PARMETROS PETROFSICOS RESISITIVIDAD DE AGUA (Rw)

Para el clculo de la resistividad del agua de, se utiliza el mtodo del potencial espontneo, previas correcciones a temperatura de yacimiento.

Rmfe = 0.85 * Rmf Donde:Rmfe = resistividad del filtrado de lodo cuando Rmf @75F >0.1

Rmf = resistividad del filtrado de lodo corregido @ 75F e igual a:

Rmf75 = RmfTs * (Ts + 7) / 82 Rwe = Rmfe / (10 (-SP / K)) Donde:Rwe = resistividad de agua equivalente cuando Rw @ 75F>0.12

SP = seudo-potencial espontneo ledo, en mv K = constante de temperatura, calculada en base a la frmula:

K = (505 + Tf ) / 8 Donde:Tf = temperatura de formacin, calculada en base a la frmula:

Tf = Pf * GG + Ts Donde:Pf = profundidad de la formacin, en pies

Ts = temperatura de superficie, en F GG = gradiente de temperatura, en F/pie, calculado por la frmula:

GG = (BHT - Ts) / TD

Donde:BHT = temperatura de fondo del pozo, en F TD = profundidad total del pozo, en pies

Realizados todos estos clculos preliminares,se procedi a determinar la resistividad del agua de formacin, tomando en cuenta que en todos los casos Rwe @ 75F >0.12, se aplic la frmula: Rw75 = -(0.58 - 10 (0.69 * Rwe - 0.24))

Y, finalmente corregir la resistividad del agua de formacin a la temperatura del yacimiento:

RwTf = Rw * 82 / (Tf + 7) SALINIDAD DEL AGUA DE FORMACION (PPM)

PPM = 10 ((3.562 - LOG ( Rw75 - 0.0123)) / 0.955 Donde:PPM = salinidad del agua de formacin, en % Rw75 = resistividad del agua de formacin a 75F

POROSIDAD ()

Como se conoce, en razn de que, las herramientas de porosidad son sensibles tanto a la matriz de la roca como al fluido presente en los poros, stas herramientas miden no slo la porosidad, sino tambin la litologa, contenido de arcilla, tipo de fluido y la geometra de los poros, aunque algunas veces son afectadas por la forma y tortuosidad de los poros; esta limitacin aparente, ha permitido realizar clculos precisos de porosidad, mediante el empleo de combinaciones diferentes de las herramientas de porosidad que se describen a continuacin:

Densidad (D)

La herramienta de densidad mide la densidad electrnica, la misma que se convierte en densidad bruta, b, en base a la relacin z/A. Este valor de densidad, se utiliz en el clculo de la porosidad, definiendo previamente la densidad de matriz, ma y densidad de fluido, f , aplicando la frmula general:

D ma b

ma f=

(ec.4.10) Donde:ma = densidad de matriz = 2.71 gr/cc b = densidad de formacin, en gr/cc f = densidad del fluido = 1.0 gr/cc

Neutrn (N)

Las diferentes herramientas neutrnicas existentes en el mercado, responden en primer lugar a la cantidad de hidrgeno presente en la formacin. Sus lecturas estn afectadas por la litologa, salinidad, temperatura del fluido y presin de la formacin. Luego de realizar correcciones por efecto de estos elementos, el perfil de neutrn da valores directos en unidades de porosidad, . El perfil neutrnico, en formaciones limpias, cuyos poros estn llenos de agua o petrleo da el valor real del espacio poral lleno de fluidos.

Snico(S)

La herramienta del registro snico mide la velocidad del sonido en la formacin. Los tiempos tardos son convertidos a porosidad snica, utilizando la frmula ms comn, aunque no sea la ms exacta, la ecuacin del tiempo promedio de Wyllie:

S

ma BHC

ma f

t tt t

= Donde:tma = tiempo de trnsito de matriz = 47.6 seg/pie tBHC = tiempo de trnsito del registro, en seg/pie tf = tiempo de trnsito del fluido = 189 seg/pie

Porosidad en Calizas

Para estimar la porosidad efectiva, cuando se tienen los dos perfiles de densidad y neutrn, lo ms aconsejable es utilizar la combinacin del par de registros, aplicando el mtodo de los 2/3, mediante la relacin:

e D N= +23

*

El mtodo de los 2/3, se aplic en razn de que da mejores resultados que los obtenidos en base al mtodo Gaymard, puesto que las calizas, objeto del presente trabajo son formaciones que tienen porosidades bajas.

En los casos, donde se tienen los tres perfiles de porosidad, densidad, neutrn y snico, para estimar la porosidad efectiva se realiz una ponderacin en base a la frmula: e D N S= + +

3

Donde existe tan slo el registro snico, la porosidad efectiva se estim en base a la siguiente relacin emprica: e S= 0 95. * Asumiendo que el tipo de fluido presente en los espacios porosos, es bastante liviano.

SATURACION DE AGUA (Sw, Sxo)

La cantidad de agua (Sw) se utiliza para determinar s un hidrocarburo es producible o no y as calcular el volumen de petrleo para un reservorio. Siendo que la saturacin de agua est definida como la fraccin del espacio poroso ocupado por el agua, la cantidad de agua presente en un volumen unitario de roca es el producto de ( * Sw); y, el volumen de hidrocarburos por la misma unidad de volumen de formacin es [(1-Sw)]. Metodo de Archie Para determinar la saturacin de agua de una formacin, existen varios mtodos, utilizndose en este trabajo el ms comn, el mtodo convencional de Archie, aplicable en la evaluacin de formaciones limpias, pues, la ecuacin de Archie puede ser aplicable tanto para la zona no turbada (zona virgen) como para la zona lavada (zona invadida):

Sw n = F RwRt* ZONA VIRGEN

Sxo n = F RwRt* ZONA LAVADA

Donde: Sw = saturacin de agua de la zona virgen Rw = resistividad del agua de formacin Rt = resistividad verdadera, leda en tramos limpios Sxo = saturacin de agua de la zona invadida

Rmf = resistividad del filtrado de lodo Rxo = resistividad de la zona lavada

n = exponente de saturacin = 2 F = factor de formacin en funcin de la porosidad efectiva,

definido por: a F = ---- m

Donde: a = constante de porosidad = 1

m = factor de cementacin

Para determinar el factor de formacin han sido propuestas varias relaciones, una de las frmulas caractersticas para rocas carbonatadas con porosidades bajas es la relacin de Shell: 1 F =----- m siendo m, el factor de cementacin, su valor se incrementa en formaciones con porosidades bajas, y est definido por la siguiente relacin:

m = +187 0 019. . Donde: = porosidad efectiva obtenida de los perfiles. Los valores de a, m y n, arriba definidos son para yacimientos calcreos y/o compactos. En la mayora de los pozos de los campos pre-seleccionados para fracturamiento hidrulico, el factor de cementacin para las calizas M-2, A y B tiende a valores muy cercanos a 2 y en algunos casos a sobrepasar este valor.

Areniscas Arcillosas

Para el clculo de la saturacin de agua se emplea el modelo de Simandux.

211 SwFRw

SwRshVsh

Rt+=

Areniscas Glauconiticas

Debido a la presencia de glauconita, la resistividad aparente se ve disminuda, lo que

causa una disminucin en el clculo de la saturacin de agua. Para corregir la presencia

de este se emple la ecuacin de Archi modificada.

( )4.0

112

VgaRwFVgaRt

Sw+

=

Donde:

{ sup%30 TVga ; Porcentaje en Vol. aparente de glauconita 0.4 es Resistividad aparente para la glauconita

MOVILIDAD DE HIDROCARBUROS (MOV)

La movilidad de hidrocarburos est calculada en funcin de las saturaciones de agua tanto de la zona virgen como de la zona invadida, mediante la razn:

MOV SwSxo

= Esta razn Sw/Sxo es muy valiosa en s como ndice de movilidad de petrleo, puesto que:

S SwSxo

1 Hidrocarburos no movibles o pesados En razn de que no existe desplazamiento de hidrocarburos por la invasin del filtrado de lodo, sea que la formacin contenga o no petrleo.

S SwSxo

0 7. Indica que hay hidrocarburos movibles Los valores de Sw/Sxo, y de Sw son tres elementos bsicos y muy tiles para evaluar un reservorio.