determinaciÓn y anÁlisis de parÁmetros …

UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA EQUINOCCIAL

FACULTAD DE CIENCIAS DE LA INGENIERÍA

CARRERA DE INGENIERÍA DE PETRÓLEOS

DETERMINACIÓN Y ANÁLISIS DE PARÁMETROS

PETROFÍSICOS MEDIANTE PERFILES ELÉCTRICOS EN LA

FORMACIÓN HOLLÍN DEL CAMPO SACHA PARA

DETERMINAR LAS RESERVAS TOTALES DE PETRÓLEO

TRABAJO PREVIO A LA OBTENCIÓN DEL TÍTULO

DE INGENIERO DE PETRÓLEOS

VICTOR HUGO FREIRE PROAÑO

DIRECTOR: ING. PATRICIO JARAMILLO, Msc.

Quito, noviembre, 2015

© Universidad Tecnológica Equinoccial, 2015

Reservados todos los derechos de reproducción

DECLARACIÓN

Yo Víctor Hugo Freire Proaño, declaro que el trabajo aquí descrito es de mi

autoría; que no ha sido previamente presentado para ningún grado o

calificación profesional; y, que he consultado las referencias bibliográficas

que se incluyen en este documento.

La Universidad Tecnológica Equinoccial puede hacer uso de los derechos

correspondientes a este trabajo, según lo establecido por la Ley de

Propiedad Intelectual, por su Reglamento y por la normativa institucional

vigente.

-----------------------------------

Firma

Víctor Hugo Freire Proaño

CI: 171886156-8

CERTIFICACIÓN

Certifico que el presente trabajo que lleva por título “Determinación y

Análisis de Parámetros Petrofísicos Mediante Perfiles Eléctricos en la

Formación Hollín del Campo Sacha para Determinar las Reservas

Totales de Petróleo”, que, para aspirar al título de Ingeniero en Petróleos

fue desarrollado por Víctor Hugo Freire Proaño, bajo mi dirección y

supervisión, en la Facultad de Ciencias de la Ingeniería; y cumple con las

condiciones requeridas por el reglamento de Trabajos de Titulación artículos

18 y 25.

------------------------------------

Ing. Patricio Jaramillo, Msc

Director de Tesis

1701279315

CARTA DE LA INSTITUCIÓN

DEDICATORIA

A mi Padre Víctor Hugo Freire Hidalgo con todo cariño ya que desde mi

infancia me ha inculcado este hermosa profesión brindándome todo su

apoyo, conocimiento y amor permanente en buenos y malos momentos

mostrándome el camino a seguir.

Con mucho amor para mi madre Mercedes Magdalena Proaño Rodríguez

por todo el soporte y amor infinito que me ha dado durante toda mi vida y por

enseñarme a no rendirme nunca y conseguir mis metas.

A mi hermana Jenny Soraya Freire Proaño con mucho aprecio por darme

siempre su confianza plena y total y por ser un pilar y ejemplo a seguir en mi

vida.

A mis dos hermosas sobrinas Sophie y Stephanie por llenarme de afecto.


AGRADECIMIENTO

El presente trabajo lo agradezco a la Universidad Tecnológica Equinoccial

especialmente a su plantilla de docentes de la carrera de Ingeniería de

Petróleos por todos los conocimientos impartidos y las gratas experiencias

en clase.

Agradezco a la compañía Rio Napo por prestarme todas las facilidades y

brindarme sus conocimientos para realizar el presente trabajo,

principalmente a los Ingenieros Gino Hinojosa, Hernán Sánchez, Marco

López, Margoth Calero, Iván Velásquez, Carlos Vaca, Jenny Salazar y todo

el personal de Geociencias.

A mi director de tesis Patricio Jaramillo por guiarme de una excelente forma

para poder culminar este trabajo.

A mis amigos y familiares los cuales hicieron posible terminar este trabajo

mediante su soporte continuo


i

INDICE DE CONTENIDOS

DECLARACIÓN ....................................................................................................

CERTIFICACIÓN ..................................................................................................

CARTA DE LA INSTITUCIÓN...............................................................................

DEDICATORIA .....................................................................................................

AGRADECIMIENTO .............................................................................................

INDICE DE CONTENIDOS .................................................................................. i

ÍNDICE DE TABLAS .......................................................................................... vi

ÍNDICE DE FIGURAS ...................................................................................... viii

ÍNDICE DE ECUACIONES ................................................................................ xi

ÍNDICE DE ANEXOS ....................................................................................... xiii

RESUMEN....................................................................................................... xiv

ABSTRACT ..................................................................................................... xvi

INTRODUCCIÓN ................................................................................................ 1

1.- INTRODUCCIÓN ........................................................................................... 1

1.1.- PROBLEMA................................................................................................ 2

1.2.- JUSTIFICACIÓN ........................................................................................ 2

1.3.- OBJETIVOS DEL PROYECTO ................................................................... 3

1.3.1.- OBJETIVO GENERAL ...................................................................... 3

1.3.2.- OBJETIVOS ESPECÍFICOS ............................................................. 3

MARCO TEÓRICO ............................................................................................. 4

2.1.- ANTECEDENTES DEL CAMPO SACHA - BLOQUE 60 ............................. 4

2.2.- UBICACIÓN DEL CAMPO SACHA ............................................................. 4

2.3.- GEOLOGÍA DEL CAMPO SACHA .............................................................. 6

ii

2.4.- ESTRATIGRAFÍA DEL CAMPO SACHA .................................................... 8

2.4.1.- LITOLOGÍA DE LOS YACIMIENTOS DE INTERES CAMPO

SACHA ........................................................................................................ 9

2.4.1.1.- Yacimiento Basal Tena .............................................................. 9

2.4.1.2.- Yacimiento U .............................................................................. 9

2.4.1.3.- Yacimiento “T” .......................................................................... 10

2.4.1.4.- Yacimiento Hollín ..................................................................... 10

2.5- CARACTERÍSTICAS GENERALES DEL CAMPO SACHA ....................... 11

2.6.- PETROFÍSICA .......................................................................................... 12

2.6.1.- REGISTROS ELÉCTRICOS ........................................................... 12

2.6.1.1.- Cronología ............................................................................... 12

2.6.1.2.- Metodología para correr un registro eléctrico ........................... 13

2.6.2.-TIPOS DE REGISTROS .................................................................. 14

2.6.2.1.- Registro de potencial espontáneo (SP). ................................... 14

2.6.2.2.- Registro de rayos gamma (GR) ................................................ 15

2.6.2.3.- Registro de caliper ................................................................... 17

2.6.2.4.- Registros de resistividad .......................................................... 19

2.6.2.5.- Registro de Inducción............................................................... 19

2.6.2.6- Registro de resistividad esférica enfocada (Sferical Focused

Log)........................................................................................................ 21

2.6.2.6.- Registro laterolog .................................................................... 21

2.6.2.7. Registro micro resistividad esférica enfocada (MSFL) .............. 21

2.6.2.9.- Registro de proximidad (PL) ..................................................... 24

2.6.2.10- Registro neutrónico ................................................................. 25

2.6.2.12.-Registro sónico (SL) ................................................................ 27

2.6.2.13.- Registro de resonancia magnética nuclear............................. 29

2.6.2.14.- Registro de imágenes resistivas ............................................. 30

iii

2.6.3.- INTERPRETACIÓN ........................................................................ 30

2.6.3.1.- Potencial Espontáneo .............................................................. 30

2.6.3.2.- Gamma Ray ............................................................................. 32

2.6.3.3.- Resistividad .............................................................................. 33

2.6.3.4.- Densidad .................................................................................. 34

2.6.3.5.- Neutron .................................................................................... 36

2.6.3.6.- Sónico ...................................................................................... 37

2.6.4.- PROPIEDADES FÍSICAS DE LAS ROCAS .................................... 38

2.6.4.1.- Resistividad de la formación..................................................... 39

2.7.4.2.- Resistividad del agua de formación .......................................... 40

2.7.4.3.- Temperatura y presión ............................................................. 40

2.7.4.4.- Factor de resistividad de la formación ...................................... 41

2.7.4.5.- Porosidad ................................................................................. 42

2.6.4.6.- Permeabilidad .......................................................................... 44

2.6.4.7.- Saturación ................................................................................ 47

2.6.4.7.1.- Ecuaciones para determinar la saturación de agua ........... 48

2.7.- ACUÍFEROS............................................................................................. 52

2.7.1.- TIPOS DE ACUÍFEROS ................................................................. 52

2.7.1.1.- Acuíferos Libres ....................................................................... 52

2.7.1.2.- Acuíferos Confinados ............................................................... 53

2.7.1.3.- Acuíferos Semi-Confinados .................................................. 54

2.7.1.4.- Acuíferos Colgados .............................................................. 54

2.7.1.5.- Acuífero activo o infinito ........................................................ 55

2.7.1.6.- Acuífero no activo o finito ..................................................... 55

2.7.1.7.- Geometrías de flujo en acuíferos ............................................. 55

2.7.2.- MECANISMOS DE EMPUJE .......................................................... 56

iv

2.7.2.1.- Reservorio Hollín ...................................................................... 56

2.7.2.2.- Reservorio Napo ...................................................................... 56

2.7.2.3.- Reservorio Basal Tena ............................................................. 57

2.8.- RESERVAS .............................................................................................. 57

2.8.1.- RESERVAS PROBADAS ............................................................... 57

2.8.2.- RESERVAS SUPLEMENTARIAS ................................................... 57

2.8.3.- RESERVAS NO PROBADOS ......................................................... 58

2.8.4.- RESERVAS PROBABLES.............................................................. 58

2.8.5.- RESERVAS POSIBLES O POTENCIAL GEOLÓGICO .................. 58

2.8.6.- RESERVAS REMANENTES .......................................................... 58

2.8.7.- RESERVAS DESARROLLADAS .................................................... 59

2.8.8.- RESERVAS NO DESARROLLADAS .............................................. 59

2.8.9.- RESERVAS PRIMARIAS................................................................ 59

2.8.10.- CÁLCULO DE RESERVAS .......................................................... 60

2.8.10.11.- Método Volumétrico ............................................................. 61

2.8.10.12.- Cálculo por Curvas de Comportamiento de Producción ....... 61

2.8.10.13.- Cálculo por Balance de Materiales ....................................... 61

2.8.10.14.- Cálculo por Simulación Numérica ........................................ 62

METODOLOGÍA ............................................................................................... 63

3.1.- SELECCIÓN Y CARGA DE DATOS ......................................................... 63

3.2.- TOPES Y BASES ..................................................................................... 72

3.3- CÁLCULO DE TVD.................................................................................... 77

3.4.- CÀLCULO DE GRADIENTE DE TEMPERATURA ................................... 80

3.5.- CÁLCULO DEL VOLUMEN DE ARCILLA ................................................. 82

3.5.- CÁLCULO DEL SATURACIÓN DE AGUA ................................................ 84

3.6.- RESULTADOS ......................................................................................... 87

v

3.7.- CÁLCULOS PARA LA EVALUACIÓN DE ZONAS DE INTERÉS ............. 91

3.7.1.- DATOS DEL REGISTRO DE LA ZONA U SUPERIOR ................... 92

3.7.2.- CÁLCULO DE LA TEMPERATURA DE LA FORMACIÓN (T2) ...... 92

3.7.3.- CÁLCULO DEL RMF CORREGIDO ............................................... 92

3.7.4.- CÁLCULO DE RESISTIVIDAD DEL AGUA .................................... 92

3.7.5.- CÁLCULO DE D .......................................................................... 93

3.7.6.- CÁLCULO DEL VSH ...................................................................... 93

3.7.7.- CÁLCULO DE POROSIDAD .......................................................... 93

3.7.8.- CÁLCULO DE POROSIDAD EFECTIVA ........................... 94

3.7.9.- CÁLCULO SATURACIÓN DE AGUA ............................................. 94

3.7.10.- CÁLCULO SATURACIÓN PETRÓLEO ........................................ 95

3.7.11.- CÁLCULO MOVILIDAD DEL CRUDO .......................................... 95

3.7.12.- CÁLCULO DEL SOR .................................................................... 96

3.7.13.- CALCULO DE SATURACION DE AGUA PARA ZONAS

ARCILLOSAS ............................................................................................ 96

3.8- DETERMINACIÓN DE CONTACTOS........................................................ 97

3.9.- CÁLCULO DE RESERVAS ...................................................................... 98

ANÁLISIS DE RESULTADOS ........................................................................ 103

4.1.- ANÁLISIS ............................................................................................... 103

CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES .................................................. 129

5.1.- CONCLUSIONES ................................................................................... 129

5.2. - RECOMENDACIONES .......................................................................... 130

BIBLIOGRAFÍA ............................................................................................... 131

ABREVIATURAS ............................................................................................ 133

ANEXOS ........................................................................................................ 136

vi

ÍNDICE DE TABLAS

Tabla 1. Estratigrafía del Campo Sacha………………………………….…….8

Tabla 2. Características del campo Sacha…...……………………………..…11

Tabla 3. Valores de gamma ray para formaciones…...……..……..…………16

Tabla 4. Valores sónicos para diferentes formaciones…..……………..……38

Tabla 5. Grado de Porosidad…………………………………………………....43

Tabla 6. Permeabilidad………………..…………………………………………44

Tabla 7. Listado de Pozos……...………………………..………………………63

Tabla 8. Topes y Bases pozo 273………………………………………………73

Tabla 9. Surveys pozo 273…………………………………………………..….77

Tabla 10. Parámetros de saturación….………………………………..………87

Tabla 11. Resultados Pozo 273 D…….……………………………………..…91

Tabla 12. Salinidades del campo Sacha…………………..…………………...93

Tabla 13. Resultados Pozo 273D…………..………………..…………………97

Tabla 14. Espesores y coordenadas de pozos….……..……………………..98

Tabla 15. Área para cada curva…………..…….……………………………..101

Tabla 16. Sumario Petrofísico de los pozos evaluados……..………...……105

Tabla 17. Sumario Petrofísico de las zonas de pago de los pozos

evaluados………………………..……………………………………………….111

Tabla 18. Contactos Agua – Petróleo……………..………………………….117

Tabla 19. Calculo de parámetros petrofísicos pozo 273D……..……..……124

vii

Tabla 20. Resultados Pozo 273D………………..……………………………127

Tabla 21. Calculo de reservas Hollín…………………..……………………..128

viii

ÍNDICE DE FIGURAS

Figura 1. Ubicación del Campo Sacha…………………..………………..…….5

Figura 2. Línea sísmica interpretada…………………….…..…………………..6

Figura 3. Mapa Tectónico - Estructural cuenca Oriente……………………….7

Figura 4. Registro Potencial Espontáneo………………..…….………………15

Figura 5. Diagrama esquemático de la herramienta de rayos gamma…………………..…………………………………………………………17

Figura 6. Caliper………………..………………………………………………...18

Figura 7. Variación del diámetro del hoyo……………………………………..18

Figura 8. Esquema de una herramienta inductiva…………..….…………….20

Figura 9. Herramienta de MSFL…………………..……………………………22

Figura 10. Micrologs……………..………………………………………………24

Figura 11. Equipos para registro neutrónico……………...…………………..26

Figura 12. Equipo registro de densidad………………….…………………….12

Figura 13. Ondas de compresión……………………………………………….28

Figura 14. Ondas transversales……………………………………………..….29

Figura 15. Esquema de herramienta RNM………………..…………………..30

Figura 16. Registro Potencial Espontáneo…………………………………….31

Figura 17. Registro Gamma Ray…………………..…………….……………..32

Figura 18. Registros Resistivos…………..……………….……………………33

Figura19. Registro de Densidad……………..…………………………………35

ix

Figura 20. Registro Neutron…………………..……….………………………..36

Figura 21. Registro Sónico…………………..………………………………….37

Figura 22. Esquema de un pozo……………………..….……………………...39

Figura 23. Acuíferos Libres…………………...…………………………………53

Figura 24. Acuíferos Confinados………………………………………………..53

Figura 25. Colgados…………………..………………………………………….54

Figura 26. Geometría de Acuíferos………………….………..………………..56

Figura 27. Creación de base de datos…………….……..…………………….64

Figura 28. Selección de curvas ……………………...…………………………65

Figura 29. Selección de plot…………………..….……………………………..66

Figura 30. Selección de curvas track 1………………………………………...67

Figura 31. Selección de contornos track 1…………………………………….68

Figura 32. Selección de curvas track 3………………..……………………….69

Figura 33. Selección de curvas track 4……………………..………………….70

Figura 34. Selección de contornos track 4…...…………………..……………71

Figura 35. Presentación del registro………………………..………………….72

Figura 36. Ventana de creación de topes…………………………..…………74

Figura 37. Topes……………………..…………………………………………..74

Figura 38. Ventana de input de topes y bases….………….…..…………….75

Figura 39. Definición de topes…………..………………………………………76

Figura 40. Presentación de topes…………..……….………………………….77

Figura 41. Ventanas de input TVD…………………………..…………………80

x

Figura 42. Cabezal registro…………………………….……………..…………81

Figura 43. Calculo del gradiente de temperatura………………………..……81

Figura 44. Ventana del volumen de arcilla……………….……..……………..82

Figura 45. Ventana de ajuste del volumen de arcilla…………...…………….83

Figura 46. Presentación del volumen de arcilla………….……..…………….84

Figura 47. Ventana de saturación………..…………………………….……….85

Figura 48. Ventana de ajustes saturación………………………………..……86

Figura 49. Ventana de parámetros saturación……………..…………………87

Figura 50. Curvas de entrada………………………..………………………….88

Figura 51. Curvas de salida………………………………………..……………89

Figura 52. Zonas……………………………………………………..…………..89

Figura 53. Cutoffs………………………………………………………..……….90

Figura 54. Ventana de resultados………………………….……..……………90

Figura 55. Registro pozo 273……………………………….………..…………91

Figura 56. Contactos agua – petróleo………………………………...………..98

Figura 57. Interpretación del pozo 273 D……..…………………………..….113

Figura 58. Contacto Agua – Petróleo Campo Sacha…...………………..…123

xi

ÍNDICE DE ECUACIONES

Ecuación 1. Resistividad del agua..…………………….……………..…….....31

Ecuación 2. Factor K…………………………………..………………………...31

Ecuación 3. Volumen de arcilla………………………...…………………........32

Ecuación 4. Saturación de agua……………………………..………………...33

Ecuación 5. Factor de formación……………………...………………………..34

Ecuación 6. Saturación de la zona lavada………….………..…………….….34

Ecuación 7. Porosidad por densidad……………..…………………………....35

Ecuación 8. Porosidad por densidad y neutrón……………………..………..36

Ecuación 9. Porosidad efectiva……………………..………………………….36

Ecuación 10. Porosidad por sónico……………..…..…………………………38

Ecuación 11. Gradiente de temperatura………………..……………………..41

Ecuación 12. Factor de formación…………………………..………….………42

Ecuación 13. Factor de formación…………….………..………………………42

Ecuación 14. Permeabilidad de Wyllie y Rose hidrocarburos………………45

Ecuación 15. Permeabilidad de Wyllie y Rose gas..……………..…………..45

Ecuación 16. Permeabilidad de Coates y Dumanoir…………....……………46

Ecuación 17. Permeabilidad de Coates y Dumanoir………..…..…………...46

Ecuación 18. Permeabilidad de Tixier………………..…………………..……46

Ecuación 19. Permeabilidad de Timur………....………………………………47

Ecuación 20. Permeabilidad de Coates………………..…………..………….47

xii

Ecuación 21. Saturación fraccional……………………...……………………..48

Ecuación 22. Saturación porcentual…………………………….....…………..48

Ecuación 23. Saturación de Archie…………………………………...…..……49

Ecuación 24. Factor de formación Archie…………………………………..…49

Ecuación 25. Saturación de Simandoux………………………………….…...49

Ecuación 26.Saturación de Saraband……………………………………...….50

Ecuación 27. Saturación de Indonesia…………………………….……..……50

Ecuación 28. Saturación de agua irreductible………………………………...51

Ecuación 29. Volumen de agua poral……………………….....……………...51

Ecuación 30. POES………………………………………………..…………….67

xiii

ÍNDICE DE ANEXOS

Anexo 1. Mapa Estructural Hollín…………………….………...……………...136

Anexo 2. Mapa de Espesores…………….…………………………………....137

Anexo 3. Interpretación Petrofísica Pozo Sacha 259D……………………...138





Anexo 8. Interpretación Petrofísica Pozo Sacha 128………………………..143

Anexo 9. Interpretación Petrofísica Pozo Sacha 213………………………..144

Anexo 10. Interpretación Petrofísica Pozo Sacha 193…………….………..145

Anexo 11. Interpretación Petrofísica Pozo Sacha 164D…………………….146

Anexo 12. Interpretación Petrofísica Pozo Sacha 119………………………147






xiv

RESUMEN

En el primer capítulo se describe las nociones básicas sobre los registros

eléctricos que se van a emplear para el presente trabajo, así como también

la importancia que tienen estas herramientas para detectar zonas que

contengan hidrocarburos dentro de la zona de estudio.

En el segundo capítulo se describe el campo Sacha, donde se indica la

ubicación, antecedentes y estratigrafía de cada una de las zonas con su

respectiva edad geológica, características litológicas e interés

hidrocarburífero. Posteriormente se detalla cada uno de los registros

eléctricos como son: potencial espontáneo, gamma ray, caliper, micro

normal, micro inverso, resistivos, sónico, densidad y neutrón; cada uno con

su manera cualitativa y cuantitativa de interpretación. Luego se analiza las

propiedades de la roca y la formación con sus respectivas ecuaciones dentro

de las cuales se tiene: temperatura, factor de formación, permeabilidad,

porosidad, saturación y resistividades del agua y roca. Subsiguiente se

define lo que son acuíferos y cómo actúan dentro de un yacimiento.

Finalmente se detalla lo que son reservas y cómo calcularlas.

En el tercer capítulo, se describe toda la metodología de cálculo para

determinar los parámetros petrofísicos del reservorio como son: porosidad,

saturación de agua, espesor neto y contenido de arcilla. Después se

determina el contacto agua – petróleo con el objetivo de delimitar el campo

para obtener las áreas respectivas en las cuales encontraremos

hidrocarburos, finalmente se realiza el cálculo de reservas del campo.

En el cuarto capítulo se presentan los resultados obtenidos de la

interpretación petrofísica descartando las zonas que tengan una porosidad

menor al 10%, saturación de agua mayor al 50% y contenido de arcilla

mayor al 40%; así como las reservas en sitio bajo condiciones de yacimiento

y de superficie; culmina con las reservas explotables.

xv

En el quinto capítulo se señalan algunas conclusiones y recomendaciones

que se logró obtener, luego del desarrollo de la presente tesis a fin de

cumplir con los objetivos propuestos.

xvi

ABSTRACT

In the first chapter the basics of electric logs to be used for this work is

described as well as the importance of these tools for zones containing

hydrocarbons within the study area.

In the second chapter the Sacha field is described like the location, history

and stratigraphy of each of their respective areas with their geologic age,

lithology and hydrocarbon interest. Subsequently, detailed each electric logs

such as spontaneous potential, gamma ray, caliper normal micro, micro

reverse, resistive, sonic, density and neutron; each with its qualitative and

quantitative way of interpretation. The properties of the rock and training

each with their respective equations within which have temperature formation

factor, permeability, porosity, water saturation and resistivity of rock and is

then analyzed. Subsequent defines what are aquifers and how they act within

a reservoir. Finally it detailed what they are and how to calculate reserves.

In the third chapter the entire calculation methodology is described for

determining reservoir petrophysical parameters such as porosity, water

saturation, net thickness and clay content. Apieser water - oil contact is

determined in order to define the scope for the respective areas in which

hydrocarbons find. Finally, the calculation of reserves of the field is

performed.

In the fourth chapter the results of the petrophysical interpretation are

presented, discarding areas with less than 10% porosity, water saturation

greater than 50% and containing less than 40% clay, and reserves under

present site conditions reservoir and surface and culminates with exploitable

reserves.

In the fifth chapter, some conclusions and recommendations listed

succeeded in obtaining, after the development of this thesis in order to meet

the objectives.

1

INTRODUCCIÓN

1.- INTRODUCCIÓN

Los registros eléctricos son herramientas muy útiles, las cuales ayudan a

determinar las propiedades de la formación a investigar y por lo tanto

detectarán las zonas de interés hidrocarburífero, para el posterior cañoneo y

producción de petróleo.

Los Registros Eléctricos que más se utilizan son:

• Registro Potencial Espontáneo.- Que localiza contactos entre capas,

determina salinidad del agua de la formación, estima el espesor de las capas

y evalúa la arcillosidad de las capas.

• Registro de Rayos Gamma.- Que detecta capas permeables, evalúa

minerales radioactivos, determina arcillosidad de las capas y define los

minerales radioactivos.

• Registro de Resistividad.- Que sirve para la detección rápida de

hidrocarburos o agua de formación.

• Registro de Inducción.- Que mide la conductividad de la formación.

• Registro Laterolog.- Que mide la resistividad de la formación.

• Registro de Micro Resistividad.- Que sirve para la determinación de

hidrocarburos móviles, determinación de la resistividad del filtrado y

resistividad del lodo.

• Registro de Micro Resistividad Enfocada.- Que sirve para medir el diámetro

del pozo.

• Registro de Microlaterolog.- Que sirve para determinar las capas

permeables.

• Registro de Microlog.- Que determina la resistividad del enjarre o costra de

lodo.

2

• Registro Sónico.- Que mide porosidad y son utilizados en geofísica para

calibración de los sismogramas sintéticos.

• Registro de Litodensidad.- Que mide la densidad de la formación.

• Registro Neutrón.- Que sirve para medir el índice de hidrógeno de la

formación y determinar la densidad de la formación.

• Registro de Propagación Electromagnética.- Que puede determinar la

saturación de hidrocarburos en la zona lavada.

Finalmente con todos los parámetros calculados de los registros eléctricos

se calcula las reservas de petróleo en sitio como en superficie.

1.1.- PROBLEMA

La determinación de zonas productoras de petróleo dentro de la perforación

de un pozo de petróleo es de vital importancia, por lo que es necesario bajar

herramientas de registros eléctricos para localizar el intervalo productor de

petróleo así como también zonas de contacto agua – petróleo para

determinar las reservas totales de hidrocarburos.

1.2.- JUSTIFICACIÓN

La necesidad de plantear la evaluación en los registros eléctricos incidirá en

la optimización de los mismos, ya que mediante su análisis se podrán

establecer los lineamientos a seguir en cuanto a su uso e interpretación,

requeridos para el logro de los objetivos.

Los registros eléctricos sirven para determinar parámetros que permitan

evaluar una formación petrolífera de una manera rápida, económica y

precisa.

Una interpretación completa de los registros eléctricos implica obtener la

siguiente información: Identificar la presencia de yacimientos, identificar la

litología de las formaciones, porosidad efectiva del yacimiento, saturación de

fluidos del yacimiento, permeabilidad de la roca, diámetro del hueco, espesor

3

de la zona neta productiva, estimar el volumen de hidrocarburo in situ,

estimar el volumen de hidrocarburo recuperable y auxiliar en la identificación

de ambientes de depósito.

Determinar el volumen de hidrocarburos que se tiene en el yacimiento como

en superficie es de gran transcendencia dentro de los estudios del campo

para poder realizar una planificación de perforación de pozos así como

también estimar el tiempo productivo del campo.

1.3.- OBJETIVOS DEL PROYECTO

1.3.1.- OBJETIVO GENERAL

Calcular las reservas totales de crudo (POES) mediante parámetros

petrofísicos obtenidos de los perfiles eléctricos del campo Sacha, en la

formación Hollín.

1.3.2.- OBJETIVOS ESPECÍFICOS

Determinar el tipo de registros eléctricos utilizados en el campo Sacha.

Calcular los parámetros petrofísicos del campo Sacha mediante ecuaciones

determinadas.

Correlacionar pozos para encontrar los contactos agua - petróleo del

reservorio Hollín en el campo Sacha.

´

4

MARCO TEÓRICO

2.1.- ANTECEDENTES DEL CAMPO SACHA - BLOQUE 60

La estructura Sacha fue probada por primera vez con la perforación del pozo

exploratorio SAC-001 el 21 de enero de 1 969 con una torre de perforación

helitransportable y fue completado el 25 de febrero de 1 969, alcanzando

una profundidad total de 10.160 pies. Se inicia la explotación del campo con

una prueba de producción de 1 328 bppd, con 30.0° API de calidad y un

BSW de 0.1% de la formación Hollín. (Napo, 2013)

El campo Sacha, se ubica en la región amazónica, provincia de Orellana,

inició la producción oficial el campo, el 6 de julio de 1 972 con una tasa

promedia de 29 269 BPPD para ese mes, e incrementándose en un 400%

hasta 117 591 BPPD en noviembre del mismo año; tasa que se convirtió en

la más alta registrada en la producción del campo. (Napo, 2013)

El campo Sacha dispone de 4 centros de facilidades en superficie que son:

Estación Central, Estación Norte-1 (planta de tratamiento de agua), Estación

Norte-2, y Estación Sur, las cuales se encargan de recuperar toda la

producción del campo. A partir de noviembre de 1986 se implementó la

recuperación secundaria mediante inyección de agua para los yacimientos

“U” y “T” de la formación Napo con un modelo periférico de seis pozos, esto

con la finalidad de incrementar y mantener la presión y a la vez mejorar la

recuperación de los fluidos In Situ. (Napo, 2013)

Actualmente se encuentra produciendo 74 500 barriles de petróleo diario.

2.2.- UBICACIÓN DEL CAMPO SACHA

El campo Sacha se localiza en el Oriente ecuatoriano específicamente en la

provincia de Orellana, en la zona del Cantón “La Joya de los Sachas”, dentro

del bloque 60, entre las coordenadas: 296 410 Este y 9 971 926 Norte a

unos 50 km al Sur de Lago Agrio, cubriendo un área desarrollada de 250

Km2, aproximadamente. El área total no está definida, puede cubrir

aproximadamente 350 Km2. (Baby, 2004)

5

Actualmente el bloque 60 (Sacha) es operado por la Cía. Rio Napo CEM,

constituido por las empresas Petroamazonas EP y PDVSA Ecuador SA,

constituyéndose en el segundo campo que aporta con mayor cantidad de

producción de todo el Distrito Amazónico y el segundo más grande de todo

el país.

Geológicamente está ubicado en la parte central y en el eje de la subcuenca

del Napo, formando parte del tren de estructuras orientadas en sentido

Norte- Sur. El campo Sacha está limitado por:

· Al Norte, las estructuras Palo Rojo, Eno, Ron y Vista

· Al Sur, los campos Culebra y Yulebra

· Al Este, los campos Shushufindi-Aguarico, Limoncocha, Pacay y MDC;

· Al Oeste, por los campos Pucuna, Paraíso y Huachito.

Figura 1. Ubicación del Campo Sacha

(Rio Napo, 2013)

6

2.3.- GEOLOGÍA DEL CAMPO SACHA

El Campo Sacha, geológicamente se encuentra ubicado al Oeste del eje

axial de la Cuenca Sedimentaria Cretácica Napo, incluido en el corredor

Sacha- Shushufindi. La estructura se encuentra en el lado levantado de la

falla regional de tendencia Noreste-Suroeste, conectándose al Norte con la

Cuenca Putumayo y al Sur con la Cuenca Marañón. (Baby, 2004)

Estructuralmente el Campo constituye un anticlinal asimétrico de bajo relieve

fallado al Oeste, con su eje principal en dirección preferencial Noreste-

Suroeste. Posee también un sistema de fallas secundarias de dirección

Sureste-Noroeste, que dividen algunos de sus yacimientos en

compartimentos separados. (Baby, 2004)

Figura 2. Línea sísmica interpretada

(Rio Napo, 2013)

7

La estructura tiene un ancho de 4 Km al norte y 7 Km aproximadamente al

Centro y Sur, con una longitud aproximada de 33 Km.

Figura 3. Mapa Tectónico - Estructural cuenca Oriente

(Baby, 2004)

8

2.4.- ESTRATIGRAFÍA DEL CAMPO SACHA

La tabla 2. Muestra la estratigrafía del Campo Sacha Bloque 60.

Tabla 1. Estratigrafía del Campo Sacha

DESCRIPCIÓN ESTRATIGRÁFICA DEL CAMPO SACHA

Edad Formación Características Origen

Precámbrico Basamento Esquisto, Gneis, granito

Paleozoico

Macuma Lutita gris negra

Marino

Pumbuiza Caliza, lutita, arenisca, dolomita

Jurásico

Santiago Calizas y esquistos bituminosos.

Escasa arenisca Marino

Chapiza Flujos de lava, brechas, arcillas,

arenisca y poco conglomerado

Continental

Misahualli Flujos de lava, brechas, arenisca,

conglomerado

Cretácico

Cretácico

Hollín Arenisca cuarzosa blanca Continental

Napo

A-Caliza

U-Arenisca

B-Caliza

T-Arenisca

Marino

Marino

M-1 Arenisca blanca cuarzosa porosa

y permeable

Tena Arcilla roja y areniscas

9

Continuación Tabla 1

Terciario

Tiyuyacu

Arcillas rojas, verdes, violeta,

areniscas gruesas y

conglomerado

Continental

Orteguasa Lutitas pardas, poca arenisca

Marino

Chalcana Arcillas, poca arenisca

Arajuno Conglomerados, arcillas en partes

Continental

Chambira Arcillas, arenisca, conglomerados

Cuaternario Mesa Terrazas de arcilla y arenisca

tobáseas, conglomerados

(Baby, 2004)

2.4.1.- LITOLOGÍA DE LOS YACIMIENTOS DE INTERES CAMPO SACHA

2.4.1.1.- Yacimiento Basal Tena

Mayoritariamente está formado por secuencias de grano fino a muy fino; lo

que indica un desarrollo en forma irregular, originando la formación de

estratos lenticulares o trampas estratigráficas en el campo y en la Cuenca

Amazónica. Con un espesor promedio de 10 a 15 pies, porosidad de 18%,

saturación de agua de 31 %, salinidad promedio que va de 24 000 a 36 000

ppm de Cl- y un °API de 25.1. (Napo, 2013)

2.4.1.2.- Yacimiento U

En el campo Sacha se presenta dos cuerpos:

Arenisca U Superior.- se caracteriza por la presencia de areniscas

glauconíticas depositadas en un ambiente de tipo poco profundo, hacia el

tope pasa a depósitos más profundos y pasan a plataforma carbonatada en

la Caliza A

10

La arenisca U Inferior.- está constituida por una arenisca cuarzosa, grano

fino, ocasionalmente grano medio, regular selección, cemento silicio, buena

saturación de hidrocarburos.

Este yacimiento tiene un espesor neto promedio de 15 pies, porosidad de

20%, saturación de agua de 25% y una salinidad variable de 25 000 a 45

000 ppm de Cl- y un °API de 28.6.

2.4.1.3.- Yacimiento “T”

En el campo Sacha se presenta tres cuerpos:

T Superior.- Se caracteriza por la presencia de areniscas glauconíticas

depositadas en un ambiente de tipo poco profundo, hacia el tope pasa a

depósitos más profundos y cambian a plataforma carbonatada en la Caliza

B.

T Inferior.- Se depositó en un ambiente estuarino y de tope a base presenta

predominantemente facies típicas de canal/barra y plataforma arenosa, las

cuales cambian de facies lateralmente a zonas de plataforma lodosa, se

trata de una arenisca cuarzosa, cemento silicio, grano medio a fino, buena

saturación de hidrocarburos.

T Basal.- Corresponde a un intervalo de sedimentos calcáreos y finos, el

ambiente de depósito de esta unidad correspondería a una plataforma

calcárea.

Con espesor neto saturado entre 20 y 90 pies, porosidad promedio de 21%,

saturación de agua de 14.8%, una salinidad de 20 000 a 25 000 ppm de Cl- y

un °API de 28.0.

2.4.1.4.- Yacimiento Hollín

Es una arenisca con cemento de matriz silícea. Tiene un acuífero en la parte

inferior, por lo que posee un empuje hidráulico de fondo. Debido a la

diferencia en características petrofísicas y de los fluidos que la saturan,

además de una capa de lutita de pequeño espesor, se subdivide en:

11

Hollín Inferior.- Es una arenisca cuarzosa que va de gris clara a blanca, de

grano medio a grueso con niveles limosos y arcillosos por lo que tiene una

porosidad de alrededor de 18%, una permeabilidad de 500 mD, una

salinidad de 500 a 1000 ppm de Cl-. Su espesor varía de 30 a 110 pies. Una

presión de saturación de 78 psi, un GOR de producción de 35 scf/STB, un

API promedio de 27.1º, una viscosidad de 2.9 cP. a condiciones de

saturación de presión y 225º F de temperatura de yacimiento.

Hollín Superior.- Esta compuesta por una arenisca cuarzosa glauconítica,

con cemento silíceo, de grano fino a medio con una porosidad de alrededor

de 14%, una permeabilidad de 70 mD, una salinidad de 700 a 3 900 ppm de

Cl-. Su espesor varía de 30 a 70 pies. Una presión de saturación de 550 psi,

un GOR de producción de 124 scf/STB, un API promedio de 27º, una

viscosidad de 1.6 cP. a condiciones de presión de burbuja y 225º F de

temperatura de yacimiento.

2.5- CARACTERÍSTICAS GENERALES DEL CAMPO SACHA

La tabla 2 muestra las características generales del campo Sacha hasta el

mes de diciembre del 2015 dentro de la cual se observa la producción diaria,

el área, número de pozos productores, número de pozos inyectores, numero

de pozos con levantamiento artificial, el grado api del campo, sedimentos

base y porcentaje de agua y la fecha de inicio de la producción.

Tabla 2. Características del campo Sacha

Características del Campo Sacha @ 01 Noviembre 2015

Área Acres ancho de 4 km al norte, +/- 7 km al centro-sur

y una longitud aproximada de 33 km

Número de pozos 413

Número de pozos productores 232

Número de pozos re-inyectores 10

12


Número de pozos cerrados 155

Número de pozos abandonados 10

Número de pozos con bombeo

hidráulico 30

Número de pozos con bombeo

electro sumergible 201

Fecha de inicio de producción 6 julio de 1972

Grado API promedio del campo 26.3

BSW % 52

Producción diaria de petróleo

bbl 74 500

(Freire V, 2015)

2.6.- PETROFÍSICA

2.6.1.- REGISTROS ELÉCTRICOS

2.6.1.1.- Cronología

Los registros de pozos son representaciones gráficas de las reacciones

de los diferentes instrumentos de registro a medida que descienden

dentro del pozo y están en función de la profundidad o del tiempo en caso

de estaciones fijas.

Entre 1 912 y 1 926, Conrad Schlumberger, físico Francés y su hermano

Marcel, ingeniero mecánico, inventaron una técnica de prospección minera

basadas en mediciones eléctricas tomadas en la superficie de la tierra.

(Schlumberger, Curso Básico de interpretación de Registros eléctricos,

2006)

13

En 1 927, en el campo Pechelbronn en Francia, se tomaron varias medidas

de resistividad de un pozo, que luego se registraron en un gráfico de

Perfilaje.

En 1 929, en Cabinas, Venezuela se obtuvo el primer registro eléctrico.

En la década de 1 930 se produjeron muchos cambios en el perfilaje

eléctrico, con el objeto de superar los efectos negativos de la invasión de

barro (costra de lodo), que impedía una medición precisa de la verdadera

resistividad.

En 1 931 se hizo otro descubrimiento de gran significación: la medición de

un Potencial Espontáneo (SP) existente en un pozo. La curva de esta

medición reflejaba cada una de las capas permeables.

En 1 938 se introdujo una curva normal corta, la normal larga y la del SP.

En la actualidad, los registros de pozos han sido mejorados utilizando los

diversos avances tecnológicos en el campo de la informática, técnicas de

detección nuclear, etc.

2.6.1.2.- Metodología para correr un registro eléctrico

La corrida de Registros Eléctricos se realiza con equipos electrónicos y

unos 8 000 m. de cable. Los equipos se ubican en frente del pozo en un

camión de registros. El cable pasa por la primera roldana, fija a la parte baja

de la estructura de la torre, y sube para pasar por la segunda roldana

colgada del bloque viajero, luego el cable es conectado a las herramientas a

ser utilizadas en la primera bajada. Una vez verificado el correcto

funcionamiento, las herramientas son bajadas hasta el fondo del pozo tan

rápido como sea posible para no arriesgar su seguridad ni la de las paredes

pozo. (Schlumberger, Curso Básico de interpretación de Registros eléctricos,

2006)

14

El registro comienza en sí, con las herramientas apoyadas en el fondo del

pozo, para obtener el momento del despegue o “pick up” que define la

profundidad total cuando se recoge el cable. Se continúa recogiendo cable y

obteniendo datos a una velocidad constante que depende de las

herramientas en uso, aproximadamente a 600 pies por hora.

El registro es una presentación de los datos medidos por las herramientas, o

de valores derivados de estos datos en función de la profundidad, impreso

en forma continua en papel y grabado en medio magnético, generalmente a

razón de una medición cada ½ pie de pozo. Pueden agregarse curvas

auxiliares como por ejemplo, la tensión en el cable.

El diámetro típico de las herramientas de registro es de 3 5/8 pulgadas y con

una longitud entre 7 y 17 m, dependiendo del número de herramientas a ser

bajadas en el pozo.

Los registros eléctricos, sirven para profundidades de 300 m a 8000 m,

desviación vertical entre 0 y 90º, salinidad del lodo entre 100 y 200 000 ppm,

presión del fondo entre 500 y 20 000 psi, profundidad de invasión entre 1 y

100 pulgadas, temperaturas de superficie entre -30 y 50ºC, temperatura de

fondo entre 100 y 400 ºF, diámetro del pozo entre 5 y 17 pulgadas, densidad

del lodo entre 9 y 17 lb/gl y espesor de enjarre (costra de lodo) entre 0.1 y 1

pulgada. (Asquith, 2007)

2.6.2.-TIPOS DE REGISTROS

2.6.2.1.- Registro de potencial espontáneo (SP).

Este registro permite conocer el potencial natural o espontáneo de las

formaciones.

Registra la diferencia de potencial de un electrodo móvil en un pozo y un

potencial fijo en un electrodo de superficie, en función de su profundidad.

El registro del SP se usa para distinguir lutitas impermeables de arenas

porosas y permeables.

15

Una diferencia de la salinidad entre el lodo de perforación y el agua de

formación actúa como un tipo de batería natural y causa varios efectos de

voltaje. (Doveton, 2002)

Aplicaciones:

- Detectar capas permeables (solo una indicación cualitativa).

- Determinar Rw, resistividad del agua de formación,

- Obtener una indicación de volumen de arcilla en una zona.

Figura 4. Registro Potencial Espontáneo

(Zaki, 1994)

2.6.2.2.- Registro de rayos gamma (GR)

EI registro de GR es una medición de la radioactividad natural de las

formaciones.

16

El registro en las formaciones sedimentarias refleja el contenido de arcilla de

las formaciones porque los elementos radioactivas tienden a concentrarse

en arcillas y lulitas.

En formaciones limpias generalmente tienen un nivel muy bajo de

radioactividad, a menos que contaminantes radioactivos como cenizas

volcánicas o residuos de granito estén presentes y/o que las aguas de

formación contengan sales radioactivas disueltas. (Halliburton, 2003)

EI registro de GR puede ser corrido en pozos entubados, cuando no se

puede registrar la curva del SP por la presencia de lodos no conductivos lo

que lo hace muy útil como una curva de correlación en operaciones de

terminación o modificación de pozo. (Halliburton, 2003)

Esencialmente existen tres tipos de detectores de rayos gamma:

La cámara de ionización

El contador Geiger-Mueller

El contador Scintillation

Aplicaciones:

Se usa para la detección y evaluación de minerales radioactivos

potenciales como potasio y uranio.

Permite la ubicación precisa de los cañones perforadores.

Identifica topes formacionales.

Tabla 3. Valores de gamma ray para formaciones

FORMACIÓN VALOR GR (API)

Areniscas limpias 15 - 30

Dolomita 10 - 20

Caliza 8 - 15

Arcillas 100 - 140

(Escobar, 2000)

17

Figura 5. Diagrama esquemático de la herramienta de rayos gamma

(Halliburton, 2002)

2.6.2.3.- Registro de caliper

El registro caliper es uno de los más sencillos que se corren en el pozo, con

propósitos de registrar el diámetro del hueco ya sea abierto o con tubería de

revestimiento, puesto que nos permite observar irregularidades tales como

formas ovaladas de los pozos, grandes cavernas, desmoronamientos,

posibles fracturamientos y restricciones críticas. (Efrain, 2002)

18

Figura 6. Caliper

(Zakki,1994)

Cambio en la forma del hueco

En la siguiente figura se muestran las variaciones del diámetro del hoyo con

la profundidad del Pozo. En ésta puede observarse que la mayor

deformación del hoyo ocurre en el miembro superior de los conglomerados.

(Busouni, 1994)

Figura 7. Variación del diámetro del hoyo

(Zakki, 1994)

19

2.6.2.4.- Registros de resistividad

Se define resistividad como el grado de dificultad que encuentran los

electrones en sus desplazamientos.

Su valor describe el comportamiento de un material frente al paso de la

corriente eléctrica, por lo que da una idea de lo buen o mal conductor que

es. Un valor alto de resistividad indica que el material es mal conductor

mientras que un bajo indicará que es un buen conductor.

Se designa por la letra griega rho minúscula (ρ) y se mide en ohmios por

metro (Ω•m).

La resistividad de una formación depende de:

• La resistividad de agua de formación.

• La cantidad de agua presente.

• La geometría estructural de los poros.

2.6.2.5.- Registro de Inducción

El registro de inducción fue introducido en 1 948 con el objeto de perfilar

pozos perforados con lodos a base de petróleo o aceite

El registro de inducción se aplica en pozos con lodos en base agua.

Las herramientas de inducción consisten de dos bobinas coaxiales, una

trasmisora y una receptora. Se envía una corriente alterna de alta frecuencia

y de intensidad constante a través de la bobina transmisora creando un

campo magnético que induce un voltaje en la bobina receptora. (Baker

Hughes, 2004)

La herramienta de inducción funciona mejor cuando el fluido del pozo es

aislante, incluso aire o gas.

20

La herramienta también trabaja bien cuando el agujero contiene lodo

conductivo, a menos que este sea demasiado salado, las formaciones muy

resistivas o el diámetro muy grande.

Aplicaciones

- Mide con precisión resistividades bajas y moderadas.

- Mide con buena precisión la resistividad de estratos relativamente

delgados.

- Distingue diferencias de resistividad entre zonas de petróleo y zonas de

agua.

- Los contactos entre petróleo y agua se muestran con claridad.

Figura 8. Esquema de una herramienta inductiva

(Schlumberger, 2009)

21

2.6.2.6- Registro de resistividad esférica enfocada (Sferical Focused

Log)

Este instrumento (SFL), mide la conductividad cercana al pozo, y

proporciona la investigación a un nivel relativamente poco profundo, que es

requerido para la evaluación de los efectos provocados por la invasión de

lodo. (Alberto, 2006)

En la actualidad la herramienta DIL-SFL se ha desarrollado para reemplazar

la normal de 16 pulgadas y a los dispositivos LL8.

2.6.2.6.- Registro laterolog

Existen varios sistemas de electrodos de enfoque con profundidades de

investigación diferente.

Su aplicación se basa en la determinación cuantitativa de Rt y Rxo; estos son

utilizados para lectura profunda:

- Laterolog 7.

- Laterolog 3.

- Laterolog profundo del registro doble, laterolog DLL.

Para lectura media a somera: están integrados con herramientas de

combinación:

Laterolog 8 de la herramienta doble inducción-laterolog DIL.

Laterolog poco profundo de la herramienta DLL y

El SFL de las combinaciones ISF, DIL-SFL

2.6.2.7. Registro micro resistividad esférica enfocada (MSFL)

El MicroSFL es un dispositivo de registro esféricamente enfocado, montado

en una almohadilla que ha reemplazado a los Microlaterolog y a las

herramientas de Proximidad (Proximity).

22

Tiene dos ventajas distintas sobre los otros dispositivos de Rxo:

El primero es su poder de combinarse con otras herramientas de registros,

tales como Phasor Inducción, Array Induction y Dual Laterolog.

Es una herramienta útil para zonas poco profundas, con presencia de costra

de lodo.

Las medidas del MicroSFL fueron diseñadas para minimizar el efecto de

costra de lodo por cualquier aumento indebido en la profundidad de

investigación.

Figura 9. Herramienta de MSFL

(Halliburton, 2002)

2.7.2.8.- Registro microlog (ML)

Con la herramienta del Microlog, dos dispositivos de corto espaciamiento de

diferentes profundidades de investigación proporcionan medidas de

resistividad de un volumen muy pequeño de costra de lodo y de la formación

inmediatamente adyacente al pozo. (Efrain, 2002)

23

La comparación de las lecturas de las dos curvas identifica costras con

indicativos de invasión y por lo tanto de formaciones permeables.

En cuanto el fluido de perforación entra en la formación permeable, los

sólidos del lodo se acumulan en la pared del agujero y forman una costra.

Normalmente, la resistividad de la costra es ligeramente mayor que la

resistividad del lodo y considerablemente menor que la resistividad de la

zona invadida cerca del pozo. (Efrain, 2002)

El dispositivo micro normal de 2 pulgada tiene una mayor profundidad de

investigación que la micro inversa; por consiguiente, es menos influenciado

por la costra y lee una resistividad más alta produciendo una separación

positiva de la curva. (Malinverno, 2008)

En formaciones impermeables, las dos curvas leen casi iguales lecturas o

exhiben alguna separación negativa.

Bajo circunstancias favorables el Microlog puede usarse para obtener Rxo

pero generalmente es considerado un buen indicador cualitativo de

permeabilidad, en lugar de una medida de Rxo. (Malinverno, 2008)

Identifica de zonas permeables.

Determinación de la Sw usando los valores de Rxo y de Rt proporcionan un

chequeo libre litológico e independiente de otros métodos.

24

Figura 10. Micrologs

(Freire V, 2015)

2.6.2.9.- Registro de proximidad (PL)

El registro de proximidad mide la resistividad de la zona lavada con una

influencia mínima del revoque de filtración o de la zona no perturbada.

Los electrodos se encuentran instalados en un patín que se presiona contra

la pared del pozo

Es un registro más profundo que el microlateroperfil, lo que asegura que el

revoque de filtración produzca menos efecto pero significa que el registro de

proximidad es afectado más a menudo por la zona no perturbada. (Asquith,

2007)

Zona

Permeable

25

2.6.2.10- Registro neutrónico

Los perfiles neutrónicos son usados principalmente para ubicar formaciones

porosas, que son rocas con espacios vacíos denominados poros.

Dichos registros responden principalmente a la cantidad de hidrógeno

presente en la formación. Así, en formaciones limpias, es decir con poca

presencia de arcillas, cuando los poros están llenos de agua o petróleo, el

perfil neutrónico nos da el valor del espacio poroso lleno de fluido.

(Halliburton, 2003)

Una fuente radioactiva, en este caso se trata de una muestra que emite

neutrones, tal como Am-Be, colocada en la sonda que es el equipo que porta

la fuente y el detector, emite continuamente neutrones a alta energía. Estos

neutrones, al encontrarse con núcleos del material de formación, pierden

energía, es decir son moderados por la formación hasta que alcanzan su

estado térmico, en el cual su velocidad es similar a la de los átomos.

(Halliburton, 2003)

El Americio emite partículas alfa (partículas de Helio) las cuales colisionan

con los átomos de Berilio produciendo neutrones.

Este exceso de energía, ocasiona que los núcleos absorbentes se exciten y

produzcan una emisión de rayos gamma (radiación electromagnética)

denominados “Rayos Gamma de Captura” para equilibrar aquel exceso

energético recibido. (Halliburton, 2003)

De acuerdo al tipo de herramienta, ésta puede detectar los rayos gamma de

captura o sus propios neutrones mediante un detector (o dos) colocado en la

misma sonda.

Aplicaciones:

- Mide el índice de hidrógeno de la formación

- Definir formaciones porosas.

- Los equipos neutrónicos en uso incluyen el GNT, SNP y DSN.

26

Figura 11. Equipos para registro neutrónico

(Baker, 2004)

2.7.2.11- Registro de densidad

Ésta técnica es utilizada principalmente para determinar la porosidad de la

formación.

La medición de la densidad de la formación se aplica en la identificación de

minerales, detección de gas, evaluación de arenas arcillosas, litologías

complejas y en la determinación de arcillas petrolíferas.

Una fuente radioactiva, que para este caso será una muestra que emita

radiación gamma es colocada en una almohadilla que es aplicada contra la

pared del pozo. Esta fuente emite hacia la formación rayos gamma, los

cuales interaccionan con los electrones de la formación según el Efecto

Compton. (Cesar, 1998)

Estos últimos rayos son detectados y evaluados como una medida de la

densidad de la formación, ya que el número de rayos gamma Compton está

27

directamente relacionado con el número de electrones en la formación.

(Cesar, 1998)

Una sonda radioactiva es colocada en la herramienta antes de bajar al pozo.

La densidad se mide en g / cm3.

Los equipos utilizados con frecuencia son los contadores Geiser-Müller o

Escintilómetros, que son contadores proporcionales con fotomultiplicadores,

y las fuentes normalmente usadas son: Cobalto (Co) que emite rayos

gamma.

Figura 12. Equipo registro de densidad

(Halliburton, 2002)

2.6.2.12.-Registro sónico (SL)

El perfil sónico mide el tiempo de tránsito de una onda de compresión (onda

P), una onda de cizalla (onda S) o una onda Stoneley, a través de la

formación.

El tiempo de tránsito de intervalo Δt es el recíproco de la velocidad de la

formación y se expresa en microsegundos por pie (μsec/pies) para evitar

pequeñas fracciones decimales. (Gutierrez, 2003)

28

Se usan para la estimación de propiedades fundamentales de las rocas

como porosidad y saturación.

Ondas Compresivas (Ondas P)

También llamadas de modo compresional normal u ondas primarias. Son un

tipo de onda sísmica rápida con velocidades entre 4-7 km/s proveniente de

una fuente mono polar, que viaja a través de la pared del pozo. La dirección

de propagación de la onda es igual a la dirección de desplazamiento del

material rocoso; la amplitud de la onda varía con la proporción de Poisson de

la mezcla de roca-fluido. (Marlelis, 1998)

Figura 13. Ondas de compresión

(PEMEX, 2005)

Ondas De Cizallamiento

También llamadas transversales, rotacionales, distorsiónales, secundarias u

ondas S. Se generan por la conversión de la onda compresional cuando se

refracta en la cara del pozo. Se convierte nuevamente a una onda P cuando

se refracta a través del pozo, para alcanzar el detector de la herramienta. La

dirección de propagación de la onda es perpendicular al desplazamiento del

material rocoso. Presentan velocidades entre 2 - 3 km/s. (Marlelis, 1998)

29

Figura 14. Ondas transversales

(PEMEX, 2005)

2.6.2.13.- Registro de resonancia magnética nuclear

La RMN se construye en base a una señal que proviene de los núcleos de

hidrógeno.

Los movimientos de los núcleos atómicos pueden controlarse y detectarse

directamente con un aparato de resonancia magnética nuclear (RMN).

Puede medir directamente la densidad de núcleos de hidrogeno en fluidos

de yacimiento.

Determina la presencia y las cantidades de diferentes fluidos (agua, petróleo

y gas), así como también algunas de las propiedades específicas de los

fluidos.

Determina el tamaño de los poros que contiene el fluido.

Son de interés en la búsqueda de hidrocarburos.

30

Figura 15. Esquema de herramienta RNM

(PEMEX, 2005)

2.6.2.14.- Registro de imágenes resistivas

Son herramientas eléctricas que generan una imagen de la formación a

partir de mediciones de la resistividad de la zona invadida.

La identificación y caracterización de fracturas en yacimientos de gas

profundos y no convencionales.

La identificación de intercalaciones de gas en yacimientos no

convencionales de baja permeabilidad.

La identificación de esfuerzos característicos in-situ que resultan cuando se

perforan pozos cerca o sobre balance.

2.6.3.- INTERPRETACIÓN

A continuación se va a explicar cómo es la interpretación de cada uno de los

registros eléctricos usados.

2.6.3.1.- Potencial Espontáneo

Para determinar el valor del SP en el registro, se debe primero trazar la línea

base de lutitas de la zona de interés, para luego poder leer el valor de la

curva en el track de correlación.

31

Figura 16. Registro Potencial Espontáneo

(Freire V, 2015)

Este valor se puede utilizar para calcular la resistividad del agua con la

siguiente ecuación:

⁄ [ ]

[ ]

Dónde:

Rw: Resistividad de agua

Rmfc: Resistividad del filtrado de lodo

K: Factor

TF: Temperatura de formación en ºF

Línea base de Lutitas

Lectura de

SP

32

2.6.3.2.- Gamma Ray

La lectura del registro de Gamma Ray se lo realiza tomando la lectura del

gamma ray máximo y mínimo de la zona de interés y luego cada dos pies

leer la curva en el track de correlación. Como lo indica la figura 17.

Figura 17. Registro Gamma Ray

(Freire V, 2015)

Mediante este registro se puede calcular el volumen de arcillas con la

siguiente ecuación:

[ ]

Gr arcilla

Gr máximo

GR mínimo

33

2.6.3.3.- Resistividad

Leer los valores cada dos pies de la resistividad profunda y la resistividad

somera en las zonas de interés para lo cual se lee como resistividad

profunda la curva de LLD (curva de color en rojo) y como resistividad somera

la curva ILS (curva de color en azul) en el track de resistividad.

Figura 18. Registros Resistivos

(Freire V, 2015)

Las lecturas de estos registros ayudan a calcular la saturación de agua así

como la movilidad de crudo mediante las siguientes ecuaciones:

√

[ ]

34

[ ]

√

[ ]

Dónde:

Sw: Saturación de agua fraccional

Sxo: Saturación en la zona lavada fraccional

F: Factor de formación

Rw: Resistividad del agua

Rt: Resistividad verdadera o profunda

Rmfc: Resistividad del filtrado de lodo corregido

Rxo: Resistividad de la zona lavada

2.6.3.4.- Densidad

Para interpretar estos registros, se lo realiza leyendo cada dos pies la curva

Densidad RHOB (color verde) en el track de porosidad como lo indica la

figura 19.

35

Figura19. Registro de Densidad

(Freire V, 2015)

Se calcula la porosidad mediante la siguiente ecuación:

[ ]

Dónde:

Densidad

36

2.6.3.5.- Neutron


Neutron NPHI (color rojo) en el track de porosidad como lo indica la figura

20.

Figura 20. Registro Neutron

(Freire V, 2015)

Esta curva es un indicativo de la porosidad y se aplica en conjunto con los

valores calculados de la curva de densidad con la siguiente ecuación:

√

[ ]

[ ]

Neutrón

37

Dónde:

2.6.3.6.- Sónico


Sónica DT (color morado) en el track de porosidad como se indica en la

figura 21 y posteriormente se aplica las ecuación 2.10.

Figura 21. Registro Sónico

(Freire V, 2015)

Sónico

38

Para calcular la porosidad se aplica la siguiente ecuación:

[ ]

La tabla muestra los valores usados para el cálculo de porosidad con el

registro sónico.

Tabla 4. Valores sónicos para diferentes formaciones

FORMACIÓN VALOR

Arena 55.5

Dolomita 47.6

Caliza 43.5

Anhidrita 50

Fluido 189

(Cesar, 1998)

2.6.4.- PROPIEDADES FÍSICAS DE LAS ROCAS

Cada una de las propiedades de la roca que se muestran en la figura 22

como la resistividad de la formación, resistividad del agua de formación,

factor de resistividad, temperatura y presión, porosidad, permeabilidad y

saturación se explican en los capítulos siguientes.

39

Figura 22. Esquema de un pozo

(Schlumberger Charts, 2009)

2.6.4.1.- Resistividad de la formación

La resistencia que ofrece un material al paso del flujo eléctrico es

directamente proporcional a la longitud del material e inversamente

proporcional a su área, como se expresa a continuación:

Despejando la resistividad:

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

contenido de fluidos. Las formaciones geológicas conducen la corriente

eléctrica solo mediante el agua que contienen. La mayoría de los minerales

que constituyen las partes solidas de los estratos, cuando están

absolutamente secos, son aislantes. De la misma manera, cualquier

40

cantidad de petróleo o gas puros que se encuentren en las formaciones, son

eléctricamente no conductoras. (Chelloti, 2010)

2.7.4.2.- Resistividad del agua de formación

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

sea individualmente o cualquiera de los dos o los tres elementos al mismo

tiempo. La mayoría de las rocas de los yacimientos, sin embargo, contienen

siempre cierta cantidad de agua de formación, aun cuando se aproximen a

condiciones de ser mejoradas por petróleo. (PDVSA, 2006)

El agua contenida en los poros de los estratos penetrados por la perforación,

puede variar considerablemente de acuerdo a la localización geográfica, a la

profundidad y a la edad geológica. Las aguas superficiales por lo general

son dulces y de resistividad comparativamente alta, a medida que se perfora

a mayor profundidad, el agua que se encuentra en las formaciones se hace

más salada. Sin embargo, cabe señalar que este fenómeno no tiene nada de

uniforme o regular. Son muchos los factores que pueden influenciar en la

salinidad de los acuíferos profundos. Uno de ellos es la salinidad del mar

que estaba presente cuando se depositaron los sedimentos, otro lo

constituye la proximidad a las antiguas desembocaduras del río y sus aguas

dulces, etc. (PDVSA, 2006)

2.7.4.3.- Temperatura y presión

La temperatura y la presión también afectan de alguna u otra manera la

producción de hidrocarburos presente en las formaciones. En el yacimiento,

estos factores controlan las viscosidades y las solubilidades mutuas de los

tres fluidos: petróleo, gas y agua. (PMEX, 2006)

La temperatura de las formaciones es función de la profundidad a la cual se

encuentra un determinado estrato y del gradiente geotérmico (la proporción

en que aumenta la temperatura de acuerdo a la profundidad) del área

considerada.

41

Comúnmente, la temperatura de un yacimiento productivo se dice que no

varía demasiado, salvo algunas excepciones que muestran lo contrario.

Se utiliza la siguiente ecuación para corregir la temperatura.

[ ]

2.7.4.4.- Factor de resistividad de la formación

Archie en 1 941, introdujo un concepto, el cual relaciona la resistividad, la

porosidad y la saturación de agua en los yacimientos de hidrocarburos, dicho

concepto es el de Factor de Resistividad de la Formación F, o simplemente

Factor de Formación, por medio del cual se relaciona la resistividad de una

arena saturada de agua Ro, con la resistividad del agua Rw. Se ha

establecido de manera experimental que la resistividad de una formación

pura con contenido de agua (esto es, una que no contenga hidrocarburos ni

una cantidad apreciable de arcilla), es proporcional a la resistividad del agua

con la cual está completamente saturada. De este modo si Ro es la

resistividad de una roca de formación no arcillosa, saturada al 100% con

agua de resistividad Rw, entonces: (Schlumberger, Curso Básico de

interpretación de Registros eléctricos, 2006)

En una porosidad determinada, la proporción Ro/Rw permanece casi

constante para todos los valores de Rw por debajo de aproximadamente 1

Ohm-m.

En el caso de aguas más dulces y con mayor resistividad, el valor de F

puede disminuir a medida que aumenta la Rw. En el caso de un agua de

salinidad dada, mientras mayor sea la porosidad de una formación, menor

será la resistividad de la formación Ro, y también el Factor de Formación F.

Por consiguiente el Factor de Formación esta inversamente relacionado a la

porosidad, entonces: (Schlumberger, Interpretación de perfiles eléctricos

guia de entrenamiento, 2004)

42

[ ]

A través de los años, la experiencia ha propiciado una aceptación general de

la siguiente relación:

[ ]

2.7.4.5.- Porosidad

La porosidad es la relación entre el volumen de vacíos de la roca y el

volumen total de la misma expresada en porcentajes.

Vo= Volumen de vacíos de la roca

Vt= Volumen total de la roca

La porosidad la podemos clasificar en:

Porosidad Total: Porosidad relacionada con el volumen total de vacíos

que tiene la roca.

Porosidad Efectiva: Determinada por el volumen de vacíos

interconectados entre sí que contienen fluidos.

Porosidad Primaria o Matricial: La que originalmente tiene la roca.

Porosidad Secundaria: Determinada por la fracturación de la roca o

por fenómenos químicos posteriores a la formación de la roca.

Grado de Porosidad

Es un factor que nos permite clasificar la porosidad en función del porcentaje

de vacíos que existen dentro de las rocas como se muestra en la Tabla 5.

43

Tabla 5. Grado de Porosidad

Grado Porcentaje (%)

Muy Pobre 1 – 5

Pobre 5 – 10

Medio- Regular 10 -15

Buena 15 – 20

Muy Buena > 20

(Escobar, 2000)

Factores que inciden en la porosidad

Clasificación: Se refiere al mayor o menor contenido de granos del

mismo tamaño dentro del reservorio, teniendo menor importancia que

el tamaño de grano, pues alcanzan las mayores porosidades en

areniscas bien clasificadas. (Cesar, 1998)

Forma o Redondez: Es el parámetro que implica que mientras más

angulosos son los granos tienen mayor porosidad, sin embargo la

permeabilidad se relacionará con la orientación que tengan los

granos.

Compactación: Se produce por el peso de los sedimentos que se

acumulan durante el proceso de sedimentación y a una mayor

compactación se producen menores valores de porosidad y

permeabilidad.

Orientación de los Granos: Afecta principalmente la permeabilidad y

se tienen valores mayores en la dirección horizontal y paralela a los

estratos y menores en el sentido vertical.

44

Matriz y Cemento entre granos: Está relacionada a la parte detrítica

de la roca y a las precipitaciones químicas y bioquímicas que se dan

durante el proceso de sedimentación.

2.6.4.6.- Permeabilidad

Es la propiedad que tienen las rocas para dejar pasar los fluidos y la unidad

de medidas es el Darcy; la permeabilidad de 1 Darcy se produce cuando “1

centímetro cúbico de un fluido con una viscosidad de 1 centipoise en 1

segundo, atraviesa una muestra de roca de 1 cm² de superficie por 1 cm de

fondo en condiciones de 1 atmosfera de presión”. (Jorge, 1997)

El Darcy es una unidad de medida muy grande, por lo cual se utiliza el

milidarcy, y en los yacimientos explotables generalmente varía de 1 a 1000

milidarcy, lo cual no significa que existan yacimientos con valores mayores a

un 1 Darcy. (Read, 1998).

Tabla 6. Permeabilidad

Tipo de

Permeabilidad Milidarcy

Pobre 1- 10

Buena 10 – 100

Muy Buena 100 - 1000

(Escobar, 2000)

Tipos de Permeabilidad

Permeabilidad Horizontal o Paralela: Es la que se refiere a la

permeabilidad medida en dirección paralela de los estratos.

Permeabilidad Transversal o Vertical: Es la permeabilidad medida en

dirección perpendicular a los estratos.

45

La permeabilidad horizontal, normalmente es mayor a la vertical y es de

mayor importancia al considerar la migración y solo en el caso de fracturas la

vertical es mayor que la horizontal.

La permeabilidad es más importante que la porosidad en un reservorio

comercial, porque existen rocas porosas y no permeables; así por ejemplo

una arenisca que tenga matriz calcárea o en el caso de las arcillas que son

altamente porosas pero que son impermeables debido al tamaño

microscópico de sus granos, la cual crea una tensión superficial que no

permite que el fluido se mueva. (PDVSA, 2006)

Medida de la Permeabilidad

Laboratorio

Se la mide en el laboratorio tomando una muestra representativa de la roca

reservorio (Core o Núcleo), en la cual se somete al paso de un fluido a

través de ella en condiciones de presión y temperatura estándar y se

determina la permeabilidad de acuerdo a las características de la roca, de

cada uno de los pozos. (Jorge, 1997)

La permeabilidad se la mide a través de los resultados de las pruebas de

producción y no existen registros eléctricos que midan indirectamente la

permeabilidad.

Correlaciones

1) Wyllie and Rose

Para hidrocarburos

[[

]

] [ ]

Para gas

[[

]

] [ ]

46

Dónde:

Ke = permeabilidad en miliDarcys

Swirr = saturación de agua irreductible

= porosidad

2) Coates y Dumanoir

{* (

)

+

} [ ]

[ ]

C = constante de la fórmula de permeabilidad de Coates and Dumanoir

ρh = densidad del hidrocarburo en g/cm3

W = constante de la fórmula de permeabilidad de Coates and Dumanoir

Φ = porosidad

Rw = resistividad del agua de formación a la temperatura de la formación

Rt irr = resistividad profunda de una zona a saturación de agua irreductible (Swirr)

K1/2 = raíz cuadrada de la permeabilidad; entonces K es igual a la permeabilidad

expresada en milidarcys (mD)

3) Tixier

[ ]


expresada en miliDarcys (mD)

: Porosidad

47

Swi: Saturación de agua irreductible

4) Timur

[ ]



: Porosidad

Swi: Saturación de agua irreductible

5) Coates

[ ]



: Porosidad

Swi: Saturación de agua irreductible.

2.6.4.7.- Saturación

El término de saturación de un fluido se define como la fracción del volumen

poroso del yacimiento ocupado por determinado fluido.

La saturación se verá afectada por las condiciones del yacimiento, así como

por los fluidos presentes en el mismo. Su nomenclatura corresponde a las

letras Si, en donde el subíndice i corresponde a los fluidos agua (Sw),

petróleo (So), gas (Sg).

La saturación de un fluido se ve afectada matemáticamente por la siguiente

ecuación

So: (volumen de petróleo/volumen poroso)*100

Sw: (volumen de agua/volumen poroso)*100

48

Sg: (volumen de gas/volumen poroso)*100

En el medio poroso se cumplirá la siguiente relación:

Sw + So + Sg = 1 [ ]

%Sw + % So + %Sg = 100% [ ]

La saturación residual: es la fracción de petróleo que queda en la roca

después de aplicar todas las técnicas de recobro posibles.

La saturación de agua depende de:

Tamaño y distribución de los poros

La profundidad de la muestra por encima de la zona productora.

Tipos de saturación:

1. Saturación absoluta: cuando el volumen poroso lo ocupa un solo fluido

2. Saturación parcial: cuando hay más de un fluido presente en el

yacimiento

3. Saturación crítica: es el valor mínimo de un fluido dentro de un

yacimiento

La determinación de la saturación de los fluidos presentes en los diferentes

estratos de un yacimiento puede realizarse, al igual que la porosidad y la

permeabilidad de dos formas diferentes:

1. Métodos Indirectos: por medio de registros de pozos (miden propiedades

eléctricas y radioactivas)

2. Métodos directos: son utilizados en el laboratorio tale como: el método

de la retorta, método de extracción por solvente, método de destilación,

método de la temperatura critica.

2.6.4.7.1.- Ecuaciones para determinar la saturación de agua

49

1) Modelo de Archie

Para formaciones limpias usar la ecuación de Archie.

√

[ ]

[ ]

Dónde:

Rw: resistividad del agua

Rt: resistividad de la zona profunda

F: factor de formación

: porosidad

Para formaciones arcillosas se usan las siguientes ecuaciones:

2) Modelo de Simandoux

Este modelo se basa en que la conductividad o 1/Rt de una arena arcillosa

se puede expresar de la siguiente manera:

(

) (

)

Donde Vsh y Rsh, son el volumen y la resistividad de las arcillas supra

yacentes o infrayacentes respectivamente. La siguiente expresión es la

ecuación de Simandoux para calcular Sw, si m=n=2:

[[(

)

]

] [

] [ ]

Donde:

a: tortuosidad

50


: porosidad

Rt: resistividad profunda

Rsh: resistividad de la arcilla

Vsh: volumen de arcilla

3) Modelo de Saraband

[[(

)

]

] [

] [ ]

Donde:

a: tortuosidad


: porosidad




4) Modelo de Indonesia

La ecuación de Indonesia es la usada en la cuenca oriente debido a que

esta se ajusta a las propiedades de cada una de las arenas del campo

Sacha.

⌈⌈⌈⌈

√

√

√ ⌉⌉⌉⌉

[ ]

51

Dónde:





: porosidad

m: factor de cementación

n: exponente de saturación

a: tortuosidad

2.6.4.7.2.- Saturación de agua irreductible

Es toda el agua que está entrampada entre granos en una roca, o se

sostiene en los capilares a través de la presión capilar.

La saturación de agua irreducible, corresponde al agua que no se moverá, y

la permeabilidad relativa para el agua es igual a cero.

[ ]

[ ]

Dónde:

BVW: volumen de agua poral

: Porosidad

Swirr: saturación de agua irreductible

Sw: saturación de agua

52

2.7.- ACUÍFEROS

Se puede definir como un volumen de agua depositado en las rocas

subyacentes que está en contacto con una acumulación de hidrocarburos.

Los acuíferos pueden ser grandes, medianos o pequeños; es decir, pueden

presentarse en diferentes tamaños, también se conoce como estrato o

formación geológica que almacena y transmite agua (permite la circulación

de agua a través de sus poros o grietas) permitiendo que pueda ser

explotado en cantidades económicamente apreciables. (Tarek, 2006)

Los acuíferos pueden tener diferentes características, pueden ser acuíferos

confinados o cerrados que no tiene contacto con fuente externa alguna, o

pueden tener un extenso afloramiento que permite que fuentes externas de

agua mantengan inalterable su capacidad de aporte de energía expulsiva.

Un alto porcentaje de los yacimientos de hidrocarburos están asociados a

éstos cuerpos de agua (acuífero) y de cualquier manera, estos constituyen

una fuente de energía natural para los yacimientos. (Tarek, 2006)

En general, se define el límite inicial entre el yacimiento y el acuífero

asociado como contacto agua/petróleo. Sin embargo, la naturaleza de la

roca/yacimiento y las densidades agua/petróleo pueden generar la existencia

de amplias zonas de transición entre ambos fluidos, como resultado del

balance entre las fuerzas capilares y las fuerzas gravitacionales. (Tarek,

2006)

2.7.1.- TIPOS DE ACUÍFEROS

Cada uno de los acuíferos será explicado en los subcapítulos siguientes

dentro de los cuales se tiene libres, confinados, semi-confinados, infinito y

finito.

2.7.1.1.- Acuíferos Libres

Son aquellos en los cuales existe una superficie libre del agua encerrada en

ellos que se encuentra a presión atmosférica. La superficie del agua será el

nivel freático (real) y podrá estar en contacto directo con el aire o no, lo

53

importante es que no tenga por encima ningún material impermeable.

(Escobar, 2000)

Figura 23. Acuíferos Libres


2.7.1.2.- Acuíferos Confinados

Son aquellos en los que el agua que contienen está sometida a una presión

superior a la atmosférica, y ocupa la totalidad de los poros o huecos de la

formación geológica, saturándola totalmente. Están sellados por materiales

impermeables que no permiten que el agua ascienda hasta igualar su

presión a la atmosférica. (Escobar, 2000)

Figura 24. Acuíferos Confinados


54

2.7.1.3.- Acuíferos Semi-Confinados

Se caracterizan por tener la parte superior o/y la parte inferior sellada por

materiales que no son totalmente impermeables, sino que constituyen un

acuitardo, es decir, un material que permite una filtración vertical que

alimenta muy lentamente al acuífero principal. (Escobar, 2000)

2.7.1.4.- Acuíferos Colgados

Algunas veces se da una capa de material más o menos impermeable por

encima del nivel real. El agua que se infiltra queda atrapada en esta capa

para formar un lentejón, que normalmente tiene una extensión limitada sobre

la zona saturada más próxima. Como se mencionó anteriormente el acuífero

tiene una presión en la interface, pero, aparte de ésta tendrá un presión

promedio ponderada del volumen general que corregida a un plano de

referencia puede ser mayor o menor que la de la interface.

Figura 25. Colgados


55

2.7.1.5.- Acuífero activo o infinito

La intrusión de agua es igual a la rata total de producción. El yacimiento con

acuíferos activos tienen una lenta y gradual declinación de presión. Su radio

es aproximadamente 10 veces mayor al radio del yacimiento.

2.7.1.6.- Acuífero no activo o finito

La caída de presión durante el tiempo de producción es notable, debido a

que el acuífero no puede dar una respuesta total a la caída de presión para

compensarla.

2.7.1.7.- Geometrías de flujo en acuíferos

Empuje lateral

El agua se desplaza a través de los flancos del yacimiento a medida que

este produce hidrocarburos y la caída de presión al límite.

Empuje de fondo

Ocurre en yacimientos de gran superficie y con caídas suaves de presión en

el cual el contacto agua-yacimiento se sitúa en la base.

Empuje lineal

Ocurre desde un flanco hacia el yacimiento con un área transversal

constante.

56

Figura 26. Geometría de Acuíferos


2.7.2.- MECANISMOS DE EMPUJE

2.7.2.1.- Reservorio Hollín

El mecanismo de producción principal en el reservorio de la formación Hollín

es un empuje hidráulico activo, generado por un acuífero de comportamiento

infinito, conectado en el fondo y lateralmente de oeste a este. Las

características infinitas de este acuífero se deben a que es un “acuífero de

tipo artesiano que presenta afloramientos en superficie y se recarga

constantemente en las partes altas de la cordillera de los Andes.”

Adicionalmente, se encuentra presente un mecanismo de producción por

expansión de los fluidos y compresibilidad de la roca, sin embargo, debido a

que la caída de presión es muy baja en este reservorio, este mecanismo de

producción es despreciable”. (Napo, 2013)

2.7.2.2.- Reservorio Napo

En la formación Napo el desplazamiento de los fluidos del yacimiento se

debe a la expansión de los fluidos y compresibilidad de la roca,

adicionalmente cuenta con acuíferos laterales para sus reservorios. La arena

57

“U” inferior, presenta dos acuíferos laterales claramente definidos, uno se

inicia por el flanco noreste afectando la parte norte del reservorio y el otro en

la parte suroeste. Los acuíferos laterales del yacimiento “U” son también un

mecanismo de producción, que con el tiempo han venido inundando la parte

centro y noreste del reservorio. En el reservorio “T” inferior, existe un

acuífero lateral que viene del noreste del campo afectando en mayor grado

la zona norte.” (Napo, 2013)

2.7.2.3.- Reservorio Basal Tena

“Por las condiciones y el comportamiento del yacimiento, el mecanismo de

producción del reservorio Basal Tena es por “gas en solución”, expansión de

los fluidos y compresibilidad de la roca, empuje parcial y lateral de agua en

la parte centro – noroeste y suroeste del campo. El empuje hidráulico ha sido

importante pero no suficiente para mantener la presión en el área de

drenaje. (Napo, 2013)

2.8.- RESERVAS

En este subcapítulo se va a explicar las reservas que se tiene como los son

reservas probadas, probables, posibles, no probadas, suplementarias,

primarias, remantes, desarrolladas y no desarrolladas, finalmente se explica

las formas de cálculo.

2.8.1.- RESERVAS PROBADAS

Las reservas probadas son el volumen de hidrocarburos que se estima

son recuperables de yacimientos conocidos por medio de mecanismos

primarios o secundarios, es decir: elevación natural o artificial (bombeo

mecánico, eléctrico, hidráulico o neumático), o mediante inyección de

fluidos (agua, vapor, aire, CO2, gas seco, etc.). (Escobar, 2000)

2.8.2.- RESERVAS SUPLEMENTARIAS

Las reservas suplementarias, son una subcategoría de las reservas

probadas, son aquellas que se recuperarán mediante la aplicación de

58

varias técnicas llamadas en su conjunto, de recuperación mejorada

(secundaria o terciaria). (Escobar, 2000)

2.8.3.- RESERVAS NO PROBADOS

Es el volumen de petróleo que se estima puede ser recuperado de las

arenas de las cuencas sedimentarias, donde el taladro aún no ha

comprobado la presencia o no de yacimientos petrolíferos.

2.8.4.- RESERVAS PROBABLES

Son aquellas reservas en donde el análisis de la información geológica

y de ingeniería de estos yacimientos sugiere que son factibles de ser

comercialmente recuperables. Si se emplean métodos probabilísticos

para su evaluación existirá una probabilidad de al menos 50% de que las

cantidades a recuperar sean iguales o mayores a la suma de las reservas

probadas más las probables. El concepto de reserva probable difiere

esencialmente del concepto de reserva probada, por el hecho de que

no hay pozos exploratorios perforados en el área que se está evaluando.

(Read, 1998)

2.8.5.- RESERVAS POSIBLES O POTENCIAL GEOLÓGICO

Son aquellos volúmenes de hidrocarburos cuya información geológica y

de ingeniería sugiere que es menos segura su recuperación comercial

que las reservas probables. De acuerdo con esta definición, las reservas

posibles son el volumen de hidrocarburos que se cree que existe en

áreas aún no exploradas, determinando únicamente con base a criterios

geológicos. (Escobar, 2000)

2.8.6.- RESERVAS REMANENTES

Es el volumen de hidrocarburos medido a condiciones atmosféricas, que

queda por producirse económicamente de un yacimiento a determinada

fecha, con las técnicas de explotación aplicables. En otra forma, es la

diferencia entre la reserva original y la producción acumulada de

hidrocarburos en una fecha específica.

59

2.8.7.- RESERVAS DESARROLLADAS

Aquellos volúmenes de hidrocarburos comercialmente recuperables de

yacimientos por aquellos pozos e instalaciones de producción disponibles.

2.8.8.- RESERVAS NO DESARROLLADAS

Aquellos volúmenes de hidrocarburos comercialmente que no pueden

recuperarse de yacimientos por los pozos e instalaciones de producción

disponibles.

2.8.9.- RESERVAS PRIMARIAS

Aquel volumen de hidrocarburo que puede recuperarse por los distintos

mecanismos de empuje del yacimiento tales como acuíferos, capa de gas,

gas en solución, etc.

60

(Freire V,2015)

61

2.8.10.- CÁLCULO DE RESERVAS

A continuación se muestra las principales formas de cálculo de reservas,

para el presente trabajo se utilizó el método volumétrico.

2.8.10.11.- Método Volumétrico

Se utiliza para calcular el Hidrocarburo Original En Sitio (POES y GOES) con

base en el modelo geológico que geométricamente describe el yacimiento y

a las propiedades de la roca y de los fluidos.

Cálculo del Petróleo Original En Sitio (POES)

El Petróleo Original En Sitio se calcula usando la siguiente ecuación:

[ ]

Una vez obtenido el POES, al aplicarle el Factor de Recobro, se obtienen las

Reservas de Petróleo Recuperables Originales.

2.8.10.12.- Cálculo por Curvas de Comportamiento de Producción

Se utilizan con frecuencia para estimar las reservas remanentes mediante la

extrapolación del comportamiento de producción y ayudan en el diagnóstico

del mecanismo de empuje en los yacimientos cuando se dispone de

suficiente historia de producción-presión. Los principales tipos de curvas de

declinación se refieren a las variables Producción Diaria vs. Tiempo y

Producción Diaria vs. Producción Acumulada. (Rodriguez, 2007)

2.8.10.13.- Cálculo por Balance de Materiales

Se utiliza para calcular el Petróleo Original En Sitio y cotejar con el resultado

obtenido por el Método Volumétrico. El éxito de la aplicación de este método

requiere de la historia de presiones, datos de producción y análisis PVT de

los fluidos del yacimiento, que permiten así mismo predecir el petróleo

recuperable.

62

2.8.10.14.- Cálculo por Simulación Numérica

Consiste en la utilización de modelos matemáticos que simulan los procesos

que tienen lugar en el medio poroso durante la producción del yacimiento.

Se basa en la disgregación del yacimiento en un número de bloques, lo cual

permite considerar sus heterogeneidades y predecir su comportamiento. La

validez de este método requiere de una buena definición geológica del

yacimiento y de las características de sus fluidos. (Rodriguez, 2007)

63

METODOLOGÍA

La interpretación de cada uno de los datos petrofísicos para los pozos se los

realizará en el programa Interactive Petrophysics siguiendo los siguientes

pasos.

3.1.- SELECCIÓN Y CARGA DE DATOS

El primer paso es escoger los pozos dentro del campo Sacha, los cuales

contengan las arenas Hollín superior u Hollín Inferior; lo cual se realiza

dentro del mapa del campo.

Luego de revisar el mapa, los pozos que se eligieron son:

Tabla 7. Listado de Pozos

POZOS CAMPO SACHA

1 SACHA-147 34 SACHA-426

2 SACHA-003 35 SACHA-441D









11 SACHA-127 44 SACHA-045B

12 SACHA-140D 45 SACHA-065B

13 SACHA- 158 46 SACHA-088

14 SACHA-164 D 47 SACHA-093

15 SACHA-175H 48 SACHA-115




19 SACHA-213D 52 SACHA-155D

20 SACHA-226D 53 SACHA-159




64


Pozos Campo Sacha

24 SACHA-300V 57 SACHA-189




28 SACHA-400V 61 SACHA-214D


30 SACHA-430V 63 SACHA-227D




(Freire V, 2015)

Luego se procede a cargar cada uno de los pozos mediante el programa, el

cual se lo realiza de la siguiente forma.

1.- Crear una nueva base de datos en la pestaña “file” y luego “new data

base”, para lo cual se desplegará el siguiente cuadro y posteriormente los

guardamos con el nombre deseado como lo indica la figura 27.

Figura 27. Creación de base de datos

(Freire V, 2015)

2.- Se debe cargar el pozo que vamos a interpretar de nuestra base de

datos, para lo cual vamos a la pestaña input/output, luego hacia

65

y se desplegará un cuadro en el que se selecciona el pozo; para este caso

será el pozo 273D.

Posteriormente se seleccionan las curvas que se va a utilizar; como los son

la de gamma ray, potencial espontáneo, micro normal, micro inversa, caliper,

resistividades, neutrón, sónico, densidad, fotoeléctrica. Ponemos en créate

new well, lo guardamos con el nombre deseado y damos clic en load como

lo indica la figura 28.

Figura 28. Selección de curvas

(Freire V, 2015)

66

3.- Dentro del pozo se abre la pestaña log plots y se selecciona triple combo

como lo indica la figura 29, en cada uno de estos tracks se irán llenando las

curvas de los registros eléctricos.

Figura 29. Selección de plot

(Freire V, 2015)

4.- Dar clic en el primer track con el cual se desplegara una ventana en la

que se seleccionará las curvas y se pondrá las escalas pertinentes. Para

este track se tendrá las curvas de gamma ray, potencial espontaneo, micro

normal, micro inversa, bit size y caliper. Los valores de las escalas para el bit

size son de 6 a 16, para el registro potencial espontaneo son de -20 a 80,

para el gamma ray son de 0 a 200 y para el micro normal y micro inverso

son de 20 a 0. Finalmente se selecciona el color para cada curva. Este

proceso lo indica la figura 30 y figura 31.

67

Figura 30. Selección de curvas track 1

(Freire V, 2015)

68

Figura 31. Selección de contornos track 1

(Freire V, 2015)

5.- Dar clic en el tercer track y poner las curvas de resistividades, con su

respectiva escala como lo indica la figura 32 en las cuales dentro de la

escala izquierda se pone el valor de 0.2 y en la escala derecha 2000 en

ohmios metros, de igual forma la escala del registro debe ser logarítmica y

finalmente se escoge el color que se desee para cada curva.

69


(Freire V, 2015)

6.- Dar clic en el cuarto track y poner las curvas de densidad, neutrón, sónico

y fotoeléctrica con su respectiva escala. Primero colocar las escalas para

densidad que son de 1.95 a 2.95, para neutrón de 0.45 a -0.15, para sónico

de 140 a 40 y para el factor fotoeléctrico de 0 a 10. Finalmente

seleccionamos el color para cada curva y el relleno que se quiera cuando

exista un cruce de curvas como lo indican las figuras 33 y 34.

70


(Freire V, 2015)

71

Figura 34. Selección de contornos track 4

(Freire V, 2015)

7.- Finalmente los datos cargados se presentarán de la siguiente forma

como lo indica la figura 35. En el cual en el track de correlación se tiene los

registros de gamma ray, potencial espontaneo, bit size, micro normal e

inverso y caliper. En el track de resistividades se tienen todas las curvas de

resistividad somera, media y profunda. En el track de porosidad se tiene las

curvas de densidad, neutrón, sónico y factor fotoeléctrico. Y en el track de

profundidad se tiene la profundidad en md, TVD y la temperatura.

72

Figura 35. Presentación del registro

(Freire V, 2015)

3.2.- TOPES Y BASES

Los topes y bases una vez determinados mediante los registros eléctricos,

son colocados de la siguiente forma:

1.- Seleccionar los topes y bases de la siguiente tabla.

73

Tabla 8. Topes y Bases pozo 273

Pozo Superficie MD (pies)

SAC-273D BT 9 544

SAC-273D NP 9 549

SAC-273D MCM1 9 855

SAC-273D CZM2 10 085

SAC-273D BCM2 10 111

SAC-273D CZA 10 174

SAC-273D BCZA 10 246

SAC-273D US 10 272

SAC-273D UI 10 324

SAC-273D BUI 10 353

SAC-273D CZB 10 425

SAC-273D BCZB 10 441

SAC-273D TI 10 520

SAC-273D BTI 10 596

SAC-273D MT 10 617

SAC-273D CZC 10 694

SAC-273D HS 10 698

SAC-273D BHS 10 720

SAC-273D HI 10 724

SAC-273D CAP 10 762

SAC-273D FWL 10 781

(Freire V, 2015)

2.- En la pestaña “well” seleccionar “manage zone/tops”, luego seleccionar

“new tops” y en la pantalla que se despliega copiar la tabla dando clic en el

botón , luego se lo guarda con el nombre que se desee y se presiona

ok como indica la figura 36 y figura 37.

74

Figura 36. Ventana de creación de topes

(Freire V, 2015)

Figura 37. Topes

(Freire V, 2015)

5.- Luego de esto hacemos clic derecho en el track de profundidad,

seleccionamos new track y en este nuevo track en el cabezal hacemos clic

izquierdo y se despliega un cuadro en el cual colocamos los siguientes datos

como lo muestra la figura 38.

75

Figura 38. Ventana de input de topes y bases

(Freire V, 2015)

4.- Finalmente se hace clic en “edit format” y en el cuadro que se despliega

seleccionamos “define” y en el cuadro siguiente seleccionamos los topes y el

color de división de cada uno, se da clic en “all subsequent” y por ultimo

lucirán de esta manera como lo muestra la figura 39 y figura 40.

76

Figura 39. Definición de topes

(Freire V, 2015)

77

Figura 40. Presentación de topes

(Freire V, 2015)

3.3- CÁLCULO DE TVD

Para los pozos direccionales u horizontales se debe llevar de MD a TVD de

la siguiente forma.

1.- Obtener los surveys del pozo con los datos de MD, azimut e inclinación

como lo indica la tabla 9.

Tabla 9. Surveys pozo 273

SURVEYS POZO 273 D

MD (pies)

INC (º) AZIMUT (º) MD (pies) INC (º) AZIMUT (º)

0 0 0 5458 26.08 155.57

100 0.17 56.81 5555 23.83 156.09

200 0.16 66.2 5651 21.48 155.4

300 0.27 69.56 5749 20.69 156.49

400 0.47 65.93 5845 18.75 155.75

78


MD (pies)


500 0.3 67.19 5943 16.57 156.03

600 0.89 113.58 6039 14.61 155.38

633 1.04 119.07 6136 13.42 155.67

700 1.97 136.63 6230 12.33 154.51

750 3.02 150.16 6265 12.08 155.66

816 4.54 156.05 6431 10.7 154.59

900 5.06 160.49 6528 10.03 154.32

1000 4.65 172.32 6625 9.43 158.32

1100 6.92 173.05 6720 8.08 158.74

1191 10.15 169.75 6819 5.1 165.27

1305 12.89 161.76 6914 2.51 178.5

1403 15.28 157.49 7012 0.35 343.73

1499 17.4 154.62 7107 2.03 348.55

1596 19.3 153.58 7205 2.2 350.35

1692 21.47 155.21 7302 2.27 351.66

1788 23.49 155.06 7399 2.16 348.9

1885 25.46 152.92 7496 2.2 343.69

1982 26.68 152.78 7592 2.28 346.58

2079 27.66 153.12 7690 2.22 349.45

2176 29.33 153.18 7785 2.36 345.13

2272 30.61 154.07 7882 2.32 345.62

2369 31.72 154.79 7981 2.38 346.39

2465 32.09 153.86 8075 2.3 350.79

2561 32.85 154.44 8172 2.32 359.63

2656 34.45 153.42 8267 1.77 15.09

2754 36.12 153.71 8363 1.07 96.28

2850 38.44 154.45 8458 1.51 142.15

2948 40.15 155.03 8558 1.52 156.97

3045 39.7 155.09 8656 1.47 157.47

3141 39.98 155.19 8752 1.59 152.82

3239 42.58 155.93 8849 1.29 150.31

3335 42.32 155.83 8946 1.1 156.87

3432 40.64 156.16 9042 1.21 158.71

3528 40.94 157.2 9138 1.33 157.64

3625 40.29 157.83 9237 1.18 149.32

3722 38.88 158.31 9332 1.12 144.2

3819 39.04 157.71 9423 1.24 154.71

3916 39.97 157.38 9557 1.57 132.65

4013 40.47 157.44 9654 1.26 137.79

4109 40.76 156.17 9750 0.9 146.89

79


MD (pies)


4205 41.74 155.38 9849 0.76 157.97

4302 41.69 153.39 9946 0.72 163.46

4398 41.53 153.36 10042 0.87 181.44

4495 41.04 154.07 10139 0.89 190.04

4592 40.14 154.5 10235 0.9 207.39

4688 39.68 153.58 10331 0.99 223.84

4785 38.22 153.83 10429 0.7 179.15

4880 37.44 152.31 10526 0.73 173.18

4977 35.73 151.58 10622 0.73 194.29

5076 33.36 152.33 10719 0.71 212.82

5168 31.64 153.01 10815 0.57 216.67

5266 29.36 154.12 10838 0.55 224.6

5362 27.4 154.49 10910 0.5 230.3

2.- Ir a la pestaña “calculation” y al botón

,luego se pega los valores de la tabla y se da clic en run, finalmente se

añade los nuevos valores a la gráfica en el track de profundidad dando clic

en el mismo, se selecciona TVD y clic en ok como lo indica la figura 41.

80

Figura 41. Ventanas de input TVD

(Freire V, 2015)

3.4.- CÀLCULO DE GRADIENTE DE TEMPERATURA

1.- De los registros del pozo obtener los valores de temperatura de superficie

y temperatura de fondo en el cabezal del mismo como lo indica la figura 42.

81

Figura 42. Cabezal registro

(Freire V, 2015)

2.- Ir a la pestaña “calculation” y al botón en el cual se

pone los datos de temperatura de superficie y de fondo y pulsar run como lo

indica la figura 43.

Figura 43. Calculo del gradiente de temperatura

(Freire V, 2015)

82

3.5.- CÁLCULO DEL VOLUMEN DE ARCILLA

1.- En la pestaña “interpretation” seleccionamos el botón en el

cual se despliega un cuadro en el cual seleccionamos las curvas para

interpretación, en este caso se tiene dos indicadores con las curvas de

gamma ray, neutrón y densidad, y se presiona run como lo indica la figura

44.

Figura 44. Ventana del volumen de arcilla

(Freire V, 2015)

2.- En la ventana que se abre procedemos a realizar el análisis de cada una

de las zonas, en el track 4 se ajusta el volumen de arcilla con la curva de

gamma ray y en el track 5 se ajusta el volumen de arcilla con las curvas

densidad y neutrón seleccionando los máximos y mínimos, finalmente en el

track 6 se muestra el resultado del volumen de arcilla como se muestra en la

figura 45.

83

Figura 45. Ventana de ajuste del volumen de arcilla

(Freire V, 2015)

3.- Una vez realizado el análisis se procede a colocar en nuestro track de

resultados el volumen de arcilla en el cual la parte verde representa lutita y la

parte amarilla representa arena como lo muestra la figura 46.

84

Figura 46. Presentación del volumen de arcilla

(Freire V, 2015)

3.5.- CÁLCULO DEL SATURACIÓN DE AGUA

1.- En la pestaña “interpretation” se selecciona el botón

en el cual se despliega un cuadro en el cual se

selecciona las curvas de neutrón, densidad, sónico, foto eléctrico,

resistividad verdadera, resistividad de la zona lavada, volumen de arcilla y la

temperatura; subsiguiente se selecciona el modelo inicial neutrón-densidad

con 3 minerales y finalmente se utiliza la ecuación de saturación; que para el

campo Sacha es la ecuación modificada de Indonesia y clic en ok como lo

muestra la figura 47.

85

Figura 47. Ventana de saturación

(Freire V, 2015)

2.- En el plot de saturación que se va a desplegar, se procede a realizar el

análisis para cada zona, ajustando las curvas con los datos del campo.

Primero en el track de porosidad se ajusta la curva de densidad, neutrón,

factor foto eléctrico y sónico según la zona en la que se encuentre ya sea

arena o lutita, posteriormente ajustamos los valores de las curvas de

resistividad de la zona virgen y resistividad de la zona lavada en base a la

zona de lutitas, luego se ajusta la curva de salinidad la cual se selecciona

según el valor correspondiente para cada zona con los datos del campo

como lo muestra la figura 48.

86

Figura 48. Ventana de ajustes saturación

(Freire V, 2015)

4.- Se hace clic en el botón “display water and porosity saturation” y en

cada una de las pestañas se procede a llenar según los valores del pozo y

del cabezal del registro. La tabla 10 muestra los parámetros de saturación

usados como se muestra en la figura 49.

87

Tabla 10. Parámetros de saturación

PARÁMETROS PARA SATURACIÓN

Formación Exponente de

cementación (m) Exponente de saturación (n)

Factor de tortuosidad (a)

Basal Tena 2 2 0,81

Napo U 1,83 2,44 0,81

Napo T 1,76 1,96 0,81

Hollin inferior 1,97 1,6 0,81

Hollin superior 1,77 1,6 0,81

(Freire V, 2015)

Figura 49. Ventana de parámetros saturación

(Freire V, 2015)

3.6.- RESULTADOS

Para desplegar los resultados se realiza clic en la pestaña “Interpretation”,

luego en el icono y se despliega una ventana

en la cual se selecciona las curvas de entrada las cuales serán porosidad,

saturación de agua, volumen de arcilla y TVD como lo muestra la figura 50,

88

luego se selecciona las curvas de salida las cuales van a ser las zonas netas

de pago, volumen de arcilla, porosidad y saturación de agua como lo

muestra la figura 51, posteriormente se selecciona las zonas las cuales se

va a evaluar, en este caso en particular Hollín inferior y superior como lo

muestra la figura 52, después en la pestaña de cutoffs se pone los valores

para descartar zonas las cuales son una porosidad de hasta 10%, volumen

de arcilla hasta 40% y saturación de agua hasta 50% como lo muestra la

figura 53, finalmente en la ventana de reportes seleccionamos la manera en

la cual se quiere que se presente los resultados en la hoja final como lo

muestra la figura 54. Por último los resultados para el pozo 273 D se

muestran en la tabla 11 y el resultado para todos los pozos se presentan en

las tablas 15 y 16.

Figura 50. Curvas de entrada

(Freire V, 2015)

89

Figura 51. Curvas de salida

(Freire V, 2015)

Figura 52. Zonas

(Freire V, 2015)

90

Figura 53. Cutoffs

(Freire V, 2015)

Figura 54. Ventana de resultados

(Freire V, 2015)

A continuación se presentan los resultados del pozo 273 D obtenidos en el

programa.

91

Tabla 11. Resultados Pozo 273 D

Pozo Zona Tope (pies)

Base (pies)

Gross (pies)

Net (pies) ɸ Sw Vcl

SACHA-273D HI 9 920.74 9 958.73 38.00 34.75 0.163 0.20 0.07

3.7.- CÁLCULOS PARA LA EVALUACIÓN DE ZONAS DE

INTERÉS

Para ejemplificar se toma datos del pozo Sacha – 273D la zona Hollín

inferior la cual se va a comparar los resultados con el programa Interactive

Petrophysics. Lo que se analiza al principio son las curvas del registro para

identificar las zonas de interés como se observa en la figura 55 de debe

tener un gamma ray bajo lo que es indicativo de una zona limpia, separación

entre la curva micro normal y micro inversa lo que indica que es una zona

permeable, resistividades altas que indican que hay hidrocarburos y una

separación entre las curvas de densidad y neutrón que indica que hay

porosidad en la zona de interés.

Figura 55. Registro pozo 273

(Freire V, 2015)

92

3.7.1.- DATOS DEL REGISTRO DE LA ZONA U SUPERIOR

Rmf= 1.88 @ 76.2ºF

BHT= 208 º F

PT= 10 957 pies

PF= 10 726 pies

3.7.2.- CÁLCULO DE LA TEMPERATURA DE LA FORMACIÓN (T2)

205.22 ºF

3.7.3.- CÁLCULO DEL RMF CORREGIDO

Cuando el Rmfc es mayor a 0.1 se multiplica por 0.85

Ohm

3.7.4.- CÁLCULO DE RESISTIVIDAD DEL AGUA

Para el cálculo de la resistividad de agua se ocuparán los datos de

resistividad que se sacaron en base de las salinidades para cada arena y la

locación del pozo dentro del campo como se muestra en la tabla 12.

93

Tabla 12. Salinidades del campo Sacha

SALINIDAD CAMPO SACHA

FORMACIÓN ZONA SALINIDAD (ppm NaCl)

Rw @ 75 ºF

U

NORTE 78 960 0.0875

CENTRO-SUR 49 350 0.1314

NORESTE 41 125 0.1546

T

EXTREMOS 69 069 0.0979

CENTRO-SUR 46 060 0.1397

NORESTE 32 900 0.1894

HS TODO EL CAMPO 13 892,5 0.4221

HI TODO EL CAMPO 2 961 1.8294

3.7.5.- CÁLCULO DE D

3.7.6.- CÁLCULO DEL VSH

3.7.7.- CÁLCULO DE POROSIDAD

El valor de Neutron Porosity en la tercera pista.

√

94

√

3.7.8.- CÁLCULO DE POROSIDAD EFECTIVA

3.7.9.- CÁLCULO SATURACIÓN DE AGUA

√

F= factor de formación

Dónde: El valor de Rt leer de la curva de resistividad profunda

√

√

F= factor de formación

95

Dónde:

√

3.7.10.- CÁLCULO SATURACIÓN PETRÓLEO

So= 1 – Swa

So= 1 – 0.3373

So= 0.6627 * 100 %

So= 66.27 %

3.7.11.- CÁLCULO MOVILIDAD DEL CRUDO

√

El valor de Rxo leer la resistividad de la zona lavada

√

= 41.71 %

Movilidad del crudo

MOS = Sxo – Sw

96

MOS= 0.4171 – 0.3373

MOS= 0.0798

3.7.12.- CÁLCULO DEL SOR

SOR= 1 – Sxo

SOR= 1 – 0.4171

SOR = 0.5826

Como SO > SOR el petróleo es móvil

3.7.13.- CALCULO DE SATURACION DE AGUA PARA ZONAS

ARCILLOSAS

Cuando se encuentra en una zona de que no esté limpia, lo que quiere decir

que contenga arcillas se usa la ecuación de indonesia.

⌈⌈⌈⌈

√

√

√ ⌉⌉⌉⌉

⌈⌈⌈⌈

√

√

√ ⌉⌉⌉⌉

⌈

⌉

Como se observa, se obtuvieron los siguientes resultados para la evaluación

de la zona Hollín inferior, en la tabla 13 se muestran los valores promedios

y en la tabla 18 se observan los cálculos completos para la zona, los cuales

97

comparados con el programa corresponden como se muestra en la siguiente

tabla.

Tabla 13. Resultados Pozo 273D

Cálculo Pozo Zona Tope (pies)

Base (pies)

Gross (pies)


Programa SACHA-

273D HI 9 920 9 958 38 34 0.16 0,208 0,07

Manual SACHA-

273D HI 9 920 9 958 38 34 0,15 0,23 0,04

3.8- DETERMINACIÓN DE CONTACTOS

Para determinar los contactos en los registros eléctricos se debe observar

las curvas de resistividad bajo ciertas condiciones como: un cambio brusco

en la curva de resistividad total y/o una resistividad total baja y constante en

zona de arenas. En el capítulo de análisis y resultados se muestra la tabla

con los resultados para los pozos evaluados. La figura 56 muestra como

determinar un contacto. La tabla 17 muestra los contactos de los 400 pozos

evaluados en el capítulo de análisis de resultados.

98

Figura 56. Contactos agua - petróleo

(Freire V, 2015)

3.9.- CÁLCULO DE RESERVAS

Para calcular las reservas primero se debe realizar un mapa de isópacas con

las coordenadas de cada pozo y el espesor neto de cada uno de estos como

se muestra en la tabla 14. El mapa se muestra en el anexo 2.

Tabla 14. Espesores y coordenadas de pozos

Pozo Espesor Neto

(pies) X (m) Y (m)

SACHA-003 48.00 295091 9968341

SACHA-011 63.25 293991 9965809

SACHA-014 21.75 292005 9966496

CAP

99


Pozo Espesor Neto

(pies) X (m) Y (m)

SACHA-031 29.50 294404 9969851

SACHA-033 42.75 294616 9964973

SACHA-044 34.25 289827 9958556

SACHA-045B 36.50 290835 9957773

SACHA-062 30.00 288416 9957427

SACHA-065B 23.25 294782 9973724

SACHA-083 65.75 290994 9962168

SACHA-106 19.50 293702 9966412

SACHA-114 65.00 293355 9966076

SACHA-115 60.25 292514 9967004

SACHA-119 34.75 294007 9965253

SACHA-127 29.50 294399 9966263

SACHA-128 76.75 290140 9960737

SACHA-140D 28.50 293832 9967060

SACHA-146 9.50 288763 9954922

SACHA-147S 48.25 294583 9967288

SACHA-154D 31.50 289667 9954867

SACHA-155D 0.00 289717 9953857

SACHA-158 20.50 291095 9958552

SACHA-159 30.25 289435 9958248

SACHA-160D 29.50 294436 9973188

SACHA-161 17.00 294737 9969309

SACHA-164D 51.75 294466 9968388

SACHA-183 29.50 289974 9960293

SACHA-189 29.00 293273 9959069

SACHA-191 23.50 292656 9961335

SACHA-192 37.00 296410 9971926

SACHA-193 25.75 288391 9956292

SACHA-198 18.50 290053 9954418

SACHA-204D 60.00 294502 9976190

SACHA-206D 21.50 292902 9970224

SACHA-213D 43.50 296033 9972283

SACHA-214D 40.25 296769 9972231

SACHA-218D 37.75 295182 9973486

SACHA-226D 18.25 296237 9971564

SACHA-227D 35.00 295698 9972045

SACHA-228D 35.75 293948 9973816

SACHA-231D 42.50 295040 9974262

SACHA-242D 18.75 295662 9971543

SACHA-246D 27.50 294918 9966925

100


Pozo Espesor Neto

(pies) X (m) Y (m)

SACHA-251D 41.88 295435 9968633

SACHA-253D 52.75 295871 9968684

SACHA-259D 27.00 294441 9974071

SACHA-262D 13.00 294638 9978874

SACHA-273D 34.75 296325 9970306

SACHA-288D 15.50 295489 9979290

SACHA-300V 26.50 290797 9953436

SACHA-351D 11.75 293506 9957925

SACHA-353D 58.75 291915 9957497

SACHA-362D 45.25 288758 9958268

SACHA-400V 32.88 292900 9960375

SACHA-426 34.75 294080 9957336

SACHA-441D 15.75 296258 9978725

SACHA-452D 50.50 296470 9973983

SACHA-454D 18.00 296445 9973394

Posteriormente se miden las áreas dentro de cada curva y mediante la razón

de áreas se determina si se aplica el método trapezoidal o piramidal para

calcular el volumen de cada área con las siguientes ecuaciones. Si la razón

es mayor a 0.5 se aplica la ecuación trapezoidal y si es menor a 0,5 la

ecuación piramidal. La tabla 15 muestra estos cálculos.

[ √ ]

101

Tabla 15. Área para cada curva

CÁLCULO DE VOLUMEN PARA CADA ÁREA

ÁREA Sección Espesor Razón Ecuación Volumen

Acres pies (A1/A0) Acres - pie

A0 39760,6

A1 31511,05 15 0,79 TRAPEZOIDAL 534537,4

A2 25166,25 15 0,80 TRAPEZOIDAL 425079,8

A3 18921,93 15 0,75 TRAPEZOIDAL 330661,4

A4 13192,35 15 0,70 TRAPEZOIDAL 240857,1

A5 9298,43 15 0,70 TRAPEZOIDAL 168680,9

A6 6086,48 15 0,65 TRAPEZOIDAL 115386,8

A7 3190,64 15 0,52 TRAPEZOIDAL 69578,4

A8 1605,12 15 0,50 TRAPEZOIDAL 35968,2

A9 868,79 15 0,54 TRAPEZOIDAL 18554,3

A10 324,18 15 0,37 PIRAMIDAL 6137,5

A11 45,16 15 0,14 PIRAMIDAL 1942,8

Volumen Total (Vb) 1947384,5

Finalmente se calcula las reservas con la fórmula del POES con la porosidad

ponderada y la saturación de agua ponderada para lo cual cada porosidad y

cada saturación se multiplican por el espesor y el total se divide para el

espesor total.

Para obtener las reservas en superficie (N) se aplica la siguiente ecuación:

N = 1733598408,09 BBl

102

Para obtener las reservas explotables multiplicamos por el factor de recobro,

para el caso de Hollín es del 20.7%.

R = N * Fr

R = 1733598408,09 * 0.207

R = 358854870.5 BBl

103

ANÁLISIS DE RESULTADOS

4.1.- ANÁLISIS

Lo primero que se realiza es un análisis rápido del pozo viendo las curvas

del registro. Se va a analizar el pozo 273 como ejemplo. Como se puede

observar en la figura 57 la zona de Hollín inferior se encuentra desde 9920

pies hasta 9958 pies, debido a que la curva de GR presenta valores bajos lo

que significa presencia de arena , de la misma forma las curvas de micro

normal y micro inversa presenta una separación característica de zonas

permeables; las curvas de resistividad presentan valores altos lo que indica

la presencia de hidrocarburos y las curvas de densidad y neutrón tienen una

separación que indica una zona porosa, de la misma forma en el track de

litología se observa que la zona Hollín inferior es una zona con bajo

contenido de arcilla. En el track 7 se observa la presencia de porosidad en la

zona y en el track 8 se observa la saturación de agua en la formación Hollín.

Todos estos análisis se realizaron para los 63 pozos evaluados con el

objetivo de obtener parámetros petrofísicos como: Saturación, Porosidad,

Espesores netos y Volumen de arcilla. Todos estos parámetros serán

usados para calcular las reservas de petróleo del campo Sacha y se

muestran en la tabla 21.

La tabla 16 muestra cada uno de los parámetros petrofísicos evaluados

para cada uno de los pozos para las zonas: Hollín Inferior y Superior.

La tabla 17 muestra de la misma forma los pozos evaluados, pero

descartando los pozos que contengan una saturación de agua mayor al 50

%, contenido de arcilla mayor al 40% y porosidad menor al 10%.

104

Figura 57. Interpretación del pozo 273 D

(Freire, 2015)

105

Tabla 16. Sumario Petrofísico de los pozos evaluados

SUMARIO DEL RESERVORIO

Pozo Zona Top (pies) Bottom (pies) Gross (pies) Net (pies) ɸ Sw Vcl

SACHA-147S HS 9 824.78 9859.78 35.00 20.25 0.119 1.000 0.376

SACHA-003 HS 9 889.00 9 911.00 22.00 1.50 0.215 1.000 0.476

SACHA-011 HS 9 802.00 9 842.00 40.00 7.50 0.124 0.908 0.322

SACHA-062 HS 9 808.00 9 839.00 31.00 0.00 --- --- ---

SACHA-081 HS 9 785.00 9 814.00 29.00 2.50 0.121 0.172 0.185

SACHA-083 HS 9 829.00 9 848.00 19.00 5.00 0.111 0.289 0.332

SACHA-091 HS 9 805.00 9 824.00 19.25 0.00 --- --- ---

SACHA-106 HS 9 814.00 9 846.00 32.00 6.50 0.127 0.865 0.250

SACHA-114 HS 9 806.00 9 842.00 36.00 14.00 0.125 1.000 0.359

SACHA-119 HS 9 803.00 9 839.00 36.00 18.25 0.145 0.636 0.266

SACHA-127 HS 9 820.00 9 869.00 49.00 31.00 0.150 0.656 0.349

SACHA-140D HS 9 803.92 9 836.92 33.00 16.75 0.130 1.000 0.230

SACHA-158 HS 9 828.00 9 871.00 43.00 11.00 0.120 0.340 0.270

SACHA-164D HS 9 807.41 9 838.41 30.99 24.00 0.148 0.614 0.338

SACHA-191 HS 9 816.00 9 832.00 16.00 7.00 0.143 0.450 0.360

SACHA-193 HS 9 821.00 9 859.00 38.00 18.50 0.133 0.779 0.431

SACHA-198 HS 9 817.00 9 845.00 28.00 0.50 0.102 0.996 0.411

SACHA-213D HS 9 871.83 9 885.83 14.00 4.50 0.132 0.365 0.188

SACHA-226D HS 9 900.85 9 921.85 21.00 5.50 0.168 0.067 0.168

106



SACHA 231D HS 9 887.18 9 906.17 18.99 14.49 0.141 1.000 0.216

SACHA-242D HS 9 904.14 9 916.07 11.93 2.86 0.141 0.488 0.284

SACHA-262D HS 9 906.86 9 956.86 50.00 27.75 0.121 0.847 0.177

SACHA -300V HS 9 844.00 9 862.00 18.00 4.00 0.144 1.000 0.381

SACHA-353D HS 9 834.10 9 857.82 23.71 6.42 0.118 0.784 0.291

SACHA-362D HS 9 822.01 9 850.80 28.79 15.89 0.173 1.000 0.206

SACHA-351D HS 9 876.39 9 895.39 19.00 10.00 0.136 0.156 0.344

SACHA-400V HS 9 854.71 9 886.71 32.00 0.00 --- --- ---

SACHA-430V HS 9 972.04 9 993.54 21.50 11.00 0.121 1.000 0.312

SACHA-452D HS 9 898.44 9 921.42 22.98 6.49 0.111 0.905 0.359

SACHA-246D HS 9 837.53 9 876.53 39.00 25.00 0.143 0.910 0.283

SACHA-426 HS 9 901.48 9 935.97 34.48 9.50 0.133 0.575 0.221

SACHA-441D HS 9 940.73 9 973.70 32.97 7.87 0.112 1.000 0.293

SACHA-288D HS 9 904.16 9 940.36 36.20 5.38 0.111 1.000 0.239

SACHA-454D HS 9 887.45 9 917.92 30.47 19.66 0.130 0.304 0.202

SACHA-251D HS 9 853.92 9 884.92 31.00 16.75 0.141 0.531 0.324

SACHA-273D HS 9 894.74 9 916.74 22.00 0.00 --- --- ---

SACHA-014 HS 9 776.00 9 815.00 39.00 14.75 0.140 1.000 0.366

SACHA-031 HS 9 834.00 9 881.00 47.00 1.50 0.119 1.000 0.314

SACHA-033 HS 9 815.00 9 842.00 27.00 2.50 0.118 1.000 0.384

SACHA-044 HS 9 795.00 9 812.00 17.00 1.00 0.103 1.000 0.402

SACHA-045B HS 9 774.00 9 809.00 35.00 1.00 0.118 0.147 0.488

SACHA-065B HS 9 862.00 9 883.00 21.00 0.00 --- --- ---

SACHA-088 HS 9 802.00 9 833.00 31.00 1.00 0.107 1.000 0.378

107



SACHA-115 HS 9 814.00 9 847.00 33.00 21.50 0.134 0.523 0.298

SACHA-128 HS 9 773.00 9 786.00 13.00 3.50 0.120 0.045 0.436

SACHA-146 HS 9 804.00 9 829.00 25.00 4.00 0.135 0.374 0.360

SACHA-154D HS 9 763.15 9 786.14 23.00 0.00 --- --- ---

SACHA-155D HS 9 800.31 9 843.31 43.00 3.00 0.109 0.417 0.179

SACHA-159 HS 9 809.00 9 835.00 26.00 8.25 0.116 0.318 0.348

SACHA-160D HS 9 860.58 9 881.57 20.99 7.37 0.125 0.260 0.246

SACHA-161 HS 9 855.00 9 902.00 47.00 5.50 0.117 0.572 0.204

SACHA-183 HS 9 831.00 9 845.00 14.00 2.00 0.120 0.251 0.069

SACHA-189 HS 9 866.00 9 888.00 22.00 9.75 0.165 0.097 0.214

SACHA-192 HS 9 912.00 9 924.00 12.00 6.00 0.123 0.270 0.402

SACHA-204D HS 9 859.25 9 878.25 19.00 11.50 0.125 1.000 0.301

SACHA-206D HS 9 854.48 9 879.48 25.00 13.00 0.121 1.000 0.295

SACHA-214D HS 9 914.87 9 926.87 12.00 0.00 --- --- ---

SACHA-218D HS 9 867.90 9 886.90 19.00 10.00 0.140 0.679 0.277

SACHA-227D HS 9 870.24 9 896.24 26.00 15.75 0.133 0.193 0.229

SACHA-228D HS 9 888.49 9 901.40 12.91 7.70 0.134 1.000 0.409

SACHA-253D HS 9 861.70 9 886.52 24.82 17.13 0.141 0.649 0.256

SACHA-259D HS 9 884.50 9 904.50 20.00 5.00 0.125 0.488 0.192

SACHA-147S HI 9 865.78 9 940.77 74.99 58.37 0.152 0.428 0.269

SACHA-003 HI 9 932.00 10 004.00 72.00 48.25 0.162 0.311 0.279

SACHA-011 HI 9 860.00 9 934.00 74.00 63.25 0.188 0.194 0.171

SACHA-062 HI 9 855.00 9 903.00 48.00 30.00 0.143 0.214 0.300

SACHA-081 HI 9 823.00 9 849.00 26.00 0.00 --- --- ---

108


Pozo Zona Top (pies) Bottom (pies)

Gross (pies) Net (pies) ɸ Sw Vcl

SACHA-091 HI 9 824.00 9 824.00 0.00 0.00 --- --- ---

SACHA-106 HI 9 852.00 9 925.00 73.00 25.25 0.128 0.259 0.350

SACHA-114 HI 9 850.00 9 922.50 72.50 66.75 0.151 0.148 0.183

SACHA-119 HI 9 853.00 9 916.00 63.00 34.75 0.174 0.068 0.109

SACHA-127 HI 9 880.00 9 922.00 42.00 30.25 0.149 0.201 0.338

SACHA-140D HI 9 845.92 9 901.91 55.99 29.75 0.187 0.183 0.129

SACHA-158 HI 9 886.00 9 933.00 47.00 20.50 0.158 0.218 0.198

SACHA-164D HI 9 847.40 9 920.39 72.99 54.24 0.195 0.133 0.218

SACHA-191 HI 9 847.00 9 882.00 35.00 24.25 0.144 0.139 0.304

SACHA-193 HI 9 867.00 9 916.00 49.00 25.75 0.129 0.215 0.308

SACHA-198 HI 9 855.00 9 910.00 55.00 29.00 0.118 0.450 0.277

SACHA-213D HI 9 892.83 9 958.32 65.50 44.62 0.141 0.190 0.121

SACHA-226D HI 9 935.85 9 960.84 25.00 18.25 0.140 0.286 0.153

SACHA 231D HI 9 915.17 9 975.14 59.97 47.23 0.156 0.217 0.144

SACHA-242D HI 9 929.99 9 962.80 32.81 24.24 0.157 0.407 0.168

SACHA-262D HI 9 963.86 9 989.36 25.50 17.25 0.162 0.371 0.054

SACHA -300V HI 9 877.00 9 909.00 32.00 26.50 0.153 0.207 0.146

SACHA-353D HI 9 869.68 9 929.01 59.33 58.59 0.159 0.158 0.134

SACHA-362D HI 9 854.77 9 909.66 54.89 45.08 0.169 0.176 0.114

SACHA-351D HI 9 900.39 9 922.89 22.50 11.75 0.152 0.171 0.201

SACHA-400V HI 9 893.71 9 926.71 33.00 33.00 0.161 0.116 0.133

SACHA-430V HI 9 999.04 10 036.04 37.00 $$4.00 0.114 1.000 0.356

SACHA-452D HI 9 930.41 9 998.35 67.94 53.20 0.187 0.171 0.101

109




SACHA-441D HI 9 978.69 10 010.67 31.97 20.23 0.144 0.394 0.128

SACHA-288D HI 9 947.22 9 982.49 35.27 27.43 0.128 0.550 0.156

SACHA-454D HI 9 936.61 9 970.57 33.76 22.39 0.152 0.417 0.142

SACHA-251D HI 9 898.92 9 966.92 68.00 44.75 0.178 0.239 0.173

SACHA-273D HI 9 920.74 9 958.73 38.00 35.25 0.163 0.208 0.070

SACHA-014 HI 9 821.00 9 926.00 105.00 99.50 0.179 0.838 0.179

SACHA-031 HI 9 891.00 9 946.00 55.00 29.50 0.124 0.169 0.279

SACHA-033 HI 9 874.00 9 928.00 54.00 42.75 0.165 0.188 0.253

SACHA-044 HI 9 822.00 9 874.00 52.00 39.25 0.170 0.340 0.329

SACHA-045B HI 9 815.00 9 856.00 41.00 36.50 0.158 0.123 0.377

SACHA-065B HI 9 894.00 9 952.00 58.00 26.25 0.140 0.290 0.218

SACHA-088 HI 9 846.00 9851.00 5.00 0.00 --- --- ---

SACHA-093 HI 9 937.00 9 942.00 5.00 0.00 --- --- ---

SACHA-115 HI 9 856.00 9 934.00 78.00 61.50 0.145 0.112 0.222

SACHA-128 HI 9 792.00 9 890.00 98.00 76.75 0.138 0.113 0.428

SACHA-146 HI 9836.00 9 920.00 84.00 17.75 0.119 0.589 0.218

SACHA-154D HI 9 795.14 9 838.14 43.00 32.75 0.113 0.130 0.243

SACHA-155D HI 9 858.31 9 874.31 16.00 1.75 0.148 1.000 0.204

SACHA-159 HI 9 839.00 9 891.50 52.50 30.25 0.146 0.164 0.190

SACHA-160D HI 9 887.57 9920.56 32.99 29.74 0.151 0.167 0.112

SACHA-161 HI 9 912.00 9 940.00 28.00 17.50 0.140 0.238 0.125

SACHA-183 HI 9 851.00 9 908.00 57.00 39.25 0.146 0.422 0.109

SACHA-189 HI 9 895.00 9 926.00 31.00 29.25 0.155 0.163 0.142

110




SACHA-206D HI 9 912.48 9 939.48 27.00 22.50 0.165 0.154 0.143

SACHA-214D HI 9 933.87 9 992.12 58.24 41.62 0.161 0.203 0.156

SACHA-218D HI 9 891.90 9 937.89 46.00 43.50 0.161 0.231 0.142

SACHA-227D HI 9 909.23 9 957.23 48.00 41.00 0.158 0.228 0.148

SACHA-228D HI 9 909.34 9 965.93 56.59 39.96 0.142 0.312 0.223

SACHA-253D HI 9 902.40 9 956.03 53.63 53.13 0.176 0.102 0.136

SACHA-259D HI 9 913.50 9 967.49 54.00 31.25 0.135 0.315 0.238

SACHA-093 HS 9 891.00 9 924.00 33.00 3.50 0.134 0.272 0.118

SACHA-083 HI 9 854.00 9 950.00 96.00 66.25 0.159 0.239 0.129

SACHA-246D HI 9 880.53 9 931.53 51.00 29.25 0.142 0.144 0.133

SACHA-426 HI 9 940.46 9 988.44 47.98 35.48 0.147 0.215 0.154

SACHA-192 HI 9 937.00 9 990.25 53.25 38.50 0.146 0.162 0.213

SACHA-204D HI 9 888.25 9 964.25 76.00 63.00 0.160 0.152 0.117

111

Tabla 17. Sumario Petrofísico de las zonas de pago de los pozos evaluados

SUMARIO DE PAGO DEL RESERVORIO


SACHA-147S HS 9 824.78 9 859.78 35.00 0.00 --- --- ---

SACHA-003 HS 9 889.00 9 911.00 22.00 0.00 --- --- ---

SACHA-011 HS 9 802.00 9 842.00 40.00 0.00 --- --- ---

SACHA-062 HS 9 808.00 9 839.00 31.00 0.00 --- --- ---

SACHA-081 HS 9 785.00 9 814.00 29.00 2.50 0.121 0.172 0.185

SACHA-083 HS 9 829.00 9 848.00 19.00 5.00 0.111 0.289 0.332

SACHA-091 HS 9 805.00 9 824.00 19.25 0.00 --- --- ---

SACHA-106 HS 9 814.00 9 846.00 32.00 1.00 0.145 0.362 0.193

SACHA-114 HS 9806.00 9 842.00 36.00 0.00 --- --- ---

SACHA-119 HS 9 803.00 9 839.00 36.00 7.25 0.151 0.122 0.180

SACHA-127 HS 9 820.00 9 869.00 49.00 13.50 0.168 0.296 0.287

SACHA-140D HS 9 803.92 9 836.92 33.00 0.00 --- --- ---

SACHA-158 HS 9 828.00 9 871.00 43.00 11.00 0.120 0.340 0.270

SACHA-164D HS 9 807.41 9 838.41 30.99 9.50 0.172 0.230 0.264

SACHA-191 HS 9 816.00 9 832.00 16.00 5.00 0.153 0.280 0.337

SACHA-193 HS 9 821.00 9 859.00 38.00 7.00 0.114 0.352 0.441

SACHA-198 HS 9 817.00 9 845.00 28.00 0.00 --- --- ---

SACHA-213D HS 9 871.83 9 885.83 14.00 4.50 0.132 0.365 0.188

SACHA-226D HS 9 900.85 9 921.85 21.00 5.50 0.168 0.067 0.168

112




SACHA 231D HS 9 887.18 9 906.17 18.99 0.00 --- --- ---

SACHA-242D HS 9 904.14 9 916.07 11.93 1.75 0.154 0.229 0.236

SACHA-262D HS 9 906.86 9 956.86 50.00 5.00 0.149 0.339 0.061

SACHA -300V HS 9 844.00 9 862.00 18.00 0.00 --- --- ---

SACHA-353D HS 9 834.10 9 857.82 23.71 1.75 0.121 0.218 0.208

SACHA-362D HS 9 822.01 9 850.80 28.79 0.00 --- --- ---

SACHA-351D HS 9 876.39 9 895.39 19.00 10.00 0.136 0.156 0.344

SACHA-400V HS 9 854.71 9 886.71 32.00 0.00 --- --- ---

SACHA-430V HS 9 972.04 9 993.54 21.50 0.00 --- --- ---

SACHA-452D HS 9898.44 9 921.42 22.98 1.00 0.121 0.435 0.332

SACHA-246D HS 9 837.53 9 876.53 39.00 3.50 0.156 0.415 0.214

SACHA-426 HS 9 901.48 9 935.97 34.48 5.00 0.139 0.226 0.125

SACHA-441D HS 9 940.73 9 973.70 32.97 0.00 --- --- ---

SACHA-288D HS 9 904.16 9 940.36 36.20 0.00 --- --- ---

SACHA-454D HS 9 887.45 9 917.92 30.47 17.00 0.134 0.269 0.190

SACHA-251D HS 9 853.92 9 884.92 31.00 10.00 0.143 0.352 0.355

SACHA-273D HS 9 894.74 9 916.74 22.00 0.00 --- --- ---

SACHA-014 HS 9 776.00 9 815.00 39.00 0.00 --- --- ---

SACHA-031 HS 9 834.00 9881.00 47.00 0.00 --- --- ---

SACHA-033 HS 9 815.00 9 842.00 27.00 0.00 --- --- ---

SACHA-044 HS 9 795.00 9 812.00 17.00 0.00 --- --- ---

SACHA-045B HS 9 774.00 9 809.00 35.00 1.00 0.118 0.147 0.488

113



SACHA-093 HS 9 891.00 9 924.00 33.00 3.50 0.134 0.272 0.118

SACHA-115 HS 9 814.00 9 847.00 33.00 13.00 0.143 0.277 0.300

SACHA-128 HS 9 773.00 9 786.00 13.00 3.50 0.120 0.045 0.436

SACHA-146 HS 9 804.00 9 829.00 25.00 4.00 0.135 0.374 0.360

SACHA-154D HS 9 763.15 9 786.14 23.00 0.00 --- --- ---

SACHA-155D HS 9 800.31 9 843.31 43.00 2.00 0.109 0.124 0.107

SACHA-159 HS 9809.00 9 835.00 26.00 7.00 0.116 0.229 0.361

SACHA-160D HS 9 860.58 9881.57 20.99 5.50 0.130 0.137 0.222

SACHA-161 HS 9 855.00 9 902.00 47.00 2.50 0.127 0.133 0.088

SACHA-183 HS 9 831.00 9 845.00 14.00 2.00 0.120 0.251 0.069

SACHA-189 HS 9 866.00 9 888.00 22.00 9.75 0.165 0.097 0.214

SACHA-192 HS 9 912.00 9 924.00 12.00 4.50 0.123 0.097 0.376

SACHA-204D HS 9 859.25 9 878.25 19.00 0.00 --- --- ---

SACHA-206D HS 9 854.48 9 879.48 25.00 0.00 --- --- ---

SACHA-214D HS 9 914.87 9926.87 12.00 0.00 --- --- ---

SACHA-218D HS 9 867.90 9 886.90 19.00 4.50 0.125 0.203 0.268

SACHA-227D HS 9 870.24 9 896.24 26.00 15.50 0.133 0.188 0.225

SACHA-228D HS 9 888.49 9 901.40 12.91 0.00 --- --- ---

SACHA-253D HS 9 861.70 9 886.52 24.82 9.00 0.153 0.381 0.294

SACHA-259D HS 9 884.50 9 904.50 20.00 3.50 0.131 0.445 0.169

SACHA-147S HI 9 865.78 9 940.77 74.99 48.25 0.155 0.365 0.263

SACHA-003 HI 9 932.00 10 004.00 72.00 48.00 0.162 0.308 0.279

SACHA-011 HI 9 860.00 9 934.00 74.00 63.25 0.188 0.194 0.171

114



SACHA-081 HI 9 823.00 9 849.00 26.00 0.00 --- --- ---

SACHA-083 HI 9 854.00 9 950.00 96.00 65.75 0.159 0.237 0.126

SACHA-091 HI 9 824.00 9 824.00 0.00 0.00 --- --- ---

SACHA-106 HI 9 852.00 9 925.00 73.00 19.50 0.129 0.131 0.375

SACHA-114 HI 9 850.00 9 922.50 72.50 65.00 0.150 0.123 0.185

SACHA-119 HI 9 853.00 9 916.00 63.00 34.75 0.174 0.068 0.109

SACHA-127 HI 9 880.00 9 922.00 42.00 29.50 0.149 0.182 0.336

SACHA-140D HI 9 845.92 9 901.91 55.99 28.50 0.189 0.152 0.129

SACHA-158 HI 9 886.00 9 933.00 47.00 20.50 0.158 0.218 0.198

SACHA-164D HI 9 847.40 9 920.39 72.99 51.75 0.198 0.103 0.205

SACHA-191 HI 9 847.00 9 882.00 35.00 23.50 0.144 0.111 0.302

SACHA-193 HI 9 867.00 9 916.00 49.00 25.75 0.129 0.215 0.308

SACHA-198 HI 9 855.00 9 910.00 55.00 18.50 0.117 0.136 0.259

SACHA-213D HI 9 892.83 9 958.32 65.50 43.50 0.141 0.174 0.121

SACHA-226D HI 9 935.85 9 960.84 25.00 18.25 0.140 0.286 0.153

SACHA 231D HI 9 915.17 9 975.14 59.97 42.50 0.158 0.170 0.126

SACHA-242D HI 9 929.99 9 962.80 32.81 18.75 0.152 0.289 0.184

SACHA-262D HI 9 963.86 9989.36 25.50 13.00 0.159 0.260 0.060

SACHA -300V HI 9 877.00 9 909.00 32.00 26.50 0.153 0.207 0.146

SACHA-353D HI 9 869.68 9 929.01 59.33 58.75 0.159 0.151 0.133

SACHA-362D HI 9 854.77 9 909.66 54.89 45.25 0.169 0.173 0.115

SACHA-351D HI 9 900.39 9 922.89 22.50 11.75 0.152 0.171 0.201

115



SACHA-452D HI 9 930.41 9998.35 67.94 50.50 0.188 0.139 0.097

SACHA-246D HI 9 880.53 9 931.53 51.00 27.50 0.143 0.098 0.125

SACHA-426 HI 9 940.46 9 988.44 47.98 34.75 0.148 0.203 0.152

SACHA-441D HI 9 978.69 10 010.67 31.97 15.75 0.148 0.333 0.118

SACHA-288D HI 9 947.22 9 982.49 35.27 15.50 0.135 0.245 0.112

SACHA-454D HI 9 936.61 9 970.57 33.76 18.00 0.157 0.284 0.111

SACHA-251D HI 9898.92 9 966.92 68.00 41.88 0.177 0.210 0.177

SACHA-273D HI 9 920.74 9 958.73 38.00 34.75 0.163 0.208 0.070

SACHA-014 HI 9 821.00 9 926.00 105.00 21.75 0.173 0.233 0.176

SACHA-031 HI 9 891.00 9 946.00 55.00 29.50 0.124 0.169 0.279

SACHA-033 HI 9 874.00 9 928.00 54.00 42.75 0.165 0.188 0.253

SACHA-044 HI 9 822.00 9874.00 52.00 34.25 0.175 0.315 0.310

SACHA-045B HI 9 815.00 9 856.00 41.00 36.50 0.158 0.123 0.377

SACHA-065B HI 9 894.00 9 952.00 58.00 23.25 0.143 0.218 0.207

SACHA-088 HI 9 846.00 9 851.00 5.00 0.00 --- --- ---

SACHA-093 HI 9 937.00 9 942.00 5.00 0.00 --- --- ---

SACHA-115 HI 9 856.00 9 934.00 78.00 60.25 0.145 0.095 0.220

SACHA-128 HI 9 792.00 9 890.00 98.00 76.75 0.138 0.113 0.428

SACHA-146 HI 9 836.00 9920.00 84.00 9.50 0.113 0.289 0.218

SACHA-154D HI 9 795.14 9 838.14 43.00 31.50 0.113 0.099 0.244

SACHA-155D HI 9 858.31 9 874.31 16.00 0.00 --- --- ---

SACHA-159 HI 9 839.00 9 891.50 52.50 30.25 0.146 0.164 0.190

SACHA-160D HI 9 887.57 9 920.56 32.99 29.50 0.151 0.162 0.110

SACHA-161 HI 9 912.00 9 940.00 28.00 17.00 0.141 0.232 0.122

116



SACHA-183 HI 9 851.00 9 908.00 57.00 29.50 0.140 0.317 0.112

SACHA-189 HI 9 895.00 9 926.00 31.00 29.00 0.155 0.156 0.141

SACHA-192 HI 9 937.00 9 990.25 53.25 37.00 0.145 0.136 0.208

SACHA-204D HI 9 888.25 9 964.25 76.00 60.00 0.162 0.120 0.110

SACHA-206D HI 9912.48 9 939.48 27.00 21.50 0.167 0.137 0.139

SACHA-214D HI 9 933.87 9 992.12 58.24 40.25 0.162 0.184 0.150

SACHA-218D HI 9 891.90 9 937.89 46.00 37.75 0.164 0.136 0.111

SACHA-227D HI 9 909.23 9 957.23 48.00 35.00 0.161 0.143 0.135

SACHA-228D HI 9 909.34 9 965.93 56.59 35.75 0.142 0.262 0.219

SACHA-253D HI 9 902.40 9 956.03 53.63 52.75 0.176 0.089 0.137

SACHA-259D HI 9 913.50 9 967.49 54.00 27.00 0.135 0.231 0.226

SACHA-065B HS 9 862.00 9 883.00 21.00 0.00 --- --- ---

SACHA-088 HS 9 802.00 9 833.00 31.00 0.00 --- --- ---

SACHA-062 HI 9 855.00 9 903.00 48.00 30.00 0.143 0.214 0.300

SACHA-400V HI 9 893.71 9 926.71 33.00 32.88 0.161 0.112 0.133

SACHA-430V HI 9 999.04 10 036.04 37.00 0.00 --- --- ---

117

La tabla 18 muestra los contactos agua petróleo (CAP) para el campo Sacha

en el cual se analizaron los 400 pozos que tiene el campo. Para determinar

los contactos debe haber un cambio de resistividad brusco dentro de la

zona de interés, así como también una linealidad de la resistividad

mostrando valores bajos como se indicó en el capítulo de metodología. Una

vez determinado el contacto se procede a trazarlo sobre el mapa estructural

como se muestra en la figura 58.

Tabla 18. Contactos Agua - Petróleo

Pozo Surface X (m) Surface Y (m) Cap (pies)

S-001 290807 9963504 9 029

S-002 289933 9955781 9 051

S-003 295092 9968342 9 047

S-004 294864 9975793 9043

S-006 293968 9968829 9 042

S-008 292765 9965765 9 029

S-009 292439 9964755 9 042

S-011 293991 9965809 9 031

S-012 293474 9964787 9029

S-013 293094 9963799 9 030

S-014 292006 9966497 9 035

S-016 291792 9967316 9 030

S-018 291232 9964453 9 034

S-019 291919 9963628 9 004

S-020 295047 9968919 9 038

S-022 291631 9965436 9 023

S-023 294823 9965988 9 039

S-024 294250 9963994 9024

S-025 291508 9962626 9 010

S-026 290375 9962326 9 033

S-028 292269 9961750 9 025

S-034 294254 9966826 9 024

S-035 293586 9967729 9 020

S-037 292691 9962817 9 024

118



S-040 290043 9962996 9 017

S-042 290792 9960515 9 023

S-04B 294832 9975817 9 043

S-058 295577 9972882 9 054

S-062 288416 9957427 9 028

S-063 295904 9970999 9 046

S-067 289182 9956625 9 015

S-068 292231 9958944 9 008

S-087 292576 9963414 9 010

S-114 293356 9966077 9 016

S-115 292514 9967004 9 022

S-116 293701 9963554 9 009

S-119 294008 9965254 9 017

S-120 294080 9964499 9 012

S-123 289582 9957098 9 017

S-124 290003 9957940 9 032

S-125 295256 9978772 9 034

S-126 294154 9967507 9 035

S-127 294400 9966263 9 014

S-128 290140 9960737 9 000

S-131 291413 9966739 9 016

S-132 290055 9959083 9 058

S-133 294839 9970289 9 033

S-134 290676 9964697 9 008

S-136 294090 9968146 9 033

S-137 289737 9956241 9 024

S-138 295020 9973118 9 014

S-139 293882 9962378 9 029

S-141 288816 9955805 9 022

S-143 295771 9964277 9 044

S-144 295160 9964835 9 036

S-146 288763 9954922 9 045

S-147D 294583 9967288 9 023

S-148 293736 9969434 9 037

S-151D 290262 9956495 9 022

S-152D 293356 9971028 9 038

119



S-153 290029 9957383 9 015

S-154D 289668 9954868 9 014

S-155D 289718 9953857 9 032

S-156 289880 9956782 9 048

S-158 291096 9958553 9 060

S-159 289435 9958248 9 017

S-160D 294437 9973188 9 005

S-161 294737 9969309 9 027

S-165D 294373 9975630 9 021

S-167 294153 9974379 9 046

S-170 294345 9971726 9 031

S-172D 292615 9959346 9 035

S-177D 295784 9977707 9 036

S-178D 294467 9975076 9 030

S-181D 289233 9957281 9 021

S-188D 289533 9957928 9 032

S-189 293273 9959069 9 064

S-192 296410 9971926 9 059

S-193 288391 9956292 9 036

S-194D 290427 9960207 9 039

S-195D 290925 9960132 9 029

S-196D 291039 9959437 9 028

S-199D 290554 9960843 9 046

S-203D 293071 9971461 9 010

S-205D 294339 9962799 9 035

S-206D 292903 9970224 9 020

S-208D 292774 9958871 9 036

S-209D 294080 9959411 9 037

S-210D 296480 9972553 9 043

S-212D 293089 9958478 9 034

S-213D 296033 9972283 9 030

S-214D 296770 9972231 9 063

S-215D 291794 9958611 9 060

S-216D 291717 9958035 9 023

S-217D 296005 9972982 9 032

120



S-220D 291091 9957074 9 056

S-222D 288834 9953857 9 055

S-226D 296238 9971565 9 038

S-227D 295698 9972045 9 029

S-228D 293946 9973816 9 027

S-230D 296198 9963043 9 053

S-233D 294672 9974532 9 037

S-235D 295053 9975216 9 038

S-236D 295102 9976414 9 051

S-238D 295430 9973951 9 031

S-239D 295784 9973519 9 027

S-240D 296663 9971408 9 059

S-241D 296687 9971783 9 055

S-242D 295658 9971542 9 041

S-245D 295237 9966290 9 034

S-248D 295800 9966620 9 035

S-249D 294463 9968879 9 020

S-253D 295877 9968683 9 039

S-256D 296345 9969423 9 007

S-257D 290279 9953835 9 057

S-258D 290857 9954738 9 027

S-259D 294442 9974071 9 041

S-260D 294439 9978075 9 053

S-261D 294827 9977769 9 049

S-262D 294639 9978875 9 049

S-263D 295251 9978344 9 049

S-264D 294554 9977416 9 046

S-265D 295297 9976892 9 054

S-268D 290538 9954282 9 004

S-273D 296326 9970307 9 012

S-274D 295722 9970520 9 035

S-275D 295267 9971107 9 022

S-285D 295959 9973995 9 039

S-287D 294932 9977222 9 012

S-288D 295493 9979296 9 026

S-300 290797 9953436 9 005

121



S-301D 290407 9953158 9 011

S-302D 291395 9954205 9 062

S-305D 290934 9953968 9 004

S-306D 291278 9953161 9 077

S-307D 291972 9953481 9 054

S-310 291743 9955638 9 070

S-311D 292074 9954914 9 067

S-312D 290898 9955362 9 029

S-313D 291801 9954468 9 080

S-315D 291511 9956351 9 049

S-316D 290779 9956052 9 032

S-318D 291004 9956523 9 058

S-320D 296827 9972763 9 065

S-321D 297233 9972115 9 068

S-322D 292597 9956514 9 010

S-331D 288840 9955347 9 019

S-332D 288547 9954279 9 024

S-333D 288042 9955200 9 048

S-350 292820 9958066 9 058

S-352D 292440 9958447 9 027

S-353D 291908 9957494 9 029

S-355D 292683 9957073 9 065

S-361D 287734 9958887 9 039

S-364D 289198 9959954 9 004

S-372D 292728 9952558 9 097

S-376D 293011 9953018 9 096

S-378D 292025 9952838 9 102

S-380 291000 9951801 9 028

S-381D 290931 9950582 9 078

S-384D 291488 9950971 9 030

S-390 289416 9951700 9 100

S-391D 289547 9950218 9 076

S-392D 290062 9950222 9 066

S-393D 288845 9950939 9 096

S-394D 288932 9950277 9 010

S-400 292901 9960376 9 024

122



S-401D 293817 9959905 9 055

S-402D 294088 9960351 9 025

S-403D 293438 9959581 9 029

S-404D 293508 9960498 9 032

S-405D 293273 9960037 9 031

S-406D 294495 9959918 9 052

S-411D 292509 9954630 9 031

S-442D 297630 9978163 9 072

S-451D 295569 9975006 9 055

S-452D 296470 9973984 9 065

S-453D 295385 9975600 9 021

S-455D 296940 9975298 9 071

S-456D 297363 9974276 9 058

S-458D 296949 9973817 9 058

S-45B 290835 9957773 9 040

S-481D 296528 9960219 9 099

S-483 296572 9961155 9 094

S-484D 295641 9961899 9 065

S-486D 295987 9960205 9 063

123

Figura 58. Contacto Agua – Petróleo Campo Sacha

(Víctor H Freire, 2015)

La tabla 19 muestra el cálculo completo de los parámetros petrofísicos para

el pozo 273D que se utilizó como ejemplo de cálculo en el capítulo de

metodología en los cuales cada dos pies de la zona de interés se debe leer

los valores de gamma ray, densidad, neutrón, resistividad verdadera,

resistividad de la zona lavada, para calcular la saturación, porosidad y

volumen de arcilla. Estos resultados al compararlos con el programa

coinciden como lo muestra la tabla 20.

124

Tabla 19. Calculo de parámetros petrofísicos pozo 273D

Datos Leídos

Profundidad Rt (ohm-m) Rxo (ohm-m) ρb Gr leído φN

10726 1297 291 2.45 25 0.07

10728 2916 160 2.37 23 0.09

10730 2702 64.5 2.30 22 0.1

10732 8395 65.2 2.30 19 0.11

10734 3977 57.4 2.31 17 0.1

10736 2524 75.5 2.33 19 0.11

10738 4517 91 2.35 20 0.1

10740 1446 96.5 2.30 18 0.11

10742 1408 56.3 2.28 15 0.11

10744 1357 62.1 2.32 17 0.11

10746 2465 76.3 2.35 15 0.1

10748 2317 70.6 2.31 15 0.08

10750 1041 62 2.32 18 0.1

10752 1655 81.5 2.30 15 0.11

10754 1299 86.4 2.32 17 0.1

10756 2436 91.4 2.30 17 0.1

10758 2852 112 2.31 15 0.1

10760 923 100 2.30 20 0.1

125


Profundidad Rmf corr (ohm-m) φD Vsh φN-D φN-D® Factor (F) K

Rw (ohm-m)

10726 0.63 0.121 0.10 0.10 0.089 83 87.29 1.82

10728 0.63 0.170 0.08 0.14 0.124 44 87.30 1.82

10730 0.63 0.212 0.08 0.17 0.153 29 87.30 1.82

10732 0.63 0.212 0.05 0.17 0.161 28 87.30 1.82

10734 0.63 0.206 0.03 0.16 0.157 31 87.31 1.82

10736 0.63 0.194 0.05 0.16 0.150 33 87.31 1.82

10738 0.63 0.182 0.06 0.15 0.138 38 87.31 1.82

10740 0.62 0.212 0.04 0.17 0.163 28 87.32 1.82

10742 0.62 0.224 0.05 0.18 0.175 26 87.32 1.82

10744 0.62 0.200 0.03 0.16 0.157 31 87.32 1.82

10746 0.62 0.182 0.05 0.15 0.145 38 87.33 1.82

10748 0.62 0.206 0.05 0.16 0.155 33 87.33 1.82

10750 0.62 0.200 0.04 0.16 0.152 32 87.33 1.82

10752 0.62 0.212 0.01 0.17 0.167 28 87.34 1.82

10754 0.62 0.200 0.03 0.16 0.154 32 87.34 1.82

10756 0.62 0.212 0.03 0.17 0.161 29 87.34 1.82

10758 0.62 0.206 0.08 0.16 0.160 31 87.35 1.82

10760 0.62 0.212 0.06 0.17 0.156 29 87.35 1.82

126


Profundidad Sxo Swa SOR Swsh Factor (F) MOS So Sw Ind

10726 0.42 0.34 0.58 0.38 103 0.08 0.66 0.31

10728 0.41 0.17 0.59 0.18 52 0.25 0.83 0.20

10730 0.53 0.14 0.47 0.15 34 0.39 0.86 0.18

10732 0.52 0.08 0.48 0.08 31 0.44 0.92 0.12

10734 0.58 0.12 0.42 0.12 33 0.46 0.88 0.17

10736 0.52 0.15 0.48 0.16 36 0.37 0.85 0.20

10738 0.51 0.12 0.49 0.13 42 0.39 0.88 0.17

10740 0.43 0.19 0.57 0.20 31 0.24 0.81 0.25

10742 0.54 0.18 0.46 0.19 26 0.35 0.82 0.25

10744 0.56 0.20 0.44 0.21 33 0.35 0.80 0.26

10746 0.56 0.17 0.44 0.17 38 0.39 0.83 0.23

10748 0.54 0.16 0.46 0.16 34 0.38 0.84 0.22

10750 0.57 0.24 0.43 0.25 35 0.33 0.76 0.29

10752 0.47 0.18 0.53 0.18 29 0.29 0.82 0.24

10754 0.48 0.21 0.52 0.22 34 0.27 0.79 0.27

10756 0.45 0.15 0.55 0.15 31 0.30 0.85 0.20

10758 0.41 0.14 0.59 0.14 31 0.27 0.86 0.20

10760 0.43 0.24 0.57 0.26 33 0.19 0.76 0.29

127

Tabla 20. Resultados Pozo 273D

Cálculo Pozo Zona Tope (pies)

Base (pies)

Gross (pies)


Programa SACHA-

273D HI 9 920 9 958 38 34 0.16 0.208 0.07

Manual SACHA-

273D HI 9 920 9 958 38 34 0.15 0.23 0.04

128

Tabla 21. Calculo de reservas Hollín

CÁLCULO DE VOLUMEN PARA CADA ÁREA

ÁREA Sección Espesor Razón Ecuación Volumen POES Reservas Explotables

(bbl) Acres Pies (A1/A0) Acre -pie

COND YACIMIENTO (bbl)

COND SUPERFICIE (bbl)

A0 39 760.6 1932 442 145.5 1733 598 408.1 358 854 870.5

A1 31 511.05 15 0.79 TRAPEZOIDAL 534 537.4 A2 25 166.25 15 0.80 TRAPEZOIDAL 425 079.8 A3 18 921.93 15 0.75 TRAPEZOIDAL 330 661.4 A4 13 192.35 15 0.70 TRAPEZOIDAL 240 857.1 A5 9 298.43 15 0.70 TRAPEZOIDAL 168 680.9 A6 6 086.48 15 0.65 TRAPEZOIDAL 115 386.8 A7 3 190.64 15 0.52 TRAPEZOIDAL 69 578.4 A8 1 605.12 15 0.50 TRAPEZOIDAL 35 968.2 A9 868.79 15 0.54 TRAPEZOIDAL 18 554.3 A10 324.18 15 0.37 PIRAMIDAL 8 618.4 A11 45.16 15 0.14 PIRAMIDAL 2 451.7

Volumen Total 1 950 374.2

129

CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

5.1.- CONCLUSIONES

Las herramientas de registros eléctricos constituyen instrumentos muy

importantes ya que permiten determinar con bastante exactitud las

zonas de interés hidrocarburífero. en este caso específico las

areniscas Hollín Superior e Inferior. las cuales se encuentra a

profundidades variables según la ubicación de los pozos. pero

generalmente se ubican entre los 9.800 a los 10.200 pies de

profundidad. en el campo Sacha.

Las curvas de resistividad ayudan a determinar si se encuentra o no

hidrocarburos en una zona; de esta forma una alta resistividad en una

roca permeable (arena). es un claro indicativo de la presencia de

hidrocarburos y una baja resistividad indica la presencia de agua.

La interpretación cuantitativa de los registros eléctricos nos permiten

obtener varios parámetros petrofísicos: saturación de hidrocarburos.

porosidad. volumen de arcilla. y espesores netos. Para esta

investigación se obtuvo valores promedio de saturación de agua para

Hollín superior del 25% e inferior del 30%. porosidad para Hollín

superior del 12% e inferior del 14%. volumen de arcilla para Hollín

superior de 20 % e inferior del 17% y espesores netos de

hidrocarburos. para hollín superior de 8 pies e inferior de 30 pies.

Para la determinación de zonas de interés hidrocarburífero y para su

evaluación se marginó las zonas que posean una Porosidad menor al

10%. una Saturación de agua mayor al 50 % y un Volumen de arcilla

mayor al 40%. Estas zonas son descartadas para la producción de

hidrocarburos.

130

Los valores calculados por el programa Interactive Petrophysics y por

la hoja de Excel muestran una gran aproximación. por lo que

cualquiera de los dos métodos puede ser utilizado para una correcta

interpretación de los registros eléctricos.

El cálculo de reservas se lo realizó por el método de isópacas

obteniendo 1932.442.145.50 barriles de petróleo en sitio y

1733.598.408.10 barriles de petróleo en superficie así como

358.854.870.50 barriles de petróleo explotables.

5.2. - RECOMENDACIONES

Las personas encargadas de la interpretación de registros eléctricos

debe poseer sólidos conocimientos de geología y de los modelos de

depositación de la cuenca oriente para obtener buenos resultados.

El paquete computacional Interactive Petrophysics permite realizar

una interpretación completa y rápida de cada pozo ahorrando tiempo

y dinero para la empresa.

Conforme se siga perforando mayor cantidad de pozos se debe ir

actualizando el modelo estático y dinámico del Campo Sacha.

131

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133

ABREVIATURAS

Sor: Saturación del petróleo residual

MOS: Saturación de Petróleo Móvil

Sxo: Saturación de la zona lavada

So: Saturación de Petróleo

F: Factor de formación

Swa: Saturación de agua aparente

Swsh: Saturación de agua en la arcilla

: Porosidad Neutrónica

: Porosidad Neutron-Densidad

VSH: Volumen de arcilla

: Porosidad de densidad

Rw: Resistividad del agua

Ro: Resistividad de la roca saturada de agua

TF: Temperatura de formación

K: Factor para el cálculo de Rw

SP: Potencial Espontáneo

Rmf: Resistividad del filtrado de Lodo

BHT: Temperatura hueco abierto

PF: Profundidad de La Formación

PT: Profundidad total

Rm: Resistividad del lodo de perforación

134

Rmf: Resistividad del filtrado del lodo

Rmfc: Resistividad del filtrado del lodo corregido

EPT: Registro De Propagación Electromagnética

SL: Registro Sónico

ML: Registro Microlog

PL: Registro de Proximidad

mV: Milivoltios

GAPI: Unidades API

°F: Grados Fahrenheit

MLL: Registro Micro Laterolog

MSFL: Registro Micro Resistividad Esférica Enfocada

MRL: Registros de Micro Resistividad

Boi: Factor Volumétrico del petróleo

N: Reservas in Situ

Ns: Reservas in situ sobre el factor volumétrico

SFL: Registro de Resistividad Esférica Enfocada

GR: Registro de Rayos Gamma

µ-ohm: Microhmios

Sg: Saturación de gas

So: Saturación de petróleo

Sw: Saturación de agua

Vg: Volumen de gas

135

Vo: Volumen de petróleo

Vw: Volumen de agua

Vt: Volumen total

136

ANEXOS

Anexo 1. Mapa Estructural Hollín

137

Anexo 2. Mapa de espesores Hollín

138

Anexo 3. Interpretación Petrofísica Pozo Sacha 259D

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142


143

Anexo 8. Interpretación Petrofísica Pozo Sacha 128

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145


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147


148


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150


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152


determinaciÓn y anÁlisis de parÁmetros …

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