en la rápida identificación de los intervalos de núcleos
portadores de petróleo para su determinación como la fluorescencia de muchos
hidrocarburos bajo estas condiciones.
La determinación de la invasión de filtrado de lodo, así como la selección de muestras
para análisis avanzados son algunas de las aplicaciones de las fotografías.
3.1.6.3 Descripción de Núcleos
La descripción sedimentológica de los núcleos y los estudios bioestratigráficos
asociados a éstos proporcionan los datos necesarios para determinar las facies y
ambientes de depositación representadas dentro de un intervalo de núcleos
convencionales. Basado en los ambientes de depositación, se pueden interpretar mejor
la geometría de las areniscas en un yacimiento, sus heterogeneidades megascópicas y
sus distribuciones geográficas en la superficie de un campo específico.
Cada núcleo se divide en unidades litológicas principales. Los perfiles de Core Gamma
y el Rayos Gamma (GR) del pozo son correlacionados para realizar los ajustes
necesarios en las profundidades del núcleo. Las unidades litológicas se describen y se
realiza un perfil de la descripción del núcleo en forma de columnas sedimentológicas,
para ilustrar las características texturales y litológicas observadas en los núcleos.
Estas columnas incluyen litologías, estimado visual del tamaño de grano encontrado,
estructuras sedimentarias (físicas primarias y secundarias), escogimiento, ubicación de
las muestras, la presencia de impregnación de petróleo, las curvas de los registros de
MARCO SEDIMENTOLOGICO
CAPITULO III 98
núcleos correlacionadas con las curvas de rayos gamma del pozo, de acuerdo a su
desplazamiento vertical encontrado para cada tramo de núcleo.
En la parte central se incluyen los datos gráficos de porosidad y permeabilidad del
análisis de núcleos. La interpretación de los ambientes de depositación y litofacies se
incluyen en el lado derecho de las columnas sedimentológicas. En la columna de
comentarios se describen las unidades que haya sido difícil de ilustrar en las columnas
sedimentológicas.
3.1.6.4 Petrografía de Secciones Finas
La petrografía detallada de secciones finas, con análisis de conteo de puntos, permite
una caracterización de texturas, mineralogía y porosidad de rocas yacimientos. Las
muestras para el análisis de secciones finas son primero impregnadas con una resina
epóxica para aumentar la cohesión de la muestra y prevenir pérdidas de material
durante el proceso de rebajado y pulido.
Las secciones finas se analizan utilizando técnicas petrográficas estándar en un
Microscopio Petrográfico Binocular Olympus BH2. Los análisis de secciones finas
caracterizan la roca yacimiento a través de una descripción mineralógica (granos,
cementos, matriz), texturas, porosidad y calidad del yacimiento. Estos análisis son
usados para relacionar la porosidad y los minerales alojados dentro de los poros.
3.1.6.5 Difracción de Rayos X (XRD)
La difracción de rayos X provee de data cuantitativa sobre la composición mineralógica
de las muestras seleccionadas.
MARCO SEDIMENTOLOGICO
CAPITULO III
MARCO SEDIMENTOLOGICO
99
Tanto la fracción arena / limo como las fracciones de tamaño de arcilla se analizan para
determinar la mineralogía de la roca total al igual que las cantidades de los minerales
sensitivos. Esta técnica es la mejor para análisis mineral detallados de arcillas.
3.1.6.6 Microscopía Electrónica de Barrido (SEM)
Estas pruebas caracterizan el tipo y naturaleza de porosidad visible, el tipo y morfología
de cementos, arcillas (matriz) y relaciones diagenéticas (en términos de influencia en la
calidad del yacimiento y sensitividad de formación) y características de porosidad
(efectiva versus no efectiva).
Los análisis de Espectroscopia de Energía Dispersa (EDS) son usados para proveer de
análisis cualitativos elementales de minerales observados durante análisis de SEM.
CAPITULO III 100
MARCO PETROFISICO
3.2.1 Propiedades Físicas del Sistema Roca-Fluido
Las rocas sedimentarias están representadas por gravas, conglomerados, arena,
arenisca, arcilla, lutita, caliza, dolomita, yeso, anhidrita y sal gema. Estas rocas se
derivan de las rocas ígneas y de las metamórficas por medio de la acción
desintegradora de varios agentes como el viento, el agua, los cambios de temperatura,
organismos, las corrientes de agua, las olas, y por acción de sustancias químicas
disueltas en el agua.
En general, las rocas sedimentarias son las de mayor importancia desde el punto de
vista petrolero. Ellas constituyen las grandes cuencas donde se han descubierto los
yacimientos y campos petrolíferos del mundo. Por su capacidad como almacenadoras y
extensión geográfica y geológica como rocas productoras sobresalen las arenas, las
areniscas, las calizas y dolomitas; aunque también constituyen fuentes de producción,
en ciertas partes del mundo, las lutitas fracturadas, la arcosa, los ganéis, la serpentina y
el basalto.
De la acumulación de datos teóricos y aplicaciones prácticas, tanto en el laboratorio
como en trabajos de campo, se ha logrado catalogar una variedad de propiedades,
constantes y relaciones acerca de las rocas que componen los estratos geológicos,
muy importantes para el estudio de yacimientos.
3.2.1.1 Porosidad
Es el porcentaje o fracción de los espacios vacíos o poros entre granos en relación al
volumen total de la roca y representa la capacidad que tiene una roca de almacenar
MARCO PETROFISICO
CAPITULO III 101
fluidos. Para que un yacimiento sea comercialmente productivo debe tener una
porosidad suficiente para almacenar un volumen apreciable de hidrocarburos. Por tanto,
la porosidad es un parámetro muy importante de las rocas productivas. En los cálculos
la porosidad puede expresarse en porcentaje o en fracción decimal. Por definición, la
porosidad es el volumen vacío de roca (aquel lleno de fluido) dividido por el volumen
total de roca.
3.2.1.1.1 Clasificación de la Porosidad
1. Según la comunicación de los poros:
Porosidad Efectiva: es la fracción del volumen total correspondiente al volumen de
poros conectados entre si. Es la que se mide en la mayoría de los porosímetros y es en
realidad la que interesa para la estimación de petróleo y gas en sitio.
Porosidad Absoluta o Total: es la fracción del volumen total correspondiente al volumen
de poros conectados o no entre sí. La diferencia entre ambas porosidades se denomina
porosidad residual o no efectiva.
2. Según su origen y tiempo de deposición de las capas:
Porosidad Primaria (p): es aquella que se desarrolla u origina en el momento de la
formación o depositación del estrato.
Los poros producto de esta forma son espacios vacíos entre granos individuales de
sedimento, este tipo de porosidad es propia de las rocas sedimentarias como las
areniscas (Detríticas o Clásticas) y calizas oolíticas (No-Detríticas), formándose
empaques del tipo cúbico u ortorrómbico.
MARCO PETROFISICO
CAPITULO III 102
Porosidad Secundaria o Inducida (s): es aquella que se forma a posteriori, debido a
un proceso geológico subsecuente a la depositación del material del estrato o capa.
Esta porosidad puede ser:
Porosidad en solución, formada por la disolución del material sólido soluble constitutivo
de las rocas.
Porosidad por fractura, originada en rocas sometidas a varias acciones de diastrofismo.
Porosidad por dolomitización, proceso mediante el cual las calizas se convierten en
dolomitas, que son más porosas.
Los empaques de granos que presentan las rocas con porosidad secundaria son en
general del tipo rombohedral, aunque es frecuente encontrar sistemas porosos de
morfología compleja.
3.2.1.1.2 Factores que afectan la Porosidad
Tipo de Empaque
Para apreciar los máximos valores de porosidad en arenas no consolidadas, varios
autores han determinado la porosidad para sistemas ideales con granos perfectamente
esféricos y de igual diámetro, entre los cuales se pueden señalar los siguientes:
Empaque Cúbico: es el arreglo de mínima compactación y por lo tanto
máxima porosidad. Los ejes entre las esferas forman entre si ángulos de 90.
(Figura 35).
MARCO PETROFISICO
CAPITULO III 103
r
r
1.
1.
1.
1.
90°
Figura 35:Empaque Cúbico
De la figura 35 y aplicando definiciones geométricas tenemos:
33 82 rrVT (1)
(2) 3/48 33 rrVS
61
8
3/483
33 r
rr
(3)
%6,47
Empaque Rómbico u Ortorrómbico: las esferas se acomodan de manera que
sus ejes formen ángulos entre sí de 60 en un plano y 90 en otro plano. (Figura 36).
Figura 36: Empaque Ortorrómbico
6
° 0
1.1
1.1 1.1
1.1r
1.1
De la figura 36 y aplicando definiciones geométricas tenemos:
2
3860sen822
33 r
rrrhVT (4)
MARCO PETROFISICO
CAPITULO III 104
3
3
4rVS
(5)
3
2
83
43
2
8
3
33
r
rr
(6)
%54,39
mpaque Tetragonal Esfenoidal: en este tipo de empaque, los ejes de las
De la figura 37 y aplicando definiciones geométricas tenemos:
E
esferas forman en todos los sentidos ángulos entre sí de 60. (Figura 37)
Figura 37: Empaque Tetragonal
Esfenoidal
60sen2.60sen2.2 rrrVT (7)
3
3
4rVS
(8)
%19,30
mpaque Rombohedral (Hexagonal): éste tipo de empaque por su E
configuración es el arreglo de máxima compactación. (Figura 38).
MARCO PETROFISICO
CAPITULO III 105
1.1
1.1
1.
1
1.1
1.1
1.11.1
1.1
Figura 38: Empaque
Rombohedral
De la figura 38 y aplicando definiciones geométricas tenemos:
hrrVT .60sen2.2 (9)
rh
3
62
(10)
3
3
4rVS
(11)
%26
Material Cementante
El material cementante es aquel “cemento” que une los granos de la roca entre si. Los
materiales cementes más comunes son el sílice, el carbonato de calcio y la arcilla. Del
material cementante depende la firmeza y compactación de la roca sedimentaria; por
ello los estratos se identifican como consolidados, poco consolidados y no consolidados
y esto es muy importante ya que esto será el factor determinante en el tipo de
completación del pozo (a hueco entubado, hueco abierto, empaque con grava, etc.).
MARCO PETROFISICO
CAPITULO III 106
Geometría y Distribución de los Granos
Investigaciones realizadas reconocen que los materiales naturales que están presentes
reniscas, entre 10 y 40%, dependiendo de la naturaleza del cemento y su estado de
itas, sus porosidades se encuentran entre 5 y 25%.
general se puede decir que la porosidad es:
%
Presión de las capas suprayacentes y confinantes
La compactación es el grado de alteración del tamaño y forma de las partículas debido
Presencia de partículas finas de arcilla (arcillosidad)
en una arena poseen una gran variedad en su tamaño y que no solamente el empaque,
sino la angularidad y la distribución del tamaño de las partículas afecta la porosidad.
Como valores reales de porosidad se pueden indicar los siguientes:
-A
consolidación.
-Calizas y Dolom
-Arcillas, entre 20 y 45% dependiendo del origen y de la profundidad.
En
- Despreciable si 5%
- Baja si 5 10%
- Buena si 10 20
- Excelente si 20%
a la presión de las rocas suprayacentes. Es lógico que con el tiempo la sobrecarga
reduzca la porosidad. Aunque hay muchas excepciones, se puede decir que la
porosidad disminuye con el aumento en la profundidad o en la edad de la roca.
MARCO PETROFISICO
CAPITULO III 107
El modo en que la lutita o arcilla afecta la Porosidad depende de la cantidad de ella y de
.2.1.1.3 Determinación de la Porosidad
a porosidad puede determinarse por:
Métodos directos en el laboratorio
En la determinación de la porosidad en el laboratorio es necesario conocer o evaluar los
Medida Directa.
curio.
sus propiedades físicas. También pueden depender de la manera en que la lutita esté
distribuida en la formación, ya que el material arcilloso puede encontrarse distribuido de
forma laminar, estructural o dispersa, por lo tanto se puede decir que la porosidad de la
roca disminuye a medida que aumenta la presencia de arcilla en la formación.
3
L
dos parámetros que la definen, es decir, el volumen total (Vt) y el volumen sólido (Vs) o
el volumen poroso (Vp). Para ello se usan muestras o núcleos obtenidos en los pozos,
previamente tratados y preparados.
Evaluación del volumen total (Vt)
Picnómetro de Mer
Volúmetro de Russell.
Método Gravimétrico.
MARCO PETROFISICO
CAPITULO III 108
Evaluación del volumen sólido (Vs)
Trituración de la muestra.
os granos.
s.
esión (Ley de Boyle-Mariotte).
Evaluación del volumen poroso (Vp)
Medición del volumen de aire contenido en los poros, mediante el
saturación.
ón de Bureau of Mines.
Las medidas de laboratorio permiten obtener la porosidad, midiendo el volumen de los
ctualmente los métodos comúnmente usados son:
Método de Retorta.
ste es un método práctico de laboratorio para medir porosidad por sumatoria de
A partir de la densidad de l
Método de inmersión.
Porosímetro de Steven
Utilizando la cámara de pr
porosímetro de E. Vellinger o de Washburn Bunting.
Pesando un líquido que llene los poros o métodos de
Inyección de mercurio.
Porosímetro de expansi
poros y midiendo el volumen de los granos.
A
E
fluidos, es decir, mide además saturación de agua y saturación de petróleo, se utiliza
solamente para núcleos consolidados.
MARCO PETROFISICO
CAPITULO III 109
Porosímetro de Boyle.
Es usado como un método práctico de laboratorio, bastante confiable, se puede utilizar
en núcleos consolidados y en núcleos no consolidados. Se necesita que la muestra
tenga un diámetro de 1 pulgada o 1 ½ pulgada y se encuentre completamente limpia
de los fluidos del yacimiento. El porosímetro de Boyle es un aparato que puede ser
usado para determinar el volumen de poro de una roca. Se utiliza el principio de
expansión de gases o ley de Boyle donde P1V1 = P2V2 a temperatura constante. El
porosímetro tiene un volumen de referencia conocido, la presión expandida dentro del
volumen desconocido es isotérmica, durante las operaciones del manejo del aparato se
mide la presión de equilibrio, ésta presión de equilibrio depende de la magnitud del
volumen desconocido. El gas utilizado para esta prueba es helio, por las razones
siguientes:
1. El tamaño tan pequeño de las moléculas de helio permite una mayor penetración
en el espacio poroso de la muestra y en el espacio poroso del sistema del
porosímetro.
2. La baja masa de los átomos de helio permite un tiempo de difusividad bastante
rápido y esto permite una presión de equilibrio más rápido.
3. La absorción del helio en la superficie de la roca es mínima.
Métodos indirectos en el campo
A partir del factor de formación.
A partir de registros de macroresistividad.
A partir de registros de microresistividad.
A partir del perfil sónico, perfil neutrónico y perfil de densidad.
MARCO PETROFISICO
CAPITULO III 110
3.2.1.1.4. Valores promedios de Porosidad Como es lógico suponer, las medidas de porosidad realizadas en los yacimientos serán
ligeramente diferentes unas a otras, porque son tomadas en diferentes puntos del
medio poroso y usando diferentes técnicas (análisis de núcleos, registros eléctricos).
Para realizar algunos cálculos de ingeniería, es necesario asignar un valor de porosidad
a todo el yacimiento que represente el promedio de todos los valores disponibles de
porosidad. Existen diferentes formas para calcular dichos promedios, entre ellos están
los siguientes:
Promedio Aritmético: Cuyo cálculo depende únicamente del número de datos disponibles de porosidad.
n
n
ii
1
(12) Promedios Ponderados 1. Ponderados por Espesor: Aplicado en caso de tener diferentes valores de porosidad en diferentes capas de arena
de espesores conocidos, o bien para varios valores de porosidad tomadas en diferentes
pozos del yacimiento, cuyo espesor de arena neta petrolífera es conocido.
n
ii
n
iii
p
h
h
1
1
(13)
MARCO PETROFISICO
CAPITULO III 111
2. Ponderado por Área: En cuyo promedio se toma en cuenta el área de drenaje de cada pozo del yacimiento.
n
ii
i
n
ii
p
A
A
1
1
(14) Ponderado por Volumen: El cual arroja un valor de porosidad de mayor confiabilidad, ya que toma en cuenta el
volumen de las capas que conforman el yacimiento.
n
iii
ii
n
ii
p
hA
hA
1
1
(15) Promedio Estadístico: El cual se basa en la distribución estadística de los diferentes valores de porosidad en
el yacimiento. La porosidad puede determinarse de gráficos de frecuencia acumulada o
bien calculando la media. Los datos del área de drenaje, espesores y volúmenes de
roca son calculados fácilmente, con los datos aportados por los registros de pozos y las
diferentes correlaciones geológicas, se construyen mapas estructurales y mapas
isópacos y planimetreando dichos mapas, es posible determinar las variables
necesarias para el cálculo de los promedios ponderados y finalmente estimar el
volumen de hidrocarburos contenidos en el yacimiento.
MARCO PETROFISICO
CAPITULO III 112
3.2.1.2 Agua de Formación
La corteza terrestre está formada por un gran volumen de material poroso y material
fracturado que constituye un enorme almacén de aguas subterráneas. Las aguas
subterráneas se definen entonces, como aquellas aguas que se encuentran
almacenadas en el subsuelo, pero cuando están asociadas a yacimientos de
hidrocarburos reciben el nombre de aguas formacionales.
En un yacimiento petrolífero, las sustancias que ocupan el espacio poroso de las rocas
son crudo, gas y agua. Por esta razón, comúnmente, el crudo proveniente de un
yacimiento está asociado con agua en forma libre o emulsionada en proporciones que
varían de acuerdo a cuan drenado este el mismo.
Las aguas de formación son el producto de un proceso geológico ocurrido durante
muchos años de deposición de sedimentos quedando entrampadas entre los mismos.
Una vez que el agua entre en el ambiente del subsuelo, existirán diferencias y razones
de mezclas en sus constituyentes.
Las características del agua de formación, entrampada originalmente en los espacios
porosos de la roca, dependerán del ambiente sedimentario de deposición, la era
geológica, la profundidad, el gradiente hidráulico, los elementos solubles de la roca
asociada, la movilidad de los elementos químicos disueltos y la magnitud del
intercambio iónico ó reacción química de los constituyentes.
El agua de formación de un horizonte productor, es químicamente diferente a la de otro,
por lo tanto, si en un pozo productor de hidrocarburo el agua irrumpe abruptamente, un
análisis físico-químico del agua producida, podría utilizarse como elemento de juicio
adicional para identificar la fuente de producción de éste fluido. Además, permite
detectar comunicación vertical entre yacimiento, identificar acuíferos, optimizar
programas de reparación de pozos y si las muestras son recogidas cuidadosamente,
ellas constituyen una valiosa fuente de información en un campo petrolero.
MARCO PETROFISICO
CAPITULO III 113
3.2.1.2.1. Composición Química
La Salinidad y la Composición Química del Agua de Formación, son factores altamente
variables que dependen, para cada formación de:
(1) La edad geológica de la formación.
(2) El ambiente en el cual fue entrampada.
(3) La profundidad.
(4) La movilidad de los elementos químicos disueltos.
(5) Materiales solubles de la roca asociada.
(6) La magnitud del intercambio iónico.
Cuando se realiza la caracterización de las aguas presentes en un yacimiento
determinado, se analiza cuantitativamente la composición química del agua. La
mayoría de los constituyentes disueltos se encuentran en forma iónica y algunos de
ellos están presentes constantemente en las aguas, cuya suma representa casi la
totalidad de los iones en solución. Por esta razón, el Instituto Americano del Petróleo,
recomienda que la composición química de las aguas de formación pueda expresarse
en función de los siguientes iones mayoritarios:
CATIONES ANIONES
Sodio (Na+) Cloruro (Cl-)
Calcio (Ca+2) Sulfato (SO4-2)
Magnesio (Mg+2) Bicarbonato (HCO3-)
Potasio (K+) Carbonato (CO3-2)
MARCO PETROFISICO
CAPITULO III 114
Usualmente se asume que los iones de Cl-, SO4-2, HCO3
- y CO3-2, conforman
prácticamente el 99% ó más de los radicales ácidos, ya que los aniones Yoduro (I-),
Bromuro (Br-), Fluoruro (F-), entre otros, se presentan en pequeñas cantidades en las
aguas de formación. También, se supone que los iones positivos son Na+, Ca+2 y Mg+2,
pero esto no es totalmente cierto, porque los iones de potasio (K+), Hierro (Fe+2),
Estroncio (Sr+2) y Bario (Ba+2) pueden presentarse en cantidades considerables en el
agua; cuando esto ocurre hay que determinarlos analíticamente en los laboratorios de
análisis físico-químicos.
En la composición química del agua de formación, la suma de los pesos equivalentes
de los iones positivos (cationes), debe ser igual a la suma de los pesos equivalentes de
los iones negativos (aniones), esto se debe a que los elementos se combinan entre sí,
en relaciones exactas a sus pesos equivalentes.
Entre los aniones de mayor presencia en las aguas de formación se destaca el cloruro
(Cl-), el cual se caracteriza por su gran movilidad en la hidrosfera y relativa escasez en
la corteza terrestre. Es el anión predominante en el agua de mar (18000-21000 mg/lts),
mientras que en aguas formacionales se pueden encontrar en concentraciones iguales
o superiores a 200 mg/lts. La evaporación es el único proceso geoquímico que afecta
notablemente su contenido en las aguas. Su procedencia en las aguas subterráneas
puede estar relacionada con la lixiviación de sedimentos depositados en ambientes
marinos, mezcla con agua de mar en regiones costeras y, muy localmente, puede
provenir del ataque de rocas evaporíticas y de ciertos minerales asociados a rocas
ígneas y metamórficas.
Otras especies cuyo contenido es determinante en las aguas subterráneas son el
bicarbonato (HCO3-) y el carbonato (CO3
-2), especies responsables de la alcalinidad de
las mismas. Su procedencia se asocia con la disolución de dióxido de carbono
atmosférico (CO2) como resultado del ciclo del carbono; sin embargo, en salmueras
profundas el (CO2) adicional probablemente está presente como resultado de la
diagénesis de compuestos orgánicos e inorgánicos.
MARCO PETROFISICO
CAPITULO III 115
El sulfato (SO4-2), al igual que las especies anteriores es mayoritario en las aguas
naturales. Este forma sales moderadamente solubles a muy insolubles. En medios
reductores con abundante materia orgánica puede sufrir reacción bacteriana y pasar a
sulfuro. Las areniscas, lutitas y carbonatos contienen alrededor de 240, 2400 y 1200
mg/lts, respectivamente. El agua de mar contiene un promedio de 900 mg/lts de
sulfato, y esta influenciada por la actividad bacteriana y por cuanto calcio, estroncio y
bario este presente, pues si estos tres iones están en alta concentración, la cantidad de
sulfato será baja. Además, puede estar asociada con la oxidación de sulfatos de rocas
ígneas, metamórficas o sedimentarias, o por disolución de yeso y anhidrita.
Entre los cationes la especie predominante es el sodio (Na+). Se encuentra formando
parte de los feldespatos, piroxenos, anfíboles y micas. Su concentración en aguas
dulces puede variar entre 1 y 150 mg/lts, en el agua de mar puede alcanzar los 10000
mg/lts y en aguas connatas puede llegar a los 100000 mg/lts, límite que rara vez
sobrepasa. El sodio presente en las aguas subterráneas puede provenir de procesos
de intercambio iónico, por mezcla con agua de mar, por disolución de minerales ricos en
sodio, y por contaminación, entre otros.
El segundo catión importante en las aguas subterráneas es el calcio (Ca+2). Es el más
abundante de los elementos alcalinos-térreos en la corteza terrestre. Es disuelto en
forma de bicarbonato de calcio, como resultado de la meteorización química sobre
minerales ricos en calcio. La cantidad de esta especie en solución depende de una
especie de equilibrios químicos, entre los cuales, el equilibrio carbonático es el más
importante. En aguas subterráneas los procesos de intercambio iónicos afectan la
presencia de calcio en las mismas. Sus concentraciones en agua dulce varían entre 10
y 250 mg/lts, en agua de mar puede alcanzar concentraciones de 400 mg/lts y,
excepcionalmente, en aguas connatas, tipo cloruro de calcio puede alcanzar 50000
mg/lts.
MARCO PETROFISICO
CAPITULO III 116
El magnesio (Mg+2), también mayoritario, está presente en las aguas como resultado de
la meteorización química de minerales ricos en magnesio, principalmente como cloruro
o sulfato. Los minerales ferro magnesianos en rocas ígneas y el carbonato de
magnesio en rocas carbonáticas, son generalmente considerados como las principales
fuentes de este ión en aguas naturales. Su concentración en las aguas subterráneas
varía entre cantidades menores de 100 mg/lts a 30000 mg/lts; sin embargo, muchas
aguas connatas han disminuido su concentración con respecto al agua de mar.
El potasio (K+), otro catión predominante en aguas subterráneas, se encuentra en
concentraciones ocasionalmente superiores de 20 mg/lts, valor fuertemente relacionado
con la incorporación preferencial del mismo en las estructuras de minerales de arcilla y
micas.
El hierro es el cuarto elemento más abundante en la corteza terrestre. Es un
componente común en rocas y suelos, y puede existir en una variedad de formas en las
aguas subterráneas, lo cual está relacionado con su concentración en las mismas, pues
el hierro puede presentarse en la naturaleza en sus estados de valencia: Fe+2 y Fe+3,
encontrándose los mismos en cantidades minoritarias y traza respectivamente. El
hierro en forma reducida (Fe+2) está presente solo en aguas en las que el oxígeno está
ausente, es decir, en aquellas aguas presentes en ambientes reductores, mientras que
la forma oxidada (Fe+3), se encuentra en aguas oxigenadas y generalmente existe como
un precipitado coloidal. El principal equilibrio que controla la cantidad de hierro en
solución involucra la oxidación y reducción del mismo, la solución y precipitación de
hidróxidos, sulfuros y carbonatos. Por esta razón, el potencial de oxidación-reducción
(Eh) y el pH son las variables más importantes en el medio de reacción y determinan la
especie y cantidad de hierro en el agua.
MARCO PETROFISICO
CAPITULO III 117
3.2.1.2.2. Unidades
Generalmente los resultados de los análisis físico-químico son expresados en partes
por millón (ppm), esto es debido a que muchos de los métodos químicos utilizados en
los laboratorios de análisis, para determinar la composición química de las aguas de
formación son volumétricos; esto es, que las cantidades del constituyente ó elemento
se determinan en función del volumen de la muestra.
El Instituto Americano del Petróleo ha recomendado expresar los análisis de agua en
mili equivalente por litros (meq/lts), debido a que, igual número representa igual
combinación de peso. Los mili equivalentes relacionan los constituyentes o iones del
agua de formación en función de sus pesos equivalentes.
En una muestra de agua de formación el total de los mili equivalentes de cationes debe
ser igual al total de los mili equivalentes de aniones. El total de los mili equivalentes de
cationes se considera un 100%, al igual que el total de los mili equivalentes de aniones,
por lo tanto, el valor de cada ión constituyente del agua de formación se puede calcular
en términos de porcentaje de mili equivalentes (%meq), lo que índica cantidades
relativas de los diferentes iones.
3.2.1.2.2.1. Conversión de Unidades
Los resultados de los análisis físico-químicos de las aguas de formación vienen
expresados en miligramos por litro (mg/lts), por lo tanto, para aplicar los diferentes
métodos de clasificación [Sulin (1946), Stiff (1951) y Piper (1944)], es necesario
transformar las unidades a mili equivalentes por litro (meq/lts); para ello es necesario
considerar las siguientes ecuaciones:
mppltsmgrs ../ (16)
MARCO PETROFISICO
CAPITULO III 118
ltsmgrsltsmeq // (17)
V
PMpeq , para moléculas (18)
V
PAPeq , para átomos (19)
CRPeq
1
(20)
ltsmeq
ltsmeqltsmeq
/
//%
totales
ion 100 (21)
Sustituyendo la ecuación (20) en la ecuación (17) se tiene:
CRltsmgrsltsmeq // (22)
Donde:
mgr/lts: miligramos por litros del constituyente.
: densidad de la muestra
meq/lts: mili equivalentes por litros del ión.
Peq: peso equivalente del constituyente.
Pm: peso molecular del constituyente, cuando éste es un solo elemento.
V: valencia de reacción del constituyente o ión.
CR: coeficiente de reacción
%meq/lts: porcentaje de mili equivalentes por litros.
En la tabla 1 se muestran los pesos atómicos, pesos moleculares, valencia, pesos
equivalentes y coeficiente de reacción de los aniones y cationes que componen el agua
de formación.
MARCO PETROFISICO
CAPITULO III 119
Tabla 1: Coeficientes de Reacción y Valencias. Pesos Atómicos, Moleculares y Equivalentes
IÓN COEFIENTE DE
REACCIÓN PESO MOLECULAR
O ATÓMICO VALENCIA
PESO EQUIVALENTE
SODIO 0.0434839 22.997 1 22.997
POTASIO 0.0255754 39.100 1 39.100
MAGNESIO 0.0822368 24.320 2 12.160
CALCIO 0.0499002 40.080 2 20.040
HIERRO 0.0358102 55.850 2 27.925
BARIO 0.0145306 137.360 2 68.680
ALUMINIO 0.1111935 26.980 3 8.993
CLORURO 0.0282032 35.457 1 35.457
SULFATO 0.0208190 96.066 2 48.033
CARBONATO 0.0333278 60.010 2 30.005
BICARBONATO 0.0163886 60.018 1 61.018
FLUOR 0.0526316 19.000 1 19.000
BROMO 0.0125131 79.916 1 79.916
BORO 0.1848429 10.820 2 5.410
YODO 0.0078796 126.910 1 126.910
Es de hacer notar que cuando la cantidad total de sólidos disueltos en el agua, la
concentración de cationes, más la concentración de aniones, es menor de 20.000
partes por millón, la densidad del agua tiende a ser igual a uno, por lo tanto la ecuación
1 queda:
1
../
mppltsmgrs
(23)
Lo que quiere decir, que para un agua de formación de 20.000 p.p.m de sólidos
disueltos o menos, los mgrs/lts es igual a los p.p.m.
MARCO PETROFISICO
CAPITULO III 120
3.2.1.2.3. Caracterización
Término utilizado cuando se trata de identificar y determinar la composición química del
agua de formación proveniente de un intervalo productor de un yacimiento; y se logra
siguiendo una metodología apropiada para dicha caracterización, para luego de
seleccionada la muestra representativa, generar un patrón de las aguas provenientes
de un intervalo productor, mediante cualquiera de los métodos de identificación gráfica
utilizados para la caracterización de las aguas de formación.
Además de la composición química, también se determinan algunas propiedades del
agua de formación tales como: pH, resistividad, alcalinidad, sólidos totales disueltos,
índice de Stiff y Davis, entre otros. De este modo, se amplía la caracterización de las
aguas de formación provenientes de cualquier horizonte productor de un yacimiento. A
continuación se explican las propiedades mencionadas anteriormente.
pH:
El pH representa el logaritmo natural del inverso de la concentración de iones
hidrógenos, expresados en moles por litros. El pH es un número entre 0 y 14 que
indica el grado de acidez o alcalinidad de una solución, de tal forma que un pH igual a
7 es neutro, por debajo de 7 es ácido y por encima de éste valor es alcalino.
Resistividad:
Es la medida de la resistencia que ofrece el agua de formación al paso de la corriente
eléctrica, con la cual se mueven los diferentes iones constituyentes del agua, es decir,
el agua de formación es capaz de conducir la electricidad, debido a que contiene sales
ionizadas en solución (iones monovalentes e iones polivalentes).
MARCO PETROFISICO
CAPITULO III 121
Un ión monovalente solo puede llevar una carga eléctrica y por ello la capacidad de un
electrolito (agua de formación) para conducir la electricidad depende del número de
iones por unidad de volumen (concentración) y de la velocidad del ión (movilidad). Por
ello, la concentración y la movilización de los iones que contenga, es responsable por la
mayor o menor Resistividad que manifieste.
Hay que tener en cuenta que la temperatura de la muestra afecta la velocidad iónica y
consecuentemente la resistividad del agua, por lo tanto, la medida de ésta propiedad
debe ser reportada a la temperatura de la muestra.
El valor de la Resistividad del Agua de Formación es muy importante para el cálculo de
la Saturación del Agua. Varía significativamente de una zona a otra, sobre todo para
cada cuenca. Dicha variación está relacionada con la salinidad y las características
geológicas del área que se evalúa. Para determinar la Resistividad del Agua pueden
utilizarse diferentes medios:
- Medición directa a muestras de agua.
- A través de un análisis químico de una muestra de agua representativa.
- Por catálogos de muestras de agua e interpolando en mapas de igual salinidad
correspondiente a formaciones geológicas específicas.
- A partir del perfil de potencial espontáneo (SP) frente a una formación limpia y
saturada 100% con agua de formación.
- A partir de perfiles de Resistividad de investigación profunda con registros de
porosidad en formaciones limpias y saturadas 100% con agua de formación.
Para obtener valores fidedignos de Resistividad se deben obtener muestras
representativas de agua, para ello hay que tomar en cuenta que la muestra debe ser
obtenida de la línea de flujo de un pozo de bombeo con relación agua-petróleo bastante
MARCO PETROFISICO
CAPITULO III 122
alta. Obtener la muestra de un separador de un pozo fluyente que produce con una alta
relación agua-petróleo y por último, una muestra tomada de la tubería de producción o
de perforación.
Alcalinidad:
La alcalinidad de un sistema puede definirse como la capacidad de ese sistema para
aceptar protones (H+), o en términos de titulación, es la capacidad de un sistema para
amortiguar o neutralizar la adición de ácidos.
También se puede definir como la presencia de minerales alcalinos en el agua y es
medida por la presencia de los iones de bicarbonato (HCO3-), Carbonatos (CO3
-2) e
hidróxilos (OH-) lo mismo que las especies presentes con frecuencia en pequeñas
concentraciones como son silicatos, boratos, amoníacos, fosfatos y bases orgánicas;
los cuales son minerales alcalinos que pueden ser neutralizados por ácidos. La
alcalinidad de las aguas se debe fundamentalmente a la presencia de sales de ácidos
débiles y bases fuertes.
En el caso de las aguas naturales, muchas sustancias contribuyen con la alcalinidad,
sin embargo, la mayor proporción de la alcalinidad se debe a la presencia de tres iones:
Bicarbonato (HCO3-), Carbonatos (CO3-2) e hidróxilos (OH-), por lo que para efectos
prácticos, sólo estos serán considerados.
En el caso de las aguas residuales, la alcalinidad es debida fundamentalmente a la
presencia de ácidos débiles con ácidos fuertes, lo que conformarían sistemas
amortiguadores, es decir, que impiden la disminución del pH cuando a esta agua se les
adiciona ácidos.
Usualmente la alcalinidad es expresada como Alcalinidad Fenolftaleínica (también
llamada Alcalinidad a pH 8,3) y como Alcalinidad Total o Alcalinidad a pH 4,5. La
Alcalinidad Fenolftaleínica comprende los iones hidróxilos (OH-) y/o la mitad de los
iones Carbonatos (1/2 CO3-2).
MARCO PETROFISICO
CAPITULO III 123
La Alcalinidad Total, por su parte, comprende la totalidad de los iones alcalinos
presentes. En este caso, el volumen de ácido consumido (o sea el requerido para
neutralizar a todas las especies alcalinos presentes) utilizando como indicador el
anaranjado de metilo.
En la determinación de la alcalinidad total, un volumen conocido de muestra se titula
con una solución estándar de un ácido fuerte hasta un valor de pH en el intervalo
aproximado de 4 a 5 y casi siempre entre los valores 4,5 a 4,8. Este punto final casi
siempre se detecta por el cambio de color del indicador anaranjado de metilo.
En la práctica es muy usual, debido a la sencillez, excepto cuando se requieran
mayores exactitudes, efectuar esta estimación a partir de la relación de los volúmenes
de ácido, denotado F y T, consumidos durante la titulación de la alcalinidad.
Para la aplicación de este método hay que asumir:
a) Que la alcalinidad solo es proporcionada por los iones hidróxidos (OH-), carbonatos
(CO3-2) y bicarbonatos (HCO3
-).
b) Que las especies hidróxilos y bicarbonatos no coexisten (no son compatibles), ya que
de estar juntos formarían el carbonato normal:
HCO3- + OH- CO3
-2 (consideración incorrecta).
Partiendo, entonces de estos criterios puede establecerse que hay cinco posibles
combinaciones de estos iones alcalinos en una muestra:
a) Debida únicamente a bicarbonatos.
b) Debida únicamente a carbonatos.
c) Debida únicamente a hidróxidos.
d) Debida únicamente a carbonatos y bicarbonatos.
e) Debida únicamente a hidróxidos y carbonatos.
MARCO PETROFISICO
CAPITULO III 124
a) Bicarbonatos solamente:
Las muestras que poseen solo bicarbonatos se caracterizan porque la alcalinidad a la
fenolftaleína es cero (se mantiene incoloro al adicionar el indicador de fenolftaleína), por
lo que el pH será menor o igual a 8.3.
b) Carbonato solamente:
Las aguas que poseen alcalinidad carbonática, únicamente poseen un pH mayor que
8.3 y la alcalinidad fenolftaleína corresponde a la mitad de la alcalinidad total.
c) Hidróxido solamente:
Las aguas que poseen alcalinidad hidróxica solamente, poseen generalmente un pH
mayor de 10 y la alcalinidad Fenolftaleínica es igual a la total.
d) Carbonatos y Bicarbonatos:
Las aguas que contienen carbonatos y bicarbonatos poseen un pH mayor que 8.3, pero
generalmente menor que 11 y la alcalinidad Fenolftaleínica es menor que la mitad de la
alcalinidad total.
e) Hidróxidos y Carbonatos:
Las aguas que contienen hidróxidos y carbonatos se caracterizan por tener un pH
elevado, generalmente mayor de 10 y la alcalinidad Fenolftaleínica es mayor que la
mitad de la alcalinidad total.
Sólidos totales disueltos:
La cantidad de dureza presente en las aguas naturales varía ampliamente en el
mundo, y depende de las formaciones geológicas tanto superficiales como
subterráneas con las que entra en contacto el agua.
Se debe a la presencia de sales de calcio y magnesio: Bicarbonatos, carbonatos,
sulfatos, cloruros y nitratos. También causan dureza en el agua, el hierro, aluminio y
MARCO PETROFISICO
CAPITULO III 125
manganeso, pero estas sustancias no se encuentran presentes en cantidades
apreciables.
En el pasado, ha sido costumbre clasificar la dureza como temporal o
permanente, ambas comúnmente presentes, aunque en ocasiones no lo están. Son
preferibles los términos “dureza de carbonatos” y de “no carbonatos” los cuales son más
precisos en su descripción. Las aguas que contienen dureza temporal o de carbonatos
sufren ablandamiento parcial al hervirlas, mientras que la dureza permanente no se
reduce por esta acción.
La cantidad total de sólidos disueltos representa la suma de la concentración de
aniones más cationes, constituyentes del agua de formación.
Índice de Stiff y Davis (SI):
Este parámetro permite predecir la formación de depósitos de carbonatos de calcio en
las aguas que se producen asociadas al crudo. Este valor se calcula usando el índice
de estabilidad iónica, el cual permite establecer la tendencia que posee el agua a ser
corrosiva o formar incrustaciones.
Cuando el índice de Stiff y Davis (SI) es positivo, el agua está sobresaturada con
CaCO3 y la formación de escamas es bastante probable. Cuando SI es negativo, el
agua no está saturada con CaCO3, entonces su tendencia es ser corrosiva y las
posibilidades de formar escamas son escasas.
Por último, si el SI es igual a cero, el agua está en condiciones de equilibrio, es decir,
está saturado con CaCO3, caso de las mayorías de las aguas de formación en
condiciones estáticas.
MARCO PETROFISICO
CAPITULO III 126
Incrustaciones:
Se entiende por incrustaciones, las capas pedregosas que se forman alrededor de
ciertos cuerpos que permanecen en un agua calcárea.
Existen dos condiciones que guían a la formación de incrustaciones. La primera es que
el agua este sobresaturada del mineral incrustante. Sobresaturación significa que
existe más cantidad del mineral presente en el agua, del que normalmente puede
mantenerse disuelto y que no precipita. La segunda razón que produce precipitación
son los cambios en algunas condiciones del agua; estos pueden ser físicos y químicos.
Los minerales incrustantes comúnmente encontrados en los campos petroleros incluyen
el carbonato de calcio, sulfato de calcio, sulfato de bario, sulfato de estroncio y
componentes de hierro. El carbonato de calcio es la incrustación mineral más común.
Ca+2 + 2 (HCO3-) CaCO3 + CO2 + H2O (24)
La ecuación anterior describe la precipitación del carbonato de calcio del agua. Esta es
una reacción de equilibrio, pero esta muy fuertemente a favor de la formación del
carbonato de calcio con muy poco retorno del ión calcio y bicarbonato. Se nota en la
ecuación que el CO2 esta presente como gas en el lado derecho de la ecuación. Si por
alguna razón el CO2 es liberado o se escapa del agua, esto desestabiliza el equilibrio
empujando la reacción hacia la derecha, la guía a más precipitación de CaCO3.
3.2.1.2.4. Clasificación de las Aguas de Formación
Las aguas de formación se encuentran clasificadas de la siguiente manera:
MARCO PETROFISICO
CAPITULO III 127
3.2.1.2.4.1. Clasificación Genética
La influencia de los factores externos sobre las aguas de formación hace que esta sea
inestable en el tiempo.
Basado en su historia, las aguas del subsuelo se pueden clasificar en tres (3) clases:
meteóricas, connatas y juveniles.
Aguas meteóricas:
Geológicamente, las aguas meteóricas son aquellas que en la actualidad forman parte
del ciclo hidrológico o formaron parte de él en el pasado. Aquí se incluye el agua de los
océanos, el agua evaporada en la atmósfera, agua de lluvia y de nieve, aguas
superficiales y aguas de subsuelo en movimiento. Las aguas subterráneas, bajo ciertas
circunstancias geológicas circulan a través de estratos permeables a grandes
profundidades (3000 metros o más).
Otros autores redefinen las aguas subterráneas de origen meteórico como “aguas de
lluvias, nieve, cursos de agua y otros cuerpos de aguas superficiales que han percolado
en las rocas y han desplazado sus aguas intersticiales que pueden haber sido
connatas, meteóricas o de cualquier otro origen. La mayoría de las aguas meteóricas
de las cuencas sedimentarias son no-marinas y son recargadas generalmente a altas
elevaciones en los márgenes de las cuencas. El tiempo del último contacto con la
atmósfera puede ser especificado al definir el agua meteórica como Reciente, del
Pleistoceno o del Terciario.
MARCO PETROFISICO
CAPITULO III 128
Químicamente las aguas meteóricas se caracterizan por presentar bajas
concentraciones de sólidos disueltos por lo general menores de 10.000 mgrs/lts;
normalmente estas aguas contienen cantidades considerables del ión bicarbonato.
Aguas Connatas:
Las aguas connatas son definidas como aguas que fueron depositadas junto con los
sedimentos en la cuenca y las cuales han estado fuera del contacto con la atmósfera
desde su sedimentación, así el agua no necesita estar presente en la misma roca en la
cual fue depositada. Las aguas de formación en capas de arenisca, presentes en o
encima de secuencias de lutitas y areniscas, son casi siempre aguas expulsadas de los
estratos subyacentes. Estas aguas son generalmente de origen marino y de edad
similar a las rocas asociadas en las secuencias espesas de lutitas y areniscas, pero
pueden ser más viejas que sus rocas asociadas cuando están presentes en acuíferos
dentro de estas secuencias, también es posible que las aguas connatas sean más
jóvenes que las rocas circundantes. Esto introduce la posibilidad de migración de las
aguas connatas, es decir, de un estado hidrodinámico de esta agua, contradiciendo la
antigua creencia de que estas aguas son siempre hidroestáticas, como lo muestra la
definición que se presentará a continuación. Las aguas connatas se han depositado en
sistemas hidráulicos cerrados, y no forman parte del ciclo hidrológico.
La palabra “connata” significa “lavada con”; se introdujo con la idea de explicar que
estas aguas son restos del mar original en el cual se depositaron los sedimentos. Esto
puede considerarse cierto si se toma en cuenta que el grado de compactación de la
roca implica la expulsión del agua de la roca de los poros y alguna migración lateral.
MARCO PETROFISICO
CAPITULO III 129
Las aguas connatas son altamente salinas y contienen de 20.000 mg/lts a 250.000
mg/lts de sólidos totales disueltos. Se caracterizan por presentar altas concentraciones
de cloruros y baja concentraciones de sulfatos y bicarbonatos.
Cuando los sedimentos son muy profundos, ocurre una recristalización de los minerales
por efecto del incremento de la presión y la temperatura. Este proceso químico da
como resultado la pérdida del agua que originalmente formaba parte de la estructura de
los silicatos hidratados (hidrosilicato).
El proceso de recristalización trae como consecuencia secundaria una pérdida de
porosidad. Esta agua desprendida debe encontrar su salida o ruta hacia la superficie,
debido a que el metamorfismo de los sedimentos hace que estos pierdan
permeabilidad. Conforme se mueve hacia zonas de temperaturas y presiones más
bajas, la sílice y otros minerales se precipitan, formando venas o vetas de cuarzo. El
agua que se encuentra en estas venas de cuarzo normalmente es salada. Es probable
que la mayoría de estas venas hidrotermales sean formadas por aguas connatas que
han sido expulsadas de sedimentos durante el proceso de metamorfismo.
Aguas Juveniles:
Estas son aguas que ascienden del manto de la tierra y nunca han formado parte del
ciclo hidrológico, son difíciles de identificar.
3.2.1.2.4.2. Clasificación propuesta por Sulin
Sulin propuso un sistema de clasificación basado en las diversas combinaciones de los
constituyentes disueltos en el agua de formación. Sulin presenta cuatro tipos de
ambientes básicos para la distribución de las aguas naturales:
MARCO PETROFISICO
CAPITULO III 130
* Ambientes de condición continental que permiten la formación de aguas con promedio
del ión sulfato (SO4-2), tales condiciones les suministra al agua constituyentes solubles
de sulfatos. Sulin les asignó el tipo genético sulfatosodio (sulfato de sodio).
* Ambientes de condición continental que favorecen la formación de aguas con
predominio del ión bicarbonato. El tipo genético de tal agua es bicarbonato-sodica
(bicarbonato de sodio).
* Ambientes de condición marina que favorecen la formación de aguas del tipo genético
cloruro-magnesio (Cloruro de magnesio).
* Ambientes de condición subterránea que favorece la formación de aguas del tipo
genético cloruro-calcio (cloruro de calcio).
La siguiente tabla muestra los parámetros tomados en cuenta por Sulin para la
clasificación de las aguas de formación.
Tabla 2: Sistema de clasificación de aguas según Sulin
% meq / lts
Clase Tipo Na+ / Cl- Na +-Cl- / SO4-2 Cl--Na+ /Mg+2
Cloruro-calcio < 1 < 0 > 1 Connata
Cloruro-magnesio < 1 < 0 < 1
Bicarbonato-Sodio > 1 > 1 < 0 Meteórica
Sulfato-Sodio > 1 < 1 < 0
MARCO PETROFISICO
CAPITULO III 131
Se considera que los ambientes de tipo continental son característicos de aguas
meteóricas, y los ambientes marinos y subterráneos profundos caracterizan a aguas
connatas o aguas en condiciones estáticas profundas.
La concentración iónica de cada componente viene expresada en términos de mili
equivalentes por litro. En los casos en que la relación Na+/Cl- sea menor que la unidad,
el agua se considera connata, en caso contrario en que Na+/Cl- sea mayor que la
unidad, entonces se considera como meteórica.
La clasificación de Sulin esta basada sobre la generalización de que las aguas
meteóricas contienen sulfato (SO4-2) y bicarbonato (HCO3
-) pero muy poco calcio y
magnesio. Sin embargo, casi todos los cationes son sodio y el porcentaje de mili
equivalente del Na+ debe ser cercanamente igual a la suma del porcentaje de mili
equivalentes de los aniones; es decir:
Na+ = Cl- + SO4-2 aproximadamente (25)
Na+ - Cl- = + HCO3- aproximadamente (26)
Si (Na+-Cl-)/SO4-2 es menor que la unidad, las aguas son del tipo sulfato de sodio y si
esta misma relación es mayor que la unidad entonces las aguas son de tipo bicarbonato
de sodio. Ambas clases caracterizan zonas geológicas de gran intercambio.
Las aguas connatas se caracterizan por presentar mayores concentraciones del anión
cloruro considerando el sulfato y el bicarbonato casi ausente. Como consecuencia se
debe cumplir que:
Cl- = Na+ + Ca+2 + Mg+2 aproximadamente (27)
MARCO PETROFISICO
CAPITULO III 132
Si la razón de (Cl--Na+)/Mg+2 es menor que la unidad, el agua pertenece al tipo cloruro
de magnesio. Si por el contrario es mayor que la unidad, entonces es del tipo cloruro
de calcio. Este grupo de agua es favorable a las acumulaciones de hidrocarburos y
provienen de aguas marinas y ambientes transicionales. En forma general, la
clasificación de Sulin determina que las acumulaciones de hidrocarburos están
relacionadas con los tipos químicos de agua mencionados, y para ello propone el
siguiente orden de prioridad: cloruro-calcio, bicarbonato-sodio, cloruro-magnesio y
sulfato-sodio.
3.2.1.2.4.3. Clasificación propuesta por Bojarski (Sulin modificado).
El sistema propuesto por Sulin fue puesto en práctica por Bojarski en un estudio de 400
muestras de aguas analizadas física y químicamente, todas pertenecientes a una
misma cuenca petrolífera. En este estudio el autor estableció una relación entre los
tipos de combinación química propuestos por Sulin y las zonas hidroquímicas
establecidas por él previamente. También determinó diferenciaciones adicionales entre
las aguas cuya relación Na+/Cl- indique un origen connato y el tipo químico sea cloruro-
calcio. Estas diferenciaciones constituyen las modificaciones más importantes
propuestas al sistema de Sulin.
A continuación se presenta la interpretación que Bojarski dió a cada clasificación:
1. Aguas del tipo Bicabornato-sodio: esta agua ocurre en las partes superiores
de una cuenca de sedimentación basal, tiene una situación hidrodinámica, en
donde las aguas son movidas a una rápida razón de tiempo geológico. Esto
índica que durante ese tiempo la roca tuvo pocas posibilidades de preservar
hidrocarburos.
MARCO PETROFISICO
CAPITULO III 133
2. Aguas del tipo Sulfato-sodio: este tipo de agua se relaciona con situaciones
altamente hidrodinámicas.
3. Aguas del tipo Cloruro-Magnesio: tales aguas son características de zonas
transitorias en un área hidrodinámicamente activa que pasa a ser más
hidrostática con la profundidad.
4. Aguas del tipo Cloruro-calcio: este tipo de agua se asocia a zonas profundas
que quedaron aisladas de la influencia de las aguas infiltradas y las zonas
hidrodinámicas.
Bojarski observó una gran variación en la composición química de las aguas tipo
cloruro-calcio, y para ello presentó la siguiente subdivisión:
a) Cloruro-calcio (I), con Na+/Cl- > 0.85: es característica de una zona
hidrodinámicamente más activa.
b) Cloruro-calcio (II), con Na+/Cl- entre 0.85 y 0.75: caracteriza zonas de
transición entre la zona hidrodinámicamente activa y otra estable
(hidrostática) en una cuenca de sedimentación. Esta zona es pobre para la
acumulación de hidrocarburos.
c) Cloruro-calcio (III), con la relación Na+/Cl- entre 0.85 y 0.65: por su carácter
hidrostático puede asociarse a condiciones favorables para la acumulación de
hidrocarburos.
MARCO PETROFISICO
CAPITULO III 134
d) Cloruro-calcio (IV), con Na+/Cl- entre 0.65 y 0.50: Índica la presencia de agua
residuales. Caracteriza zonas de acumulación en completo aislamiento.
e) Cloruro-calcio (V) con Na+/Cl- < 0.50: esta clase índica la presencia de aguas
antiguas de mar que han sido altamente alteradas desde su deposición
original.
f) Bojarski considera estas zonas como las más probables de acumular
hidrocarburos.
3.2.1.2.4.4. Clasificación propuesta por Schoeller.
Schoeller propuso una clasificación basándose en los constituyentes disueltos en el
agua de formación y para cada grupo propuesto estableció el siguiente orden de
prioridad:
1. Cloruro.
2. Sulfato.
3. Bicarbonato y carbonato. (HCO3-+CO3
-2).
4. Índice de bases cambiables. (IBE).
5. Relaciones de prioridad entre cationes y aniones.
Como se puede observar en la Tabla 3, la cantidad de cloruro en el agua define seis
(6) tipos primarios de agua y la cantidad de sulfato define cuatro subgrupos. Los otros
sirven como diferenciación adicional.
MARCO PETROFISICO
CAPITULO III 135
Tabla 3: Sistema de Schoeller para la Clasificación de las aguas asociadas a
Yacimientos petroleros Concentración de Cl- Muy alto si > 700 Marino sí 420-700 Alto si 140-420 Promedio si 40-140 Normal si 10-40 Bajo si <10
Concentración de SO4-2
Muy alto sí > 58 Alto sí 24-58
Promedio si 6-24 Normal si <6 Existe saturación critica cuando
70224 CaSO
Bicarbonato y Carbonato. (HCO3 + CO3) Alto sí >7 Normal si 2-7 Bajo sí < 2 Se recomienda usar la
ecuación: 3 2233
CaCOHCO
Indice de Bases Cambiable. (IBE) Sí Cl- > Na+ IBE= (Cl--Na+) / (Cl-) Sí Na+>Cl- IBE=(Cl--
Na+)/(SO4-2+HCO3+CO3)
Importancia de los cationes y aniones. Cl- > SO4
-2 > CO3-2
Cl- > CO3-2 > SO4
-2
CO3-2 > Cl- > SO4
-2
CO3-2 > SO4
-2 > Cl-
Na+ > Mg+2 > Ca+2
Na+ > Ca+2 > Mg+2
Schoeller observó, que según fuera la presencia de iones cloruros disueltos en el agua,
se presentaban distintas relaciones de prioridad en los restantes iones y en función de
éstos propuso los seis tipos básicos de agua. De igual forma, observó que
normalmente con aguas de alto contenido de cloruro, se presentaban también, niveles
altos de sulfato de calcio, CaSO4, los cuales caracterizaron, según la relación
matemática 3* SOCa , determinando así, cuatro subgrupos en la clasificación.
Adicionalmente, el autor usó varios parámetros de diferenciación. El primero, es la
relación entre las concentraciones de carbonato y bicarbonato definida por la fórmula
MARCO PETROFISICO
CAPITULO III 136
matemática 3 2
33 * CaCOHCO . Esta fórmula es proporcional a la presión del
CO2- (fase gaseosa) en equilibrio con el CaCO3 en el agua. Su valor es usado para
indicar el nivel de saturación de carbonato de calcio. Para su estudio particular utilizó
como valor crítico el siete (7).
El segundo parámetro usado fue lo que el autor llamó índice de bases cambiables
(IBE). Este no es más, que la tendencia del agua a intercambiar o dejar modificar sus
iones con los de la roca, preferiblemente arcillas que están por donde ella circula; en
otras palabras, este índice se usa para indicar la razón entre los iones cambiables del
agua como tal y los iones que originalmente la constituyeron. Schoeller usó la siguiente
fórmula básica:
(a-x) = k (x / (a-x))1/ p (28)
La ecuación indica la relación que existe entre la concentración inicial “a “de los
cationes en las aguas que no han reaccionado y “x “que es igual a la concentración
final de los cationes en aguas que ya reaccionaron con las rocas. La diferencia (a-x)
señala la cantidad de iones cambiables y el índice de bases cambiables se presenta
con la ecuación:
IBE=(a-x)/ a (29)
Por sustitución de ecuación 29 en 28, tenemos:
IBE = k / a (x / (a-x))1 / p (30)
En esta ecuación, Schoeller hace una sustitución asumiendo que en el agua original
hubo tantos equivalentes de cloro como de sodio y potasio, y que cuando se dió el
cambio de éstos por los alcalinotérreos en la roca alcalina se produjo el intercambio.
MARCO PETROFISICO
CAPITULO III 137
Schoeller observó en sus ensayos, que aguas con un IBE > 0.129 tienen una razón Cl- /
Na+ > 1.17 y son características de aguas connatas. Las que tienen un IBE < 0.129 con
relación Cl-/Na+ < 1.17 son característicos de aguas meteóricas.
Cuando el valor del IBE es positivo, indica que el cambio de bases fue de metales
alcalinos (Na+K) del agua por iones metales alcalino-térreos (Ca, Mg) de las arcillas, y si
es negativo el cambio es al contrario.
3.2.1.2.4.5. Clasificación propuesta por Chebotarev.
Chebotarev fué un geoquímico contemporáneo a Schoeller que planteó otra
clasificación de las aguas de formación, basándose de igual forma en los constituyentes
sólidos disueltos en el agua. En su clasificación se toman en cuenta los iones
bicarbonato, sulfato y cloruro; y descarta las aguas ácidas, es decir, las que contienen
ácido sulfúrico o hidroclorídrico libre. Para esta clasificación, el autor asume que los
iones son variables independientes y los cationes variables dependientes.
Los tipos geoquímicos de agua propuestos por el autor se relacionan con los productos
resultantes del proceso de meteorización que sufre la roca. Chebotarev estableció una
correspondencia entre las fases que conforman el proceso meteórico y las fases de
disolución y redistribución de los sólidos disueltos que constituyen el agua. Dicha
correspondencia esta en función de la movilidad iónica relativa de cada elemento. En
esta clasificación se proponen tres grandes grupos de aguas, divididos a su vez en
varios tipos genéticos. Estos tipos genéticos se definían a partir de la concentración
absoluta de cada ión, expresada en porcentaje de equivalente por litro (%meq/lts).
Como se puede apreciar en la Tabla 4, el grupo bicarbonato contiene tres tipos
genéticos de agua: bicarbonato, bicarbonato-cloruro y cloruro-bicarbonato (este grupo
lo define la suma del bicarbonato más el carbonato y la suma de cloruro más sulfato).
El grupo sulfato se subdivide en dos tipos genéticos: sulfato-cloruro y sulfato. El grupo
MARCO PETROFISICO
CAPITULO III 138
cloruro se subdivide en tres tipos genéticos: cloruro-bicarbonato, cloruro-sulfato y
sulfato.
Tabla 4: Clasificación propuesta por Chebotarev.
GRUPO CLASE TIPO GENÉTICO I Bicarbonato
II Bicarbonato-
cloruro BICARBONATOS
III Cloruro-
bicarbonato IV Sulfatos-cloruro
SULFATOS - Sulfato
III Cloruro-
bicarbonato IV Cloruro-sulfato
CLORUROS
V Cloruro
El autor establece que los tipos químicos de agua propuestos se relacionan con los
productos de meteorización, ya que el tipo de sal soluble permanece por mucho tiempo
inalterable, a pesar que la concentración de sólidos disueltos varía mucho.
Los productos correspondientes a la clase uno (I) provienen de la meteorización de las
rocas ígneas y de las rocas con metamorfismo de alto grado; las aguas de la clase dos
(II) están relacionadas con los productos de meteorización de las mismas, pero además
se relacionan también con las acumulaciones calcáreas; la clase tres (III) únicamente se
relaciona con las acumulaciones calcáreas; la clase cuatro (IV) se relaciona con la
meteorización de depósitos detríticos, aluviones y de sederita; y las aguas de la clase
cinco (V) se relacionan con las rocas características de los depósitos marinos y con las
que proviene de la meteorización de los productos que se derivan de la clase IV. La alta
concentración del ión cloruro en el agua es para Chebotarev un indicador de la
ocurrencia de hidrocarburos; sin embargo, esto no siempre se cumple, porque sobre la
composición química del agua influye fuertemente la situación hidrodinámica de la
MARCO PETROFISICO
CAPITULO III 139
cuenca y el tipo de entrampamiento. Por tener una forma compleja de establecer los
tipos y clases de agua, ésta clasificación es poco usada.
3.2.1.2.5. Métodos de Identificación Gráfica usados en la Caracterización de las
Aguas de Formación.
Para emprender un estudio de caracterización de las aguas de formación, el recurso
más adecuado es el análisis físico-químico completo de la misma. Este análisis
muestra el contenido de los principales iones que la conforman: calcio (Ca+2), sodio
(Na+), magnesio (Mg+2) y hierro (Fe+2) como cationes; y cloruro (Cl-), carbonato (CO3-2),
bicarbonato (HCO3-) y sulfato (SO4
-2) como aniones, además del sílice que esta en
forma de coloide. La unidad en que se expresa dichas concentraciones se presenta
comúnmente en partes por millón (ppm) o en miligramos por litro (mg/lts). Recordemos
que la densidad del agua en grs/cc se considera como 1 aproximadamente.
La identificación del agua de formación es una forma de ubicar en un pozo productor de
hidrocarburos el horizonte que la aporta. La ubicación de esta fuente extraña o
infiltración en el pozo permitirá hacer los trabajos de reparación, bien sea en la
completación, si es por la falla en uno de sus componentes o cementando, si es por una
comunicación del revestidor.
La caracterización se logra comparando los valores de concentración iónica aportados
por los análisis del agua. Este trabajo es tedioso y consume tiempo; sin embargo,
existen varios métodos gráficos de identificación rápida y positiva que han sido
desarrollados específicamente para tal fin. A continuación se presentan los métodos
de identificación gráfica para la caracterización del agua de formación.
MARCO PETROFISICO
CAPITULO III 140
3.2.1.2.5.1. Cálculos previos a la graficación de los datos.
En el informe de análisis físico-químico que se le hace al agua de formación, se
reportan las concentraciones iónicas en unidades de peso partes por millón (ppm), o en
unidades de volumen, miligramos por litro (mgr/ltrs). Trabajar con cualquiera de las dos
unidades es igual, aunque la mayoría de los métodos de graficación son volumétricos,
las concentraciones se determinan en un volumen de agua medido. Cuando el agua
tiene una concentración salina superior a los 20.000 ppm, es recomendable hacer la
conversión de unidades, a través de la ecuación: mgr/lts = ppm / densidad
Para que un análisis de agua sea representativo y tenga validez debe tener un buen
balance iónico entre sus cationes y aniones, es decir, deben tener cargas eléctricas
iguales. Para hacer el balance la concentración de cada ión debe ser expresada en mili
equivalentes por litros (meq/lts) y solo se acepta una diferencia menor que uno entre
ambas. La ecuación utilizada para la conversión es:
VR ó (meq/lts) = (mgr/lts ó ppm) * valencia (31) Peso atómico del ión
El término de valor de reacción (VR), no es más que una medida normalizada de los
cationes y los aniones disueltos en el agua. De la ecuación anterior el término valencia /
peso atómico, se denomina Coeficiente de Reacción y en la Tabla 1 se puede ver de
acuerdo al ión sus diferentes valores. Otra unidad útil para la graficación es el
porcentaje de equivalentes por litro (% eq/lts), este se obtiene simplemente dividiendo
el valor de concentración (meq/lts) de cada ión, positivos y negativos por separado,
entre la suma total de aniones o cationes según sea el caso.
MARCO PETROFISICO
CAPITULO III 141
3.2.1.2.5.2. Gráfico de Reistle.
Este gráfico utiliza barras verticales para presentar los valores de concentración iónica.
Las barras tienen como origen el eje horizontal, a partir del cual, las barras que van
hacia arriba agrupan a los aniones y las que van hacia abajo a los cationes. El dibujo
permite identificar aguas, pero no es el más idóneo para la diferenciación. Los valores
a plotear en el gráfico se deben expresar en meq/lts o eq/lts.
Figura 39: Gráfico de Reistle.
4000
3000
2000
1000
0
1000
2000
3000
4000 SO4
HCO3
Cl
Na+K
Ca
Mg
Muestra N°1
Ca
Na+K
Cl
HCO3
SO4
Muestra N°2
Mg
MARCO PETROFISICO
CAPITULO III 142
3.2.1.2.5.3. Gráfico de Stiff.
Está considerado como un método de gran utilidad, sencillo y de cómoda
representación gráfica. Esta basado en las relaciones de concentración propuesta por
Sulin. Relaciona la composición química del agua de formación, con una figura
característica que permite identificar el comportamiento y tendencia de las aguas para
distintos niveles estratigráficos. La elaboración del gráfico puede hacerse en forma
cartesiana o logarítmica.
ESCALA LINEAL
ESCALA LOGARÍTMICA
Figura 40: Método Gráfico de STIFF.
Las concentraciones se expresan en unidades de mili equivalentes por litros. Los iones
positivos ( Na+, Ca+2, Mg+2, Fe+2) se colocan a la izquierda y los iones negativos (Cl-,
HCO3-, SO4
-2, CO3-2) a la derecha. En ambas escalas, el área a los lados de la línea
cero debe ser equivalente.
En casos cuando las concentraciones son bajas, se utiliza una escala lineal, siendo
necesario el uso de multiplicadores de los números debajo de cada ión de los extremos,
éstos multiplicadores pueden ser variados y no sistemáticos. La desventaja de usar
ésta escala lineal, es que no se sepa interpretar y dar una evaluación errónea. Es
MARCO PETROFISICO
CAPITULO III 143
entonces, cuando se hace necesario el uso de una escala logarítmica, en la cual no
existe el cero y los valores menores que un mili equivalente (1) se ubican en el uno de
la escala, usada para aguas con concentraciones mayores a 7000 mgrs/lts.
3.2.1.2.5.4. Gráfico de Sulin
Sulin conjuntamente con su sistema de clasificación propuso un gráfico representativo
de los tipos genéticos de agua. Este no es más que un eje de coordenadas en el cual,
primero se marcan los valores resultantes de la diferencia entre los iones cloruro y sodio
(%eq), luego dependiendo del signo de este valor, si es positivo se plotea el valor de
concentración del ión magnesio en la parte superior derecha del eje y si es negativo se
plotea el valor del ión sulfato en la parte inferior izquierda del eje.
Figura 41: Diagrama de Sulin.
MARCO PETROFISICO
CAPITULO III 144
3.2.1.2.5.5. Gráfico Ternario.
Constituye uno de los métodos para caracterizar y analizar aguas de formación; está
representado con un diagrama triangular, que ubica las concentraciones de los iones
presentes en análisis y viene generalmente expresado en porcentaje de mili equivalente
por litros. Según P. Dickey los parámetros químicos a utilizar en este gráfico depende
de la clasificación genética de las aguas muestreadas, es decir, si el agua es meteórica,
el diagrama ternario está formado por los iones Cl-, SO4-2, HCO3
- y CO3-2, si por el
contrario es connata, estará representado por los cationes Na+, Ca+2 y Mg+2 esto puede
observarse con mayor detalle en la figura 42 que representan un diagrama ternario de
cada tipo.
Figura 42: Diagrama Ternario.
En ambos casos los iones se ubican en el vértice del triángulo y el porcentaje de cada
ión se leerá en el lado opuesto del vértice, el cual representa el 100%.
MARCO PETROFISICO
CAPITULO III 145
3.2.1.2.5.6. Mezclas de agua: Método de McKinnell.
Este método permite determinar el porcentaje de mezclas de dos aguas conocidas, sin
tener que hacer los ensayos de laboratorio. El gráfico esta representado por las
ecuaciones:
eqv. (A) + eqv. (B) = eqv.(C) (32)
% A + % B = 100 (33)
Siendo A y B componentes puros, y C el producto de su mezcla.
La ecuación (32) es la suma algebraica de los iones equivalentes de cada componente
y la (33) es la ecuación de balance de materiales que rige la mezcla de agua.
Para la elaboración del gráfico se plantea lo siguiente:
a) En la ordenada izquierda superior se representan las concentraciones, en mili
equivalentes por litros, de los iones componentes de la muestra pura tipo A.
Figura 43.
b) En la ordenada derecha, se colocan todas las concentraciones del agua tipo
B.
c) La abscisa es lineal, y va dividida del cero al cien en escala porcentual, para
tipo de agua.
d) Se unen con líneas rectas los iones iguales de cada ordenada, indicando la
variación de cada ión entre ambas muestras.
e) En otro gráfico se ubican los mili equivalentes por litros del agua del pozo con
problema en la escala logarítmica. Sobreponiendo los dos gráficos, se
desplaza en forma horizontal hasta que los meq/lts se aproximen a las líneas
MARCO PETROFISICO
CAPITULO III 146
dibujadas. El mejor punto de correlación dará en la abscisa el porcentaje de la
mezcla analizada. En caso de no acercarse a las correlaciones del gráfico,
entonces el analista decidirá si la muestra es desconfiable o se trata de agua
contaminada.
El gráfico de McKinnell es aplicable a trabajos de rehabilitación; debido a que sirve
como herramienta de apoyo para recomendar trabajos en pozos cuya producción
presente un alto corte de agua a nivel de un intervalo que produzca en conjunto con
otro. Con éste gráfico, podemos determinar la fuente que aporta la mayor cantidad de
agua, en un pozo que presente problemas de comunicación entre diferentes zonas
completadas; esto sólo será posible si se tiene previamente la identificación de las
aguas de formación de dichos intervalos.
En los yacimientos sometidos a inyección de agua se representaría el agua tipo de
inyección y el agua tipo del yacimiento. Al correlacionar el comportamiento del agua
proveniente de un pozo productor, se puede determinar si éste ha sido alcanzado o no
por el frente de inyección.
Figura 43: Gráfico de McKinnell.
MARCO PETROFISICO
CAPITULO III 147
3.2.1.3 Resistividad de la Formación
La resistividad de las formaciones es indicativa de su litología y de su contenido de
fluidos. Las formaciones geológicas conducen la corriente eléctrica sólo mediante el
agua que contienen. La mayoría de los minerales que constituyen las partes sólidas de
los estratos, cuando están absolutamente secos son aislantes. Las pocas excepciones
a esta regla son los sulfuros metálicos, como la pirita, que son conductores de la
electricidad. De la misma manera, cualquier cantidad de petróleo o gas puros que se
encuentren en las formaciones, son eléctricamente no conductores. Las formaciones
porosas de más baja resistividad indican incrementos tanto en la cantidad de agua
como en su salinidad. Otros factores importantes en la resistividad de las formaciones
son la forma e interconexión de los espacios de los poros que están ocupados por el
agua. Estos factores dependen principalmente de la litología y textura de la formación.
3.2.1.3.1. Resistividad del Agua de la Formación
La resistividad del agua de formación es uno de los parámetros más importantes en el
análisis de registros, ya que el valor de Rw es requerido para calcular la saturación de
fluidos en el espacio poroso de la roca reservorio. El espacio poroso de los sedimentos
marinos inicialmente esta lleno por agua de mar, pero la composición química del agua
de mar no permanece constante con cambio de profundidad, ni en grandes áreas
geográficas, ni a través de largos períodos de tiempo. Sin embargo, mucha parte del
agua de mar probablemente no sufre cambios significantes con el paso del tiempo
geológico. Variaciones considerables en la salinidad del agua pueden ocurrir dentro de
una cuenca. Ocasionalmente; la salinidad es totalmente diferente en la misma roca
reservorio o en ambos lados de la falla sellada. Las variaciones de salinidad pueden
ocurrir en cortas distancias, tanto verticales como horizontales. La filtración a través de
las arcillas es aparentemente uno de los mecanismos primarios causantes de cambios
MARCO PETROFISICO
CAPITULO III 148
inusuales de la salinidad. La resistividad del agua de formación (Rw) es frecuentemente
más fácil de determinar, pero ocasionalmente se hace difícil encontrar un valor exacto
para este importante parámetro petrofísico. Varias fuentes o métodos son usados para
determinar la resistividad del agua de formación (Rw) tales como: Catálogos de
información de resistividades del agua; Mediciones de resistividad y temperatura de una
muestra de agua producida en el reservorio; Análisis químico de una muestra de agua
en el reservorio; Cálculo de Rw partiendo de la curva SP; Cálculo de Rw partiendo de
valores reales de Ro y en un horizonte conocido lleno de agua.
3.2.1.3.2. Resistividad Verdadera de la Formación
Para determinar valores petrofísicos aceptables para un reservorio virgen, un valor
confiable de resistividad de la zona no invadida de la formación es requerido. En una
zona limpia, que este libre de arcilla y se encuentre 100% saturada con agua de la
formación, la lectura de resistividad de investigación profunda en la formación es
definida como Ro. Si petróleo y/o gas ocupan algo del espacio poroso, este valor de
resistividad es llamado Rt. Virtualmente todos los especialistas en evaluación de
formaciones se refieren a la resistividad de la zona inalterada como Rt y raramente se
refieren al término Ro. El ambiente en el hoyo hace imposible medir un valor preciso de
la resistividad de la formación virgen (Rt). El tamaño del hoyo y el fluido de perforación
al igual que la profundidad de la invasión y el tipo de fluido que invade la formación
afectan los dispositivos de resistividad de investigación profunda. Sin embargo, en
muchas circunstancias, si la herramienta es seleccionada apropiadamente (inducción o
laterolog), la medición de la resistividad profunda se ajusta significativamente al valor de
la resistividad verdadera y las correcciones son de menor importancia. Por lo tanto, en
muchos de los casos se acepta los valores de resistividad (RILD o RLLD) como Rt o Ro.
Cualquier evaluación de reservorio requiere al menos un chequeo rápido para
MARCO PETROFISICO
CAPITULO III 149
determinar si la herramienta de resistividad de investigación profunda es afectada por
cualquiera de estas probables fuentes. Sistemas computarizados realizan las
correcciones rápida y fácilmente.
3.2.1.4. Temperatura y Presión
La temperatura y la presión también afectan de diversos modos la producción de
hidrocarburos. En las rocas del yacimiento la temperatura y la presión controlan la
viscosidad y la solubilidad mutua de los tres fluidos: petróleo, gas y agua. Como
resultado de esto, la relación de fase de la solución petróleo-gas puede sufrir
variaciones altamente significativas, como respuesta a los cambios de temperatura y
presión.
Para obtener o estimar la temperatura media de cualquier formación, se coloca un
termómetro de máxima lectura junto con el dispositivo de registro y se anota la
temperatura en el encabezado de este último. Se supone que esta lectura se ha
obtenido a la profundidad total o la máxima a la cual se detuvo el dispositivo de registro.
Además, se supone que la temperatura entre la superficie y dicha profundidad máxima
cambia de manera lineal. El supuesto es que el gradiente geotérmico es lineal y
constituye una aproximación adecuada. A veces, la temperatura máxima en el pozo es
menor que la de la formación misma, lo cual se debe al efecto del lodo de perforación
que circula durante el proceso de perforación. Si esto constituye un problema, deben
tomarse en varias bajadas la temperatura, a fin de determinar una temperatura
estabilizada.
MARCO PETROFISICO
CAPITULO III 150
3.2.1.5. Saturación de Fluidos
Los sedimentos al depositarse lo hacen conteniendo agua del ambiente sedimentario
correspondiente en el espacio poroso intergranular, es decir, que se depositan
conteniendo 100% de agua connata en el espacio poroso. La saturación de fluidos de
una roca es por lo tanto, la relación entre el volumen de fluidos contenido en su espacio
poroso y su volumen poroso total. A medida que la roca es soterrada, cierta fracción de
la saturación de agua connata puede ser remplazada por hidrocarburos si la roca
constituye una trampa estructural o estratigráfica. Por esta razón la saturación de agua
irreducible de los yacimientos esta por debajo de un 50% del espacio poroso en la
mayoría de los casos pudiendo llegar a un 60% o más de arenas de grano fino y muy
arcillosas.
El supuesto general es que el yacimiento estuvo inicialmente repleto de agua y que a lo
largo del tiempo geológico, el petróleo o el gas formados en otro lugar, migraron hacia
la formación porosa, desplazando el agua de los espacios porosos de mayor tamaño.
Sin embargo, los hidrocarburos que migran nunca desplazan toda el agua intersticial.
En efecto, hay una saturación de agua irreducible o inicial, representada por el agua
retenida por tensión superficial sobre la superficie de los granos, en el contacto entre
los granos y en los intersticios más pequeños. La experiencia del petrofísico en las
áreas es necesaria para establecer parámetros de cortes apropiados. La determinación
más exacta posible de la saturación de agua es el objetivo principal de la evaluación de
formaciones. Cuando se evalúa un intervalo potencialmente petrolífero se asume que la
fracción del espacio poroso no ocupada por agua contiene hidrocarburo.
Dependiendo de las condiciones existentes en un reservorio particular, el contenido de
hidrocarburos puede estar en forma de petróleo, gas libre o ambos. En reservorios que
producen hidrocarburos el agua es generalmente una película adherida sobre la
superficie de la roca, dentro de los poros, mientras que el hidrocarburo ocupa la porción
central del espacio poroso. Cuando el petróleo y el gas, que son no conductores de la
MARCO PETROFISICO
CAPITULO III 151
electricidad, están presentes en una roca porosa, conjuntamente con una cierta
cantidad de agua salina de formación, su resistividad es mayor que Ro, debido a que
hay un volumen disponible menor para el paso de la corriente eléctrica. Este volumen
de fluido se designa como su saturación en el espacio poroso y se representa por Sw.
La resistividad de una roca parcialmente saturada de agua (Rt), depende no solo del
valor de Sw, sino también de su distribución en el interior del espacio poroso. La
distribución de las dos fases (agua e hidrocarburo) dentro de la roca, depende de la
humectabilidad de la misma, de la dirección en que se fue establecida (drenaje o
imbibición) y del tipo de porosidad (ya sea intergranular, cavernosa o ambas). La
saturación es función de numerosos factores de índole físico, químico y biológico. No
existen números mágicos para valores de saturación mediante los que pueden
predecirse definitivamente la producción de hidrocarburo sin agua o de solamente agua.
La saturación es función de: Tipo de espacio poroso, conectado o aislado; Cantidad del
espacio poroso; Tamaño de los granos; Homogeneidad o heterogeneidad de la matriz y
canales porosos del reservorio; Relación entre permeabilidad vertical y permeabilidad
horizontal; Presiones y temperaturas en situ; Capilaridad; Mojabilidad de la matriz; Tipo
de empuje del reservorio; Geometría del reservorio; Tamaño del reservorio; Mecanismo
de entrampamiento estructural/estratigráfico.
3.2.1.6 Arcillosidad de las Formaciones
Desde un punto de vista geológico existe una clara distinción entre los términos arcilla y
lutita, no así en la evaluación de perfiles, donde ambos términos se usan
indistintamente para denominar la fracción de la roca ocupada por arcilla o lutita.
Petrológicamente, como arcilla se definen los silicatos complejos hidratados de alúmina
que constituyen la caolinita, ilita, montmorillonita, clorita y vermiculita, cuyo tamaño de
partícula es inferior a 1/256 mm. La lutita es la roca compuesta de minerales de arcilla
MARCO PETROFISICO
CAPITULO III 152
más esa otra variedad de minerales de grano muy fino, como cuarzo, óxidos de hierro,
micrita y materia orgánica. De hecho los minerales de arcillas muy raramente
constituyen capas puras. Debido al tamaño muy pequeño que presentan las partículas
de arcilla (1/16 a 1/256 mm) tienen una muy alta área superficial, por lo que pueden
captar de manera muy efectiva grandes cantidades de agua, las cuales no fluyen, pero
contribuyen a las respuestas de los perfiles. La arcilla presente en las formaciones debe
tomarse en cuenta para los efectos de los análisis de registros. Independientemente de
su influencia sobre la porosidad y permeabilidad, la importancia señalada se desprende
de sus propiedades eléctricas, las cuales ejercen una influencia significativa en la
determinación de las saturaciones de fluidos. La presencia de arcilla también complica
la definición o concepto de porosidad de la roca. La capa de agua superficial de la
partícula de arcilla, puede presentar un volumen muy significativo de porosidad. Sin
embargo, dicha porosidad no debe considerarse como indicativo de la existencia de un
yacimiento potencial de hidrocarburos. En este sentido, una lutita o formación arcillosa
puede poseer una alta porosidad total y sin embargo, tiene una baja porosidad efectiva,
para constituir un yacimiento potencial de hidrocarburos. Las arcillas asociadas a las
arenas arcillosas pueden ser tanto de origen detrítico como autigénico. En el primer
caso la arcilla se deposita junto con la arena en ambientes sedimentarios apropiados, y
en el segundo la arcilla se origina por diagénesis, como producto de precipitación de
soluciones acuosas o por recristalización de ciertos minerales inestables, después que
la arena se depositó.
El modo en que la lutita o arcilla afecta la lectura de los registros eléctricos depende de
la cantidad de ella y de sus propiedades físicas. También pueden depender de la
manera en que la lutita esté distribuida en la formación. El material lutítico puede
encontrarse distribuido de tres maneras en la formación:
MARCO PETROFISICO
CAPITULO III 153
Las lutitas pueden existir bajo la forma de láminas, entre las cuales hay capas de
arena. Este tipo de lutita no afecta la porosidad o la permeabilidad de las capas
arenosas mismas. Sin embargo, cuando la cantidad de lutita laminar aumenta y por
lo tanto decrece la cantidad de medios porosos, se reduce proporcionalmente el
espesor neto efectivo del reservorio.
Las lutitas pueden existir bajo la forma de granos, fragmentos o nódulos en la matriz
de la formación. Esta matriz arcillosa se denomina lutita estructural; se considera
que tiene propiedades similares a la lutita laminar y a las lutitas masivas cercanas.
Conceptualmente, este tipo de arcilla no afecta ni a la porosidad ni a la
permeabilidad de la roca.
El material arcilloso puede encontrarse disperso en la arena, llenando parcialmente los
intersticios intergranulares. Este material disperso, puede encontrarse en
acumulaciones que se adhieren o cubren los granos de la arena, o bien, llenando
parcialmente los canales más pequeños de los poros. Las lutitas dispersas en los poros
reducen notablemente tanto la porosidad como la permeabilidad de la formación. Las
arcillas dispersas se presentan como coberturas de la pared del poro (a), como
partículas discretas dispersas en el espacio poroso (b), como conglomerados fibrosos
que puntean y obstruyen el poro (c) o como alteraciones de minerales no estables (d).
(Figura 44).
c d
b a
Figura 44: Representación Esquemática de la ocurrencia de Arcillas
Diagenéticas.
MARCO PETROFISICO
CAPITULO III 154
Las arcillas que se presentan cubriendo la pared del poro, forman una cobertura
relativamente continua y delgada de minerales arcillosos. Los cristales arcillosos
pueden estar orientados bien sea paralelos o perpendiculares a la superficie de la pared
del poro. Cristales unidos perpendicularmente a la superficie de la pared del poro son
usualmente entrelazados para formar una capa de arcilla continua que contiene
abundante espacio microporoso. La ilita, clorita y montmorillonita presentan morfología
correspondiente a esta disposición.
Las arcillas que se presentan como partículas discretas reflejan el típico modo de
ocurrencia de la caolinita en las areniscas. Estas partículas usualmente se desarrollan
como cristales laminados ocupando los poros intergranulares. Los cristales están
apilados cara a cara formando largos agregados de cristales. Los cristales de caolinita
que llenan los poros están dispuestos en forma aleatoria uno respecto al otro afectando
las propiedades petrofísicas de la roca pues se produce una reducción del volumen de
poro intergranular. Las arcillas que se presentan como conglomerados fibrosos que
puentean y obstruyen el poro, incluyen a la ilita, clorita y montmorillonita. Estas se
encuentran unidas a la superficie de la pared del poro, extendidas en gran parte dentro
o a través del poro o en la garganta de poro creando un efecto de puenteo. Por último,
las arcillas dispersas se encuentran como pseudomorfos de minerales arcillosos y
alteraciones arcillosas en planos de clivajes de feldespatos. Todas estas formas de
lutita pueden presentarse, por supuesto, simultáneamente en la misma formación.
A lo largo de los años son muchos los modelos que se han propuestos con el fin de
relacionar la resistividad y las saturaciones de fluidos. Algunos manejan el supuesto de
que la lutita existe bajo una forma geométrica específica (por ejemplo, laminar,
estructural, dispersa) en las arenas arcillosas, como se presenta en la Figura 45
MARCO PETROFISICO
CAPITULO III 155
Cuarzo Cuarzo Cuarzo
Cuarzo
Arena Limpia Arcilla Laminar Arcilla Estructural Arcilla Dispersa
Figura 45: Formas Esquemáticas de la distribución de las Arcillas en los sedimentos y
sus efectos sobre la Porosidad
Todos éstos modelos consisten en un término compuesto, de arena limpia, descrito en
la ecuación de saturación de agua de Archie, y de otro término lutítico. Este último
puede ser muy simple o muy complejo; además, puede ser relativamente independiente
o encontrarse en interacción con arenas limpias. Los modelos basados en las
mediciones de resistividad, se reducen a la mencionada ecuación de Archie, cuando la
fracción lutítica es cero.
MARCO PETROFISICO
CAPITULO III 156
3.2.1.7 Presión Capilar
Se define presión capilar como la diferencia de presión a través de la interfase, o
también como las fuerzas retentivas, que impiden el vaciamiento total del yacimiento.
Las fuerzas capilares presentes en el yacimiento se originan por la acción molecular de
dos o más fluidos inmiscibles (petróleo, agua y gas) que coexisten en dicho medio. La
evidencia más común se observa al colocar un tubo capilar en un recipiente con agua y
ver como el agua sube por dentro del tubo. Esta situación es muy parecida a la que
existe en un yacimiento si se consideran los canales porosos como tubos capilares de
diferentes diámetros, distribuídos irregularmente a través del yacimiento y conteniendo
tres fluidos inmiscibles agua, petróleo y gas. La figura 46, muestra un recipiente que
contiene petróleo y agua. Si el agua ascenderá en el capilar a una altura h por encima
de su nivel en el recipiente.
Figura 46: Ascenso de agua en un Capilar
Este ascenso se debe a la fuerza de adhesión entre el tubo y los líquidos inmiscibles y
es balanceado por la acción de la gravedad sobre la masa de petróleo y agua.
MARCO PETROFISICO
CAPITULO III 157
La condición de equilibrio de este sistema se logra cuando las fuerzas que empujan el
agua hacia arriba, sean iguales a las fuerzas que tienden a mantener los fluidos
(petróleo y agua), en equilibrio hidrostático. La fuerza hacia arriba es la debida a la
tensión de adhesión, la cual puede calcularse por:
rrCosrAarribahaciaFuerza owT 22.2 (34)
La fuerza hacia abajo es la diferencia en peso entre la columna de agua dentro del tubo
y una columna de petróleo de la misma altura, fuera del tubo.
(35) ogwg rhrabajohaciaFuerza 22
Igualando ambas fuerzas se obtiene la condición de equilibrio resultando:
rg
Cosh
ow
ow
)(
2
(36)
En esta ecuación el radio r, es el radio del tubo capilar y no el radio de curvatura de la
interfase R.
Figura 47: Determinación del ángulo de contacto.
MARCO PETROFISICO
CAPITULO III 158
Una relación entre r y R puede obtenerse de consideraciones geométricas alrededor de
la interfase. El ángulo formado por r y R es el ángulo de contacto , ya que r es
perpendicular a la pared del tubo y R lo es a la interfase, así resulta:
Cos = r/R donde R= r/ Cos. Al reemplazar esta relación en la ecuación anterior se
obtiene:
Rgh
ow
ow
)(
2
(37)
Donde h es la distancia entre el contacto agua petróleo y el nivel de agua libre.
Por definición, la presión capilar es la diferencia de presión a través de la interfase. Así
si A y B son dos puntos, justo por encima y debajo de la interfase, la diferencia de
presión PA – PB, es la presión capilar. Dicha diferencia puede evaluarse de
consideraciones hidrostáticas:
hgPPP
hgPPP
WPB
OPA
(38)
Luego:
(39)
cOWBA PghPP )(
O sea que la presión capilar puede calcularse también por la formula:
)(144 owc
hP
(40)
MARCO PETROFISICO
CAPITULO III 159
h = distancia entre el contacto agua petróleo y el nivel de agua libre, pies
w = densidad del agua, lbs/pie3
o = densidad del petróleo, lbs/pie3
144 = factor de conversión
Los datos de presión capilar proveen información muy útil sobre el radio de la garganta
de poro efectivo, permeabilidad y al ser convertidos a condiciones de superficie,
también proveen un estimado de la elevación de la columna de hidrocarburos necesaria
para producir una saturación de agua determinada en un tipo de roca determinado.
Pruebas de presión capilar por inyección de mercurio, pruebas en sistemas agua-
petróleo y aire-salmuera son corridas en diferentes combinaciones para determinar los
parámetros antes mencionados.
La magnitud de la saturación de agua en cualquier altura en el yacimiento es función
de:
Efecto y tamaño de distribución de los granos.
El efecto de este factor sobre la relación de presión capilar vs. saturación de agua
puede analizarse como sigue: si todos los capilares fuesen del mismo tamaño y con
radio igual, la curvatura de presión capilar sería horizontal, ya que el agua alcanzaría la
misma altura de todos los tubos y por lo tanto dicha presión capilar sería constante.
Humectabilidad de la Roca.
La humectabilidad es la medida de la tendencia de un fluido para esparcirse o adherirse
a la superficie de un sólido en presencia de otros fluidos inmiscibles, que en el caso de
MARCO PETROFISICO
CAPITULO III 160
un yacimiento son gas, agua y petróleo. El sólido puede ser la roca reservorio, una
arenisca, calcitas, dolomitas y otras rocas. Cuando dos fluidos inmiscibles A y B, están
en contacto con un sólido S, uno de los fluidos ( la fase mojante) es atraído más
fuertemente por el sólido que el otro (fase no-humectante). Esto se debe a efectos de
adhesión y cohesión. La humectabilidad se medirá mediante el ángulo de contacto .
Por convención, se mide a través de la fase más densa. Si el fluido B es más denso
que A, entonces tendría un valor de aproximadamente 40 en la figura 48-a y 160 en
la figura 48-b. Para la humectabilidad completa (figura 48-c) el ángulo de contacto es 0.
Figura 48: Tres condiciones de humectabilidad para dos fases A y B, y un sólido S.
En la figura 48 se observa lo siguiente: a) Humectabilidad parcial de B sobre el sólido S,
b) Humectabilidad parcial de A sobre S, y c) Humectabilidad completa de B sobre S.
Una forma de conocer el valor del ángulo de humectación es mediante la ecuación de
Young – Dupre, la cual corresponde a la ecuación:
MARCO PETROFISICO
CAPITULO III 161
AS-BS = AB Cos (41)
Figura 49 Representación de las fuerzas interfaciales que actúan en el contacto de dos fases A
y B con un sólido.
Donde ij representa la energía de superficie entre las fases i y j como se observa en la
figura 49. Vale destacar, que esta ecuación es válida en el caso que el sólido no
presente irregularidades químicas (diferentes composiciones) o físicas (porosidades)
cerca del punto de contacto de las tres fases. De lo contrario, la ecuación sólo será
valedera en áreas específicas del sólido. Los vectores ij representan las energías de
superficie entre las fases i y j.
Para un sistema de agua petróleo, los ángulos de contacto menores de 50(medidos a
través de la fase acuosa por ser más densa), indican condiciones de humectado por
agua, mientras que ángulos mayores de 130° indican humectabilidad por petróleo. Un
ángulo de contacto de 50° a 130° indica que la superficie de la roca tiene igual
preferencia por agua que por petróleo, es decir, humectabilidad intermedia. Hasta hace
poco se creía, que la mayoría de los yacimientos eran humectados por agua, pero
recientemente, trabajos sobre determinaciones de humectabilidad sugieren que algunos
pueden presentar humectabilidad intermedio y concluyen que la mayoría,
definitivamente, poseen condiciones diferentes a las de humectado por agua. Debido a
que este parámetro determina la distribución de los fluidos en el espacio poroso, la
humectabilidad juega un papel importante en la planificación de la explotación de un
MARCO PETROFISICO
CAPITULO III 162
pozo. La figura 50 es un esquema de la influencia que tiene la humectabilidad sobre la
ubicación de los fluidos en un medio poroso con una saturación de agua de
aproximadamente 20%.
Figura 50: Distribución de fluidos para varias humectabilidades parciales.
Obsérvese como el fluido mojante se encuentra en los poros más pequeños.
Se define humectabilidad como la capacidad que posee un líquido para esparcirse
sobre una superficie dada. La humectabilidad es una función del tipo de fluido y de la
superficie sólida. El ángulo se denomina ángulo de contacto. Cuando < 90°, el fluido
humecta al sólido y se llama fluido humectante. Cuando > 90°, el fluido se denomina
fluido no-humectante.
Una tensión de adhesión de cero indica que los fluidos tienen igual afinidad por la
superficie. La humectabilidad tiene sólo un significado relativo.
Teóricamente, debe ocurrir humectabilidad o no-humectabilidad completa cuando el
ángulo de contacto es 0° o 180° respectivamente. Sin embargo, un ángulo de cero es
obtenido sólo en pocos casos (agua sobre vidrio), mientras que un ángulo de 180° es
casi nunca alcanzado (mercurio sobre acero = 154°.
Ángulo de contacto de avance (Advancing contact angle).- Cuando el agua está en
contacto con el petróleo sobre una superficie sólida previamente en contacto con el
petróleo.
MARCO PETROFISICO
CAPITULO III 163
Ángulo de contacto de retroceso (Receding contact angle).- Cuando el petróleo está en
equilibrio con el agua sobre una superficie previamente cubierta con agua. El ángulo de
contacto es uno de los métodos más antiguos y aún más ampliamente usados para
determinar la humectabilidad. Aunque el ángulo de contacto como concepto
fundamental es fácil de comprender, la medida y uso del ángulo de contacto en trabajos
de humectabilidad del yacimiento es complejo. La humectabilidad de la roca influye en
la variación de la saturación de la fase mojante en el medio poroso. Si la fase mojante
está aumentando, el proceso de saturación se denomina imbibición, por el contrario si
la saturación de la fase mojante esta disminuyendo, el proceso se denomina drenaje.
Experimentalmente se ha comprobado que la gráfica de Pc vs. Sw obtenida durante un
proceso de drenaje, es diferente a la obtenida en un proceso de imbibición.
Tensión interfacial y tensión de adhesión.
La tensión de adhesión la cual es función de la tensión interfacial determina cual fluido
preferentemente moja al sólido. La combinación de todas estas fuerzas determina la
humectabilidad y la presión capilar de las rocas.
Efecto del tipo de fluidos y sólidos envueltos.
La variación de la relación Presión Capilar vs. Saturación de agua, obviamente depende
de la naturaleza de los fluidos y sólidos envueltos, ya que se conoce que el ángulo de
contacto y la tensión interfacial es particular para cada sistema roca-fluidos
considerado.
MARCO PETROFISICO
CAPITULO III 164
3.2.1.7.1. Naturaleza general y aplicación de las curvas de Presión Capilar.
Muchas características del sistema roca/fluidos de un yacimiento, pueden ser medidas,
descritas o explicadas mediante el comportamiento de las curvas de presión capilar. Sin
embargo, abundante trabajo de ingeniería de yacimientos es efectuado si recurrir a
mediciones de presión capilar.
Los siguientes parámetros pueden ser medidos de las curvas de presión capilar:
1. Porosidad efectiva (mediciones)
2. Saturación irreducible de agua (aproximadamente, sin embargo, valores más
precisos en sitio se obtienen de perfiles eléctricos)
3. Variación de la saturación de agua encima del contacto Agua-Petróleo
4. Deducir por correlaciones la permeabilidad absoluta de muestras irregulares o ripios
5. Indicaciones de permeabilidad relativa de fases mojante y no mojante
6. Posible “mojabilidad y ángulo de contacto” si una roca es naturalmente mojada por
petróleo o mojada por agua.
Los fenómenos capilares se presentan cuando más de una fase fluida está presente en
tubos de pequeño diámetro denominados capilares. En los yacimientos petrolíferos esta
situación se presenta a menudo debido a que los sistemas porosos con tubos de
diámetro muy pequeño distribuidos directamente en el medio y donde por lo general se
encuentran más de un fluido inmiscible en fases bien diferenciadas, tales como es el
caso del petróleo, gas y agua. Estas fuerzas capilares que existen en los yacimientos
de petróleo son las responsables de la distribución de fluidos en el sistema poroso,
determinan el volumen y la forma como el petróleo residual permanece atrapado e
influyen notablemente en la recuperación de crudo que se puede obtener de un
MARCO PETROFISICO
CAPITULO III 165
yacimiento, ya que son realmente las fuerzas retentivas que impiden el vaciamiento
total del yacimiento.
Las curvas de presión capilar obtenidas en núcleos de yacimientos, constituyen una
forma de medir la distribución del tamaño de los poros. Tales curvas se obtienen
mediante la inyección (forzamiento) de mercurio en el núcleo conteniendo aire o la
inyección de petróleo en la muestra conteniendo agua. En estos métodos la cantidad de
fluido que entra en el sistema poroso, mediante una definida presión externa aplicada,
es medida. El volumen de fluido y la presión determinan un punto de la curva de presión
capilar. La presión entonces se incrementa y un nuevo valor de la cantidad de fluido
inyectado es medido. En esta forma suficiente información es obtenida para determinar
una curva que relaciona volumen y presión.
Esta curva, señalada en la Figura 51 se llama “Curva de Presión Capilar” y puede ser
interpretada como una medida de la distribución del tamaño de los poros presentes en
el núcleo. Esto es, el volumen de fluido que entra en la roca a una determinada presión
es igual al volumen de poros que tiene un determinado “tamaño” a la presión usada. El
máximo volumen de fluido entrante (todo el fluido) a la máxima presión puede ser
considerado como el valor de porosidad efectiva.
Presión Capilar (Sistema Aire- Mercurio)
0
500
1000
1500
2000
2500
0102030405060708090100
Saturación de Mercurio (%)
Pre
sió
n C
apil
ar
Nano
Micro
MesoMacro
Mega
Figura 51: Curva de Presión Capilar.
MARCO PETROFISICO
CAPITULO III 166
Cuando es usado petróleo para desplazar agua en la determinación de la curva de
presión capilar, eventualmente una presión es alcanzada (usualmente de 5 a 25 Lpc) en
la cual no se puede desplazar mas agua. La saturación de agua en este punto se le
llama saturación de irreducible de agua. La fracción del espacio poroso ocupada por el
agua irreducible es otra medida de la geometría del espacio poroso.
3.2.1.7.2. Métodos para medir Presión Capilar.
Existen varios métodos para medir la presión capilar en el laboratorio entre los cuales
tenemos:
1. Método del Plato Poroso.
2. Método de la Centrifuga.
3. Método de inyección de Mercurio.
Método de la Centrífuga.
En este método se emplea una centrífuga de alta velocidad para aumentar la diferencia
de presión entre las fases.
Ventajas:
Es un método rápido.
El instrumental es más elaborado, pero no es necesario asegurar contactos
capilares. El drenaje de la fase desplazada es directo.
Permite hacer mediciones de Drenaje e Imbibición.
MARCO PETROFISICO
CAPITULO III 167
Permite definir perfectamente la presión umbral de muestras poco permeables.
Permite alcanzar presiones capilares más elevadas que con el método de Estados
Restaurados.
Compara favorablemente con el método de Estados Restaurados en todo el rango
de saturaciones.
Desventajas:
El cálculo es indirecto. La saturación de fases varía a lo largo de la muestra.
Método de Inyección de Mercurio.
En este método se emplea mercurio como fase no-humectante (el vacío, o vapor de Hg
actúa como fase humectante).
Ventajas:
Es un método rápido.
Permite trabajar sobre muestras de geometría variable (Cuttings, recortes).
Permite hacer mediciones de Drenaje e Imbibición.
Permite definir perfectamente la presión umbral.
Permite alcanzar presiones capilares muy elevadas.
El cálculo es sencillo y directo.
Permite obtener la Distribución de Diámetros Porales (Gargantas Porales) del
sistema.
Desventajas:
MARCO PETROFISICO
CAPITULO III 168
Compara favorablemente con el método de Estados Restaurados sólo hasta la
saturación de agua irreductible. No permite obtener la saturación irreductible de
agua (Swirr) pues la fase humectante (vacío) luego de hacerse discontinua, es
infinitamente compresible.
Inutiliza las muestras para ensayos posteriores.
3.2.1.8. Permeabilidad
La permeabilidad es una medida inherente a la roca, que da una idea de la habilidad a
dejar fluir un fluido a través de los canales que constituyen el volumen poroso
interconectado. La permeabilidad se expresa mediante una unidad denominada
DARCY, en honor al Francés Henry Darcy, quien fue el primero en estudiar el paso del
fluido (agua) a través de un medio poroso (filtro de arena).
Se dice que dicho medio tiene una permeabilidad de un Darcy, un fluido de una sola
fase con una viscosidad de un centipoise, y que llena completamente el espacio poroso
intergranular, fluye a través de éste bajo condiciones de flujo viscoso a una tasa de un
centímetro cúbico por segundo, por un área transversal de un centímetro cuadrado, por
centímetro de longitud; y bajo un diferencial de presión de una atmósfera. En los
experimentos iniciales, Darcy no consideró la viscosidad del fluido como variable.
Posteriormente Muskat desarrolló esta ecuación para la industria petrolera, tomando en
cuenta dicho parámetro. La expresión matemática de la Ley de Darcy es la siguiente:
dL
dPk
A
qV *
(42)
donde:
V= velocidad aparente de flujo cc/seg
MARCO PETROFISICO
CAPITULO III 169
Q= Tasa de flujo, cc/seg
A= área perpendicular al flujo, cm2
K= permeabilidad, Darcy
= viscosidad, cps
dp/dl = gradiente de presión en la dirección del flujo, atm/cm
3.2.1.8.1. Medidas de Permeabilidad.
Para la medida de la permeabilidad se utiliza la ecuación de Darcy como se presenta a
continuación:
w
e
we
r
rLn
PPkhq
)(2
(43)
Es conveniente recordar las condiciones bajo las cuales es válida la ecuación de Darcy:
a. Para flujo monofásico y homogéneo (aunque existen modificaciones para flujo
multifásico)
b. Flujo laminar ( número de Reynold menor o igual a la unidad)
La permeabilidad puede medirse de las siguientes formas:
Medidas en sitio
Haciendo uso de las pruebas de restauración de presiones, declinación de
presiones, etc.
Medidas en el laboratorio
MARCO PETROFISICO
CAPITULO III 170
Las medidas de permeabilidad en el laboratorio se realizan de manera directa, haciendo
uso de la Ley de Darcy y de muestras de núcleos restaurados.
Los métodos utilizados son los siguientes:
- Permeámetro Standard
- Permeámetro Ruska Universal
- Permeámetro de gas
Las medidas de permeabilidad obtenida por estos métodos es absoluta, pues en dichos
aparatos sólo se pueden hacer fluir un fluido a través de las muestras de núcleos, y ese
fluido es un gas (aire comprimido, nitrógeno, etc.)
Actualmente en el laboratorio, el método que se usa con mayor grado de confiabilidad
es el permeámetro de gas; este permeámetro esta adaptado a la ley de Darcy mediante
la siguiente ecuación:
A
LCK qa
g (44)
donde:
Kg = permeabilidad al gas (md)
qa = tasa de flujo de gas, (cc/seg a condiciones atmosféricas)
C = es una constante que depende de presión y Viscosidad del gas
La permeabilidad también puede medirse en sitio haciendo uso de las pruebas de
restauración de presiones, declinación de presiones, etc.
MARCO PETROFISICO
CAPITULO III 171
3.2.1.8.2. Factores que Afectan la Permeabilidad
La permeabilidad esta afectada en el yacimiento, por los mismos factores que afectan la
porosidad tales como presión de sobrecarga, grado de compactación de la roca,
tamaño y distribución de los granos, etc. Además es importante tomar en cuenta que
las medidas de permeabilidad están afectadas a su vez por el efecto de deslizamiento
de las moléculas y por la presencia de líquidos reactivos en el medio poroso.
3.2.1.8.3. Efecto del Deslizamiento de las Moléculas de Gas en Medidas de
Permeabilidad.
El flujo de gas difiere del flujo del líquido, de la misma forma la permeabilidad al gas
difiere de la permeabilidad al líquido. La permeabilidad al líquido de una roca es
constante e independiente de la presión diferencial impuesta bajo condiciones de flujo
laminar, que no ocurra reacción entre la roca y el fluido, y que el espacio poroso de la
muestra esté 100% saturado con el fluido que fluye. Esto no ocurre con los gases. Las
moléculas de gas fluyen a una tasa uniforme a través de los pequeños poros; las
moléculas de líquido no hacen esto.
Las moléculas de líquido en el centro del espacio poroso se mueven a más altas
velocidades que en las partes del espacio cerca de las paredes. Esta diferencia en
movimiento del gas resulta en la dependencia de la permeabilidad del gas sobre el
significado de presión del gas existente durante el tiempo de medición. El flujo del gas
característico es denominado deslizamiento del gas o efecto “Klinkenberg”, en honor a
su descubridor. A bajas presiones de gas, la permeabilidad al gas es mayor que la
permeabilidad al líquido.
MARCO PETROFISICO
CAPITULO III 172
A altas presiones de gas, la permeabilidad al gas es igual a la permeabilidad al líquido.
El gas es usado normalmente en los laboratorios para análisis convencionales de
núcleos en la determinación de permeabilidad. La permeabilidad al gas corregida por
efecto de Klinkenberg es denominada permeabilidad al líquido.
Los estudios de Klinkenberg revelaron que la permeabilidad al gas es una función de la
composición del gas y también de la medida de presión en la roca. La permeabilidad al
líquido, sin embargo, es independiente de esas variables. La corrección por efecto de
Klinkenberg para reducir la permeabilidad al gas a un valor equivalente al líquido, varía
con permeabilidad.
3.2.1.8.4. Saturación de Agua Irreducible.
Saturación de Muestras (determinación de Saturación de agua irreducible y
permeabilidad efectiva al petróleo): Las muestras de núcleo, se pueden saturar con
agua de formación, pero algunas muestras requieren que se saturen con aceite mineral
refinado (cuando solo se requiere la permeabilidad absoluta al petróleo). Los pasos a
seguir son los siguientes:
1. Pesar las muestras secas y anotar su peso.
2. Colocar las muestras en un saturador y este a su vez conectarlo a una bomba de
vacío; este vacío se hace para extraer todo el aire que existe en las muestras y en el
saturador. La duración del vacío es de 8-12 horas.
Luego se saturan aplicando presión con una bomba manual, cuyo valor depende del
grado de consolidación de las muestras. El tiempo que deben permanecer las muestras
en el saturador es de 6-8 horas.
MARCO PETROFISICO
CAPITULO III 173
Luego se sacan teniendo cuidado de colocarlas en un envase que contenga agua de
formación de ese mismo pozo y se pesan (peso saturado) y por diferencia de peso y
volumen poroso (conocido por las mediciones de porosidad) se calcula el procentaje de
saturación, cuyo valor debe estar en el rango de 98-100%.
Barrido con aceite mineral refinado:
A la muestra se le realiza un barrido con aceite mineral refinado luego de saturarla con
agua de formación y su objetivo es conocer la saturación irreducible y el valor de la
permeabilidad al petróleo (Ko) a dicha saturación.
Después de colocar la muestra en una celda Triaxial, aplicar la presión de sobrecarga,
la presión de flujo y colocar un tubo, generalmente de 6 cc, a la salida del flujo y éste a
su vez introducido en un beakers, para hacer el barrido con aceite. El agua contenida
en el volumen poroso de la muestra es desplazada por el aceite, cuya lectura se hace
cada vez que se hayan pasado 100 cc, de aceite por la muestra. Este desplazamiento
termina cuando se alcanza la lectura de 0.01 cc, de agua en 100 cc de aceite
desplazado y es cuando se dice que la muestra ha alcanzado la saturación de agua
irreducible, dicha saturación se calcula por la formula siguiente:
100*
.
..%
muestraladeporosoVol
desplazadaaguamuestraladeVoleIrreduciblaguadesat
(45)
Después que la muestra haya alcanzado la saturación de agua irreducible, se procede
a la medición de la permeabilidad efectiva al petróleo por medio de la ley de Darcy:
PAT
LKo o
14700 (46)
MARCO PETROFISICO
CAPITULO III 174
Siendo:
o = permeabilidad efectiva al petróleo a la saturación de agua irreducible (md)
l refinado (cps)
.2.1.8.5. Curvas de Permeabilidad Relativa.
ara un medio poroso determinado, las permeabilidades efectivas y por consiguiente,
Considérese un medio poroso saturado con dos fluidos, a uno de ellos se le denomina
Establecida la humectabilidad para un determinado medio poroso, las permeabilidades
K
L = longitud de la muestra (cm.)
o = viscosidad del aceite minera
v = volumen de aceite mineral refinado (cc)
P = presión de flujo (psi)
A = área (cm2 )
3
P
las permeabilidades relativas a un fluido específico, en un sistema saturado por más de
un fluido, depende de las características de humectabilidad y de la saturación.
humectante y al otro no humectante. Si el sistema está saturado con gas y petróleo, la
fase humectante o mojante será el petróleo, en cambio, en el caso de que existan
petróleo y agua en el medio poroso, por lo general, se le considera al agua como fase
humectante, aunque se conocen muchos casos de humectabilidad preferencial al
petróleo o intermedia.
relativas son función únicamente de la saturación de uno de los fluidos, referido por lo
general a la fase humectante, SH o SM. Así se determina la permeabilidad relativa
mediante la medida de los parámetros básicos y la aplicación de la ecuación de Darcy a
cada una de las fases a las saturaciones de la fase humectante. Los resultados se
presentan gráficamente, obteniéndose curvas similares a las señaladas en la figura 52
MARCO PETROFISICO
CAPITULO III 175
las cuales se denominan Curvas de permeabilidad relativa a las fases humectantes y no
Figura 52: Curvas de Permeabilidad relativa
Las curvas de permeabilidad relativa presentan una serie de características, las cuales
1. La permeabilidad relativa a la fase humectante se caracteriza por una declinación
2. La Saturación a la cual, la fase humectante comienza a fluir o ser móvil, se
3. La saturación a la cual la fase no humectante comienza a fluir o ser móvil se llama
4. La permeabilidad relativa de la fase no humectante es igual a uno para saturaciones
humectante.
A Saturación fase humectante. B
Kro +
KrwKro
son independientes del fluido que constituya la fase humectante y son las siguientes:
rápida en su valor para pequeñas reducciones de saturación a elevadas
saturaciones de dicha fase.
denomina saturación irreducible o crítica o de equilibrio ( punto A en la figura). Este
valor generalmente oscila entre 5 y 30% cuando la fase humectante es agua.
saturación crítica o de equilibrio o residual, de la fase no humectante (punto B de la
figura) y depende de la mayor o menor humectabilidad.
de dicha fase menores a 100 %. Ello indica que parte del espacio poroso disponible,
aunque interconectado, contribuye poco a la capacidad conductiva de los fluidos.
MARCO PETROFISICO
CAPITULO III 176
5. El efecto que produce una variación de saturación, es disponer más poros o canales
al flujo de la fase cuya saturación aumenta y lo contrario para la otra fase. De esta
característica se concluye que el flujo en el medio poroso es flujo por canales, es
decir, que cada fase, humectante o no humectante, se desplaza por su propia red de
canales selectos, pero todos ellos tienen el mismo fluido mojante.
6. La curva suma de las permeabilidades relativas a ambas fases es menor o igual que
la unidad y dicha curva representa la interacción mutua entre las fases. Este hecho
indica que cuando existen dos fases en un medio poroso, cierta porción del mismo
no contribuye a la capacidad conductiva de los fluidos presentes, al menos a ciertas
saturaciones.
7. El punto de intersección de las dos curvas de permeabilidades relativas ocurre a
cualquier valor de saturación. La ubicación de dicho punto indica cualitativamente
los siguientes aspectos:
* Si la saturación de agua determinada por registros eléctricos es igual o mayor que la
saturación correspondiente a dicho punto, la tasa de crudo del pozo será baja y alta
declinación, aumentando rápidamente el porcentaje de agua.
* Cuando se utilizan curvas de permeabilidades relativas para predecir el
comportamiento del yacimiento, bien sea en un proceso de inyección de gas y/o agua o
por agotamiento natural, es muy conveniente trabajar con la razón de permeabilidades
relativas.
MARCO PETROFISICO
CAPITULO III 177
3.2.1.8.6. Determinación de las Curvas de Permeabilidad Relativa.
La totalidad de los yacimientos petrolíferos es heterogénea, tanto en la geometría del
sistema como en la humectabilidad preferencial, en consecuencia es muy difícil
establecer curvas de permeabilidades relativas que sean representativas para todo el
yacimiento. Además, la determinación experimental de estas curvas en el laboratorio
presenta muchas dificultades, entre las cuales la reproducción de la humectabilidad del
sistema roca-fluido del yacimiento es la dificultad principal. A continuación se describe
brevemente algunos métodos de laboratorio y se presentan algunas ecuaciones
teóricas-empíricas que se pueden usar a falta de datos de laboratorio confiables. La
experiencia y el análisis del problema particular en estudio puede ser la mejor guía en la
mayoría de los casos.
Las curvas de permeabilidades relativas se pueden obtener mediante las siguientes tres
formas:
* Pruebas de laboratorio entre las que se tienen procesos de flujo continuo,
desplazamiento de un fluido por otro y pruebas de presión capilar.
* A partir de datos de campo.
* Ecuaciones o correlaciones teóricas empíricas.
Pruebas de Laboratorio.
Esencialmente todas usan la técnica siguiente:
Se selecciona una muestra pequeña y se prepara para la prueba, montándola bien en
lucita o en una manga de goma a presión. El sistema de flujo se diseña para altos
caudales de flujo y elevadas presiones diferenciales entre los extremos. Las fases
MARCO PETROFISICO
CAPITULO III 178
utilizadas en la prueba se introducen por el extremo de entrada a través de varios
sistemas de tuberías. La mayoría de las pruebas se comienzan con el núcleo 100 %
saturado de la fase humectante y normalmente se les conoce como pruebas de
desaturación o drenaje. Los fluidos se introducen a una razón predeterminada y se fluye
a través del núcleo hasta que las razones producidas e inyectadas sean iguales. En
este momento el sistema de flujo se considera en flujo continuo y las saturaciones
existentes se consideran estabilizadas. Las saturaciones de los diferentes fluidos se
determinan mediante la medida de la conductividad con electrodos colocados en la
sección de prueba del núcleo, pesando el núcleo o mediante un balance volumétrico de
los fluidos inyectados y producidos. Determinadas las permeabilidades relativas y las
saturaciones de los fluidos, se incrementa la razón inyectada desplazando más fase
mojante y así sucesivamente hasta obtener la información suficiente para establecer la
curva de permeabilidad relativa. Algunas veces se comienza con el núcleo saturado por
completo con la fase no humectante y se va aumentando cada vez la fase humectante.
En este caso el proceso se llama resaturación o imbibición.
La curva obtenida cuando la fase humectante va reduciéndose en la muestra también
se le denomina curva de permeabilidad relativa por drenaje; en cambio, si la saturación
de la fase humectante va aumentando se le llama por imbibición. Los dos casos son
diferentes puesto que en el primer caso los canales mas grandes son inicialmente
ocupados por la fase desplazante y en el segundo caso son los canales más pequeños
los que se invaden primero por el fluido inyectado, siendo las historias de saturación
diferentes en ambos casos. Para determinado yacimiento se utiliza la curva que
corresponda al proceso de saturación existente. Si es un yacimiento de petróleo y gas,
se utiliza la curva de drenaje, ya que la saturación de petróleo disminuye durante la
etapa de producción. En cambio, si es un yacimiento con empuje o inyección de agua
en un sistema poroso mojado por agua, se usa la curva de imbibición, porque la
saturación de la fase mojante ( en este caso agua) aumenta a medida que progresa la
historia de producción. El proceso de desplazamiento para medir datos de
permeabilidades relativas consiste en iniciar la prueba con la muestra saturada 100 %
MARCO PETROFISICO
CAPITULO III 179
con la fase humectante y en lugar de inyectar una mezcla de fluidos se inyecta sólo la
fase no humectante. En algunos casos este proceso se modifica inyectando agua en un
sistema saturado con agua y petróleo o gas en un sistema saturado con petróleo y gas.
Midiendo los volúmenes producidos en función del tiempo y aplicando la teoría del
desplazamiento de Buckley Leverett se calcula la permeabilidad de la fase mojante y de
la no mojante y así la información suficiente para determinar las curvas de
permeabilidades relativas.
A partir de datos de Campo.
Consiste en determinar con la información de producción la razón gas-petróleo
instantánea (cociente entre las tasas de gas y petróleo en la superficie) y luego calcular
las razón de permeabilidad del gas entre permeabilidad del petróleo. El método no
permite estimar individualmente los valores de permeabilidad al gas y permeabilidad al
petróleo por separado.
Por ecuaciones o correlaciones Teóricas-Empíricas.
Debido a la complejidad experimental así como el alto costo, las mediciones de las
permeabilidades relativas y de la presión capilar son frecuentemente evitables. En tales
casos los efectos de la presión capilar son despreciables en los cálculos de ingeniería.
Pero los valores de permeabilidad relativa son estimados de ecuaciones o correlaciones
empíricas. La totalidad de tales correlaciones requieren el conocimiento de uno o más
de los puntos extremos en las curvas de permeabilidades relativas como son la
saturación irreducible de agua (Sw), la saturación residual de petróleo (Sor) y la
saturación crítica de gas (Sgc). Es de notar que la saturación residual de petróleo en un
MARCO PETROFISICO
CAPITULO III 180
sistema agua-petróleo (dos fases) es significativamente diferente que en un sistema
gas-petróleo.
Entre las correlaciones o ecuaciones empíricas más utilizadas para estimar estos
valores de permeabilidades relativas, esta la correlación de Corey que para arenas
consolidadas como las consideradas en este estudio es la siguiente:
a.- Drenaje:
Krw = (1 – S)4 (47)
Kro = (2 – S).S3 (48)
Siendo S = So/(1 – Swi) (49)
b.- Imbibición:
Krw = S4 (50)
Kro = (1 – 2S)1.5/[2 – (1 – 2S)0.5] (51)
Siendo S = (Sw – Swi)/(1 – Swi) (52)
3.2.1.8.7. Permeabilidad Relativa en Función de Distribución Frecuencial de Poros.
La permeabilidad relativa está básicamente asociada con los poros intergranulares. En
un sistema intergranular, el fluido en poros arreglados es controlado por las fuerzas
capilares y por lo tanto, la saturación de los fluidos depende de la relación entre la fase
mojante y la no mojante de todos los fluidos que están en los poros. La fase mojante
ocupa los poros pequeños y la fase no mojante ocupará los poros grandes como un
resultado de la relación entre la saturación de fluidos y la distribución del tamaño de los
MARCO PETROFISICO
CAPITULO III 181
poros. Así, las curvas de permeabilidades relativas estarán influenciadas por la curva de
frecuencia de poros y por la historia de saturación (drenaje o imbibición). Si la curva
preferencial del tamaño de poros es variable, la distribución de la fase mojante y no
mojante se muestra en la figura 53, donde la fase mojante llena los poros pequeños y la
fase no mojante llena los poros más grandes. Así, la saturación de agua irreducible será
mayor en poros pequeños que en los grandes, como agua, petróleo y gas coexisten
simultáneamente en el yacimiento, esta distribución seguirá el mismo patrón. De
acuerdo al grado de mojabilidad el agua llenará los poros más pequeños y el gas los
poros más grandes, dejando para el petróleo los poros intermedios. Si las tres fases
coexisten, la permeabilidad relativa de cada fase puede ser influenciada por la
saturación de las otras fases en los siguientes aspectos:
1. La Permeabilidad relativa del agua dependerá únicamente de la saturación de agua
movible (Sw – Swi), pero permanecerá independiente de la saturación de petróleo y
gas.
2. La permeabilidad relativa al gas únicamente dependerá de la saturación de gas (Sg)
pero es independiente de la saturación de petróleo y agua.
3. La permeabilidad relativa al petróleo depende de la saturación de petróleo (So), pero
es también indirectamente dependiente del rango de tamaño de los poros en los
cuales hay saturación de petróleo.
MARCO PETROFISICO
CAPITULO III 182
F
No mojante mojante
Diámetro
Figura 53: Distribución de poros
Donde F es la distribución frecuencial de poros
3.2.1.8.8. Regla de Distribución de Tamaño de Poros
La distribución del tamaño de poros puede ser completamente descrita por el drenaje
de las curvas de presión capilar en función de la saturación. La curva de frecuencia
(figura anterior) puede generar una curva de drenaje de la presión capilar. En tal curva
de presión los valores pequeños de señalan una muy alta distribución del tamaño de
los poros, mientras que los valores altos señalan una uniformidad en el tamaño de los
poros. Una correlación entre el tamaño de poros, distribución de frecuencia F, curvas de
presión e índice de distribución se presenta en la figura 54. El promedio de tamaños
de poro influye principalmente en la magnitud de la presión de desplazamiento (Pd),
pero la distribución del tamaño está altamente asociada con el valor del índice de
distribución.
MARCO PETROFISICO
CAPITULO III 183
Figura 54 Distribución del tamaño de poros, Curvas de Pc.
3.2.1.8.9. Permeabilidad Relativa Agua-Petróleo.
Buckley y Leverett derivaron una expresión de la Ley de Darcy la cual relaciona el flujo
fraccional con la relación de la permeabilidad relativa. El flujo fraccional de petróleo,
agua o gas puede ser determinado de las pruebas de laboratorio. La ecuación para flujo
fraccional puede ser derivada de la ecuación de Darcy.
Ley de Darcy:
)14700(L
PKAQ
(53)
Flujo fraccional de Petróleo:
wo
oo qq
qf
(54)
Sustituyendo una ecuación en la otra, se tiene:
MARCO PETROFISICO
CAPITULO III 184
W
O
O
wo
K
Kf
*1
1
(55)
Factores que influyen en la permeabilidad relativa agua petróleo.
Las características de un yacimiento están afectadas por la litología de las rocas que lo
componen. La permeabilidad relativa agua petróleo es función de:
Geometría de los poros de las rocas del yacimiento.
Según muchos investigadores, la geometría de los poros influye en la permeabilidad
relativa agua petróleo. Esto se debe a que existen ciertas propiedades que afectan la
geometría de los poros y a su vez la permeabilidad relativa agua petróleo, las cuales
son:
Tamaño de los granos.
Forma de los granos.
Escogencia de los granos.
Arreglo de los granos.
Arcilla intergranular.
Estos parámetros están relacionados y afectan las propiedades del yacimiento tales
como: permeabilidad, porosidad, saturación de agua irreducible. En general, exámenes
microscópicos han demostrado que rocas con grandes poros interconectados y
correspondientes a pequeñas áreas superficiales presentan una gran diferencia entre la
saturación inicial de agua y la saturación residual de petróleo.
MARCO PETROFISICO
CAPITULO III 185
Rocas con pequeños poros interconectados presentan un rango de saturación
pequeño. Ahora bien, las curvas de permeabilidad relativa agua petróleo son muy
similares para litologías similares, así existen diferencias entre sus permeabilidades al
aire.
Diferentes tipos de roca con la misma permeabilidad al aire tendrán diferentes
características en la curva de permeabilidad relativa agua petróleo.
Humectabilidad de la roca.
La humectabilidad de las rocas influye en la permeabilidad relativa agua petróleo. Para
rocas fuertemente humectables por petróleo, la curva de permeabilidad relativa agua
petróleo a la saturación de petróleo residual probablemente será mayor de 0.5. Sin
embargo con solo la curva de permeabilidad relativa agua petróleo no se puede inferir
que una roca es fuertemente humectable por petróleo porque muchas veces la
presencia de canales interconectados dentro de los poros puede presentar este mismo
comportamiento.
Para rocas fuertemente humectables al agua, la curva de permeabilidad relativa al agua
a la saturación residual de petróleo tendrá un valor menor que 0.1. Es de hacer notar
que con sólo la curva de permeabilidad relativa agua petróleo no se puede inferir lo
anteriormente explicado ya que la presencia de arcilla hinchable o taponamiento debido
a la presencia de partículas finas pueden presentar este mismo efecto.
Caudal de flujo.
Según pruebas realizadas en el laboratorio el caudal de flujo esta directamente
relacionado con la presión de flujo. Se ha demostrado que a mayor presión de flujo,
MARCO PETROFISICO
CAPITULO III 186
mayor es el caudal. Esto se observa en las curvas de permeabilidad relativa al petróleo
ya que la inyección de agua no será eficiente ni homogénea, presentando la gráfica una
alta saturación de petróleo residual (SOR).
Saturación Irreducible de agua.
Su influencia es tan grande debido a que es el punto de partida o punto de origen de la
curva de permeabilidad relativa agua petróleo. Este valor también está estrechamente
relacionado a la humectabilidad de la roca, según algunos investigadores si la Swi > 25
% la muestra es humectable al agua y si Swi < 15 % es humectable al petróleo.
Ahora bien, sólo con este parámetro, no se puede determinar si el núcleo es
humectable al agua o al petróleo.
3.2.1.8.10. Permeabilidad Relativa Gas-Petróleo.
La permeabilidad relativa gas petróleo, es realizada para investigar las características
de flujo del yacimiento, el cual está produciendo por gas en solución, expansión de la
capa de gas o donde una recuperación secundaria por inyección de la capa de gas esté
planeada.
El cálculo de la permeabilidad relativa gas petróleo se basa en el mismo principio físico
que la prueba de permeabilidad relativa agua petróleo. Las principales diferencias son:
1. Debido a las diferencias de viscosidades entre el gas y el petróleo, el punto de
ruptura ocurre muy temprano.
2. La fase no mojante es representada por el gas y la fase mojante por el petróleo.
MARCO PETROFISICO
CAPITULO III 187
3.2.2. Evaluación de Formaciones Limpias
Uno de los objetivos básicos del análisis de registros de pozo es la determinación de los
porcentajes de petróleo, gas y/o agua que ocupa el espacio poroso de la roca
reservorio. Aunque las saturaciones pueden ser determinadas por varios métodos,
muchos de los cuales requieren mediciones similares en los registros; circunstancias
específicas afectan o limitan la exactitud de cada método, por lo tanto el conocer estas
limitaciones será imprescindible para el uso apropiado de cualquiera de los métodos.
La saturación de agua partiendo de los registros ha sido calculada como el porcentaje
de agua contenido en el espacio poroso de un volumen de roca. Es conveniente
calcular la saturación de agua partiendo de los registros, porque los instrumentos que
miden la resistividad responden primeramente a la conductividad de los fluidos (agua)
en el espacio poroso.
3.2.2.1. Ley de Archie para el Cálculo de Saturación de Agua
La conductividad eléctrica en las rocas depende casi exclusivamente del transporte de
iones en el electrolito saturante de la roca, los cuales son en forma predominante Na+ y
Cl-. La facilidad con la que este tipo de iones atraviesan el sistema poroso de la roca
determina la resistividad de la roca. Rocas con alta porosidad, con poros grandes y bien
conectados tienen baja resistividad. Rocas de muy baja porosidad, con sistemas
porales sinuosos y restringidos, tienen más alta resistividad. Los hidrocarburos también
restringen la trayectoria del flujo de iones y aumentan la resistividad de las rocas. La ley
de Archie cuantifica este fenómeno para arenas limpias consolidadas con porosidad
intergranular.
MARCO PETROFISICO
CAPITULO III 188
Muy raramente la conductividad eléctrica se lleva a efecto a través de los sólidos de
una roca no arcillosa. En algunos yacimientos, la pirita puede ocurrir en suficientes
concentraciones como para virtualmente ocasionar un corto circuito en la roca,
causando que los registros eléctricos alcancen resistividades extremadamente bajas.
En 1942, sin embargo, ni los minerales conductivos ni las arcillas eran claramente
entendidos como contribuyentes a la resistividad de las rocas de los yacimientos. Por lo
tanto, hasta los años sesenta la evaluación petrofísica de formaciones se reducía al
concepto general de evaluación de arenas limpias. Archie se interesó en las rocas
limpias (libres de arcilla), usando para sus experimentos numerosos núcleos de
areniscas de intervalos productores de la costa del Golfo de México. El midió la
porosidad, permeabilidad y la resistividad eléctrica de las muestras saturadas con agua
salada (salmuera) de salinidad variable en rangos de 20 a 100000 ppm de NaCl. El noto
que la resistividad de cada muestra de roca saturada con agua salada, Rw se
incrementaba linealmente con la resistividad del agua salada Rw. El llamo a la constante
de proporcionalidad F, factor de formación de la roca, y escribió:
wo RFR . (56)
Es decir, Ro es directamente proporcional tanto a la resistividad del agua de formación
Rw, como al factor de formación F, ya que la matriz mineral es considerada, en este
caso eléctricamente inerte. Una correlación entre Rw y Ro daría entonces una recta que
parte del origen con pendiente F. (Figura 55).
MARCO PETROFISICO
CAPITULO III 189
Arenas Limpias
Ro F
Rw
Figura 55: Relación de resistividad de una arena limpia saturada de agua Ro vs resistividad del agua saturante Rw
El factor de formación es precisamente lo que el nombre implica, un parámetro de la
formación que describe la geometría del medio poroso. El desarrollo del factor de
formación, es la relación entre la resistividad y la porosidad de la roca. Esta relación
generalmente es verdadera si el reservorio no contiene arcilla y tiene una porosidad
intergranular homogénea. Posteriormente, Archie graficó el factor de formación F,
contra la porosidad , en papel doble logarítmico, encontrando otra tendencia lineal
(opuesta a la anterior). Esta tendencia fue equivalente a:
m
F
1
(57)
El exponente m representa la tendencia de la pendiente negativa, la cual fue
determinada por Archie con valores que oscilan de 1.8 a 2.0. (Figura 56).
MARCO PETROFISICO
CAPITULO III 190
Fac
t or
de F
orm
aci ó
n
Porosidad (%) Permeabilidad (md)
Archie luego consideró una roca llena de hidrocarburos parcialmente saturada y
propuso un segundo factor más tarde llamado índice de resistividad I, el cual fue
definido como:
Figura 56: Gráfica de Archie del factor eléctrico de la formación
o
t
R
RI
(58)
Debido a las enormes dificultades de experimentar con rocas parcialmente saturadas, el
utilizó un reporte de datos del momento y graficó estos valores otra vez, utilizando para
ello papel doble logarítmico, notando que:
nWS
I1
(59)
En la cual Sw es la saturación de agua, y n llamado luego el exponente de saturación,
tomando inicialmente valores cercanos a 2. Combinando las ecuaciones anteriores
Archie obtuvo la ecuación que define la ley que más tarde llevaría su nombre,
desarrollada de la manera siguiente:
Sustituyendo la ecuación 59 en la ecuacion 58 se obtuvo:
MARCO PETROFISICO
CAPITULO III 191
onW
t RS
R1
(60)
Luego, sustituyendo la ecuación 56 en la 60 se obtuvo:
wnW
t FRS
R1
(61)
Por último, introdujo la ecuación 57 referente al factor de formación en la ecuación
anterior llegando a:
mn
W
wt
S
RR
(62)
De ésta última, se despeja Sw, para obtener de esta forma la ecuación que es conocida
como la ley de Archie para el cálculo de saturación de agua en formaciones limpias:
nm
t
wW
R
RS
(63)
onde: Sw = Saturación de agua de la formación.
ormación.
ementación.
Rt = Resistividad de la formación (zona virgen).
D
n = Exponente de saturación.
Rw =Resistividad del agua de f
= Porosidad de la formación.
m = Exponente de porosidad o c
MARCO PETROFISICO
CAPITULO III 192
3.2.2.2. Factor de formación (F) – Exponente de Porosidad y/o Cementaciòn (m)
icialmente toda la atención fue puesta en el exponente de porosidad m. Archie
a consistencia de las tendencias de porosidad corrobora la relación F=1/m; mientras
In
observó, sin presentar datos para probar esto, que m estaba cercano a 1.3 para arenas
no consolidadas, más tarde él observó que el valor de m estaba cercano a 2 en las
areniscas, llevándole esto a intuir que m se incremente en los granos de arena que se
encuentra más cementados. Archie corroboró su ley en un amplio rango de litologías,
pero descubrió en este proceso, que el aire usado para medir la permeabilidad y el flujo
de iones a través de los poros originaban medidas diferentes (Archie. G.E. 1947).
Gráficas en papel doble logarítmico de F contra mostraron asombrosamente la
consistencia de un tipo de roca a otro con valores cercanos a 2, pero F contra la
permeabilidad K mostraron gran variabilidad. (Figura 57).
Figura 57: Tendencia d
Fac
tor
de F
o rm
ació
n
Permeabilidad
(md) Porosidad (%)
e la formación contra l y permeabilidad a porosidad
obtenida por Archie para una variedad de litologías.
L
que la disparidad de las tendencias de la permeabilidad, sugirió ya que la electricidad
no fluye de forma similar a través del aire como en iones a lo largo de caminos similares
en el espacio poroso de la roca. En 1950, Mike Wyllie y Walter Rose de la Gulf
Research and Development Corporation rechazaron su idea cuando intentaron poner a
prueba la ley de Archie en sus trabajos en donde se evidenció el marcado empirismo de
MARCO PETROFISICO
CAPITULO III 193
los trabajos de Archie; Wyllie y Rose concluyeron que el exponente m era un artificio
estadístico y no tenía interpretación física alguna. Los dos investigadores intentaron
relacionar la resistividad de la roca con los parámetros texturales, tales como
tortuosidad de poro y la superficie específica al asumir el espacio poroso de la roca
como un tubo sinuoso de área transversal constante (Figura 58), ellos tomaron la
tortuosidad de poro como:
2
L
LT a
(64)
onde: La = Longitud de tubo.
resentado por tubos
En contraste a lo encontrado por Archie, Wyllie y Rose posteriormente asumieron que
coeficiente m y pensar en la tortuosidad.
D
L = Longitud de roca.
Longitud de tubo Poro
L
Figura 58: Modelo de Wyllie y Rose en el cual el espacio poroso es rep sinuosos de área transversal constante.
los iones y los fluidos seguían caminos exactamente similares a través de los poros de
la roca, aplicando incluso ésta idea a rocas parcialmente saturadas, teniendo que el
exponente n debe tener valores de 1.7 a 2.5. El punto clave de su trabajo era olvidar el
MARCO PETROFISICO
CAPITULO III 194
En 1952, Winsauer y sus colegas de la Humble Oil and Refining Company inventaron
n método para medir de forma independiente la tortuosidad, el cual consiste en medir
u
el tiempo que tardan los iones en pasar a través de los poros, sus resultados fueron
comparados con las tortuosidades medidas mediante la fórmula de Wyllie y Rose. De
acuerdo a esto el equipo de la Humble notó que los datos se ajustaban a la siguiente
relación:
15.2
62.0
F
(65)
Ese mismo año, J.E Owen de la Geophysical Research Corporation, continuó con los
truir un estudios de la tortuosidad, al cons modelo de mallas el cual simuló las
restricciones de los poros, utilizando para esto varios factores geométricos tales como:
longitud, y diámetro de la garganta de los poros. El modelo de Owen predijo que la
contracción de los poros debía incrementar la tortuosidad y por lo tanto también el
factor de formación justo como el equipo de la Humble había sugerido. En 1953, Mike
Wyllie esta vez junto con A.R Gregory, con bases a lo logrado por Owen, construyeron
una serie de medios porosos artificiales, usando paquetes de esferas, cubos, discos y
prismas triangulares; obteniendo un rango de porosidades de 10 a 45 %; dichos medios
les permitieron medir las propiedades eléctricas de los paquetes encontrando que la
resistividad era ciertamente mayor, a una porosidad dada para paquetes construidos
partiendo de partículas no esféricas, trayendo por primera vez a la mente de los
científicos el concepto de compactación de la roca y sus efectos en las propiedades
eléctricas de la roca. Wyllie y Gregory, generalizaron lo hallado por el equipo de la
Humble, proponiendo lo siguiente:
KCF (66)
MARCO PETROFISICO
CAPITULO III 195
En 1957, I. Fatt de la California Research Corporation observó lo que había ocurrido
on la relación entre F y una vez que la roca era comprimida bajo las condiciones del
c
subsuelo, concluyendo que la sobrecarga causa más cambios en la resistividad
eléctrica que cualquier otro proceso geológico que reduzca el tamaño de los poros,
infiriendo de esta manera que el empaque de los poros en la forma laminar debe
prevalecer en la roca actual. A comienzos de 1960, fue claro que las teorías de la
investigación de registros se construían en base a la tortuosidad, forma del grano, y
mallas que probablemente suplantaron aún más buena parte del empirismo, de este
modo ellos establecieron para generalizar la ley de Archie lo sugerido por Wyllie y
Gregory, escrito hoy día como:
m
aF
(67)
ropues
valúan m de los registros usando la técnica de Pickett en zonas limpias llenas de
Donde a es equivalente al valor de C p to por Wyllie y Gregory. Los intérpretes
e
agua, aunque m es medido también en núcleos. La ecuación para el cálculo de la
saturación de agua en formaciones limpias se complementa al incluir el término a dentro
de la misma:
nm
t
wW R
aRS
(68)
3.2.2.3. Exponente de Saturación (n)
a conducción eléctrica de las rocas limpias esta relacionada con el transporte de iones
n los poros llenos de salmuera, predominantemente iones de sodio Na+ y cloruro Cl-.
En rocas con poros abiertos bien conectados y donde el trayecto este lleno con
L
e
MARCO PETROFISICO
CAPITULO III 196
salmuera, el flujo de iones ocurre fácilmente y la resistividad es baja; mientras que
cas con trayectos porosos sinuosos, impiden el transporte de iones y por lo tanto
enen alta resistividad. En ambos casos, el flujo de iones se hace tortuoso y la
rena por
ro
ti
resistividad se incremento cuando la salmuero es remplazada por hidrocarburos no
conductivos. Archie supuso en su relación que el incremento de resistividad en los
hidrocarburos es debido a un factor, más tarde llamado índice de resistividad.
En 1935, I. Kogan del Instituto de Petróleo de Azerbaydzhan en Baku, Unión Soviética,
realizó una serie de experimentos con muestras de arena obtenidas de los campos de
Bakú, mostrando claras tendencias para desplazamientos para paquetes de a
él construidos, los cuales tenían porosidades de 20% y 40% respectivamente, esto fue
de gran utilidad en la observación de la depleción del reservorio de la región de Baku.
En 1937, J.J. Jakosky y R.H. Hopper de la International Geophysics, Inc y la
Universidad de California, impregnaron pequeñas muestras de arenas tomadas de un
corte de carrera con varias proporciones de petróleo y agua formando una serie de
emulsión que intentaron reproducir el estado natural de los fluidos inmiscibles en la roca
porosa. R. D. Wyckoff y H. G. Botset de la Gulf Research and Development Company
trabajaron con gas y salmuera; estos experimentos enseñaron ambas, la resistencia
eléctrica y la saturación, ésta última mediante la medición de la cantidad de salmuera
expelida de la roca. Leverett. Por otra parte, creó muestras de petróleo y salmuera en
los poros, los cuales fluían simultáneamente a través de la arena. El método de Leverett
corresponde mejor con las condiciones requeridas para las mediciones de la
permeabilidad relativa que el de Wyckoff y Botset, pero ninguno de estos métodos
duplico las condiciones como coexisten naturalmente el agua y el petróleo. Cuatro
métodos fueron entonces usados para obtener un estado de dos fases: desplazamiento
lento (Kogan), emulsión (Jakosky y Hopper), expansión de gas (Wyckoff y Botset), flujo
continuo en estado de dos fases (Leverett). Es sorprendente que cuando Archie ploteó
sus cuatro grupos de datos “pioneros” en papel doble logarítmico, encontró un valor
uniforme para n cercano a 2, siendo totalmente aceptable por los interpretes de
registros. La primera sospecha de que n podía ser una sombra menos confiable que lo
MARCO PETROFISICO
CAPITULO III 197
sugerido por Archie, vinieren cuando H. Guyod, consultor basado en el perfilaje reportó
lgunos datos soviéticos que fueron originalmente publicados en Rusia en 1941. Serias
vestigaciones acerca de n fueron iniciadas en 1949 por H.F. Dunlap y otros
nfluencia de la humectabilidad sobre el cálc.de n en las muestras usadas por Keller
A altos
normal, cercano a 2, mientras que las nuestras humectadas por petróleo presentaron
n valor de n que variaba de 9 a 12. A bajas saturaciones de agua, la situación fue
a
in
investigadores de la Atlantic Refining Company. Dunlap y colegas mostraron a través de
una serie de experimentos la variación de n de una roca a otra, oscilando de 1 a 2.5, de
acuerdo a los reportes de Baku y confirmando la noción de que n fue universalmente 2.
Ellos concluyeron que la tensión interfacial entre los fluidos no afecta las propiedades
eléctricas, y mostraron que n no fue muy influenciado por la porosidad o permeabilidad.
En 1953, G.V. Keller de la Universidad Estadal de Pennsylvania señaló que la
humectabilidad de la roca es una de la causas que origina la variación de n; Keller
trabajó con cortes de núcleo de la arena del yacimiento de Bradford, cada núcleo fue
dividido en tres piezas, cada pieza fue colocada en un grupo. Los grupos se
comportaron totalmente diferentes, siendo observadas las muestras humectadas por
agua y las muestras humectadas por petróleo. (Figura 59).
IR
Saturación de Agua
(%) Figura 59: I
valores de saturación, las muestras hibieron un valor de humectadas por agua ex
n
u
MARCO PETROFISICO
CAPITULO III 198
inversa. En las muestras humectadas por petróleo el valor de resistividad asciende
oderadamente a medida que la salmuera se va evaporando, mientras que en las
uestras humectadas por agua la resistividad sube gradualmente. Aunque los
xperimentos de Keller no igualaron a los de Dunlap y sus colegas por lo sofisticados,
a dependencia que tiene n sobre el efecto de la humectabilidad fue dilucidada por S.J.
irson y W.B. Morgan de la Sunray DX Oil Company, utilizando el método de la celda
e presión capilar mostrando
na clara tendencia tado por agua
m
m
e
sus resultados básicos nunca fueron seriamente cuestionados, pues él dio una
explicación plausible del porque las rocas humectadas por petróleo y las humectadas
por agua tenían diferentes valores de n: En las rocas humectadas por agua, el propuso
que el agua cubría cada grano y proveía un trayecto continuo pera la conducción de
iones a cualquier saturación (Figura 60), por lo tanto la resistividad se mantiene baja y n
es pequeño. Por otra parte, en rocas humectadas por petróleo el agua es atrapada en
el medio de cada poro y como la saturación de agua decrece, el agua se mantiene
separada de los poros vecinos, cada ruptura en el trayecto para la conducción de iones
causa incrementos abruptos en la resistividad, y de igual forma n se incrementa.
Figura 60: Efectos de la Humectabilidad sobre el exponente de saturación n, en rocas humectadas por agua o petróleo.
L
P
d , mezclando diferentes proporciones de tipos de gránulos y
que iba desde n = 2 para un paquete 100% humecu
hasta n = 25 en un paquete 100% humectado por petróleo. El efecto de la distribución
del tamaño de poros en los valores de n, fue clarificada por K.M. Diederix de la Shell
MARCO PETROFISICO
CAPITULO III 199
Petroleum NV en l982 utilizando para ello el método de la celda de presión capilar,
idiendo la respuesta de 1a resistividad contra la saturación para muestras de arenisca
umectadas por agua, en donde estimó la saturación de agua a lo largo de la zona de
ansición de los pozos usando la ley de Archie y se comparó estos valores de
laboratorio, usando núcleos del campo, los fluidos actuales en el
m
h
tr
saturaciones con aquellos tomados de la medición de la presión capilar hecha en
laboratorio, observándose una pobre correspondencia al utilizar un valor de n igual a 2,
en algunas de las muestras analizadas. Diederix examinó los núcleos bajo un
microscopio de electrones escaneados con el fin de explicar porque algunas veces se
presentaba la diferencia de Saturación al utilizar un valor de n y en otras no. Los
núcleos que mostraron una diferencia de saturación, los granos de arena tenían una
espera cobertura de ilita y caolinita. En núcleos donde no se presentan diferencias
notables de saturación, tenían la superficie de los granos lisa con pequeñas partículas
de arcilla. Diederix sospechó que como la saturación de agua decrece, la
microporosidad de las arcillas debía continuar manteniendo agua y así garantizando
una cantidad de conducción eléctrica. A bajas saturaciones de agua, núcleos con
granos recubiertos de arcilla deberían tener menor resistividad que núcleos que
carecen de arcilla.
Llegando a una conclusión frecuentemente expresada en la literatura: Cuando se usa la
ley de Archie para calcular el potencial hidrocarburo presente o exponente de
saturación, nunca se debe presumir algún valor para n. En lugar de esto, se debe medir
el exponente en el
reservorio y la verdadera historia de su desplazamiento. Luego de cuatro décadas de
investigaciones se llegó a determinar que el incremento en la resistividad causado por
desplazamiento de la salmuera por parte del hidrocarburo depende de la saturación, y
del fluido distribuido en el espacio poroso. Esto a su vez es relacionado con factores
tales como: humectabilidad, distribución del tamaño de los poros, e historia del
desplazamiento.
MARCO PETROFISICO
CAPITULO III 200
3.2.2.4. Técnicas de Evaluación de Formaciones Limpias
omo se ha venido mencionando, los parámetros más críticos en la evaluación de Sw,
núcleos de arenisca se han
portado considerables variaciones de los mismos ver numerales pudiéndose tomar
alores de m en un rango entre 1.5 y 3.0 y de n entre 1.3 y 8.0. La dispersión de los
y luego usarla como
C
son m y n. De acuerdo a numerosos estudios realizados en
re
v
valores es significante, aunque el promedio de los yacimientos más comunes tiende a
2.0 para ambos parámetros. En términos generales se asume que ambos parámetros
son iguales. El parámetro a se considera constante para una litología dada y su valor es
de 0.8 1 para areniscas cuando m = 2.0; lo que equivale a a = 0.62 cuando m = 2.15; y
en carbonatos se utiliza a = 1.0, pero siempre entendiendo que los valores mas
confiable de a, m y n son aquellos obtenidos a partir mediciones de muestras de núcleo.
De igual manera, estos valores pueden ser obtenidos con cierto grado de error, a partir
de técnicas gráficas como lo son los gráficos de Pickett y Hingle.
Ambos métodos tienen la versatilidad de no solo arrojar un valor muy preciso de
saturación de agua (Sw), sino de también ayudar a calcular otros parámetros
necesarios para lograr una exitosa evaluación durante el perfilaje. Muchas compañías
usan estos métodos para graficar importante data de cada pozo
medida de control en las evaluaciones de los otros pozos a perfilar en la misma área.
Este control ayuda a identificar inadecuados procedimientos de perfilaje y a reconocer
cambios graduales en las propiedades del yacimiento de pozo a pozo; sirviendo como
indicador de una posible heterogeneidad del yacimiento.
MARCO PETROFISICO
CAPITULO III 201
Técnica Gráfica de Pickett
asándose en un análisis logarítmico básico, Pickett tuvo como único propósito
onvertir la data distorsionada en una cercana estimación de la saturación de agua, sin
rámetros del yacimiento (m, Rw). La aproximación de
ickett se basa en la consideración de la ecuación básica de la resistividad verdadera
B
c
necesidad de conocer muchos pa
P
m
n
W
wt
S
aRR
(69)
Si tomamos logaritmos en ambos lados de la ecuación anterior tendremos:
)( wwt SnLogmLogaRLogRLog (70)
ecuación d
00% (Log (Sw)= 0), representará la familia de líneas rectas con pendiente de -m, cuyo
con Sw menor a 100% caerán por encima de la línea recta. La
En un gráfico Log-Log de Rt vs. , la e los puntos de la zona con Sw igual a
1
intercepto es de “aRw” en la abscisa de = 100%.
Los puntos de la zona
ecuación de la línea recta para una zona Acuífera es la siguiente:
mLogaRLogRLog wo (71) Los errores en conjunto de todos estos parámetros pueden dar una variación de ±20%
equear los perfiles con los de y a
r posible de los análisis de núcleos. Este gráfico puede usarse también para
en la estimación de Sw. Consecuentemente, es deseable hacer todo lo posible para
minimizar la incertidumbre, tal como medir Rw de muestras de agua, calibrar las
porosidades con núcleos, ch pozos vecinos y derivar m
de se
calcular Rw, o m el caso de no conocerlos.
MARCO PETROFISICO
CAPITULO III 202
Técnica Gráfica de Hingle
riginalmente, era un gráfico de resistividad/conductividad vs. Valores de tiempo de
ánsito, pero rápidamente se extendió su aplicación a gráficos de resistividad vs.
orosidad del density, resistividad vs. porosidad del neutrón, micro y mesoresistividad
na la relación del factor de formación con la ecuación
e saturación, ambas de Archie, trabajando con valores para m y n de 2, y a de 1,
O
tr
p
vs. porosidad, etc. Hingle combi
d
llevando la ecuación anteriormente citada a la expresión que se muestra a continuación:
2/1
t
wW R
RS
(72)
Si de la ecuación anterior Rw permanece constante, entonces Sw. será proporcional a
1/(Rt)1/2. Utilizando este método de Hingle con la escala apropiada se puede estimar
gráficamente la saturación de agua, u otro parámetro como Rw, de ser necesario. Las
lim ac nes son: Rw deb
nalizar, no deben existir intervalos acuíferos con muchas variaciones de porosidad,
ón entre la resistividad de la formación, Rt y su resistividad
uando está saturada con agua de formación, Ro.
it io del método gráfico e ser constante para los intervalos a
a
cambios en la litología de un intervalo a otro y que las formaciones analizadas sean
relativamente arcillosas.
3.2.2.5. Índice de Resistividad
Se define como la relaci
c
o
t
R
RI
(73)
MARCO PETROFISICO
CAPITULO III 203
Pero como se conoce que:
n
t
o
R
RSw
1
(74)
Entonces se tiene que:
n
t
wnw R
FRIS
/1
/1
(75)
Todas estas propiedades eléctricas se pueden obtener solamente cuando se realiza la
rueba de presión capilar por el método de plato poroso.
icos.
a fórmula empleada para el cálculo del factor de formación es la siguiente:
p
3.2.2.6. Parámetros Petrofis
3.2.2.6.1. Factor de Cementación “m” y Coeficiente de Tortuosidad “a”.
L
wR
oRF
(76)
onde:
= factor de formación, adimensional
Ro = Resistividad de la muestra saturada 100 % de agua de formación
grafica en papel logarítmico F vs. Y la
D
F
Rw = Resistividad del agua de formación, ambas en ohm-m. Como el factor de
formación viene en función de porosidad, se
MARCO PETROFISICO
CAPITULO III 204
pendiente de la línea recta será el factor de Cementación “m” y “a” será el intercepto a
s
significantes en las relaciones de Factor de formación- porosidad, pero la constante
e cementación “m” es mayor bajo condiciones de sobrecarga, y aunque la porosidad
ambia ligeramente, la reducción en el espacio poroso origina diferencias bastantes
la porosidad fraccional. Para valores de porosidades menores de 10 % se recomienda
esta prueba a presión de sobrecarga, las cuales pueden indicar diferencia
in
d
c
notables en la resistividad; siendo la máxima presión aplicable igual a la mitad de la
profundidad.
“m” es el factor de cementación y varía con la porosidad, distribución de los granos y su
tamaño, la intercomunicación de los poros y la litología. Este factor es muy importante
obtenerlo con la mayor precisión posible, debido a su relación directa con la saturación
de agua. En areniscas normales este valor está alrededor de 2, para calizas o
formaciones carbonatadas o con baja porosidad, la Shell propone la siguiente relación:
019.087.1 m
(77)
Para formaciones fracturadas m varía entre 1.3 y 1.4, en formaciones compactas hasta
2.5. A continuación se presentan valores de m para diferentes tipos de roca:
Rocas no Cementadas m = 1.3
Rocas Escasamente cementadas m (1.4-1.5)
m (1.6-1.7)
e del tipo de roca, la cual es posible
nteriormente.
Rocas ligeramente Cementadas
Rocas moderadamente Cementadas m ( 1.8-1.9)
Rocas altamente cementadas m (2-2.2)
Por otra parte, “a” es una constante que depend
estimarla por medio de la metodología explicada a
MARCO PETROFISICO
CAPITULO III 205
.2.2.6.2. Exponente de Saturación “n”.
a fórmula empleada para el cálculo de Índice de resistividad y el exponente de
aturación “n” de cada muestra es:
3
L
s
o
t
R
RI
(78)
a resistividad de las muestras a diferentes saturaciones se obtiene, cuando se realiza
n Rt y como se conoce el valor de la resistividad de
muestra 100 % saturada de agua de formación Ro, se calcula el índice de resistividad
a diferentes saturaciones de agua obtenidas. Ahora bien, como el valor de índice de
agua
Sw y la pendiente de la línea recta será el exponente de saturación “n” y el intercepto
que la mayor parte del fluido
poral sea petróleo, las paredes de los poros está cubierta por una película de agua con
L
la prueba de presión capilar por el método del plato poroso, con este valor de la
resistividad verdadera de la formació
la
resistividad es función de la saturación de , se gráfica en papel logarítmico IR vs.
de la gráfica es igual a 1.0 y esto ocurre cuando Rt = Ro.
El parámetro n, llamado exponente de saturación varía levemente según la roca-
yacimiento que se trate. Se ha dicho que el factor fundamental en el control de su
magnitud es la humectabilidad de la roca, en las rocas mojadas completamente por
petróleo n puede alcanzar valores mayores de 2 (3.4 o aún mayores, pudiendo en
algunos casos pasar de 10); pero este tipo de rocas es muy raro. En general, la
mayoría de las rocas son mojadas por agua, o sea, aun
gotas de petróleo suspendidas en el medio, pero puede ocurrir, a veces, una condición
de humectabilidad dalmática, cuando el petróleo toma contacto ocasionalmente con la
matriz de la roca. En rocas mojadas por agua, n toma valores de 2, siendo esta la
condición más común de las formaciones venezolanas.
MARCO PETROFISICO
CAPITULO III 206
Estas medidas definen, para una formación determinada, los parámetros usados en los
álculos de porosidad y saturación de agua mediante registros eléctricos, con lo que se
finan los cálculos y se elimina la necesidad de estar confiando en constantes
resentadas en la literatura. A pesar de que algunas formaciones se pueden describir
or constantes presentadas en la literatura, las desviaciones que se presentan
quieren medidas de resistividad para verificar la validez de los valores utilizados para
n FF* e Índice de Resistividad IR* por arcillosidad.
a corrección por arcillosidad del factor de formación (FF*) y del índice de resistividad
a
ontinuación se explican.
as ecuaciones utilizadas son las siguientes:
c
re
p
p
re
la interpretación.
3.2.2.7 Factor de Formación e Índice de Resistividad Corregidos por Efecto de Arcilla.
Las ecuaciones utilizadas son las de Waxman-Smits-Thomas. Para la corrección del
factor de formació
L
(IR*), obtenidos en el laboratorio se realiza mediante cálculo numérico que
c
L
)1(* RwBQvFFFF
(79)
El Índice de Resistividad corregido por arcillosidad (IR*), se calcula por la siguiente
ecuación:
vw
wvw
BQR
SBQRIRIR
1
/(1*
(80)
Donde:
MARCO PETROFISICO
CAPITULO III 207
F* = factor de formación corregido por arcillosidad
sistividad del agua de formación Ohm-mts
v = Capacidad de intercambio de cationes intercambiables en la arcilla, meq/ml
= Conductividad especifica equivalente
w = Saturación de agua fracción
F = Factor de formación
utilización de estos parámetros independientes del efecto de
3.2.2.8 Índice de Calidad de Roca.
trolada por la geometría de poros. Esta a su vez depende
e la mineralogía (tipo, abundancia, morfología y ubicación relativa de la garganta
oral) y textura (tamaño de grano, forma, escogimiento y empaque). Varias
lógicos indican la existencia de distintas unidades
e roca con atributos de garganta poral similares. La determinación de éstos atributos
s importante para la zonificación del yacimiento en unidades con propiedades
F
Rw = Re
Q
B
S
F
N = Exponente de saturación
M* = Factor de cementación asociado con FF*
N* = Exponente de saturación asociado con IR*
Esta corrección permite la
conductividad de las arcillas.
La calidad de la roca está con
d
p
permutaciones de estos atributos geo
d
e
hidráulicas similares.
El concepto de radio hidráulico es clave para el entendimiento de las unidades
hidráulicas y para relacionar la porosidad, la permeabilidad y la presión capilar.
mojadaSuperficie
flujoaabiertoVolumenersalAreatransvrmh
ojadoPerímetrom (81)
MARCO PETROFISICO
CAPITULO III 208
El área transversal en un poro de geometría cilíndrica, es igual a r2 y el perímetro
longitud equivalente d
volumen abierto al flujo es lr2 la superficie mojada 2rl, de lo anterior la expresión para
h es:
ilidad involucrando el radio del capilar y otras magnitudes importantes. La
erivación hace uso de la Ley de Hagen-Poiseuille de flujo viscoso a través de un tubo
circular, obtenida del balance de cantidad de movimiento y la aplicación de la ley de
ujo de fluidos en medios porosos. La expresión de la ley de Hagen-Poiseuille para un
ara el
ismo medio poroso, se expresa de la manera siguiente:
(84)
mojado igual a 2r. Si se considera la el cilindro capilar, el
rm
(82)
Los autores citan a Kozeny-Carmen para explicar la relación entre porosidad y
permeab
222 rlrmh
22 rrlrr
d
Newton de la viscosidad en un elem n o d f en ial de volumen y la ley de Darcy de e t i er c
fl
medio poroso lineal de longitud L y sección transversal A, puede escribirse como:
(83)
Donde n es el número de capilares que componen el medio y es el coeficiente de
tortuosidad que representa la desviación de un sistema poroso, de un sistema
compuesto por un conjunto de capilares rectos. Por otro lado, la ley de Darcy p
)(8
)(4
L
Prnq
m
A P(
Bajo la misma nomenclatura, la porosidad efectiva, puede ser expresada según:
(85)
)(
)
L
kq
22
A
rn
AL
Lrne
MARCO PETROFISICO
CAPITULO III 209
Do
componen el medio y AL es el volumen tota el sistema. Igualando las ecuaciones
nteriores, se obtiene la expresión de permeabilidad:
(86)
(87)
plicando la definición rmh dada anteriormente la ecuación 87r se puede escribir como
(88)
h puede ser relacionado con el área p cial por unidad de volumen de grano y la
en de granos es el volumen total menos el volumen poroso interconectado, que
sando la nomenclatura, se puede escribir como AL(1-e), donde A=r2. Dividiendo As
e grano:
(90)
nde nr2L representa el volumen de poros interconectados de los n capilares que
l d
a
8
4
A
rnk
Finalmente, igualando ecuaciones se obtiene la expresión para la permeabilidad en
función de la tortuosidad, la porosidad efectiva y el radio capilar:
2
28
rk e
A
sigue:
2 2
2 mhe rk
rm su erfi
porosidad efectiva. El área superficial del medio poroso lineal en estudio es As=n2rL,
el volum
u
entre AL(1-e), se obtiene la expresión para el área superficial por unidad de volumen
d
(89)
La ecuación previa puede ser simplificada usando la relación en la que se expresa
nr/A=e/r. Sustituyendo queda:
)1(
2
egv
A
rnS
)1(
..)1( emh
2 ee
egv
rrS
MARCO PETROFISICO
CAPITULO III 210
Despejando rmh de la ecuación anterior y sustituyendo en la ecuación 88, se tiene:
(91)
onde k está en m2 y la e en fracción.
sta es la expresión generalizada de Kozeny-Carmen, donde Fs es un factor de forma
ozeny. Para un sistema id un rocas no consolidadas, este valor puede
autores afirman que, para yacimientos reales
puede variar de 5 a 100.
Muchos autores han tratado de calcular la permeabilidad partiendo de la data de
Fs Sgv2 en forma directa, se presenta a continuación:
(92)
1
)1()
)1((
2 2 22
32
2
D
E
(2 para el caso de cilindros circulares) y Fs ha sido referido como la constante de
K eal iforme de
estar alrededor de 5, sin embargo otros
porosidad mediante la ecuación 4.50 sin éxito, debido al uso de un valor constante
(usualmente 5) para el término Fs y por no considerar Sgv2 en los cálculos.
Realmente, la constante de Kozeny es una variable “constante”, que varía entre
unidades hidráulicas, pero es constante dentro de ellas. El manejo de las ecuaciones
para considerar el término
Dividiendo la última ecuación mostrada entre e y tomando la raíz cuadrada de los
términos a la izquierda y a la derecha de la igualdad, se obtiene:
gv se
e
egv
ee
SFSk
1
)1(
gvse
e
e SF
k
MARCO PETROFISICO
CAPITULO III 211
Introduciendo el término RQI ( índice de calidad del yacimiento) como RQI = 0.0314.K/,
definiendo z como la relación del volumen poroso interconectado al volumen de
rano: e/(1-e), se puede escribir, partiendo de la expresión anterior
(93)
(FZI). Tomando
garitmo en ambos lados de la ecuación se tiene:
caer en una línea recta de pendiente unitaria. Las muestras con valores de FZI
determinarse a partir del intercepto de la línea recta de pendiente unitaria en el valor de
áulicas.
ados en la constante de Kozeny Fs que
volucra el factor de forma y la tortuosidad con el área superficial por unidad de
de las unidades hidráulicas.
y
g
(94)
El término de la derecha es llamado Indicador de Zonas de Flujo
lo
En un gráfico bilogarítmico de RQI vs. z todas l s muestras con valores similares van a
a
diferentes, caerán en otras líneas paralelas. El valor de la constante FZI puede
z = 1 ( Log z) = 0. Las muestras que caen en una misma línea recta tienen atributos
similares de garganta de poros y por consiguiente, constituyen unidades hidr
Los autores presentan ecuaciones alternativas a la relación entre RQI, z y FZI de la
ecuación obtenida, con las que se pueden relacionar linealmente en un gráfico
bilogarítmico la permeabilidad y la porosidad.
3.2.2.9 Indicador de Zonas de Flujo (FZI).
El indicador de zonas de flujo (FZI) es el único parámetro que incorpora los atributos
geológicos de textura y mineralogía (represent
in
volumen de grano Sgv) en la discriminación
1
RQI
gvsF Sz
log()log()log( FZI)RQI z
MARCO PETROFISICO
CAPITULO III 212
En general, existen rocas constituidas por granos finos, pobremente escogidos que
enden a exhibir mayor área superficial y tortuosidad, por lo que FZI es bajo. Por el
ontrario, existen rocas más limpias, de grano grueso y bien escogidos que exhiben
enores áreas superficiales, menores factores de forma Fs, menor tortuosidad y en
onsecuencia mayor FZI.
Hartman y Thomas (1985) propusieron una clasificación de la geometría de
oros basada en el tamaño de las gargantas de los poros obtenidos a partir de pruebas
e presión capilar por inyección de mercurio. Presión capilar por inyección de mercurio
r realizada tanto en rocas yacimientos
omo en rocas sello, y permite obtener información descriptiva y cuantitativa sobre la
a inmóvil, tasa de
ti
c
m
c
El indicador de zonas de flujo, es correlacionado con ciertas combinaciones de
respuestas de perfiles de pozos para desarrollar modelos de regresión para generar
predicciones de permeabilidad en intervalos o pozos en los que no se disponga de
núcleos.
3.2.2.10 Clasificación de la Geometría de Poros.
Coalson,
p
d
es una técnica extremadamente útil que puede se
c
distribución del tamaño de las gargantas de los poros, espesor de la columna de
hidrocarburos, capacidad de sello y saturación de agua irreducible.
El radio de las gargantas de los poros es un factor determinante que controla la
permeabilidad y las características de flujo de los yacimientos. Los diferentes tipos de
perfiles de gargantas de poros pueden ser semicuantitativamente relacionadas a varias
características de los yacimientos útiles en la evaluación de formaciones. Entre éstas se
encuentran: relación permeabilidad-porosidad, saturación de agu
producción inicial, y un perfil de presión capilar o curva tipo de garganta de poro. (
Hartman and Coalson, 1990; Pittman, 1992).
MARCO PETROFISICO
CAPITULO III 213
Los tipos de roca, son unidades de rocas depositadas bajo similares condiciones, las
uales han experimentado procesos diagenéticos similares resultando en una relación
/ característica, y una determinada saturación de agua sobre el nivel de agua libre.
nos de los principales métodos para determinar los tipos de roca se basa en el cálculo
e radio de garganta poral obtenido de los análisis de presión capilar por inyección de
c
K
U
d
mercurio. Mediante la determinación del radio de garganta poral, se puede establecer
características tales como barreras (sello al flujo), zonas de buena calidad de flujo y
zonas que restringen el flujo.
Así la clasificación de los tipos de roca o petrofacies basada en el tamaño de la
garganta poral es:
Tabla 5 Tipos de Rocas
TIPOS DE ROCA
Petrofacies Tamaño de Garganta de Poro
(micrones)
Megaporoso > 10
Macroporoso 2.5 – 10
Mesoporoso 0.5 – 2.5
Microporoso 0.1 – 0.5
Nanoporoso < 0.1
Tomando en que las pruebas de presión capilar por inyección de
mercurio son or consiguien ndantes, siempre se ha estado
interesado en d o la permeab orosidad se relaciona con el radio
de la garganta
consideración
costosas y p te no abu
eterminar com ilidad y la p
poral.
MARCO PETROFISICO
CAPITULO III 214
Contando con análisis convencionales de núcleo, se realiza el gráfico de K/
emi-log), con la finalidad de observar y agrupar tipos de roca con características
imilares de flujo, de esta manera se puede visualizar las distintas relaciones entre
orosidad y permeabilidad presentes en el yacimiento. Así también este gráfico permite
eleccionar las muestras más representativas para realizar los análisis de geometría
presentes en
de ser calculado por la ecuación empírica de Winland u otras ecuaciones
basadas en los valores de porosidad y permeabilidad (aire).
(s
s
p
s
poral por medio de las pruebas de presión capilar (aire-mercurio), tratando siempre de
honrar los diferentes grupos con similares calidades de flujo identificados.
Con la finalidad de determinar el radio de garganta poral que mayor contribuye al flujo
en las rocas que conforman el yacimiento, se procede a analizar las gráficas presión
capilar por inyección de mercurio. En caso de contar con pruebas de presión capilar
realizadas en sistemas diferentes a aire-mercurio (aire-agua, agua-petróleo, etc.), estos
deben ser llevados a este sistema por medio de las relaciones empíricas
la literatura.
De esta manera mediante relaciones empíricas entre porosidad, permeabilidad, y
tamaño de garganta poral correspondiente a una saturación de mercurio determinada,
se establece el radio que mejor ajuste a las condiciones y geometría poral del
yacimiento.
1 Así, en estudios realizados por Winland, se toma como un estándar el R35 el cual
corresponde al valor de garganta de poro calculado (micrones) a 35% de saturación
de mercurio proveniente de la prueba de presión capilar por inyección de mercurio.
Este pue
MARCO PETROFISICO
CAPITULO III 215
3.2.2.10.1. Radio de Garganta de Poros.
l tamaño de los poros puede ser estimado a partir de datos de porosidad y
ermeabilidad obtenidos de análisis convencionales de núcleos (a condiciones
relación empírica (utilizando análisis de
gresión lineal múltiple) entre porosidad, permeabilidad al aire y apertura del poro
orrespondiente a una saturación de mercurio de 35 % (R35). La ecuación de Winland
no corregida (md), y
es la
El radio de garganta de poro R35 se define como el tamaño de la garganta del poro
rtura y el escogimiento de las gargantas de los poros,
y es una buena medida de las gargantas de poros conectadas más grandes que existen
75 %.
E
p
ambientales). Winland (1972) desarrolló una
re
c
fue utilizada por Kolodzie (1980) y es presentada a continuación:
Log(R35) = 0.732 + 0.588Log(Kaire) – 0.864 Log () (95)
Donde R35 es el radio de apertura del poro (micrones) correspondiente a una
saturación de mercurio de 35 %, Kaire es la permeabilidad al aire
porosidad en porcentaje.
obtenido a partir de la curva de presión capilar donde el fluido no humectante se
encuentra saturando el 35 % de la porosidad. El radio de la garganta de poro R35 es
una función del tamaño de la ape
en una roca con porosidad intergranular (Hartman and Coalson 1990).
El concepto de Winland fue modificado por Pittman (1992), quien aplicó un método
similar a un conjunto de datos de 202 muestras de arenisca con un rango de edades del
Ordovícico al Terciario. Pittman estableció 14 correlaciones empíricas para radios de
apertura de poro correspondientes a saturaciones de mercurio de 10 a
MARCO PETROFISICO
CAPITULO III 216
Log(R10) = 0.459 + 0.500Log(Kaire) – 0.385 Log ()
Log(R15) = 0.333 + 0.509Log(Kaire) – 0.344 Log ()
Log(R20) = 0.218 + 0.519Log(Kaire) – 0.303 Log ()
Log(R25) = 0.204 + 0.531Log(Kaire) – 0.350 Log ()
(96)
3.2.2.1
on gráficos de saturación de mercurio versus saturación de mercurio sobre presión
btenidos de los análisis
speciales de los núcleos tomados de los diversos pozos perforados en el yacimiento.
stos gráficos, muestran la saturación de mercurio promedio (puntos de inflexión), de
Figura 61 Gráficos de Ápices
Log(R30) = 0.215 + 0.547Log(Kaire) – 0.420 Log ()
e Hg.
Log(R35) = 0.255 + 0.565Log(Kaire) – 0.523 Log ()
Log(R40) = 0.360 + 0.582Log(Kaire) – 0.680 Log ()
Log(R45) = 0.609 + 0.608Log(Kaire) – 0.974 Log ()
Log(R50) = 0.778 + 0.626 Log(Kaire) – 1.205 Log ()
Log(R55) = 0.948 + 0.632Log(Kaire) – 1.426 Log ()
Log(R60) = 1.096 + 0.648Log(Kaire) – 1.666 Log ()
Log(R65) = 1.372 + 0.643Log(Kaire) – 1.979 Log ()
Log(R70) = 1.664 + 0.627Log(Kaire) – 2.314 Log ()
Log(R75) = 1.880 + 0.609Log(Kaire) – 2.626 Log ()
0.2 Gráficos de Ápices y Saturación Incremental d
S
capilar, y se construyen a partir de datos de presión capilar o
e
E
Figura 62 Gráfico de Sat. Incremental.
GRAFICOS DE APICES ("APEX PLOTS"),
5
6
0
1
2
3
4
0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100
SHg,%
SH
g/P
c
MUESTRA 69 MUESTRA 58 MUESTRA 39A MUESTRA 27A MUESTRA 17 MUESTRA 16 MUESTRA 6
Saturación Incremental de Mercurio
20
25
30
rcur
io (%
)
0
5
10
15
0,01 0,1 1 10 100Radio de Garganta Poral (micrones)
Vol
umen
Inc
rem
anta
l de
Me
M 146 M 257 M 274 M 281 M 578 M 579
M 611 M 623 M 651 M 657 M 723 M 736
Nano Micro Meso Macro Mega
MARCO PETROFISICO
CAPITULO III 217
cada muestra analizada e indica la correlación más apropiada a utilizar para calcular el
.2.2.10.3. Unidades de Flujo o Unidades Hidráulicas
as unidades hidráulicas están definidas como elementos representativos del volumen
Atributos geológicos de textura, mineralogía, estructuras sedimentarias,
capilar.
tamaño de apertura de los poros. Por otra parte, la aplicación de los gráficos de
saturación incremental de mercurio permiten conocer el radio de apertura de poro
dominante. Son gráficos de saturación incremental de mercurio contra radio de
garganta de poro, como se observa en la figura. En dichos gráficos se puede observar
en que distribución de un determinado tamaño de poro ocurre la mayor parte de los
máximos de saturación y así permite obtener el rango de clasificación de estos radios
de garganta de poro bien sea Mega, Macro, Meso, Micro o Nano
3
L
total del yacimiento en los cuales las propiedades geológicas y petrofísicas que afectan
el flujo de fluidos son internamente consistentes y predeciblemente diferentes a las
propiedades de otros volúmenes de rocas. Las unidades hidráulicas están relacionadas
con la distribución de facies geológicas pero no necesariamente coinciden con los
límites de facies. De esta manera, las unidades hidráulicas no son verticalmente
contiguas. Las unidades hidráulicas quedan definidas por:
contactos de capas y naturaleza de barreras de permeabilidad.
Propiedades petrofísicas de porosidad, permeabilidad y presión
MARCO PETROFISICO
CAPITULO III 218
3.2.2.10.4. Gráficos de Lorenz Modificado (SMLP) y Diagrama de Almacenamiento y
l gráfico de Lorenz modificado y el diagrama de almacenamiento y flujo estratigráfico
Flujo Estratigráfico (SFP).
E
son dos nuevas metodologías utilizadas para identificar y definir unidades de flujo en los
yacimientos (Gunter, Miller). Si un yacimiento es dividido en unidades de flujo, es
posible integrar los datos geológicos, petrofísicos y de producción para describir zonas
del yacimiento con características de flujo similares (Ebanks et al., 1992). La
identificación de la estratificación de las permeabilidades verticales es igualmente un
componente importante en la definición y descripción de las unidades de flujo. El gráfico
de Lorenz Modificado es una variación, como su nombre lo indica, del gráfico utilizado
para determinar el coeficiente de Lorenz (Craig 1971). El gráfico de Lorenz Modificado
muestra la capacidad fraccional de flujo (%kh) versus la capacidad fraccional de
almacenamiento (%h). La modificación implica una acumulación de %kh y %h por
capa, de manera que se conserve la posición estratigráfica (Gunter y Taylor, 1994). Es
decir, la capacidad de flujo y la capacidad de almacenamiento de las capas son
ranqueadas en base a unidades de flujo y no pie a pie. Esta modificación mantiene las
características del gráfico de Lorenz original, el cual muestra el grado de
heterogeneidad del yacimiento, y a la vez una dimensión de unidades de flujo. El
diagrama de Almacenamiento y Flujo Estratigráfico incluye datos de (1) %kh, (2) %h y
(3) %kh/%h por capa, mostrándolos en un sentido estratigráfico que permite mejor
visualización de la distribución vertical de los datos del gráfico de Lorenz Modificado.
MARCO PETROFISICO
CAPITULO III 219
Figura 63 Gráfico de Lorenz (SFP)
6316
6326
6336
6346
6356
6366
0 0,05 0,1 0,15 0,2 0,25
Pro
fun
did
ad (
pie
s)
(SMLP)
.2.3. Evaluación de Formaciones Arcillosas
a presencia de lutita o arcilla en la roca-yacimiento es un factor altamente perturbador
Figura 64 Diagrama de Almacenam. Modificado
0
20
40
60
80
100
120
0 20 40 60 80 100 120
CUM PERCENT PHI-H
CU
M P
ER
CE
NT
KH
3
L
en la evaluación de formaciones. Por un lado complica la estimación del volumen de
hidrocarburos en-sitio, y por el otro, afecta la habilidad del yacimiento de producir esos
MARCO PETROFISICO
CAPITULO III
MARCO PETROFISICO
220
Cw
Co
Cexceso
Cexceso
1/Arenas
Arenas s
EXCESO DE CONDUCTIVIDAD
Figura 65 Influencia de las Arci n la Conductividad de las Formaciones.
idrocarburos. La mayoría de las rocas contienen algo de lutita o arcilla, y sus efectos
La arcilla, un constituyente mayor de la lutita, consiste de partículas extremadamente
h
son los de reducir la porosidad efectiva, a menudo significativamente, bajar la
permeabilidad, algunas veces drásticamente, y alterar la saturación de aquella predicha
por la ecuación de Archie.
finas que poseen una superficie de exposición muy grande, capaz de ligar una fracción
substancial del agua en los poros a su superficie. Esta agua contribuye a la
conductividad eléctrica de la arena, pero no a su conductividad hidráulica, por lo que no
puede ser desplazada por hidrocarburos y no fluirá. Una formación arcillosa con
hidrocarburos que puede exhibir una resistividad muy similar de aquella mostrada por
una arena limpia y acuífera cercana, o por una lutita adyacente. Esto significa que
arenas arcillosas prospectivas pueden ser difíciles de distinguir en los perfiles de
resistividad y, aún si pueden ser localizadas, la aplicación de la relación de Archie
puede dar saturaciones de agua muy pesimistas. Demasiada arcilla en la roca-
yacimiento puede matar su permeabilidad; sin embargo, una cantidad modesta, si está
diseminada por los poros, puede ser beneficiosa al atrapar agua intersticial y permitir
una producción comercial de las zonas de alta Sw. El efecto de la arcillosidad en la
conductividad eléctrica es ilustrado en la Figura 65
DEBIDO A LA ARCILLA
Arcillosa
Limpias
llas e
CAPITULO III 221
En esta figura, se muestra la conductividad de una arena saturada con agua, Co, como
(97)
Si algo de la matriz de la roca es remplazada por lutita, manteniendo la misma
.2.3.1. Naturaleza de las Lutitas
as lutitas es una mezcla de minerales de arcilla y limo, la cual fue originalmente
una función de la conductividad del agua saturante, Cw. Si la arena fuese limpia, el
gráfico sería una línea recta pasando a través del origen, con una pendiente de 1/F
como predice la relación que define al factor de formación. Escribiéndolo en términos de
conductividad:
Wwo CFCC 2/
porosidad efectiva, la línea se desplazará hacia arriba y la porción recta interceptará el
eje de Co en algún valor, Cexceso. Esta será la conductividad en exceso producida por
la arcillosidad. Esto significa que el uso de la relación de Archie producirá Sw
demasiado altas debido a que Ct será anómalamente alta para una porosidad dada.
3
L
depositada en un ambiente de muy baja energía, principalmente por asentamiento en
aguas tranquilas. Por otro lado, el limo consiste de partículas finas, mayormente sílice,
con pequeñas cantidades de carbonatos, Feldespatos y otros minerales no arcillosos.
Los sólidos en una lutita típica pueden consistir de alrededor del 50% de arcilla, 25%
Sílice, 10% Feldespatos, 10% Carbonatos, 3% de Óxidos de Hierro, 1% de materia
orgánica y 1% de otros minerales. La lutita puede contener de 2 a 40% de agua por
volumen. Lo que afecta los registros de maneras anómalas es la componente arcillosa
de las lutitas. En la siguiente tabla, se listan las propiedades más importantes para la
evaluación de formaciones.
MARCO PETROFISICO
CAPITULO III 222
Tabla 6: Influencia de los tipos de Arcilla, en las propiedades utilizadas para la evaluación de
Motmor Clorita Caolinita
Formaciones Arcillosas.
illonita Ilita
CEC (meq/gr) 0.8-1.5 0.1-0.4 0-0.1 0.03-0.06
CNL 0.24 0.24 0.51 0.36
Prom (gr/cc) 2.45 2.65 2.80 2.65
Constituyentes Ca, Mg, Fe K, Mg, Fe, Ti Mg, Fe -
menores
K (%) 0.16 4.5 - 0.42
U (%) 2-5 1.5 - 1.5-3
Th (%) 14-24 2 - 6-19
En la tabla anterior, la primera fila de datos corresponde a un parámetro muy importante
En la siguiente fila pueden verse las densidades promedios de la arcilla seca. Esta varía
la capacidad de intercambio catiónico o CEC. Se puede ver que la montmorilonita y la
ilita tienen muchos mas altos que la clorita o la caolinita. La segunda fila lista las
propiedades que el registro neutrónico (CNL) leería teóricamente en una formación con
100% de arcilla seca, debido al enlace con el hidrógeno en la red cristalina. Este
hidrógeno no contribuye a la conductividad de la formación. La Montmorilonita y la Ilita
representan valores menores que la Clorita y la Caolinita, lo opuesto al caso del CEC.
tanto con la concentración de hidrógeno, como con la presencia de minerales pesados
bajo la forma de constituyentes menores tales como el hierro. Las tres últimas filas de la
tabla muestran las concentraciones promedios de los componentes naturalmente
radioactivos en las arcillas, en donde se puede apreciar la alta concentración de Potasio
en la Ilita y el alto contenido de Torio en la Montmorilonita. La Montmorilonita es de
alguna forma, la única arcilla que se hincha en contacto con el agua, cuando ésta se
MARCO PETROFISICO
CAPITULO III 223
in
Arena
Arcilla
Agua
Agua
Hidrocarburo
S
S
S
Swt
Vsb
Sólido
Líquido
troduce entre las plaquetas y las fuerza a separase. Otra de sus características es que
.2.3.2. Componentes de una Arena Arcillosa
a siguiente figura muestra los componentes de una arena arcillosa con hidrocarburos:
Figura 66: Componentes de una Arena Arcillosa
La matriz de la roca esta constituida de partículas normales de arena y de arcilla. El
La porosidad total (t), corresponde a la sumatoria del agua ligada, el agua libre y los
a ciertas temperaturas se convierte en Ilita, dejando agua libre que contribuye a
sobrepresionar las arenas adyacentes.
3
L
fluido se compone de agua ligada, el agua libre y los hidrocarburos.
hidrocarburos. La porosidad libre o efectiva (e), es el resultado de multiplicar la
porosidad total por (1-Sb).
MARCO PETROFISICO
CAPITULO III 224
)1( bte S
(98)
La fracción volumétrica de hidrocarburos es
)1( wtth S
(99)
Donde Swt es la fracción del total del espacio poroso que contiene agua. Esta es una
cantidad difícil de determinar en la interpretación de arenas arcillosas. Los cationes Na+
que balancean las cargas y que están asociados a las arcillas, contribuyen a la
conductividad eléctrica, tomando la forma de cationes migrando de un lugar a otro,
cuando un campo eléctrico es aplicado. Externamente se manifiesta como el exceso de
conductividad asociado a la presencia de arcillas.
La manera como la conductividad debida a los cationes que balancean las cargas actúa
en el espacio poroso, afecta el cálculo de la conductividad total de la arena y la
estimación de la saturación de agua.
3.2.3.3 Cálculo de la Arcillosidad de las Formaciones
El volumen de arcilla puede estimarse a partir de registros tales como:
Rayos Gamma.
Potencial Espontáneo.
Resistividad.
Densidad.
Neutrón.
Sónico.
De estos registros el más utilizado es el perfil de Rayos Gamma.
MARCO PETROFISICO
CAPITULO III 225
A continuación se presentan las ecuaciones para el cálculo del Índice de Arcillosidad:
Rayos Gamma: Afectado por la presencia de minerales radiactivos.
arenash
arenalGR GRGR
GRGRIsh
(100)
Donde:
GRl = Gamma Ray leído en la zona a evaluar.
GRarena = Gamma Ray en la arena más limpia en el mismo intervalo geológico.
GRsh = Gamma Ray en las arcillas.
Potencial Espontáneo: (Poco utilizado pues es muy afectado por la invasión
de lodo en base aceite).
SSP
PSPIshSP 1
(101)
Donde:
SSP = Potencial espontáneo estático.
PSP = Potencial espontáneo seudo-estático.
El valor del SSP puede determinarse directamente a partir de la curva del SP, si en un
horizonte dado hay capas gruesas, limpias, con agua; se traza una línea que pase por
el máximo SP (negativo) enfrente a las capas gruesas permeables; y se traza otra línea
base de lutitas a través del SP enfrente a las capas de lutitas. La diferencia en
milivoltios entre estas dos líneas es el SSP.
MARCO PETROFISICO
CAPITULO III 226
El SP seudo-estático (PSP) es el valor registrado como la máxima deflexión del SP en
una arena arcillosa. La arcilla reduce el valor del SP. El PSP en zonas de agua se
determina mediante:
t
xo
R
RKPSP log
(102)
Donde:
K = 61+0.133Tf (Tf = temperatura de fondo F).
Rxo = Resistividad en la zona lavada.
Rt = Resistividad de la formación.
Otra forma de determinar el índice de arcillosidad mediante el registro SP, es utilizando
la siguiente ecuación:
arenash
arenalSP SPSP
SPSPIsh
(103)
Donde:
SPl = Potencial espontáneo leído en la zona a evaluar.
SParena = Potencial espontáneo en la arena más limpia en el mismo intervalo geológico.
SPsh = Potencial espontáneo en las arcillas.
Resistividad: No aplica en crudos pesados y arenas de baja porosidad.
MARCO PETROFISICO
CAPITULO III 227
t
shR R
RIsh
(104)
Donde:
Rsh = Resistividad de la arcilla.
Rt = Resistividad en la zona virgen.
Densidad-Neutrón: La combinación densidad-neutrón es un buen indicador de
arcilla, salvo en el caso de arenas gasíferas, debido al hidrógeno asociado a la
arcilla, en una arena no gasífera el neutrón siempre leerá una porosidad mayor
que la del densidad.
shshDN DN
DNIR
(105)
Donde el numerador representa la diferencia de porosidad (neutrón – densidad) en la
arena arcillosa y el denominador la diferencia en una lutita cercana.
Neutrón-Sónico:
shshNS SN
SNIsh
(106)
Donde el numerador representa la diferencia de porosidad (neutrón – sónico) en la
arena arcillosa y el denominador la diferencia en una lutita cercana.
MARCO PETROFISICO
CAPITULO III 228
Densidad-Sónico:
shshDN SD
SDIsh
(107)
Donde el numerador representa la diferencia de porosidad (neutrón – sónico) en la
arena arcillosa y el denominador la diferencia en una lutita cercana.
3.2.3.4. Modelos para el Cálculo del Volumen de Arcilla
El volumen de arcilla puede determinarse a partir de los indicadores de arcillosidad
explicados en el punto anterior, y a partir de modelos establecidos para el cálculo del
volumen de arcilla:
3.2.3.4.1. Modelo Lineal
El volumen de arcilla calculado a partir de registros recibe el nombre de Volumen de
Arcilla Lineal y está definido por:
IshVsh (108)
Donde: Ish = Índice de Arcillosidad, calculado a partir de registros.
Vsh(Lineal) = Volumen de arcilla Lineal.
MARCO PETROFISICO
CAPITULO III 229
3.2.3.4.2. Modelo de Clavier.
El volumen de arcilla a partir de Clavier está definido por:
2
127.038.37.1
IshVsh
(109)
Donde:
Ish = Índice de Arcillosidad, calculado a partir de registros.
Vsh(Clavier) = Volumen de arcilla por Clavier.
3.2.3.4.3. Modelo de Steiber.
El volumen de arcilla a partir de Steiber está definido por las siguientes ecuaciones:
Ish
IshVsh
2 (110)
Ish
IshVsh
23 (111)
Ish
IshVsh
34 (112)
Donde:
Ish = Índice de Arcillosidad, calculado a partir de registros.
Vsh(Steiber) = Volumen de arcilla por Steiber.
MARCO PETROFISICO
CAPITULO III 230
3.2.3.4.4. Modelo de Larionov.
El volumen de arcilla a partir de Larionov está definido por las siguientes ecuaciones
según la edad de las formaciones:
3
122)(
IshviejasrocasVsh
(113)
17.32
17.32)(
IshterciariasrocasVsh
(
Donde
114)
:
e de Arcillosidad, calculado a partir de registros.
ara establecer el modelo a utilizar, se compara la porosidad del núcleo contra los
.2.3.5. Modelos para la Evaluación de Arenas Arcillosas
ara la evaluación de las arenas arcillosas existen una serie de modelos que fueron
Ish = Índic
Vsh(Larionov) = Volumen de arcilla por Larionov.
P
valores de porosidad efectiva calculados con cada uno de los modelos de arcillosidad
seleccionados. El modelo que proporcione el mejor cotejo es el indicado para aplicar al
resto de los pozos.
3
P
determinados en el pasado y que han ido evolucionando a lo largo del tiempo:
MARCO PETROFISICO
CAPITULO III 231
3.2.3.5.1. Modelo de Simandoux
n 1963 Simandoux reportó experimentos en mezclas homogéneas de arena y
E
montmorilonita y propuso una expresión de la forma:
XFCC wo )/( (115)
Donde X, es el término que toma en cuenta la conductividad debido a la presencia de
Al agregarle hidrocarburos al sistema, la relación de Simandoux se convierte en:
lutita, que esta representado por el producto Vsh x Csh. Esta ecuación se relaciona
específicamente con la parte lineal de la relación Co vs. Cw mostrada en la Figura 65
shshww
t CVSF
CC .2
(116)
Esta expresión nos dice explícitamente que la contribución de la arcilla a la
En 1969, Bardon&Pied modificaron la relación de Simandoux para tomar en cuenta la
conductividad X=Vsh.Csh, no depende de la saturación de agua.
relación entre Sw y X, y la nueva ecuación fue:
wshshww
t SCVSF
CC ..2
(117)
Expresando la ecuación en términos de resistividades, haciendo F=1/e2 y despejando
Sw, tenemos:
MARCO PETROFISICO
CAPITULO III 232
sh
sh
tw
e
sh
sh
e
ww R
V
RRaR
VRaS
2/122
2 ..
.4
.2
.
(118)
.2.3.5.2. Modelo de Waxman-Smits
n 1968, Waxman y Smits publicaron su renombrado trabajo el cual más tarde se fue
3
E
conocido con el nombre de ecuación de Waxman&Smits. Desde ese entonces la
ecuación fue modificada por Waxman y Thomas (1974) y más tarde por Juhasz (1981).
Este fue y sigue siendo catalogado como un refinado método para calcular la saturación
de agua en arenas sucias a partir de información aportada por los registros de
resistividad. El método empleado por Waxman y Smits no solo relacionaba la saturación
de agua con la relación convencional entre la resistividad de la formación y la
resistividad del agua connata sino también con la conductividad de las arcillas
contenidas en la formación. La ecuación original puede ser escrita en términos más
prácticos, es decir en función de resistividad preferiblemente que de conductividad y
despejando el término de saturación de agua:
)/..1(
.**
wtvwt
wnw SQBRR
RFRS
(119)
Los valores de n* y m* son típicamente establecidos a partir de análisis especiales de
núcleos de laboratorio. El factor de resistividad de formación corregido por arcillosidad
se expresa de la siguiente forma:
MARCO PETROFISICO
CAPITULO III 233
*
**
m
aFR
(120)
Cuando el factor de resistividad de formación ha sido determinado a partir información
de núcleo que contiene salmuera de alta resistividad en sus poros, o cuando se
determina a partir de análisis de registros en formaciones de agua fresca, el valor de
FR* puede ser determinado a partir de la ecuación:
(121) )..1(*
vw QBRFRFR
La expresión (Rw.B.QV./Sw) en las ecuaciones anteriores describe la reducción de la
resistividad de la formación causada por la presencia de arcilla. Es muy importante
reconocer que este efecto se incrementa al mismo tiempo que la saturación de agua
(Sw) disminuye o lo que es lo mismo cuando la saturación de hidrocarburos (Sh)
aumenta. Este efecto se hace significativo en formaciones productoras de hidrocarburos
que tienen una salinidad del agua de formación menor de 150.000 ppm equivalente de
NaCl. El valor de Qv es definido por la ecuación:
*100
)1( mav
CECQ
(122)
QV representa la capacidad de intercambio catiónico por unidad de volumen poroso de
la formación y es medido en meq/ml del espacio poroso. La capacidad de intercambio
catiónico (CEC) es una característica que describe el número de puntos activos sobre la
superficie sólida donde los cationes son intercambiados. La capacidad de intercambio
catiónico solo puede ser determinada a partir de análisis de laboratorio a muestras de
núcleos. El término B es llamado conductividad específica de los cationes y es un índice
de la movilidad de los cationes absorbidos sobre la superficie arcillosa. Si la
MARCO PETROFISICO
CAPITULO III 234
temperatura o concentración de la salmuera cambie la movilidad de los cationes
absorbidos incrementa.
3.2.3.5.3. Modelo de Indonesia (Poupon-Leveaux)
La relación de Poupon-Leveaux fue desarrollada para resolver algunos problemas en él
cálculo de las saturaciones de agua en la región del sudeste asiático (Indonesia), y es a
menudo referida como la ecuación de Indonesia. La formula esta integrada en 3 partes:
una porción de arena, una porción arcillosa y una porción llamada mecanismo de
vínculo cruzado entre los dos tipos de roca (arena y arena arcillosa). La formula de
Indonesia en una versión abreviada es la siguiente:
222 ....
2 wshshwshshw
ww
t SCVSF
CVCS
F
CC
(123)
La expresión a la izquierda de la raíz representa la porción de arena y la expresión a la
derecha de ésta representa la porción arcillosa. El término dentro de la raíz se
considera como el vínculo entre la arena y la arcilla. La ecuación de Indonesia provee
de relativamente buenos resultados de saturación de agua excepto a altos valores de
saturación de agua. La ecuación de Indonesia puede también reescribirse en términos
de resistividad:
2/2/)
21(1 n
w
w
m
sh
V
sh
t
SaRR
V
R
sh
(124)
MARCO PETROFISICO
CAPITULO III 235
Esta ecuación fue desarrollada para usarse en Indonesia ya que allí las relativamente
frescas aguas formacionales y los altos grados de arcillosidad, evidenciaban los
inconvenientes presentados por otros modelos. Posteriormente ha resultado ser útil en
otras áreas y por lo tanto ha sido ampliamente usada por los analistas de registros de
pozos. Mucha gente prefiere la ecuación de Simandoux porque es una ecuación de
balance de materiales lineal. Desafortunadamente las implicaciones geológicas y
petrofísicas de la roca, sus minerales, los fluidos que ella contiene y las condiciones del
hoyo tendrán siempre un comportamiento No-Lineal, trayendo como resultado que las
salutaciones determinadas a través de este modelo estarán siempre extremadamente
optimistas, es decir el resultado de la saturación de agua por esta ecuación será más
bajo en comparación al verdadero valor de saturación de agua.
3.2.3.5.4. Modelo de Doble Agua
Schlumberger propuso el modelo de doble agua a mediados de los años 70.
Investigadores como Clavier, Coates y Dumanoir intentaron usar solo la información de
registros para tratar de resolver algunos de las interrogantes acerca de la arcilla y el
agua asociada a ellas. Es de todos conocido que las arcillas retienen gran cantidad de
agua debido a su propiedad de hidratarse. Si bien las lutitas son esencialmente rocas
impermeables, a menudo son muy porosas pero representan una porosidad no-efectiva
ya que los poros no se encuentran interconectados. Una pregunta crítica es: ¿Que tan
certera puede ser la medición del volumen, salinidad, conductividad o resistividad del
agua asociada a las arcillas? El termino Qv también aparece en el modelo de doble
agua, tal como aparece en la ecuación de Waxman-Smits, pero las nueva interrogantes
son: ¿Cómo encontrar una relación para el cálculo de la capacidad de intercambio
catiónico solo a través de información de registros? y ¿Será confiable el modelo? Con
esto no se trata de condenar el modelo de Doble Agua, sino que debe entenderse que
muchos de los términos de la ecuación requieren valores que no se pueden obtener a
MARCO PETROFISICO
CAPITULO III 236
partir de los registros, y es por eso que este modelo fue desarrollado para darle una
solución práctica a la preguntas anteriores en base a las siguientes premisas:
La conductividad de las arcillas es producto de su capacidad de intercambio
catiónico.
La capacidad de intercambio catiónico es proporcional al área específica
sobre la superficie de la arcilla.
En soluciones salinas, los aniones son excluidos de una capa o lámina de
agua alrededor de la superficie del grano. El espesor de esta capa o lámina se
expande tanto como la salinidad de la solución disminuye por debajo de cierto
límite, el espesor de la capa o lámina esta en función de la salinidad y la
temperatura.
El modelo de Doble Agua considera dos componentes, agua asociada a la arcilla y los
minerales de arcilla. Los minerales de arcilla son modelados por ser eléctricamente
inertes, es decir la conductividad de las arcillas es por lo tanto derivada de la
conductividad del agua asociada éstas (Cwb). El agua de las arcillas es asumida
independientemente del tipo de arcilla, pero su cantidad depende del tipo de arcilla
presente en la formación, y por lo tanto esta agua asociada será mayor para arcillas
que tienen mayor área de contacto en su superficie, tal como por ejemplo la
Montmorillonita y menor para arcillas que tienen menor área de contacto en su
superficie, tal como por ejemplo la Caolinita. El agua asociada a las arcillas es
normalmente inmóvil, por lo tanto el volumen que este ocupa no puede ser desplazado
por el hidrocarburo. Como los minerales de arcilla son considerados eléctricamente
inertes, ellos pueden ser tratados tan como cualquier otro mineral. Excluyendo en los
casos en los que minerales conductivos tales como la pirita estén presentes en la
formación, el volumen poroso de la mayoría de las rocas puede ser calculado a partir
MARCO PETROFISICO
CAPITULO III 237
propiedades eléctricas. La ecuación de Archie puede ser escrita en términos de la
conductividad:
we
nwt
mw
t Ca
SC
(125)
Donde:
a,m,n = representa los parámetros petrofísicos
Ct = Conductividad de la zona no invadida de la formación.
Cwe = Conductividad equivalente del agua en los poros.
Note que la t y la Swt se refieren al volumen poroso total, el cual incluye volúmenes de
poro que están saturados con agua asociada a las arcillas y agua connata (el cual se
refiere según lo antes discutido al agua libre o movible). La conductividad equivalente
del agua (Cwe) esta representado de la siguiente manera:
wbw
wbwwwe VV
VCVC
.
(126)
Donde: Vw y Vwb = son los volumenes de agua libre y agua asociada a la arcilla
receptivamente y Cw y Cwb son sus conductividades.
En términos de saturación la ecuación anterior puede convertirse de la siguiente forma:
wwb
wt
wbwwe CC
S
SCC
(127)
Donde:
MARCO PETROFISICO
CAPITULO III
MARCO PETROFISICO
238
Swb = saturación de agua asociada a la arcilla.
La ecuación anterior describe la conductividad equivalente del agua como una función
de la conductividad del agua de formación más la conductividad del agua asociada a la
arcilla. La ecuación se convierte entonces de la siguiente forma:
wwb
wt
wbw
nwt
mw
we CCS
SC
a
SC
(128)
La porosidad y la saturación de agua de la arena, es decir la formación limpia es
obtenida mediante la resta al volumen poroso de la fracción de agua de arcilla. La
ecuación para la porosidad efectiva es por lo tanto:
)1( wbt S
(129)
Y la ecuación para la saturación de agua es dada como:
wb
wbwtw S
SSC
1
(130)
Cuatro son los parámetros que deben ser determinados para lograra la evaluación de
arenas arcillosas a través del modelo de Doble Agua:
Resistividad (Rw) o Conductividad (Cw) del agua connata movible.
Resistividad (Rw) o Conductividad (Cw) del agua asociada a la arcilla.
Porosidad Total (t).
CAPITULO III 239
MARCO TEÓRICO 3.3 Marco Geomecánico.
3.3.1 Definición de la Geomecánica
La geomecánica es la disciplina que estudia las características mecánicas de los
materiales geológicos que conforman las rocas de formación. Esta disciplina está
basada en los conceptos y teorías de mecánica de rocas y mecánica de suelos, que
relacionan el comportamiento de la formación bajo los cambios de esfuerzo producto de
las operaciones petroleras de perforación, completación y producción de pozos.
Aunque las bases de la geomecánica fueron realizadas a principios de siglo, las
aplicaciones petroleras empiezan a tener mayor divulgación al comienzo de la década
de los 70, y por lo tanto esta es una disciplina novedosa para la ingeniería de petróleo.
La geomecánica utiliza resultados experimentales de campo y laboratorio
conjuntamente con soluciones analíticas para resolver problemas particulares.
3.3.2 Generalidades
El modelo geomecánico, consiste en definir propiedades mecánicas existente en los
materiales rocosos y sus discontinuidades, y nos permite cuantificar los diversos
parámetros que componen el modelo geológico.
La elaboración de un modelo geomecánico, nos permite lograr un entendimiento del
comportamiento del material rocoso, así como, un conocimiento de los diferentes
grados de resistencia y propiedades mecánicas del mismo.
MARCO GEOMECANICO
CAPITULO III 240
La recopilación de esta información geomecánica, es de vital importancia para la
planificación de los métodos de perforación, tipo de completación, estrategias de
producción, modelo de yacimiento o para un fin especifico, como es el caso del modelo
SAND 3D, destinado a estudiar el fenómeno de arenamiento.
Las principales propiedades mecánicas, determinadas a través de la interpretación de
los diferentes ensayos realizados en el laboratorio son: a) resistencia a la compresión y
a la tracción uniaxiales, b) módulos de elasticidad y coeficiente de Poisson, c) cohesión
y ángulo de fricción interna de los materiales, y d) resistencia al corte.
3.3.3 Características Especiales de los Materiales Geológicos
Los materiales geológicos presentan características muy particulares, y por lo tanto los
problemas son bastante diferentes. Algunas de las características particulares de los
problemas que involucran materiales geológicos son los siguientes:
Los materiales geológicos son esencialmente diferentes en cada localidad y por
lo tanto cada caso tiene que ser tratado de manera particular. No existe un
material geológico con propiedades constantes para una zona.
El comportamiento de los materiales geológicos depende de la presión, y
condiciones de sedimentación, erosión, meteorización, edad de los mismos, etc.,
por lo tanto estos factores deben ser determinados para evaluar su
comportamiento.
Los materiales geológicos son sensibles a la perturbación por las operaciones
de muestreo y por lo tanto las propiedades mecánicas medidas en laboratorio
pueden no ser representativas del comportamiento en el sitio.
Los materiales geológicos no poseen una relación esfuerzo deformación única y
lineal. Un mismo material presentara diferencias a diferentes presiones
confinantes.
MARCO GEOMECANICO
CAPITULO III 241
3.3.4 Esfuerzos Regionales
El movimiento del plano de falla es controlado por el esfuerzo natural en sitio del campo
y las viejas estructuras preexistentes, sin embargo los movimientos recientes proveen
un mecanismo de estabilidad de las magnitudes relativas de los esfuerzos principales.
Los dos esfuerzos horizontales son diferentes entre ellos y diferentes al esfuerzo
vertical, lo que puede originar cambios en la estructura debido a los campos de
esfuerzos anisotrópicos. Dependiendo de las magnitudes relativas de cada esfuerzo, se
pueden definir tres regímenes de esfuerzos:
Extensional
Transcurrente
Compresional
3.3.4.1 Fallas Normales (Régimen Extensional)
Se presenta cuando la magnitud del esfuerzo vertical es mayor que los dos esfuerzos
horizontales, los esfuerzos se consideran extensivos. Si el esfuerzo vertical excede la
resistencia del material a la tensión y los esfuerzos horizontales se mueven, se
producirá una falla normal. Generalmente estas fallas buzan en dirección paralela al de
mayor esfuerzo horizontal. (Figura 67).
Figura 67: Falla Normal
MARCO GEOMECANICO
CAPITULO III 242
3.3.4.2. Fallas Transcurrentes
Se presenta cuando la magnitud del esfuerzo vertical adquiere valores intermedios
entre las de los esfuerzos horizontales. Bajo esta condición pueden ocurrir fallas por
deslizamiento o transcurrentes. Estas fallas son usualmente sub-verticales y su
dirección muestra un ángulo con respecto a la dirección del mayor esfuerzo horizontal.
(Figura 68).
Figura 68: Falla Transcurrente
Este tipo de fallas se clasifican según la dirección del giro entre los bloques en dextrales
y sinextrales, en la primera de éstas el sentido del giro horario, mientras que en la
segunda el sentido es antihorario.
3.3.4.3. Fallas Inversas (Régimen Compresional)
Se presenta cuando la magnitud del esfuerzo vertical es la menor de las tres que
intervienen, produciendo que un bloque se deslice sobre otro bajo un régimen de
esfuerzo compresivos. Estas fallas usualmente buzan paralelas a la dirección del menor
esfuerzo vertical. (Figura 69)
MARCO GEOMECANICO
CAPITULO III 243
Figura 69: Falla Inversa
3.3.5 Tensión
Es la fuerza aplicada a una unidad de superficie, es decir, fuerza por unidad de área.
Si la fuerza está dirigida perpendicularmente al área, se denomina presión o tracción,
según sea ejercida hacia el cuerpo sobre el que actúa o en sentido contrario. Si la
fuerza actúa paralela al área, se llama esfuerzo de cizallamiento.
La tracción da origen a un alargamiento en el interior del cuerpo, una presión conlleva a
un acortamiento, y un esfuerzo de cizallamiento a una deformación por fractura.
3.3.6. Esfuerzos
El esfuerzo puede definirse como la intensidad de la fuerza que actúa transversalmente
a una unidad de superficie de material sólido, resistiendo la separación, compresión o
deslizamiento que tiende a ser producido por fuerzas externas. La unidad básica en el
sistema internacional del esfuerzo es Pascal (Pa), que es equivalente a un Newton por
metro cuadrado (N/m2).
MARCO GEOMECANICO
CAPITULO III 244
3.3.6.1. Clasificacion de los Esfuerzos
Los esfuerzos en términos muy generales pueden ser clasificados como esfuerzos de
tensión y de corte.
3.3.6.1.1 Esfuerzo de Tensión
Es la fuerza por unidad de área, que actúa transversalmente en una superficie de
material sólido, resistiendo la separación (tracción) y la compresión que tienden a ser
producidas por fuerzas externas.
Por ello, los esfuerzos de Tensión pueden a su vez descomponerse como esfuerzos de
Tracción y Esfuerzo de Compresión.
3.3.6.1.1.1 Esfuerzo de Tracción
P P
Figura 70: Pieza sometida a tracción
Los esfuerzos de tracción (Figura 70), pueden definirse, como aquellos que se originan
por fuerzas normales al plano sobre el cual actúan, en sentido saliente tal que
MARCO GEOMECANICO
CAPITULO III 245
tienda a halar la pieza. Se expresa generalmente en Megapascal (Mpa) en el sistema
internacional, y por convención se toma como un esfuerzo de tensión negativo.
3.3.6.1.1.2 Esfuerzo de Compresión
P P
Figura 71: Pieza sometida a compresión
En el caso del esfuerzo de compresión (Figura 71), la diferencia con la anterior es el
sentido de acción. Obsérvese, los esfuerzos en lugar de salir del cuerpo, entran en él.
Por convención, éstos esfuerzos son positivos.
3.3.6.1.2. Esfuerzo de Corte
P
P
P P
Figura 72: Pieza sometida a esfuerzo de corte
MARCO GEOMECANICO
CAPITULO III 246
El esfuerzo de corte (o de cizallamiento), es producido por fuerzas que actúan
paralelamente al plano que la resiste, es por ello que este esfuerzo también puede
denominarse esfuerzo tangencial (Figura 72). Estos esfuerzos, aparecen siempre que
las fuerzas aplicadas obliguen a que una sección del sólido tienda a deslizar sobre otra
adyacente.
3.3.6.2. Esfuerzos Normales y Tangenciales entre Partículas
Los esfuerzos normales están directamente relacionados con la superficie específica
del material, que se define como la magnitud del área por unidad de masa y la cual
sirve de indicador sobre la influencia relativa de las cargas eléctricas sobre el
comportamiento de la partícula. Por lo tanto materiales de gran tamaño (bolos, grava,
arena) tienen baja superficie específica en comparación con materiales de partículas
finas como los limos y arcillas.
Las partículas de la formación poseen cargas eléctricas en su superficie y por lo tanto
atraen iones con el fin de neutralizar su carga eléctrica total. A su vez, estos iones
atraen moléculas de agua; y el agua es atraída directamente a la superficie de las
partículas de suelo. De aquí que todas las partículas de la formación tiendan a estar
rodeadas de una capa de agua.
En materiales geológicos formados por partículas equidimensionales de mayor tamaño
(arenas redondas uniformes), los esfuerzos se transmiten a través de la formación por
las fuerzas de contacto mineral-mineral entre partículas. En formaciones formadas
únicamente por pequeñas laminillas arcillosas (lutitas y/o arcillas) orientadas cara con
cara, los esfuerzos se transmiten a través de fuerzas eléctricas de largo alcance. La
transmisión de esfuerzos en formaciones mixtas se produce por un proceso intermedio.
La resistencia tangencial entre partículas de una formación se debe a los enlaces de
adhesión en los puntos de contacto. Esta resistencia tangencial viene determinada
MARCO GEOMECANICO
CAPITULO III 247
principalmente por la magnitud de la carga normal aplicada, por lo que el
comportamiento general es de naturaleza friccional.
3.3.7. Deformación
Figura 73: Esquema de Deformación para un cuerpo general y una barra unidimensional.
Cuando un cuerpo es sometido a un sistema de fuerzas externas, este experimenta
cambios en relación a su configuración original, (Figura 73). De aquí que podemos
definir deformación como la relación que existe entre la nueva magnitud o forma de un
elemento y su configuración original o no alterada, cuando es sometido a fuerzas
externas. La deformación se denota con la letra griega épsilon ().
3.3.8. Resistencia
Máximo esfuerzo que la roca puede aguantar antes de perder su capacidad de soportar
carga. Se distinguen tres tipos de resistencia:
MARCO GEOMECANICO
CAPITULO III 248
Resistencia a la compresión: Capacidad de la roca a soportar esfuerzos
compresivos.
Resistencia a la tensión: Capacidad de la roca a soportar esfuerzos axiales
tensionales.
Resistencia al corte: Capacidad de la roca a soportar esfuerzos producto del
desbalance de las fuerzas aplicadas.
Atendiendo a una serie de características importantes, tales como las propiedades de
los cuerpos y los esfuerzos aplicados a los mismos, las deformaciones pueden
clasificarse en elástica y viscosa.
3.3.9. Teoría de Fallas
La teoría de fallas se remonta a 1760, cuando el físico francés Charles Austin de
Coulomb descubrió que el esfuerzo de corte máximo ocurre en planos a 45 grados con
respecto a la carga compresional. Sin embargo, observó que las fracturas tendían a
orientarse en ángulos menores. Concluyó entonces que esto se debía a la fricción
interna impuesta por los esfuerzos perpendiculares al plano de fractura, lo que a su vez
aumentaba la resistencia cohesiva de los materiales. (Figura 74 )
Figura 74: Bases del Criterio de Falla de Mohr Coulomb
MARCO GEOMECANICO
CAPITULO III 249
De esta forma desarrolló una ecuación, que relaciona el esfuerzo de corte con el
esfuerzo normal al punto de falla.
en la cual, representa el esfuerzo de cortees la resistencia cohesiva cuando el
esfuerzo perpendicular es cero, es un indicativo del coeficiente de fricción interna y
es el esfuerzo normal en el punto de falla.
3.3.9.1. Criterios de Falla
Cuando una muestra de cualquier sólido es sometido a esfuerzos, ocurrirá algún tipo de
falla, es decir, cuando se elimine el esfuerzo la muestra no retornará a su forma original.
La falla dependerá del estado de los esfuerzos, del tipo de material y de la geometría de
la muestra.
También la historia de esfuerzo puede ser importante ya que una falla por debajo de los
niveles de una muestra fresca puede ocurrir debido a la fatiga.
Si el esfuerzo radial (confinamiento) es cero, tendremos una prueba de esfuerzo
uniaxial (prueba de compresión no confinada); cuando la prueba se realiza con
presiones diferentes a cero se denomina pruebas triaxiales, sin embargo en este tipo
de prueba dos de los esfuerzos principales son iguales. En la Figura 75 muestra un
esquema de las pruebas uniaxiales y triaxiales.
MARCO GEOMECANICO
CAPITULO III 250
(a) Uniaxial (b) Triaxiales
Figura 75: Pruebas Uniaxiales y Triaxiales.
Las pruebas triaxiales son realizadas incrementando la carga axial y confinamiento
simultáneamente, hasta que se alcanza el nivel de esfuerzo hidrostático, entonces, la
presión de confinamiento se mantiene constante mientras se incrementa la carga axial
hasta que ocurre la falla.
La Figura 76 muestra una prueba uniaxial típica, donde se grafica la carga aplicada en
función de la deformación axial de la muestra.
Figura 76: Curva Esfuerzo-Deformación generalizada
De la figura mostrada se puede visualizar las diferentes regiones en el comportamiento
de un material sometido a esfuerzos:
MARCO GEOMECANICO
CAPITULO III 251
Región Elástica: La deformación es reversible, una vez eliminado el esfuerzo la
muestra vuelve a su estado original.
Punto de Cedencia: Capacidad Límite, por encima de ese punto ocurrirán
cambios permanentes. La muestra no retornará a su estado original.
Resistencia a la Compresión: Esfuerzo máximo.
Región de Ductilidad: Es la región donde la muestra adquiere una deformación
permanente sin perder la habilidad de soportar carga.
Región de Fractura: Es la región donde la capacidad de soportar carga
disminuye tanto como aumenta la deformación.
Para el caso de ensayos triaxiales el comportamiento después de la falla puede variar
dependiendo de la presión de confinamiento utilizada, donde se puede observar que a
medida que la presión de confinamiento es mayor la muestra tendrá mayor capacidad
de soportar carga incluso después de la fractura.
3.3.9.1.1. Criterio de Mohr-Coulomb
Realizando suposiciones matemáticas ha sido posible obtener algunos criterios de falla,
tales como: Máximo esfuerzo a tracción, Esfuerzo cortante máximo, Máximo esfuerzo
cortante octaédrico (Von Mises). Los criterios de falla que han resultado más útiles para
las rocas no han sido obtenidos por suposiciones matemáticas solamente, sino que son
expresiones construidas a partir de hipótesis físicas, éstos criterios son el de Coulomb y
el de Ducker-Prager.
La resistencia mecánica de los materiales geológicos está relacionada con la
resistencia al esfuerzo cortante conocido como resistencia al corte.
MARCO GEOMECANICO
CAPITULO III 252
Los materiales granulares son principalmente friccionales, pero no completamente,
debido a varios factores. Es de fundamental importancia el efecto de la presión de
confinamiento que nos dice que a mayor confinamiento existe mayor resistencia.
Figura 77: Efecto de la Presión Confinante sobre la Resistencia al Corte
En la Figura 77 podemos observar el comportamiento de algunas muestras de un
mismo material geológico, cuando lo sometemos a diferentes presiones confinantes. Si
graficamos los estados de esfuerzos cuando ocurre la falla, encontraríamos que los
círculos de Mohr para los esfuerzos en las condiciones de falla definen una envolvente
tangente a los círculos. (Ver Figura 78) Esta envolvente de Mohr representa los límites
de resistencia mecánica para el material.
MARCO GEOMECANICO
CAPITULO III 253
Figura 78: Envolvente de Mohr La envolvente de Mohr puede ser definida como una función:
= f () (132)
ue tiene las siguientes implicaciones:
uerzos por encima de la envolvente no existen, ya que el
e a la envolvente ha alcanzado la resistencia máxima
en un determinado plano.
ariza y por lo tanto la ley de Mohr-Coulomb puede
scribirse de la siguiente manera:
= c + tan (133)
Q
Condiciones de esfuerzos por debajo de la envolvente son estables.
Condiciones de esf
material ha fallado.
El círculo de Mohr tangent
Esta envolvente de Mohr es una curva para un rango grande de presiones, para facilitar
el análisis, esta envolvente se line
e
MARCO GEOMECANICO
CAPITULO III 254
Donde c es la cohesión (punto de corte con el eje de las ordenadas) que representa la
resistencia intrínseca de la roca y es el ángulo de fricción interno.
.3.9.2. Mecanismos de Fallas
sobrecarga, la presión de poro y el diferencial de presión entre la formación
el pozo.
3 Para un material elástico, la relación entre los esfuerzos de corte y los esfuerzos
normales puede ser descrita por un círculo y graficada en coordenadas cartesianas,
colocando los esfuerzos normales en el eje de las abscisas y los esfuerzos de corte en
el eje de las ordenadas (Figura 79). La forma de utilizar este círculo, llamado círculo de
Mohr, para determinar el mecanismo de falla de la formación, se reduce a definir la
envolvente de ruptura a partir de la cual el material falla, tomando como parámetros la
presión de
y
Figura 79: Circulo de Mohr y Envolvente
nismos de falla en las formaciones productoras pueden
sumirse en cuatro tipos:
De esta forma los meca
re
MARCO GEOMECANICO
CAPITULO III 255
Cohesión
Tensión
Colapso de Poros
De corte o cizallamiento
3.3.9.2.1 Esfuerzos de Cohesión
La cohesión, se refiere a la fuerza que mantiene unidos los granos de la formación
productora e impiden el flujo libre. La roca adquiere su cohesión, a través de los
procesos diagenéticos como mecanismos de compactación, recristalización y solución.
Las rocas que han sufrido poco grado de compactación y que no poseen mucho
material cementante, son fácilmente disgregadas y se conocen como friables, éste tipo
de roca se encuentran por lo general en formaciones someras no sometidas a un
intenso tectonismo.
Otro factor que contribuye a la cohesión de la roca, es la fuerza capilar que se produce
entre los granos de la roca y el fluído humectante.
3.3.9.2.2 Esfuerzos de Tensión
Las fallas por tensión, ocurren cuando la tasa de producción es tan alta, que se crea un
diferencial de presión alrededor del pozo que produce rotura de la formación, entonces,
la roca falla por tensión, debido a que es sometida por esfuerzos superiores a su
resistencia por tensión.
MARCO GEOMECANICO
CAPITULO III 256
3.3.9.2.3 Colapso de Poros
La presión de sobrecarga, a la cual, está sometida la formación, es soportada por los
granos que constituyen el esqueleto mineral del sistema, así como también por los
fluídos contenidos dentro del espacio poroso, de tal manera, que el esfuerzo al cual
esta sometido el esqueleto mineral es una fracción del esfuerzo total aplicado, el cual
se denomina esfuerzo efectivo. El esfuerzo efectivo al cual está sometido el material,
aumentará a medida que se reduce la presión de poros y puede llegar a producir
roturas en el esqueleto mineral, colapsando los poros.
3.3.9.2.4 Corte o Cizallamiento
Las fallas de corte, ocurren cuando la combinación de esfuerzos intercepta la
envolvente de ruptura, debido a que la roca es sometida a un campo de esfuerzos, de
tal forma, que su resistencia al corte es alcanzada. La resistencia al corte de los
minerales porosos es variable y aumenta linealmente con los esfuerzos
compresionales.
A condiciones de pozos, el círculo de Mohr crece a medida que aumenta el diferencial
de presión, pudiendo alcanzar el punto critico de falla.
3.3.10. Efecto de Otros Factores en la Resistencia
La resistencia al corte no solo está influenciada por la presión confinante sino también
por otros factores. Aparte de la presión de confinamiento el factor que más afecta la
resistencia al corte es la porosidad. Si todas las condiciones son iguales, el ángulo de
fricción aumenta a medida que disminuye la porosidad. Otro factor de importancia es el
esfuerzo principal intermedio ya que el ángulo de fricción es directamente proporcional
MARCO GEOMECANICO
CAPITULO III 257
a su magnitud. Otros parámetros de importancia son aquellos que involucran la
composición de la arena tales como tamaño de grano, distribución granulométrica,
angulosidad de partículas y tipo de mineral.
3.3.11. Propiedades y Constantes de Elasticidad Estáticas de las Rocas
Las propiedades mecánicas, derivadas de las pruebas en muestras de roca en el
laboratorio, como la medida de la tensión para un esfuerzo aplicado dado, son
denominados constantes elásticas estáticas.
Módulo de Young (E): mide el grado de deformación de un material como
consecuencia de la aplicación de un esfuerzo, es decir, al aplicar un esfuerzo (), en
un material ocurre una deformación (en forma proporcional. El módulo de
elasticidad, se obtiene a partir de la curva tensión – deformación generada a partir
del ensayo de compresión simple.
E = (134)
Donde: E= Modulo de Elasticidad de Young
Incremento de tensión entre dos puntos de la tangente elegidos arbitrariamente
Incremento de deformación correspondiente
Un módulo de young bajo indica un material con alta deformabilidad,
mientras que si e es alto, es señal de baja deformabilidad. el valor de e para rocas está
entre 0.5 y 12 * 10^6 psi.
MARCO GEOMECANICO
CAPITULO III 258
Coeficiente de Poisson (): se obtiene a partir de las curvas tensión – deformación
generadas a partir del ensayo de compresión simple. Permite cuantificar el grado de
deformación lateral (x)y axial o longitudinal (�y) al aplicar a un material un
esfuerzo compresivo (���
x / y (135)
A = r2
x
y
FF/A
Figura 80: Deformación Longitudinal y Lateral al aplicar un Esfuerzo Axial.
Módulo de corte (G): esta propiedad mide la resistencia al corte de la roca cuando
esta es sometida a un campo de esfuerzo. Representa la resistencia a un cuerpo a
ser deformado y se define por la siguiente relación:
G = E / (1 + µ)) (136)
Para un fluido, G = 0, para un sólido, G es un número finito.
Para la mayoría de los materiales, el valor corresponde a la mitad de E.
MARCO GEOMECANICO
CAPITULO III 259
Módulo Volumétrico o de Compresibilidad (K): medida de la resistencia de la
muestra a la compresión hidrostática. Se define por la siguiente relación:
K= (Vf – Vo ) / Po (137) Constante de Biot o Poroelásticas ( ): Este parámetro es utilizado para
interrelacionar el esfuerzo total, el esfuerzo efectivo y la presión de poro.
El esfuerzo efectivo ( ’ ), a una profundidad z en los materiales estudiados por la
mecánica de rocas se expresa de la siguiente manera:
’ = - p (138)
donde:
= Esfuerzo Total (Lpc)
= Constante de Biot
p = Presión de poros del fluido a esa misma profundidad (Lpc)
Este parámetro implica que la cementación entre partículas, influye en la transmisión
de la presión de poros a la fase sólida.
En el caso en que no exista cambio en la porosidad, para un igual cambio en la presión
de confinamiento y de presión de poros, y que el espacio poroso esté conectado, el
parámetro viene dado por:
=1 – Cs / Cb (139)
Donde:
= constante Poroelástica de Biot
Cb = Compresibilidad Total, lpc -¹
Cs = Compresibilidad de las partículas sólidas, lpc -¹
MARCO GEOMECANICO
CAPITULO III 260
Si la roca no tiene ninguna porosidad, la compresibilidad de la matriz, Cma, es igual a
Cb, y se vuelve cero. Recíprocamente, con altas porosidades, la compresibilidad de la
matriz es pequeña comparada con la compresibilidad de volumen, entonces la
constante Poroelástica se aproxima a la unidad. Aunque la constante Poroelástica
puede evaluarse en el laboratorio, existen técnicas para su evaluación.
3.3.12 Propiedades Dinamo-Elásticas 3.3.12.1. Generalidades El conocimiento de las constantes y parámetros dinamo-elásticos permiten caracterizar
a los materiales presentes en la Tierra. Son precisamente el conjunto de estos
parámetros y constantes, los que conllevan a discriminar y diferenciar a los diferentes
materiales.
3.3.12.1.1. Ondas Elásticas
3.3.12.1.1.1 Ondas Longitudinales (Ondas de Compresión): Son ondas materiales en
las que la dirección del movimiento de las partículas es la misma que la propagación de
onda. Las velocidades que miden las ondas longitudinales son las Velocidades
Primarias (Vp).
3.3.12.1.1.2 Ondas transversales (Ondas cortantes): Son ondas materiales, pero el
movimiento de las partículas en el interior del medio forma un ángulo recto con la
dirección de propagación de la onda. Las velocidades que miden las ondas
transversales son las Velocidades Secundarias (Vs).
MARCO GEOMECANICO
CAPITULO III 261
3.3.12.1.2. Constantes Elásticas
3.3.12.1.2.1 Módulos de Young: La constante de proporcionalidad E se denomina
Módulo de Young, la cual se define por la siguiente relación:
E = Vs2 (3 Vp2 – 4Vs2) / (Vp2 – Vs2) (140) 3.3.12.1.2.2 Coeficiente de Poisson: Consiste en la relación existente entre la
deformación perpendicular a la fuerza deformante y la dirección de la tensión. El valor
del Coeficiente de Poisson no puede ser mayor de 0,5 siendo su valor promedio para la
mayoría de los sólidos elásticos de 0,25 aproximadamente. La relación que lo define es
la siguiente:
= Vp2 – 2Vs2 / 2 (Vp2 – Vs2) (141)
3.3.12.1.2.3 Módulo de Corte o Cizallamiento: Representa la resistencia a un cuerpo a
ser deformado y se define por la siguiente relación:
G= * Vs2 (142)
3.3.12.1.2.4 Módulo de Compresibilidad: Se define por la siguiente relación:
K = Vp2 – 4/3 Vs2 (143) 3.3.12.1.2.5 Parámetro de Lamé: Se define por la siguiente relación:
= Vp2 – 2 Vs2 (144)
Sin embargo, los módulos calculados de esta forma son llamados dinámicos y dan
resultados diferentes a los resultados obtenidos en el laboratorio las cuales son
realizados en condiciones estáticas, y son estos últimos los necesarios para realizar los
diferentes análisis geomecánicos.
MARCO GEOMECANICO
CAPITULO III 262
Medidas sobre el módulo estático y dinámico sobre rocas indican que el módulo
estático es siempre menor que el módulo dinámico.
Las siguientes tablas muestran las velocidades de propagación de las ondas sísmicas
en algunas rocas y minerales, asì como las constantes y parámetros elásticos mas
comunes (Tablas 7 y 8)
Tabla 7: Velocidad de Ondas Sísmicas en Rocas y Minerales
Rocas Velocidad (m/s) Minerales Velocidad (m/s)
Areniscas 1400 – 4500 Cuarzo 6065
Calizas 4000 – 6000 Calcita 3000 – 6000
Lutitas 2000 – 3900 Anhidrita 3000 – 6000
Arcillas 1000 – 2000 Yeso 3000 – 4000
Conglomerados 2500 – 5000 Hematita 6644
Margas 1800 – 3200 Pirita 8110
Cuarcitas 5100 – 6100 Cuarzo 6635
Tabla 8: Parámetros Elásticos en Rocas y Minerales
Nombre K*106 G*106 E*106
Arenisca 3,48 2,17-2,90 6,67 0,23 2,0
Caliza 5,80 3,62 8,99 0,25 2,4
Dolomita 7,25 3,33 8,70 0,30 3,5
Granito 3,62 2,17-3,62 5,80-7,97 0,20 1,3
Halita 3,33 2,17 5,22 0,24 1,3
Yeso 6,81 3,91 9,86 0,26 2,9
Anhidrita 8,12 4,49 11,45 0,26 3,5
Cuarzo 6,52 5,07
Calcita 8,70–10,15 7,25-8,70
MARCO GEOMECANICO
CAPITULO III 263
donde:
K = Modulo de Compresibilidad (lb / pulg2)
G= Modulo de Cizallamiento o corte (lb / pulg2)
E= Modulo de Young (lb / pulg2)
= Coeficiente de Poisson
= Parámetro de Lame
3.3.13. Campo de Esfuerzos.
Un volumen finito de la roca en el subsuelo está sometido a un conjunto de esfuerzos
en la que se distinguen los siguientes:
Esfuerzo Vertical o de sobrecarga.
Esfuerzo horizontal mínimo.
Esfuerzo horizontal máximo.
Dirección del esfuerzo horizontal máximo.
Presión de Poro.
El conjunto de todos estos esfuerzos es el que se le conoce como campo de esfuerzos.
Esfuerzo vertical o de sobrecarga: Corresponde al efectuado por el peso de los
estratos superiores al volumen en estudio. En la mayoría de los casos, puede ser
obtenido directamente mediante la integración de los registros de densidad de
los pozos del área.
Esfuerzo horizontal mínimo: Es el esfuerzo principal menor que actúa en
compresión o en tensión. Es determinado mediante pruebas de campo tales
como los Minifrac, Microfrac o pruebas Leak off extendidas. En dichas pruebas
MARCO GEOMECANICO
CAPITULO III 264
se rompe la roca por inyección de algún fluido y se determina la presión con la que
se cierra la pequeña fractura, este valor es el equivalente a la magnitud del
esfuerzo.
Esfuerzo horizontal máximo: Es el esfuerzo principal mayor que actúa en tensión
o en compresión. Es muy complicado la determinación de la magnitud del mismo,
se realiza mediante el uso de correlaciones matemáticas de acuerdo al
comportamiento mecánico de la formación (plasticidad, elasticidad, deformación
permanente, etc.) o por anisotropía de esfuerzos.
Dirección del esfuerzo horizontal máximo: La determinación de la dirección de
este esfuerzo puede realizarse con cierto grado de precisión si existe información
acerca de la dirección y dimensión de los “break outs” y/o fracturas de formación
en pozos vecinos. Tal información es obtenida del registro Caliper de 4 brazos y
registros de imágenes de pozos (imágenes resistivas o acústicas). Esta
información puede ser analizada utilizando la técnica de inversión de esfuerzos.
Presión de Poro: La presión de poro es uno de los parámetros más importantes
en cualquier estudio de mecánica de rocas en sistemas de rocas porosas y
saturadas con algún fluido. El fluído atrapado en los poros de la roca puede
absorber parte del esfuerzo total aplicado al sistema, como consecuencia libera a
la matriz de la roca de parte de la carga aplicada. El esfuerzo efectivo es definido
por Terzaghi como el esfuerzo total menos la presión de poro, este concepto de
esfuerzo efectivo fue introducido en mecánica de suelos en 1923. Existen
diversos estudios experimentales que evidencian que las rocas porosas y
permeables saturadas con algún fluido obedecen a esta ley. La relación
esfuerzo-deformación y la cedencia o falla de la roca son controladas por el
esfuerzo efectivo en vez del esfuerzo total.
MARCO GEOMECANICO
CAPITULO III 265
Para entender las fuerzas responsables de la presión del fluído de una formación en un
área dada, se deben considerar los aspectos geológicos previos. Uno de los procesos
más simples y comunes de distribución de presión de formación ocurre en sedimentos
someros depositados en un ambiente depositacional deltáico.
Los materiales sólidos en suspensión transportados por los ríos hasta el mar son
depositados para formar sedimentos inicialmente no consolidados y no compactados,
teniendo una porosidad y permeabilidad relativamente alta. El agua de mar mezclada
con estos sedimentos en comunicación estará a presión hidrostática.
Una vez ocurrida la depositación, el peso de las partículas sólidas es soportado por los
puntos de contacto grano a grano y los sólidos no tienen influencia en la presión
hidrostática del fluído. Así, la presión hidrostática del fluído contenido en los espacios
porosos de los sedimentos depende solo de la densidad del fluido y de la profundidad, a
medida que la depositación continúa, los granos de la roca son sometidos a un
incremento de carga a través de los puntos de contacto grano a grano. Esto causa
reacomodamiento de los granos, reduciéndose los espacios y resultando un sedimento
más compactado y consecuentemente con una menor porosidad.
A medida que ocurre la compactación, el agua es expulsada continuamente de los
espacios porosos que disminuyen con la carga de los sedimentos. Sin embargo, como
existe una ruta de flujo relativamente permeable hacia la superficie, el gradiente de
potencial de flujo que se requiere para liberar el agua de compactación será
despreciable y el equilibrio hidrostático se mantendrá. Así, la presión de poro de la
formación se puede calcular por la ecuación:
Ph = 0,052 * f * h (145)
Donde:
Ph: Presión hidrostática, (lpc).
f: densidad del fluido, (lbs/gal).
h: profundidad, (pies).
MARCO GEOMECANICO
CAPITULO III 266
Cuando la presión de poro de la formación es aproximadamente igual a la presión
hidrostática teórica para una profundidad dada, se dice que es normal y cuando está
por debajo o por encima del gradiente normal se dice que es subnormal o anormal
respectivamente.
3.3.14. Aplicaciones de la Geomecánica en la Industria Petrolera
El empleo de la geomecánica es de vital importancia en la Ingeniería de Petróleo, un
ejemplo de ello sería, en la definición de la trayectoria de mayor estabilidad para pozos
horizontales e inclinados a través del conocimiento de la magnitud y dirección de los
esfuerzos en sitio. Estas van a definir la trayectoria de mayor estabilidad para pozos
horizontales y de gran desviación. Los pozos tendrán una mayor estabilidad si son
perforados en la dirección perpendicular al esfuerzo principal menor (paralelo al
esfuerzo principal mayor). Este problema de estabilidad también se complica porque el
eje del pozo no coincide con la dirección del esfuerzo principal mayor.
Otro uso de la geomecánica, es en la determinación de la envolvente de falla de la roca,
la cual permite estimar un rango óptimo de peso de lodo, que permita mantener la
integridad del hoyo y a su vez contribuya en la determinación del gradiente de
producción (drawdown crítico), de manera de minimizar los problemas de arenamiento.
Los problemas de estabilidad pueden existir aun después de la perforación, debido a
que la mayoría de los pozos horizontales son completados a hueco abierto y la
reducción de presiones de poro en yacimiento causa un aumento de los esfuerzos
efectivos.
En rocas consolidadas, la resistencia al avenamiento viene dada por el grado de
estabilidad de las cavidades producto de las actividades de cañoneo. Si estas
cavidades son estables durante la vida del pozo, nunca existirá desprendimiento de
partículas. La estabilidad de estas cavidades esta controlada por el estado de
MARCO GEOMECANICO
CAPITULO III 267
esfuerzos alrededor de ellas (el cual viene dado por el drawdown y la tasa de flujo) y
por la resistencia de la roca.
El problema de producción excesiva de arenas es causado cuando los esfuerzos
desestabilizadores, que actúan sobre la formación (tasa de flujo y gradiente de presión),
son mayores que la resistencia mecánica de la misma.
Cuando esta resistencia es excedida, ocurre un desprendimiento de granos del material
de la formación, causando el fenómeno de arenamiento. Resulta necesario conocer el
estado de los esfuerzos y la envolvente de falla de la formación, para poder determinar
el gradiente de producción (drawdown) critico que no cause producción de arena.
En yacimientos fracturados naturalmente, resulta necesario determinar las direcciones
de las fracturas naturales. Las fracturas se abren perpendiculares a la dirección del
menor esfuerzo principal que existía cuando se originó dicha fractura. Esto va a ser de
mucha importancia para yacimientos fracturados en rocas de baja permeabilidad, ya
que la producción ocurre principalmente por los sistemas de fracturas naturales y no por
la matriz.
El uso de núcleos orientados, en conjunto con los análisis geomecánicos de
laboratorio, también pueden ser utilizados para la determinación de los esfuerzos en
sitio, los cuales son causantes de la fractura. Esto ayudará a determinar la dirección
óptima de los pozos desviados y horizontales, que interceptan el mayor número de
fracturas naturales, para poder así tener una mayor producción de hidrocarburos.
En yacimientos someros de arena no consolidada, ocurre una compactación en las
arenas productoras a medida que disminuye la presión de yacimiento.
Si las condiciones geométricas y las rigideces de las capas suprayacentes, cumplen
ciertos requisitos, la compactación de las arenas del yacimiento pueden causar el
fenómeno de subsidencia.
El grado de compactación de las arenas es calculado mediante ensayos de laboratorio
especiales y conociendo el estado de los esfuerzos en el yacimiento. Este permite
MARCO GEOMECANICO
CAPITULO III 268
calcular el volumen de crudo que puede ser producido debido al mecanismo de
compactación, lo que tiene un gran impacto sobre las reservas recuperables.
La determinación de las magnitudes de los esfuerzos permite definir el tipo de régimen
de esfuerzo que rige a la cuenca, ya sea éste: compresional, extensional o
transcurrente, así como, las condiciones limites para mantener la integridad del hoyo.
Adicionalmente, los valores de dichas magnitudes son empleados en los procesos de
estimulación, como es el caso en el diseño de un fracturamiento hidráulico.
3.3.14.1. Aspectos de Ingeniería de Perforación.
Para los casos en los que los análisis geomecánicos determinan una ventana
operacional bastante restringida, aspectos como la densidad equivalente de circulación,
limpieza de hoyo y las presiones de suabeo y surgencia se convierten en parámetros de
especial atención ya que su influencia pueden ayudar a pasar los límites de fractura o
de colapso permisibles para la formación y sus consecuentes problemas de estabilidad
de hoyo que desencadenan en problemas operacionales y en casos extremos en la
pérdida del hoyo. En esta sección se definirán cada uno de estos aspectos que sin
duda agregan valor a los resultados a obtener en un análisis de estabilidad de hoyo.
Densidad Equivalente de Circulación (ECD): Por sus siglas en Inglés “Equivalent
Circulation Density”. Durante la perforación de un pozo, se circula el fluido de
perforación a través del sistema con varias funciones, entre ellas la de efectuar la
limpieza y trasnsporte de los cortes de roca realizados en el pozo, proveer la
energía necesaria en la perforación (máxima potencia-máximo impacto) entre
otras. Por otra parte a lo largo del sistema compuesto por la sarta de perforación-
mecha-anular existen caídas de presión de tal manera que el fluido es expulsado
de las bombas a cierta presión la cual va disminuyendo hasta llegar nuevamente
a la superficie a presión atmosférica. De manera general se puede decir que gran
MARCO GEOMECANICO
CAPITULO III 269
parte de la presión del fluído se pierde en el trayecto Sarta de perforación-mecha
quedando remanente cierta caída de presión que se perderá en el anular hoyo-
portamechas y hoyo-tubería de perforación. Esa caída de presión remanente
expresado en términos de densidad equivalente de lodo sumado al peso del
fluído con que se está trabajando se le denomina Densidad Equivalente de
Circulación. La importancia de este término radica en que para los casos con un
rango de operación definido (ventana operacional restringida) este factor podría
desencadenar en la fractura de la formación con sus consecuencias tales como
pérdidas de circulación y posterior pérdida del hoyo.
Limpieza de Hoyo: La limpieza de hoyo es un parámetro fundamental al cual se
debe prestar atención ya que una inadecuada limpieza puede generar problemas
de empaquetamiento de la sarta, pérdida de circulación, disminución de la tasa
de penetración entre otros problemas.
Los fluídos de perforación a utilizar deben tener la capacidad de acarreo necesaria para
transportar los cortes de roca desde el fondo del pozo hasta la superficie para así evitar
los problemas antes mencionados. Este parámetro se hace mucho más crítico cuando
se construyen pozos direccionales y horizontales.
Para manejar este aspecto es necesario conocer los mecanismos envueltos y los
parámetros reológicos involucrados. La tasa a la cual una columna de fluido acarrea
partículas sólidas, depende de la diferencia de la velocidad del fluído y la tendencia de
las partículas a caer a través del fluido debido a la gravedad. En un líquido en reposo,
una partícula que cae rápidamente, adquiere una velocidad de asentamiento constante,
conocida como velocidad de asentamiento terminal que depende de la diferencia de la
densidad entre la partícula y el líquido, el tamaño y forma de la partícula, la viscosidad
del líquido, y sobre si o no la tasa de caída es suficiente para causar turbulencia en la
vecindad de la partícula. La predicción de la velocidad terminal es muy compleja debido
MARCO GEOMECANICO
CAPITULO III 270
a que existe un amplio rango de tamaños de partículas y las mismas tienen formas
irregulares y por otro lado la naturaleza no Newtoniana de los fluidos de perforación.
Para ello existen simuladores que manejan de una manera más rápida y confiable los
distintos fenómenos involucrados y que permiten establecer una aproximación a las
condiciones reales de operación.
En pozos direccionales, los ripios de perforación tienden a asentarse en la parte baja
del hoyo y formar las llamadas camadas de ripios. En hoyos de menos de 30°, los ripios
son suspendidos efectivamente por el fluído y no se forman las camadas, para éstos
casos los cálculos convencionales de transporte aplican con bastante precisión. Para
pozos por encima de los 30° las camadas de perforación se forman produciendo
problemas operacionales tales como empaquetamiento de la sarta y problemas de
torque y arrastres.
Los patrones de flujo en el anular dependen de la tasa de circulación y la reología del
fluído. Fluídos con bajo punto cedente tienden a crear turbulencia y desalojo de los
ripios y por el contrario los fluídos con alto punto cedente incrementan las fuerzas de
fricción y la formación de las camadas de ripios.
Existen algunos indicadores que se utilizan para monitorear la eficiencia de la limpieza.
La forma y tamaño de los ripios en los equipos de control de sólidos, específicamente
en la zaranda debe ser analizada ya que los cortes redondeados y pequeños indican el
retrabajo que los ripios han tenido en el pozo lo cual es un buen indicador de la
eficiencia de la limpieza de hoyo.
Otro buen indicador lo constituyen las mediciones de presión en tiempo real ya que un
aumento del ECD por encima de lo planificado es un indicador de que el hoyo no está
siendo limpiado adecuadamente. Otro indicador lo constituye los valores de torque y
arrastres que se registran ya que son un buen indicio de se esta formando la camada
de ripios.
MARCO GEOMECANICO
CAPITULO III 271
3.3.14.2. Fracturamiento Hidráulico
Las teorías de mecánica de roca han sido usadas en varios procesos de evaluaciones
en fracturamiento hidráulico. Las siguientes son las áreas donde la ciencia es aplicada y
está directamente relacionada:
Determinación de los esfuerzos en sitio alrededor del hoyo.
Estimación de la presión de iniciación de la fractura y su orientación.
Estimación de la propagación de la fractura (el esfuerzo de la roca, sus
propiedades y criterio de falla).
Determinación de la geometría de la fractura incluyendo la relación entre la
presión interna de la fractura, los esfuerzos en sitio, las propiedades de la roca y
las dimensiones de la fractura.
Evaluación de los límites de la fractura por el estudio del esfuerzo en capas
adyacentes, la variación en las propiedades de la roca y la condición de la
interfaz.
3.3.14.2.1. Orientación de Fracturas
Todo punto de una formación en el subsuelo está sujeto a esfuerzos causados por la
sobrecarga y las fuerzas tectónicas. La existencia de éstos esfuerzos pueden ser
comprobados por la presencia de la dirección del máximo esfuerzo desarrollado en el
área de mínimo esfuerzo. Esto significa que el cambio de la fractura será perpendicular
a la dirección del menor esfuerzo de compresión.
Las observaciones de laboratorio han demostrado que la orientación de la perforación
y/o fracturas preexistentes o fallas no afectan toda la orientación de la fractura.
MARCO GEOMECANICO
CAPITULO III 272
La dirección general de una fractura hidráulica inducida horizontal, inclinada o vertical,
es determinada por las condiciones de los esfuerzos en sitio.
3.3.14.2.2. Iniciación de la Fractura.
Para que una fractura hidráulica se inicie, el máximo esfuerzo de tensión inducido
alrededor del hoyo debe exceder la resistencia a la tensión de la formación. Si x –y
es tal que 3y –x excede la resistencia a la tensión de la roca, entonces la fractura
hidráulica se iniciará alrededor del hoyo en la dirección del máximo esfuerzo horizontal.
Si 3y –x no es suficiente para la iniciación espontánea de la fractura, entonces se
puede inducir un esfuerzo de tensión artificial alrededor del hoyo por la aplicación de
presión con un fluído dentro de éste.
Después de iniciar la fractura, ésta recorrerá el camino del Esfuerzo Horizontal Máximo
perpendicular al Esfuerzo Horizontal Mínimo como ya se mencionó anteriormente ya
que este camino le permite abrirse mas fácilmente.
3.3.14.2.3 Relación con las Constantes Elásticas.
El módulo de Young es importante en fracturamiento hidráulico, ya que es usado
en la ecuación de amplitud de la fractura.
El módulo de Young es también usado para calcular la energía requerida para
fracturar una formación particular.
La relación de Poisson es requerida para computar la presión de iniciación de la
fractura, la presión de cierre de fractura y para estimar la extensión vertical de
fracturas hidráulicas.
MARCO GEOMECANICO
CAPITULO III 273
3.3.14.3. Arenamiento
El fenómeno del arenamiento tiene su orígen en que la formación no tiene suficiente
resistencia para poder soportar los esfuerzos estabilizadores, compuestos por
esfuerzos de arrastre generados por los movimientos de fluídos a través de si misma y
esfuerzos generados por los gradientes de presión en la vecindad del pozo. La
resistencia al arenamiento viene dada por la resistencia mecánica de la formación y por
la capacidad de los granos individuales de las arenas de oponerse a ser transportados
a través de las perforaciones por donde pasan los fluidos del yacimiento hacia el pozo
(VASQUEZ, et. Al., 1997).
Cuando éstos esfuerzos desestabilizadores son superiores a la resistencia mecánica de
la formación, se producen desprendimientos de partículas o pedazos de formación, los
cuales son transportados por los fluídos producidos, creándose el problema de
arenamiento. Esta producción de sólidos de la formación puede ser continua o
intermitente, en este último caso, grandes cantidades de arena son producidas en
intervalos discretos, seguidos de periodos de flujo sin sólidos.
En rocas consolidadas, como las presentes en el área de Ceuta, la resistencia al
arenamiento viene dada por el grado de estabilidad de las cavidades del producto de
las actividades de cañoneo (Figura 81). Si éstas cavidades son estables durante la vida
del pozo, nunca existirá desprendimiento de partículas que son causantes del
arenamiento.
MARCO GEOMECANICO
CAPITULO III 274
Figura 81: Esfuerzos en las Cavidades.
La estabilidad de éstas cavidades está controlada por el estado de esfuerzos alrededor
de ellas (el cual está regido por el valor de la caída de la presión y tasa de flujo) y la
resistencia de la roca. En la figura 82, se puede apreciar un ejemplo esquemático que
sirve para ilustrar las características principales del comportamiento de cavidades
cañoneadas, en tres etapas. En la etapa A la cavidad crece y se estabiliza para una
tasa de flujo Q1 a una presión P1, luego de expulsar un poco de arena de la cavidad.
Figura 82: Ejemplo esquemático del Comportamiento de las Cavidades
MARCO GEOMECANICO
CAPITULO III 275
Si se aumenta la tasa de flujo y el diferencial de presión (etapa B), la cavidad expulsará
mas arena y crecerá en tamaño, hasta estabilizarse a éstas nuevas condiciones de tasa
de flujo y presión. El cambio de flujo causó un crecimiento de la cavidad, producto de la
producción de arena en la misma.
Esta tasa de flujo y presión pueden seguir aumentándose, creando mas expulsión de
arena, crecimiento de la cavidad y su eventual estabilidad.
Este proceso de crecimiento de la cavidad y su eventual estabilidad puede seguir hasta
que se llega a un valor critico de flujo y presión (etapa C), donde ya no es posible la
estabilidad en la cavidad y por lo tanto ésta colapsa. En este momento se dice que la
tasa crítica de arenamiento ha sido excedida y se inicia una producción de arena
continua que no se puede detener.
Es importante tener en cuenta que en formaciones consolidadas, la arena producida
proviene de las cavidades creadas producto de los orificios cañoneados, las cuales van
creciendo a medida que continúa la producción de arena. Esto quiere decir que la
producción excesiva de arenas va dejando cavidades en la formación detrás del
revestidor, dejando a este sin soporte, lo que puede causar que el mismo colapse.
Para demostrar el efecto de la caída (drawdown) y la estabilidad de la roca, se asume
que el eje del pozo es vertical y que coincide con el eje del esfuerzo principal mayor que
también es vertical. Este razonamiento puede extenderse a los orificios cañoneados en
pozos verticales, ya que pueden tratarse como pequeños pozos horizontales de poco
radio. Los esfuerzos horizontales son anisotrópicos, con un esfuerzo horizontal mayor
H y un esfuerzo horizontal menor h.
Para examinar los esfuerzos en la roca alrededor de una perforación, se emplea la
teoría de la elasticidad. Resulta mas sencillo, debido a la configuración del sistema,
trabajar en coordenadas cilíndricas en vez de coordenadas cartesianas, por ello se
pueden definir los siguientes esfuerzos:
MARCO GEOMECANICO
CAPITULO III 276
r : Esfuerzo Radial.
: Esfuerzo Tangencial.
z : Esfuerzo Axial.
Las ecuaciones de esfuerzos en coordenadas cilíndricas para condiciones de esfuerzos
horizontales anisotrópicos son complicadas, pero pueden ser evaluadas para
condiciones en la pared de la perforación con presión de fondo Pw. La anisotropía de
esfuerzos viene dada por un esfuerzo horizontal mayor H y un esfuerzo horizontal
menor h que en términos de esfuerzos principales y para éstas condiciones son el
esfuerzo principal intermedio y menor respectivamente. Asumiendo que la dirección =0
es paralela al esfuerzo principal mayor, se tiene que:
r = Pw (146)
= H + h – 2 (H - h ) cos 2 - Pw (147)
z = v – 2 (H - h ) cos 2 (148)
Estas ecuaciones indican que una disminución en la presión de fondo Pw (aumento de
la caída de presión) crea una reducción en r y un aumento en la magnitud de ,
creando por lo tanto un aumento en los esfuerzos de corte.
La disminución de la presión de fondo va a causar que aumenten los esfuerzos
tangenciales y que disminuyan los esfuerzos radiales, y como estos son esfuerzos
principales, por medio de los círculos de Mohr es posible determinar el aumento en el
esfuerzo de corte, tal como se presenta en la (Figura 83). Esto implica que una
disminución de la presión de fluido causa un aumento en los esfuerzos de corte en el
hoyo, y esto puede causar colapso del mismo si la resistencia al corte de la roca es
excedida.
MARCO GEOMECANICO
CAPITULO III
MARCO GEOMECANICO
277
Aunque la resistencia no sea excedida, los esfuerzos también van a crear
deformaciones en la roca que causaran una disminución del radio del hoyo puede ser
suficiente para causar problemas serios durante la perforación.
Figura 83: Esfuerzos Radial y Tangencial en el Círculo de Mohr.
CAPITULO IV 278
MARCO METODOLOGICO SEDIMENTOLOGIA
4.1.1 NUCLEOS
Para establecer el modelo sedimentológico del área se contó con la descripción
sedimentológica de dos núcleos tomados en los pozos VLA-1321 y VLA-1326 que
comprenden los yacimientos C-4 y C-5 respectivamente.
La descripción y evaluación detallada de estos núcleos, permitió definir: facies
sedimentarias, secuencias estratigráficas y los ambientes de sedimentación en los que
se depositaron estos yacimientos.
4.1.1.1 UNIDAD C-4
Esta unidad fué subdividida en el estudio del BEG en 15 intervalos desde la erosión del
Eoceno hasta el tope de C-5 siendo los topes definidos por el BEG los siguientes: C-
4U1, C-4U2, C-4U2U, C-4U2M, C-4U2L, C-4U3, C-4U3M, C-4U3L, C-4U3unc, C-4M, C-
4M1, C-4M1M, C-4M2, C-4M3 y C-4L.
Esta nomenclatura seguirá siendo usada en esta tesis como referencia, sin embargo es
de hacer notar que se hizo una reinterpretación de los topes para la definición de los
ambientes sedimentarios delimitados por estos marcadores que denominaremos
subunidades.
A continuación se describen los ambientes en que fueron depositadas cada una de
estas subunidades.
C-4U1 a C-4U2: Esta subunidad la conforman depósitos de barras de mareas apiladas.
Las barras de mareas se caracterizan por secuencia de grano creciente hacia el tope,
MARCO METODOLOGICO SEDIMENTOLOGIA
CAPITULO IV 279
que van desde facies lutíticas (L) a heterolíticas (H) en la base a facies de areniscas
(S11 y S3) en el tope. En las facies lutíticas a heterolíticas las estructuras sedimentarias
que la caracterizan son: estructuras tipo flaser y laminación paralela, en ocasiones las
láminas son de materia orgánica. Los espesores de los intervalos arenosos son muy
delgados en un rango de 3 a 1 pie y presentan muy baja a no existente impregnación
de hidrocarburos, por lo que no se considera prospectiva.
C-4U2 a C-4U2U: Se caracteriza por facies lutitícas (L) y heterolíticas (H) que presenta
laminación paralela y baja bioturbación. Esta subunidad la conforman mayormente
depósitos arcillosos de frente deltáico. La prospectividad de esta arenisca es baja, los
espesores son delgados, siendo su máximo de 4 pies.
C-4U2U a C-4U2M: Esta subunidad está constituída por depósitos de barras de mareas
de carácter progradante a los cuales suprayacen depósitos de canales de marea de
carácter retrogradante. Los depósitos de barras se caracterizan por areniscas de grano
medio a grueso (Facie S3) que representan estructuras de corriente tipo espina de
pescado, rizadura y estratificación paralela. Los depósitos de canal de mareas se
presentan como secuencias grano decreciente de areniscas (facie S3), en forma
apilada y separadas por superficies erosivas hacia la base. Las estructuras que la
caracterizan son las rizaduras de corriente y laminación tipo lenticular. La
prospectividad de la facies de areniscas de esta subunidad es alta, especialmente las
que corresponden a los depósitos de barras de mareas, las cuales se presentan con
alta impregnación de hidrocarburos.
C-4U2M a C-4U2L: Esta subunidad se caracteriza por depósitos de interbarras hacia el
tope constituídas por facies de arenisca (S2), delgadas capas de 1 a ½ pie de facies de
arenicas tipo S11 y facies heterolíticas (H) de baja prospectividad. Hacia la base se
definieron tres secuencias grano creciente definidas como barras de mareas que van de
facie heterolíticas con estratificación lenticular en la base a facies de areniscas en el
MARCO METODOLOGICO SEDIMENTOLOGIA
CAPITULO IV 280
tope. Las dos secuencias basales se caracterizan por facies de arenisca del tipo S11
las cuales presentan estructuras de estratificación cruzada y rizaduras de corriente,
mientras que la secuencia mas somera presenta facies de arenisca S2 y S3 con alta
impregnación por tal motivo se consideran más prospectivas.
C-4U2L a C-4U3: En el núcleo VLA-1321 se pudieron identificar de base a tope 1
secuencia grano decreciente hacia el tope de facies heterolíticas (H) y 1 pie de espesor
de facies de areniscas (S1). Suprayaciendo estas secuencias, se encuentran 3
secuencias grano creciente hacia el tope. La secuencia grano creciente se caracteriza
por facies de arenisca S1 y S2 dispuestas en forma alterna siendo su espesor total de 7
pies. En contacto directo erosivo se encuentran una secuencia grano decreciente,
compuesta por facies de areniscas S2 y S1 de 3 pies de espesor. Estas tres secuencias
superiores han sido interpretadas como depósitos de barras de mareas y la secuencia
grano decreciente fué interpretada como canal de marea. La zona mas prospectiva de
esta subunidad la representa la secuencia grano creciente y decreciente de facies
alternas de areniscas S1 y S2, estas areniscas presentan buena impregnación.
C-4U3 a C-4U3M: Los depósitos descritos en el núcleo VLA-1321 se caracterizan de
base a tope por una secuencia de facies de areniscas intercaladas tipo S1 y S2 con
rizaduras de corriente y laminación paralela con alto contenido de materia orgánica y
una secuencia grano decreciente de facies de areniscas S3 y facies heterolíticas (H)
hacia el tope. La secuencia basal se interpreta como depósitos de la zona de
intercanales, mientras que la secuencia grano decreciente presenta características tales
como la base erosiva y estructuras de estratificación cruzada que se interpretan como
depósitos de canal de mareas. Esta subunidad presenta impregnación en los 5 pies de
facies S3 interpretada como parte del canal de marea en el núcleo VLA-1321.
C-4U3M a C-4U3UNC: Esta subunidad presenta un espesor delgado de 8 a 10 pies. En
el núcleo esta constituída por una secuencia grano decreciente, de base a tope
MARCO METODOLOGICO SEDIMENTOLOGIA
CAPITULO IV 281
presenta facies de arenisca S3 seguida de facies S2 a las cuales suprayacen facies
lutíticas. Las facies de areniscas S3 presenta contactos erosivos, las estructuras
sedimentarias que la caracterizan son: estratificación cruzada, rizaduras de corriente y
laminación paralela con contenido de materia orgánica. La facie S2 se caracteriza por
presentar laminación lenticular y presentar una baja bioturbación. Las facie lutítica se
presentan finamente laminadas. Las facies de areniscas S3 de la zona de depósito de
canal de mareas presentan buena impregnación de hidrocarburos, por lo que se le
considera un intervalo prospectivo.
C-4U3UNC a C-4M: Esta subunidad esta representada en el núcleo del pozo VLA-1321,
por una sección lutítica (L) y heterolítica (H) intercalada, de 24 pies, que presentan
estratificación laminar y estratificación lenticular respectivamente.
C-4M a C-4M1: En el núcleo VLA-1321 esta subunidad se caracteriza por 2 secuencias
grano crecientes de facies lutíticas (L) en la base que infrayacen a facies heterolíticas
(H) y una delgada capa de facies de arenisca (S11). Estos depósitos fueron
interpretados como depósitos de interbarras.
C-4M1 a C-4M1M: Esta subunidad esta representada en el núcleo VLA-1321, por
secuencias grano crecientes hacia el tope de facies heterolíticas en su base y facies de
areniscas S2 a S1 y S1 a S3 en el tope. En la facies de areniscas se pueden observar
estructuras de estratificación tipo espina de pescado que evidencia la bidireccionalidad
típica de los ambientes de mareas y estructura de rizaduras de corriente. La subunidad
es prospectiva en la zona sur donde las arenas se encuentran impregnadas y
presentan espesores de 30 pies.
C-4M1M a C-4M2: En el núcleo VLA-1321 fue tomada la parte superior de esta
unidad. Esta compuesta por 4 secuencias grano crecientes, caracterizadas por facies
areniscas S3, las cuales suprayacen a facies heterolíticas (H) y lutíticas (L). La facies de
areniscas se presentan en paquetes de 10 y 8 pies y se caracterizan por presentar
MARCO METODOLOGICO SEDIMENTOLOGIA
CAPITULO IV 282
estructuras de estratificación cruzada y rizaduras de corriente. La facies heterolítica
presenta laminaciones paralelas de materia orgánica. La prospectividad de esta
subunidad es buena por presentar impregnación en las arenas de núcleo.
C-4M2 a C-4M3: Esta subunidad no fué tomada en el núcleo VLA-1321. No obstante,
por electrofacies se observa una secuencia delgada con respuesta grano creciente
hacia el tope que fue interpretada como un depósito de barras de mareas. Esta
subunidad presenta una excelente continuidad y aunque delgada se considera como
una arena prospectiva.
C-4M3 a C-4L: Esta subunidad no fue tomada en el núcleo VLA-1321. Esta
caracterizada por electrofacies tipo aserrado que representa depósitos arcillosos de
frente deltáico.
C-4L a C-5U1: No se tienen núcleos de esta subunidad, las electrofacies presentan
morfología aserrada que puede ser interpretada como depósitos de frente deltáico distal
a prodelta. Esta subunidad aisla los yacimientos, constituyendo el sello de C-5.
4.1.1.2 UNIDAD C-5
Esta unidad fué subdividida en 16 subunidades y descrita sedimentológicamente en el
núcleo VLA-1326. De esta descripción se interpretan que el ambiente de sedimentación
en la que fue depositada esta unidad va desde una llanura deltáica baja, dominados
principalmente por procesos de marea hasta depósitos de prodelta. Los depósitos
principales de arena son: barras y canales de marea y los depósitos arcillosos están
caracterizados por depósitos de interbarras, frente deltáico y prodelta.
MARCO METODOLOGICO SEDIMENTOLOGIA
CAPITULO IV 283
C-5U1 a C-5U1U1: Esta subunidad fuè tomada en el núcleo VLA-1326 y se caracteriza
por predominar en ella facies arcillosas tipo H y L, con algunas intercalaciones de 1 pie
de espesor de facies de arenisca S3. La facies arcillosa presenta moderada
bioturbación y estructuras de laminación paralela. Fueron interpretados como depósitos
de frente deltáico. No presenta prospectividad.
C-5U1U1 a C-5U1M: Se caracteriza por secuencias grano crecientes hacia el tope,
constituídas por facies de areniscas S3, S11, S2 suprayaciendo a facies lutíticas L y
heterolíticas H. Hacia el tope de las areniscas se observan clastos de arcillas y
rizaduras de corriente. En la facies arcillosa se observa una moderada bioturbación.
Como característica a resaltar se observó un delgado intervalo de arenisca cementado
por calcita, al tope de la secuencia, producto de alteraciones diagenéticas. Estas
secuencias fueron interpretadas como depósitos de barras de mareas. Presenta una
saturación estimada por registro de 40 a 50%, se considera prospectiva.
C-5U1M a C-5U2U: En el núcleo del VLA-1326 esta subunidad se presenta con un alto
porcentaje de facies H y L altamente bioturbadas y un porcentaje bajo de facies de
areniscas S3 y S11 de 4 pies. Las facies arcillosas se disponen hacia el tope, mientras
hacia la parte central a la base se observa mayor porcentaje de facies arenosas
dispuestas en secuencias grano crecientes. La sección arcillosa fue interpretada como
depósitos arcillosos de frente deltáico distal y las secuencias grano crecientes se
interpretan como depósitos de barras distales. Esta subunidad presenta saturaciones
en el orden de 50%.
C-5U2U a C-5U2UP: Esta subunidad está constituída por 2 secuencias grano
decreciente hacia el tope y 2 secuencias grano crecientes hacia la base. Estas
secuencias fueron interpretadas como canales de mareas y depósitos de barras
respectivamente. Las facies areniscas son principalmente S3 y S11 presentando
estratificación cruzada y facies H y L con finas laminaciones horizontales. Las
MARCO METODOLOGICO SEDIMENTOLOGIA
CAPITULO IV 284
saturaciones están en el orden de 40 a 60% por lo cual se consideró un intervalo
prospectivo.
C-5U2UP a C-5U2M: Se caracteriza por dos secuencias grano creciente, en la parte
superior el conjunto de facies arenosas S11 y S3 tienen espesores de 12 pies y
suprayacen a facies heterolíticas H. La secuencia inferior presenta espesores de arena
de 4 pies. Estas secuencias fueron interpretadas como depósitos de barras de mareas.
C-5U2M a C-5U2L: Esta subunidad en el núcleo VLA-1326 está constituída por una
secuencia grano creciente con facies de areniscas S3 y S11 de espesores de 13 pies,
las cuales fueron interpretadas como depósitos de barras de mareas. Esta distribución
de facies sedimentarias repercute en la respuesta a la inyección, dado que los fluídos
van a tener una tendencia preferencial dentro del mismo depósito. No obstante, dado
que esta subunidad está representada por secuencias arenosas de canal o barra y el
ambiente de sedimentación es un delta dominado por mareas cuya dirección de barras
y canales tiene la misma orientación, por lo tanto, la respuesta a la inyección va a ser
efectiva en todos los pozos y con preferencia a una dirección noreste-suroeste o
sureste-noreste que es la dirección de sedimentación de barras y canales.
C-5U2L a C-5U2LUNC: Las secuencias que caracterizan a esta subunidad en el núcleo
VLA-1326 son dos secuencias grano decrecientes caracterizadas por delgadas capas
de facies de areniscas S3 que infrayacen a facies H y L. Estas secuencias fueron
interpretadas como depósitos de canal de mareas de baja prospectividad.
C-5U2LUNC a C-5U3: Esta subunidad está constituída en el pozo VLA-1326, por cuatro
secuencias grano crecientes. Hacia el tope dos secuencias grano crecientes
constituídas por facies S3 de 9 pies de espesor impregnada de hidrocarburo que
suprayace a 2 pies de facies H y en las dos secuencias inferiores las facies de
areniscas son S2 de 6 pies de espesor. Estos depósitos han sido interpretados como
MARCO METODOLOGICO SEDIMENTOLOGIA
CAPITULO IV 285
barras de mareas. En cuanto a la prospectividad se observa mejor calidad hacia las
barras del tope.
C-5U3 a C-5U3B: Esta subunidad esta constituída mayormente por depósitos arcillosos
de facies heterolíticas y lutíticas H y L. Solo algunas arenas tipo S2 están presente y
son de baja calidad. Han sido interpretados como depósitos de interbarras o canales.
No se considera prospectiva.
C-5U3B a C-5U3L: Secuencias grano decrecientes constituyen esta subunidad en el
VLA-1326. La facies de areniscas S11 de 15 pies de espesor con contacto erosivo
hacia la base caracterizan a esta unidad. Estas representan depósitos de canal de
marea apilados. La dirección de sedimentación es noreste – suroeste y se espera que
ésta sea la dirección donde la recuperación sea más efectiva.
C-5U3L a C-5L1: Se caracteriza por facies arcillosas heterolíticas y lutititas bioturbadas
que fueron sedimentadas en el frente deltáico distal o prodelta. No presenta
prospectividad.
C-5L1 a C-5L1U: Esta subunidad no está presente en el núcleo. Estas secuencias
fueron interpretadas como depósitos de barra de marea distales analizando las
elctrofacies de los pozos vecinos. Estas barras distales debido a su delgado espesor no
son prospectivas.
C-5L1U a C-5L1L: Esta subunidad no está presente en el núcleo, por lo cual se
interpretó sobre la base de las electrofacies de los pozos vecinos. En la parte central se
caracteriza por depósitos tipo barra de mareas, en la zona norte y sur se caracteriza por
depósitos arcillosos de interbarras en el frente deltáico.
MARCO METODOLOGICO SEDIMENTOLOGIA
CAPITULO IV 286
C-5L1L a C-5L2: Esta subunidad no fué tomada en el núcleo del VLA-1326. En base al
análisis de electrofacies se interpretan tres tipos de depósitos. En la zona central se
encuentran depósitos de canal de mareas cuya dirección de sedimentación se
interpreta como noreste-suroeste a este-oeste. La zona norte y sur del área se
caracteriza por depósitos de barras de mareas en la misma dirección de sedimentación.
Las zonas más prospectivas de esta subunidad son la central y sur en la zona de barras
y canales.
4.1.2 Calibración Núcleo – Perfil
La ejecución de una correlación núcleo-perfil es de suma importancia en la
determinación de las características sedimentológicas y texturales mas importantes
reveladas por el núcleo y que sean correspondientes a las exhibidas por los registros
corridos en los pozos cuando éstos fueron perforados.
Dado que la toma de núcleos se efectúa de manera puntual y los registros corridos en
un pozo se toman de manera contínua, siempre vá a existir un pequeño desfase en
profundidad, el cual es necesario ajustar con la finalidad de describir con mayor
exactitud las facies y estructuras sedimentarias correspondientes a determinado
horizonte.
Existen dos maneras de hacer la correlación: de manera manual pie a pie, o mediante
mètodos computarizados que permiten efectuar la correlación de manera automática
aunque siempre bajo el criterio y supervisión del geólogo o sedimentólogo que estè
realizando esta tarea.
En el caso de los yacimientos C-4 y C-5, la correlación núcleo-perfil se efectuó de
manera manual superponiendo en una mesa de luz el registro core gamma al registro
del pozo, efectuando la correlación por tramos desde el fondo hacia superficie y
determinando el desfase (pies) existente en cada sección.
MARCO METODOLOGICO SEDIMENTOLOGIA
CAPITULO IV 287
El desfase obtenido en cada tramo fue restado al valor de la profundidad del registro y
así de esta forma fueron calibrados ambos registros.
4.1.3. Descripción Mineralógica, Facies y Secciones Finas
Se describieron 7 secciones finas, correspondientes al pozo VLA-1321 (C-4) y 16
secciones correspondientes al pozo VLA-1326 (C-5), las cuales permiten caracterizar la
roca a través de la definición de los componentes mineralógicos (grano, matriz y
cemento), características texturales (tamaño de grano, redondez, forma y
escogimiento), tipo de arenisca (facies), secuencia paragenética , eventos diagenèticos
creadores y destructores de porosidad, tipos de contacto entre granos, tamaños de
poros y tamaño de garganta de poro dominante.
El estudio de las secciones finas se realizó de la siguiente manera:
4.1.3..1. Identificación y Tipo de Arenisca
Las areniscas están compuestas por: grano, matriz y cemento.
Granos: Los detritales son minerales, fragmentos de rocas o fósiles que constituyen el
armazón de una arenisca. Los minerales detritales son los silicatos, feldespatos,
minerales de arcilla y mica.
- Silicatos:
Cuarzo monocristalino
Cuarzo policristalino
Chert (tiene diferentes orígenes: orgánicos y volcánicos)
MARCO METODOLOGICO SEDIMENTOLOGIA
CAPITULO IV 288
- Feldespatos:
Feldespatos Potásicos: son maclados en dirección vertical y horizontal, en
algunos casos no tienen maclados sino extensión recta con manchas de relieve
bajo y tienden a teñirse.
Plagioclasas: tienen la particularidad de presentar dos bandas una de color blanco
y negro cuando se mueven en la platina del microscopio, éstos son mas inestables
y tienen extensión recta.
Matriz: Es una sección fina menor de 2 micras, compuesta principalmente de
minerales de arcilla. Entre los tipos de matriz tenemos:
Matriz de arcilla de óxido de hierro
Matriz de arcilla detrital: Esta pueden encontrarse en forma de intercalaciones de
láminas como clastos, fragmentos de roca, bioturbaciones y otros.
Cemento: Es el material precipitado químicamente como un nuevo material o adicional
a un mineral ya existente, el cual une los granos para formar una roca. El mismo es
precipitado después de la depositación. Los cementos de calcita tienen color rosado o
amarillo.
Clasificación de las Areniscas:
Areniscas Cuarzosas: Son relativamente limpias o sea libre de arcillas o lutitas. Están
compuestas por minerales estables (cuarzo, turmalina y circón, etc) que tienden a
presentar una composición y textura uniformes sobre áreas de gran extensión. El
espacio poroso (porosidad) de éstos sedimentos está controlado por la presencia o
ausencia de cemento de sílice y carbonato. Las areniscas cuarzosas son aquellas que
tienen una matriz < 15%. (Figura 84)
MARCO METODOLOGICO SEDIMENTOLOGIA
CAPITULO IV
MARCO METODOLOGICO SEDIMENTOLOGIA
289
50Feldespato
(100%) Fragmentos de Roca
(100%)
Cuarzo(100%)
55
2525
Areniscas Wakas
Wakas Líticas
Wakas Feldespáticas
5
Areniscas CuarzosasCuarzo(100%)
5
2525
Subarcosa Sublita-Arenita
Areniscas Líticas
Areniscas
Feldespáticas Fragmentos de RocaFeldespato
(100%) (100%) 50
Figura 84: Clasificación de las Areniscas Cuarzosas
Areniscas Wakas: Son unas arenas sucias (arcillosas) que contienen además de cuarzo
y otros minerales estables una gran cantidad de escamas finas de micas y fragmentos
de rocas aún no descompuestos provenientes del área original (Roca Madre). También
pueden contener Ilita, Esmectita, Caolinita, o cualquier otro mineral de arcilla. Las
arenas de esta clase que conforman algunos yacimientos pueden alcanzar valores altos
de porosidad aunque la permeabilidad es relativamente baja e irregular debido a la
presencia de granos finos entre aquellos más grandes. Las areniscas Wakas tienen una
matriz > 15%. (Figura 85).
Figura 85: Clasificación de las Areniscas Wakas
CAPITULO IV 290
4.1.3.2. Textura
Tamaño de los granos: la medición del tamaño de grano debe realizarse por el eje
mayor.
Redondez y forma: la redondez de las aristas de los granos se establece en angular,
subangular, subredondeado, redondeado y bien redondeado. Cuando se hace el
estudio de redondez es importante que el cuarzo no tenga sobrecrecimiento.
Escogimiento: es la distribución de los diferentes tamaños de grano dentro de la
muestra.
Una vez determinadas las características texturales de grano, matriz y cemento se
clasificaron los tipos de facies asociadas a cada muestra tomada de los núcleos de C-4
y C-5, atendiendo a la clasificación general aceptada, es decir, facies de areniscas tipo
S, S3, S11, H, L etc. y sus diferentes combinaciones
4.1.3.3. Eventos Diagenéticos
Son los procesos físicos y químicos que ocurren después de la sedimentación, por
medio del cual los sedimentos se convierten en roca.
Los procesos diagenéticos son:
Compactación: en la compactación se pueden observar los sedimentos fracturados y
ésta produce diferentes contactos (tangenciales, alargados, cóncavos-convexo y
suturados).
MARCO METODOLOGICO SEDIMENTOLOGIA
CAPITULO IV 291
Disolución: en la disolución se observan bordes y granos corroídos por fluidos.
Autigénesis: En los procesos de autigénesis tenemos la cementación, reemplazo y
recristalización.
4.1.3.4. Poro y Garganta de Poro
Se midió el tamaño de los poros y las gargantas de poros mediante la escala graduada
del microscopio petrográfico.
A continuación se presentan algunas de las fotografías de las secciones finas.
Figura 86: Litofacie S3 (C-4)
Figura 87: Litofacie S3 (C-5)
MARCO METODOLOGICO SEDIMENTOLOGIA
CAPITULO IV 292
En la figura 86. se visualiza matriz arcillosa, mientras que en la figura 87. se observa
cementación por calcita como elemento destructor de porosidad.
Figura 88: Litofacie S11 (C-5)
En la figura 88. se puede apreciar que la litofacie S11 tiene menor tamaño de grano que
la litofacie S3.
4.1.4. Microscopía Electrónica de Barrido (SEM) y Difracción de Rayos X (xrd).
Se realizó la descripción de fotografías de miscroscopía electrónica (SEM) de C-4 y C-
5, las cuales permiten visualizar porosidad, la morfología de arcillas y cementos.
También se contó con análisis de Difracción de Rayos X (XRD) de C-4 y C-5, los cuales
permiten la identificación y cuantificación de los minerales que componen la roca, así
como el tipo de arcilla
4.1.5 Determinación de Electrofacies
Para identificación de las electrofacies se utilizó la información de los núcleos VLA-1321
y VLA-1326 tomada de PDVSA (2000) y su cotejo con las formas de las curvas de
litología de los registros eléctricos. Esta interpretación sedimentológico-estratigráfica fue
extrapolada a toda el área.
MARCO METODOLOGICO SEDIMENTOLOGIA
CAPITULO IV
MARCO METODOLOGICO SEDIMENTOLOGIA
293
En las electrofacies se identificaron seis (6) patrones de facies o tendencias diferentes:
grano creciente hacia la base, grano creciente hacia el tope, grano creciente hacia el
tope y hacia la base, en forma cilíndrica y en bloque, en forma de sierra y facies de
espesores donde no se observa desarrollo de arena alguno.
En las subnidades de los núcleos donde no se tomaron muestras se efectuó una
extrapolación de la forma de los registros de los pozos vecinos a estos con la finalidad
de determinar la facies predominante en las mismas, vale decir, en C-4M2, C-5L1, C-
5l1U y C-5L1
CAPITULO IV 294
MARCO METODOLÓGICO PETROFÌSICA
4.2.1 Recopilación de Información
Para la recolección de la información se utilizó la técnica de observación documental,
debido a que fue necesario recurrir a las bases de datos existentes tanto en la
compañìa consultora como en la unidad de explotación de toda la información
disponible del área, ya sea en formato digital o papel, del área. Esta información
contempla análisis convencionales y especiales de núcleos, perfiles de pozos, análisis
físico-químico de aguas de formación, historias de producción y presión, ensayos
geomecánicos, así como también estudios previos que se hayan realizados
anteriormente en éste y otros yacimientos vecinos, con la finalidad de proceder a la
validación de la misma y su consistencia o no con lo que se conoce en el área de
estudio, esto con la finalidad de aumentar la certeza de los resultados.
4.2.1.1 Procedimiento de la Investigación
Recolección de la data (análisis de núcleos convencionales y especiales,
registros disponibles, producción, historias de pozos, mapas del área,
informes previos, ensayos geomecánicos etc.).
Cálculo y determinación de parámetros petrofísicos (m, n, a, Rw, Sw, K, ).
Análisis y evaluación de parámetros petrofísicos (generación de correlaciones
por tipo de roca).
Determinación de los modelos de arcillosidad, saturación, porosidad y
permeabilidad adecuados para cada yacimiento
Conclusiones y recomendaciones.
MARCO METODOLOGICO PETROFISICA
CAPITULO IV 295
A continuación se muestra un resumen de toda la información recopilada que será de
utilidad para la ejecución del Modelo Petrofísico:
Registros:
72 Rayos Gamma para C-4 y 50 para C-5.
75 de Resistividad para C-4 y 55 para C-5.
28 de Densidad para C-4 y 24 para C-5.
8 Sónicos para C-4 y 8 para C-5.
Núcleos:
Análisis Convencionales para 3 pozos con núcleo en el yacimiento C-4,
contando con 136, 91 y 104 tapones en los pozos VLA-72, VLA-765 y
VLA-1321.
Análisis Convencionales para 3 pozos con núcleo en el yacimiento C-5,
contando con 197, 143 y 85 tapones en los pozos VLA-72, VLA-765 y
VLA-1326.
Análisis Especiales para 2 pozos con núcleo en el yacimiento C-4 (VLA-
766 y VLA-1321), distribuídos respectivamente para cada pozo de la
siguiente forma:
14 y 51 muestras de Índice de Resistividad y Factor de Formación.
33 y 20 muestras con Presión Capilar por el método hidrostático y centrífuga
para los pozos VLA-766 y VLA-1321 respectivamente.
21 y 51 muestras con Capacidad de Intercambio Catiónico (CIC) para los
núcleos de los pozos VLA-766 y VLA-1321.
MARCO METODOLOGICO PETROFISICA
CAPITULO IV 296
Análisis de Difracción de Rayos X y Microscopía Electrónica de Barrido
para 1 pozo con núcleo en C-4 (VLA-1321).
Descripción Sedimentológica para 1 pozo con núcleo en C-4 (VLA-1321).
Análisis Especiales para 1 pozos con núcleo en el yacimiento C-5 (VLA-
1326), con la siguiente distribución:
51 muestras de Índice de Resistividad y Factor de Formación.
28 muestras con Presión Capilar por el método de la centrífuga
51 muestras con Capacidad de Intercambio Catiónico (CIC) para el núcleo del
pozo VLA-1326.
Análisis de Difracción de Rayos X y Microscopía Electrónica de Barrido
para 1 pozo con núcleo en C-5 (VLA-1326).
Descripción Sedimentológica para 1 pozo con núcleo en C-5 (VLA-1326).
Producción / Yacimiento:
8 pozos con medidas de presión a través de pruebas de RFT (4 para C-4
y 4 para C-5)
27 PLT corridos en diferentes pozos del yacimiento.
95 análisis físico-químicos distribuidos así: 56 análisis en C-4 y 39 análisis
en C-5.
Histórico de Producción para 187 pozos en C-4 y 45 pozos en C-5 (estos
incluyen los pozos con núcleo).
MARCO METODOLOGICO PETROFISICA
CAPITULO IV 297
4.2.1.2 Clasificación de los Datos
Como primera etapa en la caracterización petrofísica del yacimiento, se procede a
realizar un inventario de la información disponible, necesaria para cumplir con los
objetivos establecidos.
Se establecen los pozos claves, siendo estos los que poseen análisis de
núcleos convencionales o especiales, registros electricos, sónicos o de
porosidad (densidad y neutron). A partir de los mismos se estableceran y
ajustarán los parámetros petrofísicos tales como coeficiente de tortuosidad
(a), factor de cementación (m), exponente de saturación (n), densidad de
matriz (ma), etc. que serán utilizados para la estimación de las correlaciones
de las propiedades ( y K) en el escalamiento núcleo-perfil. Los pozos
claves son para el yacimiento C-4 los siguientes: VLA-72, VLA-765, VLA-766
y VLA-1321; mientras que para el yacimiento C-5 los pozos claves son: VLA-
72, VLA-765 y VLA-1326.
Se clasifican los pozos control, definidos como aquellos que disponen de
registros como, rayos gamma (GR) y potencial espontáneo (SP), laterolog
doble (DLL), en donde se obtiene resistividad media o somera (LLS) y
profunda (LLD), densidad de formación (RHOB), Neutrón y calibre de hoyo
(CALI).
MARCO METODOLOGICO PETROFISICA
CAPITULO IV 298
4.2.2 Validación de la Información
Luego de recolectar toda la información disponible se procede a la validación de las
curvas certificadas, de ser necesario se deben realizar correcciones a dichas curvas, a
la información de núcleo y a la información de yacimiento / producción.
4.2.3 Edición de Registros
Se verifica la correspondencia de cada curva en profundidad y se compara esta con los
registros en papel (se toma como referencia el registro de resistividad), luego se
efectúan las correcciones necesarias por efecto de hoyo, temperatura, capa, etc.; si así
lo requiere el estudio. El conjunto de curvas pertenecientes a los pozos de los
yacimientos en estudio, no necesitaron la ejecución de estas correcciones
anteriormente planteadas.
4.2.4 Validación de los Análisis Físico-químicos
En una primera etapa, se descartaron los análisis físico-químicos del agua de
formación, tomando en consideración los siguientes criterios:
Muestras tomadas en fechas cercanas a la finalización de algún trabajo de
perforación, completación, estimulación, fracturamiento o acidificación, entre
otros. Por esta razón, algunas muestras pueden ser descartadas ya que
presentaran elevadas concentraciones de sólidos totales disueltos y pH menor a
MARCO METODOLOGICO PETROFISICA
CAPITULO IV 299
7, indicativo que el pozo había sido sometido a algún trabajo de rehabilitación,
alterándose así las propiedades físico-químicas del agua de formación
Muestras tomadas en pozos que estuviesen produciendo en commingled para la
fecha de la toma
Análisis cuyos datos estuvieran incompletos
Pozos con problemas mecánicos
Pozos con bajo corte de agua
Influencia directa de los pozos inyectores
Muestras no pertenecientes a los yacimientos en estudio
En una segunda etapa se descartaron:
Muestras que no se encontraron balanceadas iónicamente, es decir, aquellas
donde se encontró que la suma de los pesos equivalentes (meq/L) de los iones
positivos (cationes) era diferente a la suma de los iones negativos (aniones).
4.2.5 Corrección de Datos de Núcleos
Se deben refinar los datos de los análisis convencionales y especiales de los núcleos,
estableciendo los rangos y tendencias de las mediciones realizadas con el fin de
verificar la validez de los mismos. Esto debe hacerse a través del uso de histogramas,
Cross-Plots, Inspecciones de las Fotografías, entre otras. Los datos de núcleos para la
ejecución del Modelo Petrofísico presentaron pequeñas inconsistencias en:
Algunas profundidades reportadas en los análisis convencionales.
Las Litofacies reportadas por cada tapón en comparación con la descripción
sedimentológica de los núcleos.
MARCO METODOLOGICO PETROFISICA
CAPITULO IV 300
4.2.6 Parámetros Petrofisicos
Para la realización de una evaluación cuantitativa de los perfiles de pozos es necesario
conocer los parámetros petrofísicos de la formación, dichas propiedades son:
resistividad del agua de formación (Rw), densidad de matriz de formación (ma) factor
de formaciòn (F), índice de resistividad (I), exponente de saturación (n), exponente de
cementación (m) y capacidad de Intercambio Catiónico por unidad de Volumen Poroso
(Qv).
4.2.6.1 Estimación de la Resistividad del Agua de Formación
El valor de la resistividad del agua de formación es muy importante en la determinación
de la saturación de agua. Varía significativamente de una zona a otra. Dicha variación
está relacionada con la salinidad y las características geológicas del área que se
evalúa.
El cálculo de la resistividad del agua de formación, se realiza a través de diferentes
métodos dependiendo de la información que se disponga:
Análisis Físico-Químicos
Un análisis de agua es representativo cuando tiene un buen balance iónico entre sus
cationes y aniones, es decir, cuando posee cargas eléctricas iguales. Para hacer dicho
balance la concentración de cada ión reportado en el análisis físico-químico, debe ser
expresado en miliequivalentes por litros (meq/lts) y solo se acepta una diferencia menor
MARCO METODOLOGICO PETROFISICA
CAPITULO IV 301
que uno entre ambas cargas (cationes y aniones). La expresión matemática es la
siguiente:
Meq/lts/ión = (mgr/lts ó ppm)* CR (149)
El CR (Coeficiente de Reacción) no es más que la medida normalizada de los cationes
y los aniones disueltos en el agua y es igual a la valencia entre peso molecular del ión.
En la Tabla 9 se puede ver de acuerdo al ión los diferentes valores de Coeficiente de
Reacción:
Tabla 9: Valores de los diferentes coeficientes de reacción según el tipo de ión.
Ión Coeficiente de Reacción
Sodio 0.4348
Magnesio 0.0823
Calcio 0.0499
Hierro 0.0358
Cloruro 0.0282
Sulfato 0.0208
Carbonato 0.0333
Bicarbonato 0.0164
Bario 0.0145
Aluminio 0.1112
Fluor 0.0526
Bromo 0.0125
Una vez validada la muestra, se procede a realizar la sumatoria de todas las
concentraciones (ppm) de los iones presentes en el análisis químico de la muestra:
Concentración Total = (ppm/ión) (150)
MARCO METODOLOGICO PETROFISICA
CAPITULO IV 302
Luego las concentraciones de cada elemento deben convertirse en concentraciones
equivalentes de cloruro de sodio entrando con la Concentración Total al Gen-8 del
manual de cartas de la Schlumberger para el cálculo de los factores de conversión de
cada ión. (Figura 89).
Figura 89: Gen-8.
Para obtener la salinidad total equivalente en cloruro de sodio (NaCl), las partes por
millón de cada ión se multiplican por su factor de conversión correspondiente y los
productos se suman.
Salinidad total equivalente NaCl = (ppm/ión*Fconv) (151)
Finalmente con la Concentración total en NaCl en ppm se obtiene la resistividad del
agua a la temperatura del yacimiento, utilizando para ello la carta Gen-9 del manual de
cartas de Schlumberger. (Figura 90).
De manera de comparar de forma gráfica las cantidades y tipos de iones que posee una
muestra de agua de formación se procede a realizar el Diagrama Stiff , estableciendo
un patrón para el yacimiento, área o campo en estudio;
MARCO METODOLOGICO PETROFISICA
CAPITULO IV 303
Figura 90: Gen-9.
en el caso de existir dicho patrón se verifica la existencia de análisis recientes no
incluidos en el establecimiento de dicho patrón y lo actualiza, de ser necesario,
dejándolo disponible para su uso en la evaluación.
Para la construcción del diagrama Stiff, se consideran las concentraciones absolutas en
miliequivalentes por litro de los iones de sodio, calcio, magnesio, cloro, bicarbonato y
sulfato. Los valores de concentración de cada ión son representados a la izquierda y
derecha de un eje vertical y se unen con líneas rectas, para conformar un diagrama
característico de cada tipo de agua. La escala debe ser escogida cuidadosamente,
dependiendo de las concentraciones de las muestras. (Figura 91).
DIAGRAMA DE STIFF1 0
2 0
3 0
4 0
-2 0 -1 5 -1 0 -5 0 5 1 0 1 5 2 0
Cl
Fe
Mg
Ca HCO3
CO3
SO4
Na15 1520 2010 105 5 0
DIAGRAMA DE STIFF1 0
2 0
3 0
4 0
-2 0 -1 5 -1 0 -5 0 5 1 0 1 5 2 0
Cl
Fe
Mg
Ca HCO3
CO3
SO4
Na15 1520 2010 105 5 0
Figura 91: Diagrama Stiff de una muestra de agua de formación.
MARCO METODOLOGICO PETROFISICA
CAPITULO IV 304
Técnicas Gráficas de Hingle y Pickett
Estas técnicas se usan en aquellos pozos que tengan arenas limpias saturadas 100%
de agua en condiciones iniciales y que dispongan de sus respectivos registros (editados
y normalizados) de resistividad y porosidad, además de valores confiables de los
exponentes de cementación (m) y saturación (n).
* Determinación de Rw mediante la técnica gráfica de Pickett
En un gráfico Log-Log de Rt vs. , la ecuación de los puntos pertenecientes a la zona
con Sw igual a 100%, representará la familia de líneas rectas con pendiente de -m,
cuyo intercepto es de “aRw” en la abscisa de = 100%, al asignarle el valor de 1 a la
tortuosidad (a ) dicho intercepto será la resistividad del agua de formación a la
temperatura del estrato. Los puntos de la zona con Sw menor al 100% caerán por
encima de la línea recta.
* Determinación de Rw mediante la técnica gráfica de Hingle
Al graficar suficientes puntos de Rt que incluyan una zona de Acuífera (Ro) vs , se
proyecta una línea a través de los puntos (Ro) de la zona con Sw igual a 100% que se
encuentren más al nor-oeste del gráfico, para luego calcular el Rw a la profundidad del
estrato al multiplicar dicho punto por su valor de porosidad elevado al exponente de
cementación.
MARCO METODOLOGICO PETROFISICA
CAPITULO IV 305
4.2.6.2 Densidad de Matriz (ma)
Se realizan histogramas de frecuencia con los valores de densidad de grano. Del
análisis de dichos histogramas, se determina el valor más representativo de la
densidad de matriz ma.
En caso de no existir núcleos o que éstos no sean adecuados, se procede a obtener los
parámetros con métodos alternos.
4.2.6.3 Factor de Formación e Indice de Resistividad.
Se procede a verificar la existencia de núcleos con análisis convencionales y especiales
en el área bajo estudio y se observa si se llevaron a cabo las pruebas de factor de
formación (FF), índice de resistividad (IR), densidad de grano (g) a diferentes
profundidades; en caso de existir dichas pruebas, se establece el exponente de
cementación (m), el coeficiente de tortuosidad (a) y el exponente de saturación (n)
respectivamente de la siguiente manera:
4.2.6.4 Exponente de Cementación (m) y Coeficiente de Tortuosidad (a)
Se construye la gráfica F Vs. en papel log-log para las diferentes muestras, los
valores obtenidos del factor de formación en función de porosidad. Si los puntos
definen una tendencia lineal, la regresión permite obtener la tortuosidad (a) como el
intercepto en la ordenada, mientras que la pendiente de la recta define el exponente de
cementación (m). En caso contrario, la regresión se fuerza por el valor uno (1) en la
ordenada y la pendiente es m.
La expresión matemática que rige el proceso es la siguiente:
MARCO METODOLOGICO PETROFISICA
CAPITULO IV 306
maRw
RoFF
(152)
Para el cálculo del exponente de cementación corregido por arcillosidad m* se utiliza el
mismo procedimiento descrito anteriormente pero tomando los valores de factor de
formación corregidos por arcillosidad.
Exponente de Saturación (n)
Se construye la gráfica IR Vs. Sw en papel log-log para las diferentes muestras, los
valores obtenidos del índice de resistividad en función de la saturación de la solución
salina utilizada en la prueba; el exponente de saturación se obtiene como la pendiente
de la recta que mejor se ajuste a los puntos representados, de acuerdo a la siguiente
expresión:
nw
S
1
Ro
RtIR
Para el cálculo del exponente de saturación corregido por arcillosidad n* se utiliza el
mismo procedimiento descrito anteriormente pero tomando los valores de índice de
resistividad corregidos por arcillosidad.
En aquellas áreas que no poseen núcleos, es factible utilizar otros métodos (analíticos y
gráficos) para calcular los parámetros petrofísicos a, m y n. En estos métodos se
ubican zonas dentro del yacimiento que estén presumiblemente 100 % saturadas de
agua de formación, siempre y cuando se conozca el valor de la resistividad del agua de
formación y se disponga de perfiles de porosidad adecuados para realizar el análisis.
MARCO METODOLOGICO PETROFISICA
CAPITULO IV 307
4.2.6.5 Métodos Alternos para Determinar Parámetros Petrofísicos.
4.2.6.5.1 Exponente de Cementación de “m”
Se grafica en escala log-log los valores de Rt contra ; conocido Rw y asumiendo la
constante de Archie a = 1.0, se traza una recta por la mayor concentración de puntos,
partiendo de a = 1.0 y Rt = Rw. La pendiente de dicha recta dará como resultado el
valor del factor de cementación (m). La formulación matemática que rige este método
es a partir de la ecuación de Archie:
Rt
RwmanSw
(153)
Con:
Sw = 1.0
a = 1.0
Rw conocido
log Rt = -m.log()+ log(a.Rw) (154)
4.2.6.5.2 Exponente de Saturación ( n )
Se asume un valor de n= 2 basado en los experimentos realizados por Archie.
MARCO METODOLOGICO PETROFISICA
CAPITULO IV 308
4.2.6.5.3 Coeficiente de tortuosidad (a )
Basándose en las experiencias de aceptación general se utilizan los siguientes valores
empíricos:
Para formaciones duras a = 1.0
Para areniscas a = 0.62 ó a= 0.81 dependiendo del área de trabajo.
4.2.6.6 Capacidad de Intercambio Catiónico por unidad de Volumen Poroso (Qv)
La capacidad de intercambio catiónico (CIC) se obtiene del laboratorio como parte de
los Análisis Especiales de Núcleo, luego el término Qv, introducido como un valor de la
roca reservorio que representa la capacidad de intercambio catiónico por unidad de
volumen poroso, se calcula de la siguiente expresión:
Qv = CIC (1-)(ma)/(100) (155)
Para el cálculo de una ecuación de Qv que se ajuste al yacimiento, se grafican en papel
Semilogarítmico para las diferentes muestras de los núcleos, los valores obtenidos de
Qv, en función de la porosidad, la ecuación de la recta resultante de la regresión de los
puntos define la ecuación a utilizar para el calculo del Qv del yacimiento, que es uno de
los parámetros a utilizar en la Técnica de Waxman Smits para el calculo de Saturación
de agua.
MARCO METODOLOGICO PETROFISICA
CAPITULO IV 309
4.2.7 Determinación del Tipo de Roca.
4.2.7.1 Identificación y Caracterización de las Petrofacies
La identificación y caracterización de las Petrofacies se realiza siguiendo el
procedimiento descrito a continuación:
4.2.7.2 Cross-Plots Porosidad - Permeabilidad
Las gráficas de porosidad vs. permeabilidad, se realizan con la finalidad de determinar
la calidad de los tipos de rocas presentes en el muestreo, esto se determina luego de
identificar y agrupar grupos de muestras que presenten caracterìsticas similares de
flujo (relación K-) para cada tipo de roca, determinando aquellas que puedan no ser
representativas del yacimiento.
De los análisis convencionales de núcleos, se obtienen valores de porosidad y
permeabilidad con o sin presión de sobrecarga, utilizando éstos últimos valores para
tratar de simular las condiciones de presión de confinamiento existentes en el subsuelo.
En un gráfico Semi-Log de vs. K, se grafican los valores de porosidad en la abscisa y
los de permeabilidad en la ordenada, y se observa si existe relación entre dichas
variables. De igual forma se construyen isolíneas para diversos valores de K /
usándose éstas como referencia para poder observar las diferentes agrupaciones de
puntos que siguen la tendencia de las mismas, representando distintos tipos de rocas.
(Figura 92).
MARCO METODOLOGICO PETROFISICA
CAPITULO IV 310
Determinación del Tipo de Roca
0,01
0,1
1
10
100
1000
10000
0 5 10 15 20 25 30
Porosidad (%)
Per
mea
bili
dad
(m
d)
K/Ø
K/Ø =5000
K/Ø= 500
K/Ø= 50
K/Ø= 5
K/Ø = 0,5
Figura 92: Crossplot Porosidad – Permeabilidad
4.2.7.3 Radio de Poro
El perfil de radio de poro es un gráfico que se realiza con la finalidad de obtener el radio
de garganta poral (Ri) medido de laboratorio, a diferentes niveles de saturación. (Figura
93)
Debido a que la metodología para la caracterización del tipo de roca ideada por Winland
y Pittman se fundamenta en medidas de presión capilar realizadas con inyección de
mercurio, es necesario convertir cualquier otra clase de medición al sistema Aire –
Mercurio mediante las siguientes ecuaciones:
salmuera
HgsalmueraHg
PcPc
)cos(
)cos(
(156)
MARCO METODOLOGICO PETROFISICA
CAPITULO IV 311
Pc Hg= 5.097* Pcplato poroso (157)
Pc Hg= 8.738* Pccentrifuga (158)
Donde: (Cos)Hg = 367
(Cos)Plato poroso = 72
(Cos)Centrifuga = 42
R = 106.43 / Pc
SHg = 1 – Sw
Para la elaboración del Perfil de Radio de Poro se grafican en papel Semi-Log para las
diferentes muestras de los núcleos, los valores obtenidos de presión capilar, en función
de la saturación de la fase no mojante, además se incluye la escala del tamaño de
garganta poral sugerida por Coalson, Hartmann y Thomas. Luego se entra a éste
gráfico a los diferentes valores de saturación y se leen sus correspondientes valores de
presión, para entonces calcular el Ri mediante la ecuación:
Pc
CosCr
2
(159)
donde:
Pc = Presión Capilar en Lbs/pulg2
= Tensión Superficial (480 dinas/cm2)
= ángulo de contacto (140 grados)
r = Radio de garganta de poro en m
C = Constante de Washburn = 0.145
MARCO METODOLOGICO PETROFISICA
CAPITULO IV 312
Mediante éste gráfico se puede identificar de manera visual a que petrofacies
corresponde cada muestras, observando el rango de radio de garganta poral en el cual
ocurre el mayor desplazamiento de la fase no mojante (zona plana de la curva).
Presión Capilar (Sistema Aire- Mercurio)
0
20
40
60
80
100
120
140
160
180
200
0102030405060708090100
Saturación de Mercurio (%)
Pre
sió
n C
ap
ilar
18A 23VA 24A 29A 33A 39VA 44A 49A 53A 58A 62VA64A 64VA 89VA 93A 95A 102A 105A 106A 119A
MEGA
MACRO
MESO
MICRO
NANO
MEGA
Figura 93: Perfil de Radio de Poro
4.2.7.4 Curvas de Presión Capilar
La caracterización del tipo de roca se lleva a cabo tomando en cuenta principalmente
las pruebas de presión capilar (por inyección de mercurio) de los análisis especiales, los
gráficos de permeabilidad – porosidad de los análisis convencionales de núcleo entre
otros métodos que permitan la determinación de los posibles tipos de rocas o
petrofacies presentes en el yacimiento.
Para la determinación de la geometría o arquitectura de la roca de un yacimiento, las
curvas de presión capilar por inyección de mercurio resultan bastante prácticas por las
siguientes razones:
MARCO METODOLOGICO PETROFISICA
CAPITULO IV 313
Las curvas de presión capilar son una medida de la roca que relaciona el volumen
del espacio poroso controlado por las gargantas de poro de un tamaño dado a una presión
capilar dada.
La forma en que se presente la curva de presión capilar, es un indicativo de cómo es
la geometría del yacimiento.
Las curvas de presión capilar además proporcionan una buena aproximación de la
disposición de los fluidos en el yacimiento.
Las curvas de presión capilar son una forma efectiva de medir la distribución del
tamaño de poro en una roca determinada y se pueden categorizar de acuerdo a su
tamaño de garganta poral
Una vez determinados los diferentes intervalos entre los cuales se distribuye la nube de
puntos, se procede a su clasificación de acuerdo a la siguiente tabla:
Tabla 10: Clasificación de Rocas
TIPOS DE ROCA (Petrofacies)
Petrofacies
Tamaño de Garganta de Poro
(micrones)
Megaporoso > 10
Macroporoso 2.5 – 10
Mesoporoso 0.5 – 2.5
Microporoso 0.1 – 0.5
Nanoporoso < 0.1
.
MARCO METODOLOGICO PETROFISICA
CAPITULO IV 314
4.2.8 Radio de Garganta de Poro
Una vez verificada la existencia de análisis de presión capilar; se establecen las
unidades de flujo en función de las relaciones entre los tipos de rocas definidos
anteriormente y en caso de ser posible se establecen relaciones entre estas y las
facies sedimentarias determinadas mediante descripciones sedimentológicas.
Se procede a determinar el radio de garganta poral “Ri” que controla el flujo, utilizando
los resultados de los gráficos de radio de poro, en los cuales se compara el valor de
“Ri” calculado a partir de la curva de presión capilar con el valor de “Ri” obtenido de las
relaciones empíricas de Winland o Pittman a una saturación de mercurio determinada.
Estos resultados se ajustan aplicando las siguientes técnicas gráficas:
1. Gráficos de Apice donde se grafica la relación de saturación de
Mercurio / Presión Capilar contra Saturación de Mercurio (proveniente de las pruebas
de presión capilar) determinando el punto de mayor inflexión, el cual representa la
saturación de mercurio donde se alcanza el mayor desplazamiento, la cual se relaciona
con el radio de la garganta poral dominante “Ri”. (Figura 94)
Figura 94: Gráfico Ápice
0.0
1.0
2.0
3.0
4.0
5.0
6.0
7.0
8.0
0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100
Saturación de Mercurio
Shg/Pc
R50
MARCO METODOLOGICO PETROFISICA
CAPITULO IV 315
2. Saturación incremental de mercurio, donde se grafica el volumen desplazado de
mercurio contra el tamaño de garganta poral (provenientes de las pruebas de presión
capilar) identificando el rango del tamaño de garganta poral donde ocurre el mayor
desplazamiento de mercurio. (Figura 95)
0
5
10
15
20
25
30
35
40
0 0 1 10 100RADIO DE GARGANTA (micrones)
VO
LU
ME
N D
E H
g IN
CR
EM
EN
TA
L (
%)
NANO MICRO MESO MACRO MEGA
Figura 95: Gráfico de Saturación Incremental de Mercurio
3. Gráficos de comparación entre el “Ri” obtenido de la presión capilar y el “Ri”
obtenido de la relación de Winland-Pittman (uno a uno) a una saturación de mercurio
determinada, buscando la mayor correspondencia existente entre ambos valores, lo que
determina la saturación de mercurio (SHg) que se corresponda al “Ri” de mejor ajuste
para el muestreo (RSHg). (Figura 96)
R40-Pc vs. R40-Pitmann
0
10
20
30
40
50
0 10 20 30 40 50
R40-Pc
R40
-Pit
man
n
R35-Pc vs. R35-Winland
0
10
20
30
40
50
0 10 20 30 40 50
R35-Pc
R35
-WIN
R
0
10
20
30
40
50
0
R45
-Pit
man
n
45-Pc vs. R45-Pitmann
10 20 30 40 50
R45-Pc
Figura 96: Gráficos Uno a Uno
MARCO METODOLOGICO PETROFISICA
CAPITULO IV 316
4.2.8.1 Clasificación de las Muestras de Núcleo Mediante el Gráfico de Ri
Luego de conocer la ecuación para el cálculo del Ri a través del paso anterior, se
clasifican las muestras de los análisis convencionales de núcleos según el tipo de
Petrofacies, teniendo una idea de la calidad de las arenas muestreadas y del
yacimiento mismo.
Una vez establecido el RSHg se clasifican las muestras con base a la convención
establecida para los diferentes intervalos de Ri estableciendo las petrofacies. A tal
efecto se define el gráfico especifico que corresponda a la saturación determinada.
Se grafica la Porosidad en escala lineal vs Permeabilidad en escala logarítmica, que
incluye además isolíneas de tamaño de garganta poral (Ri); las diferentes agrupaciones
de puntos que sigan la tendencia de una isolínea de Ri representan distintas calidades
de roca, con base en la convención establecida para los diferentes intervalos de Ri.
(Figura 97)
Grafico de Porosidad vs Permeabilidad
0. 001
0.01
0.1
1
10
100
1000
1 0000
0 5 10 15 20
Porosidad (%)
Per
me
abili
dad
(md)
MA
CR
O
N
AN
O
ME
GA
ME
SO
M
IC
RO
Grafico de Porosidad vs Permeabilidad
0. 001
0.01
0.1
1
10
100
1000
1 0000
0 5 10 15 20
Porosidad (%)
Per
me
abili
dad
(md)
MA
CR
O
N
AN
O
ME
GA
ME
SO
M
IC
RO
Figura 97: Gráfico de RI.
Se establece la amplitud (intervalo de variación) de porosidad, permeabilidad y
cualquier otra propiedad petrofísica que caracterice cada tipo de roca para asociarla
con cada petrofacies establecida anteriormente.
MARCO METODOLOGICO PETROFISICA
CAPITULO IV 317
A partir de los análisis convencionales (porosidad y permeabilidad); se obtienen las
relaciones entre los perfiles (volumen de arcilla, porosidad, resistividad, entre otros)
que permitan poder diferenciar calidades de roca, que puedan ser agrupadas en
unidades de flujo.
Se procede a generar correlaciones de distribución del tamaño de garganta poral con
otras propiedades derivadas de núcleos y de perfiles (GR, Vsh, k, , entre otras). Las
relaciones resultantes se aplican al resto del pozo bajo análisis.
En caso de ser posible, se asignan códigos a las facies sedimentarias definidas por el
sedimentólogo, asociándolos con las petrofacies determinadas mediante un gráfico K vs
Phi con las isolíneas de garganta poral que representen el RSHg establecido.
4.2.8.2 Relación de Ri vs Propiedades derivadas de Núcleos y Registros
Con el objeto de conocer la permeabilidad en el resto de los pozos del yacimiento se
busca relacionar el Ri con otros parámetros derivados de núcleo o registros, para
entonces poder hacer una distribución areal de las petrofacies y la permeabilidad.
Dichos parámetros pueden ser: porosidad, saturación de agua irreducible, resistividad
verdadera, capacidad de intercambio catiónico por unidad de volumen poroso, volumen
de arcilla, entre otros.
Para los yacimientos C-4 y C-5 se obtuvo lo siguiente:
1) Ecuaciones de permeabilidad por petrofácies que ajustaron bien con los valores del
núcleo
2) En el gráfico general que relaciona la permeabilidad del núcleo y la permeabilidad
por petrofácies se logró un excelente ajuste (coeficientes de correlación > 0,8)
MARCO METODOLOGICO PETROFISICA
CAPITULO IV 318
3) Adicionalmente se efectuaron gráficos que involucran a la porosidad efectiva (Φe) y
el volumen de arcilla (Vsh) por unidades de flujo, lográndose muy buenos ajustes
4.2.8.3 Distribución Litofacies / Petrofacies
Con el propósito de distribuir las Litofacies con las Petrofacies, se analizó la descripción
sedimentológica de los núcleos, logrando observar y cuantificar la ocurrencia de
aparición de las diferentes litofacies dentro de cada Petrofacies, de manera de conocer
y diferenciar cada litofacies en función de los parámetros que influyen en la calidad de
roca, tales como escogimiento, tamaño de grano y otros.
Se construyen tortas de distribución de estos dos parámetros y se analizan junto al
Geólogo o Sedimentólogo del área los aspectos antes mencionados. (Figura 98).
PETROFACIES 1
8,70%
Figura 98: Distribución Litofacies / Petrofacies
38,26% 53,04%
S3 S3. S11
MARCO METODOLOGICO PETROFISICA
CAPITULO IV 319
4.2.9 Escalamiento Núcleo - Perfil.
El objetivo perseguido en la correlación núcleo-perfil es calibrar los registros con los
datos de núcleo para reproducir correlaciones que permitan extrapolar a los pozos del
yacimiento propiedades petrofísicas como: porosidad, permeabilidad, Ri, petrofacies,
etc. Esto se efectúa adecuando en profundidad la curva de rayos gamma de superficie
(Core-Gamma) con la curva de rayos gamma del registro de resistividad para los pozos
con núcleo, refiriendo todos los resultados validados de los análisis provenientes de los
núcleos a la profundidad ajustada.
4.2.9.1 Cálculo del Modelo de Arcillosidad
Existen diferentes modelos para la estimación del volumen de arcilla, tales como:
Lineal, Larionov, Clavier y Stieber, los cuales para validarlos es necesario contar con
análisis de difracción de rayos X u otros análisis petrográficos que puedan aportar
información sobre el volumen de arcilla. De esta forma se procede a determinar el
índice de arcillosidad y el volumen de arcilla utilizando los modelos de arcillosidad
mencionados, seleccionando como modelo a utilizar aquel que más se ajuste a los
volúmenes de arcilla reportados por el laboratorio. Análisis de Difracción de Rayos X
fueron realizados a los núcleos de los pozos VLA-1321 (C-4) y VLA-1326 (C-5), lo que
permitió el cálculo de esta propiedad con los 3 métodos descritos, los cuales se
exponen a continuación en detalle:
GRclGRsh
GRclGRVclIsh
(160)
Donde GR es el perfil de rayos gamma, GRsh indica la lectura del GR en la lutita más
representativa de la formación, GRcl la lectura del perfil en la arena más limpia.
MARCO METODOLOGICO PETROFISICA
CAPITULO IV 320
Modelos de Arcillosidad:
1. Lineal
IshVsh (161)
2. Clavier
2
12 ))7.0(38.3(7.1 IshVsh (162)
3. Stieber
Ish
IshVsh
*23
(163)
4. Larionov
12
12
3
12
37.2
*37.2
*2
Ish
Ish
Vsh
Vsh
(164)
Asimismo, para cada petrofacies que posean muestras con Análisis Petrográficos se
procede a identificar los tipos de arcillas presentes, así como la mineralogía de la
formación.
4.2.9.2 Cálculo del Modelo de Porosidad.
Para el cálculo de esta propiedad, la metodología empleada es la derivada del perfil de
densidad de formación ya que es el único registro disponible en el área de estudio. Para
MARCO METODOLOGICO PETROFISICA
CAPITULO IV 321
determinar la porosidad a partir del registro de densidad de formación se utiliza la
siguiente ecuación:
fma
bma
(165)
Donde ma es la densidad de la matriz de la formación, b es la densidad volumétrica de
la formación leída por el perfil y f es la densidad del fluido a base de agua igual a 1
gr/cc.
Para el cálculo de la porosidad efectiva existen 2 métodos a utilizar, los cuales se
representan por las siguientes ecuaciones:
Φe = Φt * (1– Vsh) (Mètodo Lineal) (166)
Φe = Φt – Vsh*Φdsh (Mètodo Gaymard) (167)
Utilizándose aquella que ajuste mejor con los valores del núcleo
En el caso de los pozos que no poseen perfiles de densidad, ésta se intenta determinar
a partir de los pozos control, generándose gráficos cross-plot con los valores de
densidad (Rhob) en función de volúmen de arcilla (Vsh); a partir de estos valores se
toma la nube de puntos de mayor densidad para generar la correlación que
posteriormente será empleada en estos pozos y comparada con los resultados
obtenidos por los análisis de núcleos y en pozos con registro de densidad.
MARCO METODOLOGICO PETROFISICA
CAPITULO IV 322
4.2.9.3 Determinación de la Permeabilidad
Ya que la permeabilidad es una propiedad la cual no es posible determinarla
directamente de registros, para la estimación de la misma es necesario aplicar
herramientas gráficas que permitan relacionar esta propiedad medida en el núcleo con
otras propiedades fácilmente calculables de registros, para ello se procede a realizar
cross-plot entre porosidad, volumen de arcilla, radio de garganta de poro, saturación de
agua, relación K/ etc. por cada tipo de roca determinada y aplicar aquella relación cuyo
coeficiente de regresión sea mayor o igual a 0.8 y su ajuste sea el más adecuado entre
los datos de núcleo y los calculados a partir de esta técnica.
Tal como se explicó anteriormente fue posible calcular ecuaciones para estimar la
permeabilidad por Petrofacies, obteniéndose muy buenos ajustes; estos fueron
confirmados mediante gráficos adicionales de Φe vs. Vsh con excelentes resultados.
La correlación obtenida se compara con las ecuaciones existentes empíricas
determinadas para areas vecinas, tales como:
Permeabilidad del Lago
496875.0
30175.4
*
*84138
SwiK
(168)
Permeabilidad Timur:
225.2*100
SwiK
(169)
donde:
: Porosidad (fracción)
Sw: Saturación agua irreducible
MARCO METODOLOGICO PETROFISICA
CAPITULO IV 323
4.2.9.4 Cálculo de la Saturación de agua (modelo de saturación).
La metodología utilizada en el estudio para el cálculo de este parámetro, consiste en la
determinación del modelo de saturación que más se ajuste a los datos generados del
análisis de núcleo (curvas de presión capilar y permeabilidad relativa).
Existen varios modelos, entre los cuales los más utilizados en el área de estudio están
el de Simandoux, el de Waxman y Smits, Doble agua, Archie, Indonesian etc. Para la
aplicación de los mismos se necesitan los parámetros siguientes :
Coeficiente de tortuosidad (a) (valor)
Factor de cementación (m) (valor)
Exponente de saturación (n) (valor)
Resistividad del agua de formación (Rw) (fracciòn)
Resistividad de la arcilla (Rsh)
Resistividad verdadera de la formaciòn (Rt) (valor)
Volùmen de arcilla (Vsh) (fracciòn)
Porosidad efectiva (Φe) (fracciòn)
Conductividad especìfica equivalente (B) (valor)
Capacidad de intercambio catiònico (CIC) (valor)
Capacidad de intercambio por unidad de volumen (Qv) (valor)
Las ecuaciones que aplica cada uno de los modelos se muestran a continuación:
* Ecuación de Archie
Rt
aRwSw
mn
(170)
MARCO METODOLOGICO PETROFISICA
CAPITULO IV 324
* Ecuación de Simandoux
(171)
RR shet
S Sim m
VshRaVsh
me
Rwan
wModw
.
.. )0,1(
./1
__
* Ecuación de Waxman y Smits
Rw
SwRwBQvRtSw
mt
n*
* /1(
(172)
* Modelo Indonesia
(173)
n
me
Vsh
RtRwa
RtRsh
VshIndSw
2
21
..
1_
Por otra parte para validar uno u otro modelo, como el más representativo se procede a
graficar los resultados de cada uno (Sw Vs. Rt) y se compara el valor de Swi con el
obtenido a través de las curvas de presión capilar y permeabilidades relativas del
análisis del núcleo en estudio, será más representativo aquel modelo en donde la
saturación de agua irreducible sea igual o se ajuste más al valor de Swi obtenida del
análisis.
4.2.10 Determinación de Parámetros de Corte.
Son los valores límites para los cuales la explotación del yacimento es económicamente
rentable y además la fase petróleo es predominante. Los parámetros en consideración
son los siguientes:
Saturación de agua corte (Swc)
Volúmen de arcilla corte (Vshc)
Resistividad de la arcilla de corte (Rshc)
MARCO METODOLOGICO PETROFISICA
CAPITULO IV 325
Porosidad de la arcilla de corte (Φshc)
El procedimiento a seguir es el siguiente:
1. Determinación del valor de Saturación de agua irreducible. Este valor se puede
obtener a partir de análisis especiales de núcleos (de las curvas de presion
capilar y permeabilidades relativas); sin embargo en caso de no poseer análisis
especiales se puede determinar empleando el gráfico Cross-plot para los
primeros pozos perforados de Resistividad (eje y) , Saturación (eje x) y Volúmen
de arcilla (Vsh), tomando la asíntota al eje Y para determinar el valor Swi y la
asíntota al eje X determina la resistividad de agua de corte.
2. Posteriormente se incluyen el resto de los pozos del area, tomando el punto
donde la curva se vuelve asintótica al eje x en los gráficos Cross-plot , para
determinar el valor de saturación de agua corte (Swc).
3. Se genera el Cross-plot de Volúmen de arcilla versus Saturación de agua y a
partir de la recta generada de la intersección con la saturación de agua
irreducible se obtiene el valor Volúmen de arcilla corte (Vsh) con el valor de Swc.
4. La porosidad y resistividad de la arcilla de corte es obtenida a partir de gráficos
de frecuencia que relacionan a estas variables con el gamma ray, y se grafica
este último en la ordenada y tanto la porosidad como la resistividad en la abcisa.
Los valores obtenidos vienen representados por los menores valores mas
repetidos dentro de la nube de puntos graficada.
MARCO METODOLOGICO PETROFISICA
CAPITULO IV 326
4.2.11 Determinación de Unidades de Flujo
Con la finalidad de identificar los diferentes canales de flujo que permiten el movimiento
de los fluídos en el yacimiento y determinar el mínimo número de Unidades de Flujo a
introducir dentro de un modelo de simulación dinámico, se deben aplicar una serie de
técnicas gráficas, de tal manera que se honre la data “pie a pie” de cada pozo,
incluyendo para tal fin la información estratigráfica, petrofísica, y de producción /
yacimiento. Para este estudio, las Unidades de Flujo (U.F) se determinaron en primer
lugar para los pozos clave ya que estos poseen la mayor y más confiable información
del yacimiento, posteriormente éstas deben ser extrapoladas a los pozos control.
4.2.11.1 Gráfico Estratigráfico de Lorenz Modificado (Stratigraphic Modified Lorenz Plot)
Este gráfico ofrece una guía sobre el número de unidades de flujo en cada pozo
necesarias para honrar el marco geológico del yacimiento, además de permitir realizar
una selección preliminar de los intervalos (Tope y Base). Para la construcción del
Stratigraphic Modified Lorenz Plot (SMLP) se grafica el porcentaje de capacidad de flujo
acumulado contra el porcentaje de capacidad de almacenamiento acumulado, ordenado
en secuencia estratigráfica y utilizando la data “pie a pie” del pozo, basándose en los
puntos de inflexión resultantes para la selección de los intervalos. (Figura 99).
MARCO METODOLOGICO PETROFISICA
CAPITULO IV 327
Gráfico Estratigráfico de Lorenz Modificado VLG - 3873
0
20
40
60
80
100
0 20 40 60 80 100
% PHI *H acum
% K
* H
acu
m
SMLP
Figura 99: Gráfico Estratigráfico de Lorenz Modificado 4.2.11.2 Perfil de Flujo Estratigráfico (Stratigraphic Flow Profile)
El Perfil de Flujo Estratigráfico (SFP) es usado para verificar e interpretar las unidades
de flujo previamente seleccionadas del SMLP, y debe constar de una curva de
correlación (Gamma Ray o Volumen de Arcilla), porosidad, permeabilidad, radio de
garganta de poro, relación K/, porcentaje de capacidad de almacenamiento y
porcentaje de capacidad de flujo.
Es a través de este gráfico donde se puede apreciar las arenas con mejores
propiedades petrofísicas, además se podía incluir resultados de registros de
producción, intervalos cañoneados, descripción litológica que permitan integrar y
validar las Unidades de Flujo con la información de Yacimiento. (Figura 100).
MARCO METODOLOGICO PETROFISICA
CAPITULO IV 328
2500
Diagrama de almacenamiento y flujo Estratigráfico MuS
2520 1
2540 Profundidad (pies)
22560 MuM
2580 MuI
2600 3
Lamda2u 2620
2640 0 0.25 0.05 0.1 0.15 0.2
4.2.11.3 Gráfico de Lorenz Modificado (Modified Lorenz Plot)
El Gráfico de Lorenz Modificado (MLP) permite jerarquizar las unidades de flujo
seleccionadas de acuerdo a sus relaciones K/, permitiendo comparar aquellas con
similares propiedades visualmente.
Para su elaboración se grafica el porcentaje de capacidad de flujo acumulado contra el
porcentaje de capacidad de almacenamiento acumulado para cada unidad de flujo,
luego de ser ordenadas éstas en orden descendente de K/. (Figura 101).
Capacidad de Almacenamiento (%Phi-h) Capacidad de Flujo (%K-h)0.01 (k/Phi)
Figura 100: Perfil de Flujo Estratigráfico.
MARCO METODOLOGICO PETROFISICA
CAPITULO IV 329
Gráfico de Lorenz Modificado
VLG - 3873
0
20
40
60
80
100
0 20 40 60 80
% PHI * H acum
% K
* H
acu
m
100
Figura 101: Gráfico de Lorenz Modificado
4.2.11.4 Definición de la Heterogeneidad de la Red de Poros
El índice de heterogeneidad (Hi) es el factor que describe el nivel de la heterogeneidad
del poro, este valor fue introducido por Amaefule et al, 1989, y es una función de la
porosidad y permeabilidad si se considera que en el yacimiento existe un flujo no-
Darcy.
El índice de heterogeneidad (Hi) se define por:
Hi= Log 10(/RQI) (174)
Donde:
Hi= Índice de heterogeneidad del yacimiento
= porosidad
RQI= Índice de calidad de roca
= 3.238*10-9BKk
MARCO METODOLOGICO PETROFISICA
CAPITULO IV
MARCO METODOLOGICO PETROFISICA
330
Siendo Kk la permeabilidad Klikenberg de la muestra y B el factor de resistencia
inercial de Forcheimer que es igual a:
B= 1.092*1011Kk-1.8872 (175)
Amaefule et al, 1989, definieron en su trabajo que el índice de heterogeneidad (Hi) para
yacimientos homogéneos debía ser menor de 2 y para yacimientos heterogéneos el
valor de Hi debía ser mayor de 2 y a medida que este aumenta mayor será la
heterogeneidad del mismo.
La heterogeneidad es un aspecto importante en la descripción de los yacimientos, esto
permitirá distinguir varios tipos de roca presentes en un pozo y/o yacimiento.
CAPITULO IV 331
MARCO METODOLOGICO GEOMECANICA
4.3.1. Consideraciones de la Geomecánica
El proceso de caracterización, comprende la definición de las propiedades mecánicas
de las rocas (, E, To, G, K), la resistencia y el comportamiento esfuerzo-deformación,
el campo de esfuerzos (v, h, H, Pp y Azh) en el subsuelo y su acople con la
geología, sedimentología, petrofísica y las experiencias de campo. Con toda esta
información se pueden simular las condiciones de estabilidad mecánica de pozos
durante perforación, selección de mechas para perforación, diseño de revestimiento,
estimar las condiciones óptimas de diseño de fracturas, estimar las presiones mínimas y
diseñar cañoneos orientados para evitar la producción de arena y evaluar la
subsidencia y compactación del yacimiento.
Esta actividad se inició en el mes de Enero, durante este período se cumplieron las
actividades de selección de pozos con núcleos y registros útiles para la caracterización,
análisis geomecánicos de los núcleos (ensayos de laboratorio, medición de esfuerzos
efectivos, resistencia a la compresión, entre otros).
4.3.2. Inventario de Información
Registros Sónicos: Para poder elaborar ecuaciones de comportamiento que
describan las características mecánicas y de resistencia de las rocas en toda la
sección productora, se correlacionan propiedades estáticas y dinámicas de
laboratorio con los valores dinámicos obtenidos de los registros corridos en los
pozos.
MARCO METODOLOGICO GEOMECANICA
CAPITULO IV 332
* Sónico dipolar: Este es el más importante porque permite
determinar mediante ecuaciones propiedades dinámicas; está
compuesto por dos tipos de ondas: la compresional (DTc) y la de corte
(DTs).
* Sónico monopolar: Este registro mide solo la onda compresional y es
de gran utilidad para caracterizar el área una vez determinada la
correlación que representa la onda de corte. Una vez conocida las
dos ondas (DTc y DTs) se procede a determinar mediante ecuaciones
las propiedades dinámicas.
En el inventario de pozos se halló un registro sónico con el tren de curvas completo el
VLA-1321, con el cual se procedió a determinar una correlación para la onda de corte
que se aplicó a los pozos con registro sónico monopolares. A continuación se presenta
el gráfico que derivó dicha correlación (Figura 102).
DTs vs DTcVLA-1321
DTs = 2,0305x - 21,72
R2 = 0,9923150155160165170175180185
85 90 95 100
DTc (ms/pie)
DT
s (m
s/p
ie)
Figura 102: Determinación de la Onda de Corte (DTs)
MARCO METODOLOGICO GEOMECANICA
CAPITULO IV 333
En la Tabla 11. que se muestra a continuación se detalla los pozos que poseen
registros sónicos.
Tabla 11. Pozos con registro sónico en área Pilar Norte.
Pozo Parcela Yacimiento Ondas
Disponibles VLA-0238 LAC-22 C-4 / C-5 Onda DTC VLA-0290 LAC-18 C-4 / C-5 Onda DTC VLA-0724 LAC-17 C-4 / C-5 Onda DTC VLA-0734 LAC-09 C-4 / C-5 Onda DTC VLA-0765 LAC-18 C-4 / C-5 Onda DTC VLA-1114 LAC-14 C-4 / C-5 Onda DTC VLA-1125 LAC-18 C-4 / C-5 Onda DTC VLA-1131 LAC-17 C-4 / C-5 Onda DTC VLA-1145 LAC-18 C-4 Onda DTC VLA-1321 LAC-18 C-4 Onda DTC y DTS
VLA-1332 LAC-18 C-4 / C-5 Onda DTC VLA-1334 LAC-18 C-4 / C-5 Onda DTC VLA-1335 LAC-18 C-4 / C-5 Onda DTC VLA-1344 LAC-18 C-4 / C-5 Onda DTC
Registros de Densidad: sirven para el cálculo de la presión de sobrecarga, la presión
de poro (método analítico) y las propiedades dinámicas elásticas. Los registros de
densidad disponibles en el área fueron 28 a nivel de C-4 y 24 a nivel de C-5.
Idealmente éstos registros deberían cubrir toda la sección del pozo que comprende
desde la zapata del revestidor de superficie hasta la profundidad final (Sobrecarga y
zona de interés) para así obtener una caracterización más detallada. Sólo los pozos
VLA- 765 y VLA-1131 fueron corridos desde la zapata del revestidor de superficie.
Imágenes acústicas: puede estimar la orientación de los esfuerzos y acotar su
magnitud. (2 registros: VLA-1321 y VLA-1326).
MARCO METODOLOGICO GEOMECANICA
CAPITULO IV 334
Registros de presión de formación: Estimación de presión de poro en las arenas de
interés. Se contó con los registros RFT de los pozos VLA-1321 y VLA-1326.
4.3.3. Ensayos de Laboratorio.
El primer paso en el análisis geomecánico de cualquier formación, lo constituye el
conocimiento de las propiedades mecánicas de la roca. Los medios para llegar al
conocimiento de dichas propiedades lo constituyen las pruebas de campo y los ensayos
de laboratorio. Para éstos se necesitan muestras de la formación o núcleos los cuales
son utilizados en el laboratorio en conjunto con equipos especiales con la finalidad de
medir ciertos parámetros que dan lugar al conocimiento de las propiedades mecánicas
de la roca, tales como: Relación de Poisson, Módulo de Young, resistencia a la tensión
y a la compresión y el comportamiento esfuerzo-deformación.
A continuación se describen los ensayos que comúnmente son realizados en el
laboratorio.
4.3.3.1 Ensayos de Resistencia Mecánica.
4.3.3.1.1. Compresión No Confinada (UCS).
En este ensayo se comprime un cilindro de roca sin confinamiento hasta alcanzar la
resistencia máxima. Tradicionalmente se mide la resistencia máxima, módulo de Young
y relación de Poisson.
MARCO METODOLOGICO GEOMECANICA
CAPITULO IV 335
Sin embargo existen en la literatura algunas correlaciones que ayudan a la
determinación de este parámetro que vale la pena mencionar ya que son de ayuda
cuando no se cuenta con este valor.
Correlación de Knudsen: Este autor encuentra una relación entre la porosidad de la
formación y la resistencia a la compresión no confinada UCS, diferencia una correlación
para porosidades menores o iguales a 30% y otra para porosidades mayores a 30%, a
saber:
Hasta 30% de Porosidad:
UCS = 258 * e -9Φ (176)
Mayor 30% de Porosidad:
UCS = 111.5 * e -11.6Φ (177)
Correlación de Anderson: Anderson también encontró una correlación que permite
el cálculo de UCS a partir de otras variables como volúmen de arcilla, el módulo
volumétrico, relación de Poisson y velocidad de la onda compresional de un registro
sónico, cuya expresión es la siguiente:
UCS = 3.3*10-20 * 2 * Vp4 *( (1+ ) / (1-))2 * (1-2) * (1 + 0.78 Vsh) (178)
4.3.3.1.2. Compresión Triaxial.
En este ensayo se comprime un cilindro de roca, bajo una presión de confinamiento
constante, hasta llegar a la resistencia máxima. Para esa presión de confinamiento
aplicada se mide la resistencia máxima, el módulo de Young, la relación de Poisson, el
comportamiento esfuerzo-deformación y la resistencia mecánica. Se realiza este tipo de
ensayo a diferentes presiones de confinamiento para generar una envolvente de falla.
MARCO METODOLOGICO GEOMECANICA
CAPITULO IV 336
Con un equipo especializado es posible realizar mediciones acústicas para calcular los
módulos dinámicos. Este tipo de ensayo se realiza en una celda triaxial que permite
someter la muestra a diferentes condiciones de presión y temperatura para simular las
condiciones del yacimiento.
4.3.3.1.3. Ensayo para Coeficiente de Biot.
Este ensayo es realizado en una celda triaxial. El coeficiente de Biot describe la
eficiencia de las presiones de fluidos en contrarrestar los esfuerzos totales aplicados.
Este parámetro oscila entre 0 y 1, sirve para calcular los esfuerzos necesarios para
iniciar y propagar una fractura y también para elaborar correlaciones núcleo-perfil.
Se realiza aumentando la presión de confinamiento y la presión de poro a una tasa
constante, hasta que la presión de poro alcance la presión del yacimiento. Esta primera
etapa se denomina Compresibilidad de grano Cs.
Para la segunda parte, la presión de poro se mantiene constante mientras que la
presión de confinamiento aumenta hasta alcanzar el esfuerzo horizontal, a este valor se
denomina Compresibilidad total Cb del material bajo cargas hidrostáticas. El coeficiente
de Biot puede ser calculado con la siguiente relación:
Cs / Cb
4.3.4. Módulos Elásticos a partir de Registros Acústicos.
Las herramientas para las mediciones acústicas de tiempo de tránsito de ondas existen
desde hace muchos años, sin embargo la primera generación de las mismas sólo
medían el tiempo de llegada de las ondas compresionales (Ondas P), éstas
herramientas solo tenían un sólo emisor y un solo receptor. Se inventó luego la
segunda generación de herramientas que contaba con varios emisores y receptores
MARCO METODOLOGICO GEOMECANICA
CAPITULO IV 337
llamados registros compensados que permitían corregir el efecto de la centralización de
las herramientas en el hoyo y el efecto de la calidad del hoyo ya que permitían escoger
el tiempo de llegada de la onda P viendo la forma de la onda grabada. A mediados de
los años 80 aparece la tercera generación de herramientas llamadas sónicos digitales
que permitían procesar el tren de ondas completo (Ondas P, S y Stoneley) por lo que
fueron las primeras herramientas de donde se podían obtener parámetros
geomecánicos ya que permitían medir el tiempo de transito de las ondas
compresionales P y las ondas de corte S.
Utilizando la Ecuación de Onda para medios elásticos contínuos y la teoría de
elasticidad se pudo observar que las velocidades de propagación de las ondas P y S
son función de los módulos elásticos, esto significa, que si se conocen las velocidades
de propagación se puede entonces calcular los módulos elásticos.
Utilizando las velocidades de propagación de onda Vs Onda de corte y Vp Onda
compresional se pueden definir los módulos elásticos por medio de las siguientes
ecuaciones:
Módulo de Young
Ed = 2 ((13400 * ) / (ts2)) * (1 + ) (180) Es = 0,0293 * Ed2 + 0,4533 * Ed (arenas) (181) Es = 0,0428 * Ed2 + 0,2334 * Ed (lutitas) (182)
Relación Poisson = Vp2 – 2Vs2 / 2 (Vp2 – Vs2) (183)
Modulo de Corte
G= * Vs2 * a (184)
MARCO METODOLOGICO GEOMECANICA
CAPITULO IV 338
Modulo de Compresibilidad
K = ( Vp2 – 4/3 Vs2 ) * a (185) Donde: Ed: Módulo de Young Dinámico
Es: Módulo de Young Estático
densidad obtenida del registro ( gr/cc)
ts: tiempo de tránsito de la onda de corte (mseg/pie)
: relación de Poisson
Vp: Velocidad de la onda compresional
Vs: Velocidad de la onda de corte
K: Módulo de Corte
G: Módulo de Compresibilidad
a: 1,34*1010, si la densidad está en gr/cc y el t en mseg/pie
Sin embargo, los módulos calculados de esta forma son llamados dinámicos y dan
resultados diferentes a los resultados obtenidos en el laboratorio las cuales son
realizados en condiciones estáticas, y son éstos últimos los necesarios para realizar los
diferentes análisis geomecánicos.
El único lugar donde es posible medir los módulos elásticos estáticos y dinámicos es el
laboratorio.
Conocidos los módulos elásticos en sus dos formas (estáticas y dinámicas) pueden
establecerse correlaciones de manera que, una vez obtenidos los módulos dinámicos
de manera contínua a lo largo de toda la sección de hoyo que dispone de registros
sónicos pueden convertirse mediante la correlación calculada en módulos elásticos
estáticos de manera también contínua para toda la sección de hoyo. Esta metodología
es la que se aplicará en este trabajo a fin de obtener un análisis de módulos tanto
MARCO METODOLOGICO GEOMECANICA
CAPITULO IV 339
estáticos como dinámicos en toda la sección para la cual se dispone de registros
sónicos.
4.3.5. Campo de Esfuerzos.
Esfuerzo Vertical o de sobrecarga.
Esfuerzo horizontal mínimo.
Esfuerzo horizontal máximo.
Dirección del esfuerzo horizontal máximo.
Presión de Poro.
4.3.5.1. Esfuerzo Vertical o de Sobrecarga
En la mayoría de los casos, puede ser obtenido directamente mediante la integración
de los registros de densidad de los pozos del área, siempre y cuando hayan sido
corridos desde la zapata del revestidor de superficie.
En este trabajo sólo se dispuso de un pozo que tenía registro de densidad corrido
desde de la zapata del revestidor de superficie (VLA- 765).
4.3.5.2. Esfuerzo Horizontal Mínimo
Es determinado mediante pruebas de campo tales como los Minifrac, Microfrac o
pruebas Leak off test extendidas. En dichas pruebas se rompe la roca por inyección de
algún fluido y se determina la presión con la que se cierra la pequeña fractura, este
valor es el equivalente a la magnitud del esfuerzo.
MARCO METODOLOGICO GEOMECANICA
CAPITULO IV 340
4.3.5.3. Esfuerzo Horizontal Máximo
Es muy complicado la determinación de la magnitud del mismo, se realiza mediante el
uso de correlaciones matemáticas de acuerdo al comportamiento mecánico de la
formación (plasticidad, elasticidad, deformación permanente, etc.) o por anisotropía de
esfuerzos.
4.3.5.4. Dirección del Esfuerzo Horizontal Máximo
4.3.5.4.1. Determinación de las Direcciones de los Esfuerzos Principales a través de
los Ensayos de Laboratorio
Los ensayos de laboratorio de uso común en las direcciones de los esfuerzos
principales son el AAA (Análisis Anisotrópico Acústico), SWAA (Análisis Anisotrópico de
Onda Cortante) y el DSCA (Análisis de la Curva de Deformación Diferencial). Estos
ensayos se pueden realizar todos en las mismas muestras, ya que ellos no son de
carácter destructivo. Los ensayos DSCA y el ASR son los únicos ensayos
completamente tridimensionales, por lo que detectan si la dirección de uno de los
esfuerzos principales no corresponde con el eje del pozo.
Adicionalmente, la información proveniente de registros de imágenes y mecánicos
sirven para complementar y validar los resultados obtenidos mediante los ensayos de
laboratorio. Los registros de uso común en este sentido son: UBI (Ultrasonic Borehole
Imaging), CIBIL (Circunferential Borehole Imaging Love), DSI (Dipole Sonic Imaging),
FMI (Herramienta de Imágenes Microelectricas de Cobertura Total); registros EMS y Six
Arm Caliper, éstos dos últimos del tipo mecánico.
MARCO METODOLOGICO GEOMECANICA
CAPITULO IV 341
Los registros antes mencionados se emplean con la finalidad de detectar las
deformaciones incipientes en el hoyo conocidas como breakout u ovalizaciones,
producidas durante la fase de perforación, las cuales se producen como consecuencia
de la combinación de ciertos factores como la concentración local de esfuerzo producto
de la remoción de material alrededor del hoyo, esfuerzos en sitio, resistencia del
material y la presión que el fluído de perforación ejerce sobre la formación.
Hay que mencionar que bajo ciertas condiciones de desviación y buzamiento estructural
de la formación, el eje mayor de la elipse que describe la ovalización constituye un
indicador del esfuerzo horizontal mínimo, el cual junto a la dirección de la fractura
constituyen los mejores indicadores para determinar la orientación de los esfuerzos en
sitio.
4.3.5.4.1.1. Determinación de la Anisotropía Acústica y de la Onda Cortante
Anisotrópica Acústica
Los ensayos de éste tipo siguen el mismo principio utilizado por el equipo de medición
de velocidades de núcleos, con la finalidad de medir la anisotropía de la roca, tanto
para las ondas P como para las ondas S. Las medidas acústicas varían debido a que
las velocidades son alteradas por las microfracturas que se producen durante el
relajamiento de los esfuerzos en sitio. Estas pruebas sirven para definir la dirección de
los esfuerzos principales y la relajación de la magnitud entre ellos.
a) Análisis Anisotrópico Acústico (AAA, Acoustic Anisotropy Analysis)
El ensayo consiste en medir la anisotropía de la roca por medios acústicos detectando
variación en las velocidades de la onda P en diferentes direcciones diametrales en el
núcleo.
MARCO METODOLOGICO GEOMECANICA
CAPITULO IV 342
Es una técnica basada en una asunción sobre las condiciones de microfracturas
generadas por esfuerzo natural, cuando una muestra de núcleo es extraída de sus
condiciones de confinamiento. Se asume que la orientación y densidad de las
microfracturas son espacialmente proporcionales a los esfuerzos, los cuales son
aligerados. Además, se asume que el módulo dinámico de la roca es dependiente de la
densidad de las microfracturas (a lo largo de la onda acústica).
b) Onda Cortante Anisotrópica Acústica (SWAA, Shear Wave Acoustic Anisotropy)
El ensayo mide anisotropía de la roca por medios acústicos detectando variaciones en
la velocidad de la onda S en diferentes direcciones diametrales en el núcleo. La técnica
se basa en encontrar la máxima extensión de la onda cortante, propagada
verticalmente a través de la muestra. Esta dirección es normal a la dirección
predominante de las microfracturas en la muestra, por lo tanto, la dirección de máximo
esfuerzo horizontal en sitio es inferida, posiblemente el esfuerzo principal.
4.3.5.4.1.2. Ensayo ASR (Anelastic Strain Relaxation)
El ensayo ASR mide deformaciones que sufre el núcleo debido a que los esfuerzos se
relajan cuando es subido a superficie. La relajación de los esfuerzos produce
microfracturas proporcionales a la magnitud de esfuerzos.
Este ensayo se realiza con un trozo del núcleo en sitio. Lo mas pronto posible, para
poder tomar la mayor cantidad de lecturas de deformación. Los valores de deformación
medidos sirven para definir la dirección de los esfuerzos principales mayores y la
relajación de la magnitudes entre ellos.
MARCO METODOLOGICO GEOMECANICA
CAPITULO IV 343
4.3.5.4.1.3. Medición de Fracturas Inducidas
Durante el proceso de toma de núcleo con herramientas de perforación generalmente
se crean fracturas inducidas en los núcleos, otro mecanismo es aumentar
excesivamente el peso del lodo causando el fracturamiento.
Existen otros tipos de fracturas inducidas las cuales se orientan perpendicular al
esfuerzo principal menor. De ellas las más conocidas son las de pétalo y las de disco.
Si éstas fracturas son identificadas, las mismas pueden ser orientadas espacialmente
con un goniómetro, si el núcleo está previamente orientado. Estos tipos de fracturas son
difíciles de identificar, ya que se pueden confundir con fracturas creadas por el mal
manejo del núcleo.
4.3.5.4.1.4. Orientacion de Núcleos a través de la Técnica del Paleomagnetismo
Las rocas durante su formación y a través de su historia geológica adquieren un
“Magnetismo Remanente Natural” (MRN), que generalmente coincide con la dirección
del campo magnético local prevalente al momento de su magnetización. Este MRN
puede estar compuesto por uno o varios componentes (térmico, detrítico, químico,
viscoso, etc.). Para orientar núcleos geológicos La Empresa Americana Applied
Paleomagnetics Inc. utiliza una desmagnetización secundaria conocida como
“Magnetización Remanente Viscosa” (MRV). La señal magnética mas fuerte adquirida
durante la deposición de los sedimentos es conocida como magnetización primaria; sin
embargo, crea muchos problemas para la orientación de los núcleos ya que sería
necesario conocer la edad del sedimento, el rumbo y buzamiento de la estratificación y
la trayectoria histórica del polo magnético.
MARCO METODOLOGICO GEOMECANICA
CAPITULO IV 344
Aunque tenga una señal mas débil, la MRV deja impresa el norte geográfico actual en
partículas de magnetita (Fe3O4), con tamaño de grano mayores a 10 micrones. Estas
partículas adquieren una orientación magnética formando polos en cada extremo de
ellas (dipolos). La magnetita con este tamaño de granos se encuentra presente en casi
todas las rocas incluyendo carbonatos.
Las partículas de magnetita con señal MRV representan el promedio de nortes
geográficos actuales durante los últimos 10.000 a 100.000 años (dipolo de campo
presente). La MRV de campo presente es muy sensible a la temperatura y por lo tanto
adquiere una señal más fuerte con altas temperaturas. La orientación de núcleos
geológicos produce mejores resultados mientras el pozo sea más profundo porque este
posee mayor temperatura. Esto implica que una vez en la superficie a temperatura
ambiente el núcleo puede retener la señal MRV de campo presente por miles de años.
Procedimientos
El primer paso en la orientación de núcleos geológicos es marcar una línea de
orientación maestra (LOM) a lo largo del núcleo, en el sitio donde se está tomando el
mismo (preferiblemente) o una vez que llegue al sitio de almacenaje. La LOM tiene que
ser derecha (recta) y debe ser marcada en cada uno de los segmentos enteros del
núcleo. Esta tarea es difícil ya que en muchos casos hay que reconstruir y armar
pedazos de núcleos antes de dibujar la LOM. En las instalaciones de la compañía de
análisis de núcleo o nucleoteca de la compañía petrolera, se debe proceder a tomar
tapones (pequeñas porciones de muestras), las cuales serán analizadas por técnicas
paleomagnéticas en el laboratorio. Para las tomas de tapones se necesitan de técnicas
y equipos especializados para no introducir campos magnéticos adicionales que dañen
MARCO METODOLOGICO GEOMECANICA
CAPITULO IV 345
la señal de interés. En el campo la orientación y toma de los tapones paleomagnéticos
son tomadas en relacion a la LOM.
Una vez que los tapones se encuentren en el laboratorio paleomagnético, se obtienen
muestras y se utiliza una técnica llamada desmagnetización termal progresiva para
identificar y separar los componentes múltiples de magnetización que puede estar
residente en cada muestra. Esta técnica consiste en medir inicialmente la
magnetización remanente natural (MRN) de la muestra y luego someterla a 5 o 6
desmagnetizaciones por etapas y temperaturas entre 100 y 300 grados centígrados. La
magnetización remanente es medida al final de cada etapa por un sensible
magnetómetro computarizado que utiliza superconductividad (tipo SQUID) que se
encuentra en un cuarto aislado magnéticamente. Los datos producidos por las
desmagnetizaciones térmicas son analizados usando técnicas especializadas para
aislar la señal MRV del campo presente que indica el norte geográfico actual.
4.3.5.4.2. Determinación de las Direcciones de los Esfuerzos Principales a través de
los Registros Petrofísicos
4.3.5.4.2.1. Generalidades
Elongación del Hoyo
Las elongaciones pueden definirse como un marcado alargamiento alrededor del
diámetro nominal del hoyo, pudiendo ocurrir éstas en un solo diámetro manteniéndose
el otro constante, o en ambos diámetros a la vez.
MARCO METODOLOGICO GEOMECANICA
CAPITULO IV 346
Tipos de Elongaciones.
Figura 103: Interpretación de los perfiles EMS para las cuatro situaciones posibles.
Existen dos tipos de elongaciones: las ovalizaciones y los derrumbes. La ovalización (o
breakout) es un alargamiento alrededor del diámetro nominal del hoyo (bit size) en una
sola dirección, y es originado por un esfuerzo de falla de extensión (COX, 1983).
El segundo tipo de alargamiento es llamado derrumbe (o washout) y puede ocurrir en
ambos diámetros a la vez en diferentes valores (Figura 103). Este alargamiento es
atribuído al deterioro mecánico causado por la tubería de perforación y otras causas. La
diferencia básica entre breakout y un derrumbe, es que el primero está orientado en
MARCO METODOLOGICO GEOMECANICA
CAPITULO IV 347
el pozo, mientras que los derrumbes no exhiben generalmente una orientación
consistente salvo la influencia de la desviación del pozo.
Ovalización o Breakout
El término breakout en la industria petrolera, es una diferencia de azimut, consistente
en una sola dirección en el pozo, es decir, son elongaciones o ampliaciones simétricas
producidas diametralmente opuestas en el hoyo. (Figura 104)
Figura 104: Apariencia de un Breakout
El análisis de la formación de los breakouts por GOUGH y BELL (1981) predijo que
éstas son regiones susceptibles al daño en la pared del pozo, los cuales son centrados
en el azimut del mínimo esfuerzo horizontal (Sh), donde la concentración de esfuerzo
compresivo es máximo.
De esta forma los breakouts serán el resultado de una falla de corte compresiva
localizada, y tendrán la apariencia de una puntiaguda “oreja de perro” en lados
opuestos del hoyo como se aprecia en la Figura 105
MARCO METODOLOGICO GEOMECANICA
CAPITULO IV 348
Figura 105: Orientación de los Breakouts
los
breakouts, debido al esfuerzo de extensión forman una gran variación de diámetro.
Detección y Visualizacion de Breakouts
n no siempre es del todo aprovechable
para determinar la apariencia de los breakouts.
En hoyos muy desviados una apariencia elíptica puede ser un derrumbe, debido a la
rotación de la tubería de perforación, sin embargo, tales intervalos normalmente
muestran graduales ampliaciones sobre una larga extensión, mientras que
Las primeras fuentes de información acerca de los breakouts en los pozos, son los
registros caliper de cuatro brazos, en los cuales la ovalización no siempre puede ser
probada porque éstos instrumentos producen solo dos diámetros ortogonales del hoyo
como función de la profundidad y ésta informació
MARCO METODOLOGICO GEOMECANICA
CAPITULO IV 349
4.3.5.4.2.2. Herramienta para Detección (Perfiles)
.3.5.4.2.2.1. Registro Caliper (EMS)
esfuerzos horizontales ya que éstos
se desarrollan en la dirección del menor esfuerzo.
ta arrastra los patines apoyados a la pared y reporta la anomalía en el
gistro.
.3.5.4.2.2.2. Registro de Imágenes Acústicas
flejo en contraste con las arenas no consolidadas las cuales muestran un reflejo bajo.
4
La herramienta caliper mide el diámetro del hoyo. Es de particular interés la herramienta
de seis brazos, ya que ésta permite obtener la ovalización del hoyo. La variación del
diámetro nominal puede en algunos casos estar relacionada con la mecánica de la
formación. Los esfuerzos horizontales en el hoyo generan breakouts, los cuales pueden
ser una indicación de la dirección de los principales
Debido al diseño de la herramienta, los seis brazos quedan en contacto con las paredes
del hoyo en un giro constante, apoyando las almohadillas para realizar las mediciones.
En caso de que exista un derrumbe, ensanchamiento en las paredes o un breakouts, la
herramien
re
4
Los registros de imágenes acústicas generan imágenes detalladas de las paredes del
hoyo. La imágen está compuesta por pixeles de puntos de datos, representando la
amplitud de la reflectancia acústica de la pared del hoyo, la cual está afectada por la
variación de la impedancia acústica de la roca. Las formaciones de alto reflejo acústico
son representadas en la imágen con un color claro mientras que la de bajo reflejo son
representadas por un color oscuro. Las arenas consolidas y carbonatos muestran alto
re
MARCO METODOLOGICO GEOMECANICA
CAPITULO IV 350
Para obtener una mejor resolución de los eventos interpretados y su orientación es
necesario procesar la información en un centro de cómputo mediante el uso de un
oftware especializado.
.3.5.5. Técnicas de Estimación de Presión de Poro
iferentes métodos que permiten realizar una
uena estimación de la misma, a saber:
Método basado en datos sísmicos.
Medición del contenido de cloruros en el lodo.
s
4
La estimación de presiones constituye una fase primordial en la planificación y
perforación de pozos, pues permite conocer el orden de magnitud de la misma a fin de
establecer y planificar las contingencias necesarias en caso de que las misma se desvíe
de la tendencia normal (presiones anormales o subnormales ). La estimación de presión
de poro puede realizarse antes de la perforación, durante la perforación y después de la
perforación, para ello se cuenta con d
b
Antes de la perforación:
Durante la perforación:
Método basado en la velocidad de perforación.
Método del exponente “d”.
Método del exponente “d” corregido “dc”.
Medición de temperatura de la línea de flujo.
Medición de las unidades de gas en el lodo.
MARCO METODOLOGICO GEOMECANICA
CAPITULO IV 351
Después de la perforación:
Método basado en la porosidad de las lutitas.
Método basado en el factor de formación.
Método sónico.
Método de resistividad y conductividad de las lutitas.
o seguro de densidad de hoyo sin problemas de
fractura ni colapso de la formación.
Registro de Densidad de
ormación y un Registro Sónico a lo largo de toda la sección.
ampliamente en la industria con excelentes
sultados y se presenta a continuación:
Gf = Gsc – (Gsc – Gfn) * ( tn sh / to sh )a (186)
Para los efectos de planificación de pozos la estimación de la presión de poro define
aspectos como puntos de asentamiento de revestidores, densidades de fluídos mínimas
para evitar arremetidas, entre otras decisiones. Para los efectos del análisis de
estabilidad de hoyo a lo largo de toda la sección del pozo a estudiar permite establecer
la “ventana operacional” o el rang
Uno de los métodos utilizados ampliamente en la industria para la estimación de
presión de poro lo constituye el Método Sónico, cuando se cuenta con la data necesaria
para trabajarlo, para ello se necesita un registro Gamma Ray,
F
Método Sónico: Consiste en registrar el tiempo de tránsito requerido por una onda de
sonido para pasar a través de una longitud definida de una formación. Cuando esto se
hace es de esperar una disminución constante del tiempo de tránsito con profundidad,
en formaciones de tipo y composición uniforme; esto se debe a la disminución de la
porosidad por efecto de la compactación al aumentar la sobrecarga. Para trabajar con
este método se han presentado diferentes correlaciones como la de Hottman y Johnson
y la de Ben Eaton, ésta última utilizada
re
MARCO METODOLOGICO GEOMECANICA
CAPITULO IV
MARCO METODOLOGICO GEOMECANICA
352
Donde:
pie).
eg/pie).
n una lutita del pozo, mseg/pie).
: parámetro adimensional.
l gradiente de sobrecarga y un registro sónico para conocer las
elocidades de tránsito.
Gf: Gradiente de presión de poro, (lpc/pie).
Gfn: Gradiente de formación normal, (lpc/
Gsc: Gradiente de sobrecarga, (lpc/pie).
tn (sh): Tiempo de tránsito en una lutita de presión normal, ms
to (sh): Tiempo de tránsito e
a
Para la aplicación de este método es necesario contar con un registro de gamma ray
que permita identificar las lutitas de las arenas, un registro de densidad a fin de
integrarlo y determinar e
v