unidad.12 (mapas isopacos)
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MAPA ISÓPACO
Mapa isopaco, es un mapa que muestra por medio de líneas de contornos la distribución y el
espesor de la unidad específica que se está mapeando (BP Shop 1960) como se muestra en la fig 10-1.
Los términos Isochore e isópacos son frecuentemente usados como sinónimo en la industria petrolera,
pero son diferentes. Un mapa Isochore delinea el verdadero espesor vertical de una unidad de roca un
mapa isópaco ilustra el verdadero espesor estratigráfico de una unidad.
Una unidad de Isochore o isópacos puede ser tan pequeño como un grano de arena solo unos
cuantos pies de grosor o tan largo como algunos miles de pies y un circundante número de unidades de
arenas. Un mapa isópaco es extremadamente útil determinando la “Armazón Tectónica” sobre el origen
de la relación estructural dada para un tipo de sedimentación. La forma de una cuenca, la posición de
áreas de elevación y bajo algunas circunstancias el ascenso de elevaciones verticales y erosión, pueden
ser reconocidas mapeando las variaciones de espesor de un dado intervalo estratigráfico (Bishop 1960).
Los mapas Isochore e Isópacos son usados con diversos propósitos por los geólogos petroleros,
incluyendo:
1) Estudios del medio ambiente de deposición
2) Estudios genéticos de arenas
3) Análisis histórico del crecimiento
4) Estudios del espacio deposicional
5) Mapeando derivas
6) La historia del movimiento de fallas y
7) La calculación de volúmenes de hidrocarburos
En este capítulo, nosotros discutiremos tipos diferentes de importantes mapas de
Isochore/Isópacos para la evaluación de potencial petrolero. Estos incluyen intervalos isópacos, arenas
neta, y mapas Isochore. Un intervalo de mapas Isópacos de línea el verdadero espesor estratigráfico de
una unidad específica. A un mapa de arena neta es un mapa Isochore el cual representa el total
agregado del espesor vertical de una roca con calidad de reservorio (porosa) presente en un particular
intervalo estratigráfico, como se ilustra en la figura 10-2. Las técnicas y calculaciones derivados de los
mapas.
Fig. 10-1. el diagrama muestra el espesor de la unidad específica que se está mapeando. La parte
superior de la figura es un mapa isopaco de la unidad. Modificado por el Appelbaum geológico e
ingeniero mapa del subsuelo.: En un curso realizado por Robert y Appelbaum.
En un intervalo el mapa isópaco delinea el verdadero espesor estratigráfico de una unidad
específica. Un mapa Isochore de una arena neta representa el total agregado del espesor vertical una
roca con calidad de reservorio (porosa) presente en un particular intervalo estratigráfico, como se ilustra
en la figura 10-2. Las técnicas y las calculaciones para derivar el espesor vertical son expuestas a detalle
en este capitulo. El fluido contenido en un intervalo Isochore puede ser hidrocarburos o agua, o cualquier
combinación de los dos. La Figura 10-3 muestra un mapa Isópaco de arena neta de unos 10.500 pies.
Fig.10-2. Consiste en una arena neta , roca con calidad de reservorio. Todos la lutitas son rocas que no
tienen calidad de reservorio.
(Teaopock y Harris 1.987. publicado por Tenneco oil Company)
Fig.10-3. La porción de la arena neta en el mapa isochore es de 10,500 pies . la arena ubicada en el
campo Golden Meadow. La fourche Parish. Lousiana ( Publica por Texaco, USA)
Fig. 10-4. Es la Estructura del map, Sección Transversal, mapa isochore de petróleo neto, bajo el
reservorio. Un mapa de petróleo neto es un mapa de petróleo neto es un mapa especial que muestra el
espesor de la roca reservorio que contiene hidrocarburos ( Tarpock y Harris, 1987.
La arena en el Campo Golden Meadow, la Fourche Parish, Louisiana. Un mapa Isochore neto es
aquel que delinea el espesor de la arena reservorio la cual contiene hidrocarburo (Gas, Petróleo o
ambos), esto se muestra en la figura 10-4.
La arena neta y el mapa Isochore de la unidad del subsuelo son usualmente preparados con
datos del pozo y el mapa isópaco puede ser construido con datos del pozo tales como, datos sísmicos,
donde la cobertura es adecuada tanto para la estructura del mapa como para su realización o
acabamiento y la exactitud del mapa Isochore/Isópaco depende de la cantidad y variabilidad de datos.
Realizando los mapas Isochore e Isópaco nosotros no podemos alejarnos de la importancia del trabajo de
correlaciones. Los datos de pozos correlacionados particularmente han sido estudiados muy
cuidadosamente en orden y con exactitud para realizar con precisión el mapa Isochore.
Para las calculaciones de volúmenes de reservas: nosotros nos interesamos en obtener el
volumen de un reservorio en términos de acre-pie. Para muchos países un acre-foot (pie) es una medida
abstracta, pero el concepto es relativamente simple. Un acre-foot es definido como el volumen de fluidos
contenidos en un área de un acre, en tamaño tiene el espesor de un pie. ¿Cómo es de grande un acre?
Esto es muy fácil para visualizar el tamaño de un acre. Un acre contiene justo la misma área de un
campo desde la línea de portería a la línea de portería.
Un campo de fútbol tiene a lo largo 300 pies y 160 pies de ancho es igual a 48.000 pies
cuadrados, donde un acre es igual a 43.566 pies cuadrado. Si nosotros rellenamos el campo de fútbol un
pie con petróleo, el volumen de petróleo es igual a un acre-foot. En términos de barriles de petróleo, estos
son 7.758 barriles de petróleo en un acre-foot.
DISTRIBUCIÓN DE ARENA /LUTITA
La mayoría de los cuerpos de arena no consisten exclusivamente de arenas individuales,
contiene shale y otras rocas no reservorio, a través de las arenas el material es cómodamente distribuido,
las zonas de shale son impermeables. El porcentaje y distribución de lutita o zonas impermeables varía
de arena en arena.
La arena neta y el mapa Isochore son trazados solo sobre la arena de porosidad efectiva: por
esto, shale y otras rocas no reservorios son sustraídos al intervalo, total de arena para determinar la
arena neta efectiva que se mapeara en el Isochore.
La arena neta efectiva en un pozo usada para realizar un mapa Isochore es normalmente
determinada por análisis detallado de un 5-in eléctrico. En el capítulo 4 en la anotación de la sección y
documentación nosotros usamos el método del perfil para distinguir y anotar el porcentaje y distribución
de arena y tutita que está presente dentro de una arena particular (figura 437). Una vez determinada la
arena neta por cada pozo, el mapa de arena neta puede ser preparado. El conjunto de arenas netas de
cualquier pozo puede contener agua e hidrocarburos: es la porción de arena neta que contiene
hidrocarburo.
CONSTRUCCIÓN BÁSICA DE MAPAS ISOCHORE
El procedimiento usado en la construcción de un mapa Isochore depende del reservorio que se
esté mapeando, este contiene agua en el fondo o en el extremo. Un reservorio que contiene agua en el
fondo y esté completamente lleno de agua y un reservorio con agua en el extremo no está
completamente lleno de agua, en la misma porción el reservorio es completamente rellenado con
hidrocarburo desde el tope a la base de la arena o unidad.
Esto es muy importante para visualizar un reservorio de hidrocarburo en tres dimensiones.
La habilidad para entender la configuración de un reservorio puede impactar en la localización,
desarrollo del pozo, complementación práctica y planeamiento de la producción.
AGUA BAJO EL RESERVORIO
La Figura 10-4 ilustra en ambos mapas y en la sección transversal se muestra un reservorio con
agua en el fondo. En el centro de la sección transversal se observa un reservorio de petróleo.
Nótese que los hidrocarburos están sobre un cuerpo de agua, este reservorio con agua en el
fondo contiene una cuña de petróleo por ende en ninguna parte del reservorio es constante o el espesor
está completamente lleno de petróleo.
La figura 10-5 es un modelo tridimensional de un reservorio con agua en el fondo. Esta
acumulación de hidrocarburos consiste en que el petróleo y el gas es atrapado en una estructura
anticlinal. Nótese ahora el petróleo y el gas son segmentados dentro del reservorio y completamente por
encima del agua.
MODELO TRIDIMENSIONAL
fig. 10-5. Modelo Tridimensional con reservorio con agua en el fondo
CONSTRUCCIÓN DE UN MAPA ISOCHORE NETO
La construcción de un mapa arena neto requiere un mapa de estructuras en el tope de porosidad
(tope del reservorio) y el valor neto por cada pozo en el reservorio. El siguiente procedimiento es usado
para la construcción del mapa neto Isochore . (Figura 10-4)
1. Posterior al valor neto valorado para cada pozo en un mapa base. El valor neto estimado
debe ser corregido, si requiere el verdadero espesor neto vertical. A travez de valores
obtenidos mediante el analisis de los registros de pozos.:ej
2. La capa del mapa Isochore dentro de la estructura del mapa para el reservorio que está
siendo mapeado, marca el límite exterior del reservorio de hidrocarburos, cualquier límite
tales como el contacto agua petróleo, fallas, barreras permeables, etc.
Estos límites exteriores de las áreas de reservorios productivas están en la línea cero en el
mapa Isochore como también muestra la figura 10-4. en este caso el límite exterior del
reservorio es un contacto agua petróleo a una profundidad de 10.250 pies.
3. El contorno neto o mapa Isochore, el cual es contenido dentro del área de la línea externa
por la línea cero en el mapa base. Si el control de pozo es limitado, los puntos adicionales
de control del contorno pueden ser obtenidos usando el método el cual es llamado
“Walking Wells” este método es explicado en detalle más adelante en este capítulo. El
valor neto Isochore generalmente posee contornos paralelos a los contornos de
estructuras y son frecuentemente de igual espacio. Porque las variaciones en el espesor
de la arena neta alrededor del reservorio, en los contornos del Isochore no será
necesariamente de igual espacio. Básicamente, el mapa Isochore net pay con agua bajo el
reservorio, ilustra un reservorio el cual está por encima del agua (una cuña de
hidrocarburos) como se muestra en la figura 10-4.
CORTE DE RESERVORIO CON AGUA
La Figura 10-6 ilustra un mapa y muestra la sección transversal de un corte del reservorio con
agua conteniendo petróleo. La sección transversal muestra dos cuñas diferentes envueltas en este tipo
de reservorio: 1) Cuña de agua y 2) Cuña de Petróleo. Desde el contacto agua petróleo.
Figura 10-6. Estructura de los mapas, sección transversal y mapa isochore net de petróleo para
un corte de reservorio con agua. El procedimiento para la construcción de un mapa isochore neto de
petróleo es resumido en esta figura.
Fig.10-7. Modelo tridimensional de un corte de reservorio con agua
En el tope de la arena para el contacto agua petróleo en la base de la arena, esta es una cuña de
petróleo asentada en el tope de la cuña de agua, alto buzamiento en el contacto agua petróleo en la base
de la arena, el reservorio está lleno de petróleo desde el tope a la base de la arena.
El corte de reservorio con agua está obviamente más complejo que el reservorio con agua abajo.
Un corte reservorio con agua puede ser extremadamente complejo si éste contiene petróleo y gas y este
puede tener una o más fallas.
Cuando se mapea un reservorio con fallas, en adición a las cuñas de hidrocarburo, se pueden
considerar uno o más mapas de fallas, resultado muy complejo el mapa Isochore. Las fallas son
discutidas en detalle más adelante en este capítulo.
La Figura 10-7 es un modelo tridimensional de un corte de reservorio con agua conteniendo
petróleo y gas. Los hidrocarburos son atrapados en una estructura anticlinal similar a la que se muestra
en al figura 10-6. Compare la configuración de este reservorio con el modelo de reservorio con agua en
el fondo de la figura 10-5, es obvio que este reservorio es más complejo y difícil de visualizar en tres
dimensiones.
Un entendimiento del tipo de reservorio, configuración es muy importante en la toma decisiones
tales como la localización del desarrollo del pozo, complementaciones prácticas y planes de producción.
Tome algunos minutos y analice la figura, especialmente las áreas de múltiples cuñas.
CONSTRUCCIÓN DE UN MAPA DE VALOR NETO ISOCHORE PARA UN HIDROCARBURO
El método generalmente aceptado para la construcción de un mapa Isochore neto de
hidrocarburo para un corte de reservorio con agua es llamado el Wharton Method por Jay B. Wharton
(1948). Los datos necesarios para la construcción de un mapa isochore neto de hidrocarburo para este
tipo de reservorios son:
1) Un mapa de estructura en el tope de la formación (tope de porosidad)
2) Un mapa de estructuras en la base de la formación (base de porosidad)
3) Un mapa isochore de arena neta
4) Un valor neto valorado para todo pozo aprovechable
5) Profundidad o elevación para todos los contactos de fluidos (petróleo-agua, petróleo-gas)
Nuestro primer resumen en detalle del procedimiento para la construcción de un mapa isochore
neto de hidrocarburo para un corte de reservorio con agua que contiene un hidrocarburo, por ejemplo:
nosotros consideramos que la formación puede ser de arena y el hidrocarburo puede ser petróleo. El
procedimiento es ilustrado en la figura 10-8.
MAPA DE ESTRUCTURA EN TOPE DE LA ARENA
Fig.10-8. (a) Una capa de la estructura del mapa en tope de la arena y sobre la base del mapa.
El contacto petróleo/agua es trazado. (b) el contacto petróleo/agua está sobre la línea cero en el mapa isochore neto de petróleo. (c) Capa del mapa base isochore dentro del mapa de estructura en la base de la arena y trazado del contacto petróleo/agua (d) Mapa base isochore delineando las dos mejores áreas comprendidas en el mapa isochore neto: 1.- La zona desde la línea cero al límite interno de agua ( contacto petróleo/ agua en la base de la arena ) y 2.- El área cuyo espesor esta lleno de hidrocarburos ( área que coincide con el límite interno del agua). (e) El contorno del área de espesor lleno se superpone a el isochore base de petróleo neto dentro del mapa isochore de arena neta y se traza el contorno isochore de arena neta coincidiendo con el límite interior del agua ( desde la línea) (f)
el isochore petróleo neto resume contornos para áreas 100% llenas de petróleo. (g) Los contornos del área de espesor llenos son interceptados con el límite interior del agua conectados con contornos de igual valor en la zona de cuña ( h) completando el mapa isochore neto de petróleo con puntos importantes de la construcción isochore.
MAPA DE ESTRUCTURA EN LA BASE DE LA ARENA
Fig. 10-8 ( Continuación
(a) Linea “0” . Límite exterior de contacto hidrocarburo /agua desde un mapa estructural encima de
la arena
(b) Límite de agua es el contacto hidrocarburo/agua sobre base de arena
(c) Área “ Up Dip” de “b” es totalmente lleno con hidrocarburo
(d) Zona de cuña
(e) Ángulo abrupto hacia el próximo contorno mayor
DEFINICION
CONSTRUCCIONES BASICAS DE MAPAS ISOCHORES
1) Comienza con un mapa base en blanco con todos los controles bien ploteados.
2) Coloca el mapa base sobre el mapa estructural, sobre la arena (figura 10-8a) y traza los
límites exteriores del reservorio productivo. Este es el contacto agua petróleo en este ejemplo y
corresponde a la línea cero en el próximo isochore de petróleo exactamente como en el ejemplo previo.
La línea cero la cual delimita los límites del reservorio es enseñado en la figura 10-8b. Desde este punto
en adelante referiremos al mapa base en blanco como el mapa isochore neto de petróleo.
3) Coloca el mapa isochore neto de petróleo sobre el mapa estructural de base de arena (figura
10-8c) y traza el contacto agua petróleo en el mapa isópaco usando una línea quebrada. Esta línea
quebrada representa el límite interior de agua para el reservorio. El área dentro de la línea quebrada está
llena de petróleo desde arriba hasta la base de la arena (figura 10-8d) y esta área es referida como el
área de espesor máximo. El área entre los dos agua-petróleo contacta (techo de arena y base de arena)
es la zona de reservorio cuña.
4) Valores posteriores netos de pagos para todos los pozos, dentro del reservorio corregido el
espesor vertical verdadero sobre el mapa isochore base neto de petróleo.
5) En el área de máximo espesor (dentro de la línea quebrantada en el pozo 3) el petróleo neto
contenido en el reservorio equivale a la totalidad de la arena como interpretado en el mapa isochore de
arena. Esto es así porque toda la arena está llena de petróleo en esta área. Entonces, para contornear al
área de máximo espesor, coloca el mapa isochore neto de petróleo por encima del mapa isochore neto
de arena, como en la figura 10-8e (ver introducción para la definición del mapa isochore neto de arena) y
trace los contornos dentro de la línea quebrada en el mapa isochore neto de petróleo. El espesor
completo del área del mapa isochore neto de petróleo está ahora terminado como ilustrado en la figura
10-8f.
6) El próximo paso es para contornear la zona cuña, la zona cuña es el área de isochore entre
el contacto agua-petróleo en la cima y el contacto agua petróleo en la base de arena como visto en las
figuras 10-8d y 10-8f. La zona de cuña contiene petróleo y agua y tiene forma de cuña (ver sección figura
10-10). Todos los datos de los pozos en la zona de cuña tienen que ser honrados. No como los contornos
del área de máximo espesor los cuales fueron controlados por la arena neta , las influencias sobre los
contornos en la zona de cuña son las actitudes estructurales de la arena y la distribución de la lutita del
cuerpo de arena. Los contornos isochore del filo de la cuña generalmente van paralelo a los contornos
estructurales. Pero no necesariamente están equidistantes (variaciones en los espacios de los contornos
serán discutidos más tarde) los contornos de las líneas de 40 y 50 pies en la zona de cuña se ven en la
figura 10-8g.
7) El paso final es de conectar los contornos en el área de máximo espesor del isochore al
aquellos en la zona de cuña (ver figura 10-8g y 10-8h) cuando las líneas de contorno de máximo espesor
están conectadas con el filo de las líneas de cuña del mismo valor, las líneas de contorno de máximo
espesor hace un giro abrupto en el límite interior de agua en dirección de incremento del espesor de
arena (o en dirección del próximo contorno más alto).
El mapa isochore de petróleo neto completado está en la figura 10-8h, esta figura resalta cinco
puntos importantes de construcción isochore neto de pago.
El método para conectar los contornos de máximo espesor a aquellos en la zona de cuña es
extremadamente importante y merece atención especial. El límite de agua visto como la línea quebrada
en el próximo mapa isochore de pago neto separa el área donde toda la arena está llena de hidrocarburo
de aquellos en la zona de cuña, el cual contiene ambos hidrocarburos y aguas.
¿Por qué no pueden los contornos en el área de máximo espesor continuar sin interrupción
pasando el límite interior de agua “down dip” hacia la zona de cuña? . mira figura 10-9 el cual es similar a
la figura 10-8g.
Fig 10-9
Vamos a discutir la construcción de contornos de 50 pies ilustrados en la figura.
¿Por qué esta línea de contorno cambia de dirección abruptamente en el límite interior de agua
en el mapa isochore neto de petróleo; en vez de continuar derecho hacia la zona de cuña? . figura 10-10
es una sección diagramática que va paralela a la línea de contorno de isochore neto de arena de 50 pies.
A lo largo de la sección hay exactamente 50 pies de arena. En la porción del reservorio que es “up dip”
hacia el agua-petróleo contacto sobre la base de arena (límite interior de agua). La totalidad de los 50
pies de arena neta está llena de petróleo desde la cima a la base aunque si vamos un pie “down dip” en
el límite interior del agua, estamos en la zona de cuña, donde las arenas contienen petróleo y agua.
Entonces, donde sea, fuera del límite interior del agua, existen ambos agua y petróleo y mientras la arena
neta total tiene todavía 50 pies de espesor allá debe haber menos de 50 pies de petróleo. El contorno
isochore neto de pago, entonces, no puede continuar a lo largo del “down dip“ de 50 pies de contorno
neto de arena del límite interior de agua.
¿Dónde debe ser el contorno del área de espesor máximo, trazado en la zona de cuña?. Ya que
las líneas de contorno deben cerrarse, hay que haber un área de 50 pies de petróleo neto en la zona de
cuña, esta área existe donde la arena neta es mayor de 50 pies, en la figura 10-8e, nota que se
incrementa la arena neta en espesor, oeste del contorno de 50 pies a un máximo de 63 pies. Entonces,
para poder cerrar el contorno de 50 pies y correctamente isochore el filo de cuña, el contorno debe girar
abruptamente en sus intersecciones con el límite interior de agua, hacia el área de arena más o menos
espesa, y conectar la otra línea de contorno de 50 pies de máximo espesor en el mapa (figura 10-8g).
Fig. 10-10. sección paralela de contorno neto de arena
Este procedimiento debe realizarse para todas las líneas de contorno contenidas dentro del área
de máximo espesor del mapa isochore de pago neto. La aplicación correcta de esta técnica es de
ContactoPetróleo/Agua
Petróleo/Agua contacto sobre base de arena o límite interior de agua
máxima importancia. Si el contorno de 50 pies es llevado incorrectamente dentro de la zona de cuña, el
volumen de hidrocarburo determinado para el reservorio, por planimetría, será sobrestimado.
La figura 10-11a y 10-11b presentan un sumario del método de preparación para un mapa
isochore de pago neto para un reservorio de agua de cuña conteniendo un hidrocarburo (petróleo o gas).
Fig. 10-11. Método para construir un mapa isohore de hidrocarburo neto. El reservorio contiene un
hidrocarburo ( Petróleo o gas)
CONSTRUCCIÓN DE MAPA ISOCHORE DE PAGO NETO-PETROLEO/GAS
Hay dos vía para determinar los volúmenes de petróleo y gas en un reservorio conteniendo
ambos hidrocarburos. El método más sencillo y rápido es construir un mapa isochore de hidrocarburo
neto total y un mapa isochore de gas neto, calcular los volúmenes de cada uno, y sustraer el volumen de
gas del volumen total de hidrocarburo para determinar el volumen de petróleo.
Este método es apropiado cuando únicamente un arrendatario o dueño es involucrado o cuando
el volumen total de petróleo y gas es requerido sin un interés en la distribución actual del petróleo y gas
dentro del reservorio. Cuando un reservorio es subarrendado por dos o más arrendatarios separados, es
muy importante saber el volumen de gas bajo cada dueño. En este caso, mapas isochore de gas y
petróleo neto deben ser construidos preferiblemente usando el procedimiento delineado en esta sección .
Primero, dibuja los mapas básicos usando el método de Wharton, los cuales son mapas
estructurales sobre mapas estructurales de porosidad en la base de porosidad y mapa isochore de arena
neta. Usando estos mapas construye un mapa isochore de gas neto, como en la figura 10-12a y 10-12b.
El mapa isochore de gas neto es construido usando el mismo procedimiento explicado en la sección
previa sobre reservorio de agua de filo conteniendo solo hidrocarburo. La única diferencia en este caso el
contacto gas-petróleo forma el “down dip” del límite (cero) de afuera del reservorio de gas donde en los
caso previos el límite era un contacto hidrocarburo-agua.
El último hidrocarburo para construir es el mapa isochore de petróleo neto. Este mapa difiere de
los mapas previos en que tiene dos cuñas, una zona de cuña interna (gas-petróleo)
La figura 10-13 muestra el mapa base para la Isocora de petróleo con una cuña interior y exterior
de petróleo y un área de espesor completa en medio. La base también muestra el espesor completo de
gas y petróleo. Primero, el área de contorno contiene un espesor completo de petróleo
PERFIL ISOCÓRICO DE PETRÓLEO
FIGURA 10-13 (a) perfil de base isocorica de petróleo mostrando las zonas de cuña interior y exterior y
área de consistencia completa. (b) mapa de capa de base isocorica de petróleo neto sobre el mapa
Isocorico de arena neta. Los contornos en el área de consistencia completa de petróleo son iguales a los
contornos de arena neta. (c) el área de consistencia total es perfilada. (d) mapas isocoricos de la capa de
Perfil Isocórico de Petróleo Neto con Isocora de arena neta
gas neto y arena neta usados para ayudar en la construcción de contornos de cuña interna de petróleo.
(e) mapa isocorico de petróleo neto concluido. (De Tearprock y Harris 1987. publicado por permiso de
Tenneco Oil Company).
Figura 10-13 © cuña de petróleo, área de consistencia (espesor) total de petróleo, contacto G/Petróleo
en la base, isocorico de petróleo con área de consistencia total concluida.
Figura 10-13 (d) CAPA ISOCORICA DE GAS NETO E ISOCORA DE ARENA NETA. Líneas “0”
corresponden a isopaco de petróleo neto, Rojo = isocora de gas neto, azul = isocora de arena neta. B =
contacto gas/petróleo en el tope de la arena limite exterior de gas.
Coloque los valores de petróleo neto de cada pozo y sobreponga el mapa base Isocorico de
arena neta, como se muestra en la Fig. 10-13b. Trace los contornos de arena neta sobre el mapa base en
el área de espesor total de petróleo como se muestra en la Fig. 10-13c y ésta porción de isocoro estará
completa.
Las zonas de borde interno y externo sobre el mapa Isocorico de petróleo neto quedan para ser
construidos. Refiriéndonos a la sección de cruce en la figura 10-12b, vemos que dentro de la zona de
borde del petróleo interno, las sumas del petróleo neto y la arena de gas neta equivalen al total de la
arena neta. Por lo tanto, con el fin de determinar la cantidad de petróleo neto en la zona de acuñamiento
interno, se utiliza el siguiente procedimiento. Coloque el mapa Isocorico de gas neto sobre le mapa
Isocorico de arena neta e identifique cada lugar donde los contornos de los 2 mapas separados se
cruzan. El valor de la arena de petróleo neto en cada intersección del contorno es igual a la diferencia de
los 2 contornos. Por ejemplo, en el punto C de la Fig. 10-13d la línea de contorno de 20 pies en el mapa
Isocorico de gas neto cruza la línea de contorno de 50 pies en el mapa Isocorico de arena neta. Restando
los 20 pies de arena neta de gas neto de los 50 pies de arena neta, un valor de 30 pies de petróleo neto
es obtenido para éste punto. Tómese un minuto y revise la información en el punto D. como se indica, un
valor conocido se establece donde una línea de contorno en la Isocorica de gas neto cruza una línea de
contorno en la Isocórica de arena neta. El valor de la arena de petróleo neto en cada intersección es la
diferencia de los valores de los 2 contornos. La Fig. 10-13 d muestra que existen 48 puntos calculadas de
control además de información proveniente de 4 pozos que ayudan a contornear las zonas de la cuña
interna del mapa Isocorico de petróleo.
El mapa Isocorico de petróleo neto debería estar en ambos mapas Isocoricos de arena neta y gas
neto mientras se contornea la cuña interna. Esto permite que la cuña de petróleo y el gas neto no
excedan la arena neta total. Este es uno de los mapas Isocoricos más complejos y por lo tanto más
difíciles de construir.
Por último, contornee la zona de la cuña exterior como se muestra en la sección anterior que se
refiere al contorno de la zona de cuña en un sencillo reservorio monofásico (Fig. 10-18 h). Ya hemos
construido las cuñas exteriores e interiores y el área de espesor total para el Isocorico petróleo. El mapa
Isocorico de petróleo neto completado que contiene 2 zonas de cuñas contorneadas y un área de
espesor total se muestra en la Fig. 10-13 e.
MÉTODOS PARA CONTORNEAR LA ZONA DE CUÑA
Control De Pozo Limitado O Lutita Distribuida Equitativamente
Con el control de pozo limitado en la zona de cuña de un yacimiento, o una distribución uniforme
de la lutita dentro del cuerpo arenoso, el método más común usado para contornear la cuña es ampliar
proporcionadamente los contornos Isoricos, mientras se realiza el control de pozos disponibles. Así es
como la cuña de petróleo externo y la de gas en el pasado ejemplo se construyeron.
La configuración de los contornos dentro de la zona de una cuña principalmente por la actitud
estructural de la formación y la distribución de la arena y la lutita dentro del miembro arenoso completo. Si
la distribución de lutita y otra roca de calidad no perteneciente a el yacimiento es bastante uniforme, la
influencia principal sobre los contornos en la zona de cuña es la actitud estructural de la arena. En tal
caso, los contornos deberían ser de igual espacio y más o menos paralelos a los contornos de la
estructura.
INSPECCIÓN DE POZOS
A veces desearíamos poder definir mejor la distribución de la arena neta aprovechable dentro de
la zona de cuña en vez de sólo usar el método de espaciado proporcional. Tal vez el reservorio esté
siendo mapeado para una unificación. Existe una disputa sobre cómo equipar varios contratos que yacen
en el reservorio, la distribución de arena y lutita no es uniforme, y tanto las capas finas y gruesas de
lutitas se pueden presentar dentro de la arena. En estos casos un promedio mas detallado de las
reservas en la zona de cuña pueden ser requeridos. Una técnica llamada “Inspección de Pozos” se puede
usar para mejorar la exactitud o precisión del contorneo en la zona de la cuña Isocorica.
FIGURA 10-14 ISOCORA DE ARENA NETA. Cada línea de contorno de arena neta es construida con la
presunción de que la cantidad de arena neta es constante a lo largo de la línea.
Deseamos construir un Isocorico de gas neto con un intervalo de contorno de 10 pies para un
reservorio con control de pozo limitado y nos gustaría un control adicional en la cuña del petróleo;
decimos inspeccionar un pozo a través de la zona de cuña. Cualquier pozo que se inspeccione puede ser
localizado en el reservorio mismo o la depresión del contacto con el agua e hidrocarburo en la corriente
de agua. El punto clave al inspeccionar un pozo es escoger uno o varios pozos que puedan
inspeccionarse paralelo a la línea de contorno más cercana al mapa Isocorico de arena neta. Este es el
punto clave puesto que al inspeccionar un pozo a través de la zona de la cuña, se asume que la cantidad
y distribución de arena y lutita, vista en el pozo es la misma cantidad en dirección paralela a los contornos
Isocorisos de arena neta, este estará en la línea del contorno de arena neta total de 50 pies. Esta línea de
contorno de 50 pies se construye asumiendo que hay exactamente 50 pies de arena neta a lo largo de
esta línea de contorno y no sólo en el lugar donde se encuentra el pozo (Fig. 10-14). Si una serie de
pozos son perforados a lo largo de esta línea de contorno cada uno debería encontrar exactamente 50
pies de arena neta más tarde asumimos que a lo largo de la línea de contorno (por lo menos a una
distancia limitada), la distribución de arena y lutita es igual en la formación o unidad que se mapea. El
asumir que la distribución de arena y lutita no puede ser cierta a lo largo del contorno de 50 pies sobre las
largas distancias o sobre los bordes opuestos de un pliegue debido a los cambios o sobre los bordes
opuestos de un pliegue debido a los cambios en los ambientes diposicionales, estudios anteriores de
crecimiento estructural variable y otros factores; sin embargo, es razonable asumir tomando en cuenta
una distancia limitada desde el pozo, paralelo a la línea de contorno de arena neta más cercana.
PROCEDIMIENTO PARA LA INSPECCIÓN DE POZOS
Para inspeccionar un pozo a través de la zona de cuña, coloque el mapa base Isocorico de
hidrocarburo neto sobre el mapa estructural en el tope de la arena y el mapa Isocorico de la arena neta
como se muestra en la Fig. 10-15 a. Deseamos inspeccionar el pozo Nº 2 que se encuentra cerca de la
cresta de la estructura, a través de la zona de cuña. El pozo tiene 48 pies de arena neta.
1. Primero utilice un registro eléctrico detallado de 5 pulgadas para determinar la arena y lutita. El
registro eléctrico detallado de 5 pulgadas para el pozo Nº 2 se muestra en la Fig. 10-15 b.
2. Cambie la localización del pozo de su posición estructural actual, paralelo a línea de contorno
Isocorico de arena neta más cercana y colóquela de manera que el tope de la arena se
encuentre en la línea cero (0) o el límite exterior del mapa Isocorico de gas neto (punto A en la
Fig. 10-15 a). Un pozo perforado en esta posición: (1) se encontraría el tope de la arena en el
contacto agua-gas, (2) no necesitaría de gas y (3) contendría la arena neta de 48 pies.
FIGURA 10-15 (b) POZO Nº 2. Contacto gas/agua. Andadura (inspección) de un pozo a través de la zona
de cuña para determinar el espacio de contorno apropiado.
(a) Mapa de estructura y mapa Isocorico de arena neta sobrepuesto base gas neto. El pozo Nº 2
es atravesado en la zona de cuña paralela a la línea de contorno más cercana (5Gp.) de arena neta. (b)
registro detallado de cinco pulgadas para los 9200 P., arena mostrando los pies netos de gas arena por
pie bruto de intervalo. (c) mapa Isocorico de gas concluido para la Arena 9200 P. El espacio de contorno
en la porción sudeste de la zona de cuña se mejoró inspeccionando el pozo Nº 2.
3. Para comenzar en el tope de la arena en el registro eléctrico, determine un gran número de pies
vertical de la sección necesaria para obtener 10 pies de calidad del reservorio neto. En la Fig. 10-
15 b, un total de 16 pies de la gran sección se necesitan para obtener 10 pies de Pay neto.
Desde el punto A mueva hacia arriba la estructura de 16 pies paralelos a la línea de contorno de
arena neta total más cercana (línea de 50 pies) para localizar el punto B. Este punto B se
convierte en un punto de información de gas neto de 10 pies para contornear la cuña de gas. Un
pozo perforado en el punto B encontraría la arena de 16 pies de arena neta de gas.
4. Para determinar la localización del próximo punto de gas neto de 20 pies, comience por la base
de la sección previa de 10 Ft y repita el procedimiento. En este ejemplo (Fig. 10-15b) se requiere
un grosor vertical de 21 pies para obtener la próxima arena de calidad del reservorio de 10 pies.
Mueva hacia arriba la estructura de 21 pies del punto B, paralelo al contorno de arena neta de 50
pies para localizar el punto C o el punto de información de gas neto de 20 pies. Siga el mismo
procedimiento hasta que el pozo regrese a su posición estructural original.
FIGURA 10-15 (c) MAPA ISOCORICO CONSTRUIDO POR INSPECCIONES DE POZOS A TRAVÉS DE
LA ZONA DE CUÑA.
Usando este método, el pozo puede estar inspeccionado por completo a lo largo de la zona de
cuña, resultando en un espaciado de contorno más exacto que al usar el método de espaciado equitativo
arbitrario. La figura 10-15 c muestra el mapa Isocorico de gas neto construido para este reservorio
incorporando la información obtenida de la inspección del pozo Nº 2.
Hagamos mucho énfasis en el hecho de que un pozo debe inspeccionarse paralelamente a la
línea de contorno sobre el mapa Isocorico de arena neta. Los errores significativos de contorneo pueden
ocurrir si este procedimiento no es seguido correctamente. Considere el pozo Nº 5 en la posición Oeste
del reservorio (Fig. 10-16). Si deseamos desarrollar un espaciado de contorno más preciso en esta área
del reservorio, ¿puede el pozo Nº 5 ser inspeccionado desde la elevación del nivel del agua hacia el
límite interno del agua a lo largo de la línea angosta?, la respuesta es no. El pozo Nº 5 tiene 28 pies de
arena neta, si el pozo se inspecciona desde la elevación que hace contacto con el agua, será
inspeccionado dentro de un área de arena neta más grande de lo que realmente se presenta en el pozo,
basado en el mapa de arena neta. Por lo tanto, el pozo Nº 5 no se puede inspeccionar para mejorar el
espaciado de contorno en la zona de cuña del reservorio en esta área. Desde tenerse precaución al
inspeccionar los pozos para asegurarse de que las suposiciones hechas al escoger un pozo sean
geográficamente razonables y puedan apoyarse por un mapa Isocorico de área neta, y si fuese
necesario, un estudio de arena adicional.
Figura 10-16 estructura de mapa sobrepuesto en la Isocora de arena neta. Pozo Nº 5 en el lado de la
porción occidental del yacimiento no puede ser inspeccionado a través de la zona de cuña para mejorar
los perfiles Isocoricos.
YACIMIENTOS DE ARENA CON IMPORTANTES INTERVALOS DE LUTITA
Cuando a un yacimiento se le encuentra uno o más intervalos importantes de lutita entre la arena
neta, tal como se muestra en el pozo Nº 2 en la Fig. 10-17 a, la construcción precisa del mapa isopaco de
la zona de cuña de hidrocarburos netos puede depender de la inspección de los pozos a través de la
zona de cuña. Es obvio desde una revisión de la pulgada 5 del registro detallado para el pozo Nº 2 que la
arena neta y lutita no están distribuidas uniformemente a través del intervalo bruto. Por lo tanto, el uso del
método de contorno de espacio constante para nivelar la zona de cuña podría resultar en un error
significativo.
Figura 10-17 (a) registro eléctrico detallado de 5-pulgadas para el pozo Nº 2. La arena y lutita no está
distribuidas uniformemente a través de este miembro de arena. (b) Mapa estructural sobrepuesto en el
mapa Isocorico de arena neta. Las líneas punteadas indican sendas a lo lago de las cuales los pozos 2 y
3 son inspeccionados a través de la zona de cuña para mejorar el espacio de contorno Isocorico de gas
neto.
El mapa en la figura 10-17 b muestra la ubicación del pozo Nº 2 en la estructura y colocación de
los 10 pies y 20 pies de los valores de gas neto usados para trazar la línea de nivel del gas en el mapa
Isocorico basado en la inspección del pozo Nº 2 a través de la cuña. Note que los primeros 10 pies de
arena neta se obtienen en 16 pies de intervalo bruto; sin embargo, toma otros 52 pies de intervalo bruto
para obtener otros 10 pies de arena útil.
La figura 10-18a es un mapa Isocorico de gas neto preparado para este yacimiento usando en
método de espacio constante de nivelación de la zona de cuña, mientras se respetan los valores de
utilidad neta asignados a cada pozo. La figura 10-18b es un mapa Isocorico de gas neto preparado para
inspeccionar los pozos Nº 2 y 3 a través de la zona de cuña. Observe la diferencia significante entre los
dos mapas Isocoricos de gas neto. Si hubiera varios arriendos en este yacimiento de gas, el mapa
Isocorico de gas neto preparado por la inspección de pozos ofrecería un mapa más exacto para la
asignación de participación de cada arriendo.
Hay al menos otros tres métodos para la construcción de mapas Isocoricos exactos de utilidad
neta. Primero, hay un método más exacto de inspeccionar pozos. Segundo, hay un método que emplea
la construcción de mapa de radio de neto-a-bruto para el yacimiento completo, el cual es usado para
ayudar en la construcción de mapas Isocoricos de utilidad neta. Finalmente, hay la construcción de un
mapa SoФh. En esta sección del capítulo, revisamos el método más exacto de inspección de pozos.
Usando el mismo yacimiento que en la Fig. 10-17, i ilustramos un meto más detallado de
inspección de pozos. La Figura 10-19 muestra una sección transversal diagramática norte-sur a lo largo
de la senda utilizada para inspeccionar el pozo Nº 2, a la derecha de la figura. El pozo Nº 2 está ubicado
de manera que el tope de la arena esté en el contacto gas/agua (-9298 pies). En el lado izquierdo de la
figura, el pozo está ubicado en el límite interior de agua (-9298 pies). El pozo Nº 2 debe ser
inspeccionado a 16 pies estructura arriba desde el contacto gas/agua a –9298 pies, no se añade utilidad
ya que la sección que está siendo llevada sobre el nivel del agua contiene toda la lutita. A –9298 pies la
utilidad neta todavía es 10 pies. En este punto, el miembro de arena más bajo está ahora en contacto
gas/agua. Por lo tanto, estructura arriba desde esta posición, la utilidad adicional es añadida al
yacimiento. Continuando la inspección del yacimiento desde os miembros más bajos. Finalmente, en el
contacto gas/agua en la base de arena, toda la arena (28 pies netos) está sobre el contacto del agua.
Desde este punto a la actual ubicación del pozo, mostrada en la figura extrema izquierda en una
profundidad de –9212 pies la arena de utilidad neta es una constante 28 pies.
En la sección transversal, hay dos ubicaciones que tienen una constante de 10 pies de arena de
gas neto. La exactitud del mapa Isocorico del gas neto puede mejorarse construyendo la Isocora
respetando los dos valores útiles de 10 pies. El pozo Nº 3 fue también inspeccionado a través de la zona
de cuñas, como se muestra en la Fig. 10-17b. Para añadir en la construcción del mapa Isocorico de la
utilidad neta. El mapa Isocorico de gas neto resultante se muestra en la Fig. 10-20.
A primera vista, puede parecer como si una regla importante de contornear ha sido rota en la
construcción del mapa Isocorico; los contornos no pueden fusionarse o dividirse. Sin embargo, no se ha
roto ninguna regla. Los 10 pies de líneas de contorno que parecen fusionarse representan los límites de
una línea de contorno de 10 pies muy ancha. Dondequiera dentro del área del contorno ancho, el gas
neto tiene un valor constante de 10 pies.
Uno puede, preguntar dado que las arenas están tan alejadas y separadas por tal corte de lutita,
por qué no trazar cada arena separadamente y construir dos mapas isopaco. En la parte occidental del
yacimiento, los dos miembros arenosos se funden en un miembro sin interrupción consistente de la lutita
en el intervalo bruto. Por lo tanto, la espesa cuña de lutita es localizada en la sección Este del yacimiento.
El hecho de que la cuña intervalo de lutita disminuye al oeste se evidencia en el rápido decrecimiento en
amplitud de la línea de contorno de 10 pies hacia el oeste. Si tales intervalos de lutita fueran conocidos
como continuos por todo el yacimiento, sería necesario preparar un mapa de estructura para cada
miembro arenoso y construir un mapa Isocorico de utilidad neta para cada arena.
El procedimiento subrayado en esta sección está más comprometido que los dos métodos
previamente mostrados, pero ofrece mayor exactitud en la construcción de un mapa Isocorico de
hidrocarburo neto. El método escogido para preparar un mapa Isocorico de hidrocarburo neto depende de
una cantidad de factores, incluyendo el tiempo disponible, detalle, y exactitud requeridos.
MAPA ISOCORICO CONSTRUIDO USANDO CONTORNOS ESPACIADOS
PROPORCIONALMENTE
Figura 10-18 (a) el mapa isocorico de gas neto basado en perfiles igualmente espaciados (b) mapa
isocorico de gas neto con el espaciado de contorno basado en la inspección de los pozos 2 y 3 a través
de la zona de cuña. Compare esta isocora con la mostrada en la figura 10-18 a.
MAPA ISOCORICO CONSTRUIDO POR “INSPECCION” DE POZOS A TRAVÉS DE LA ZONA DE
CUÑA.
Figura 10-19 Sección transversal a lo largo de la senda tomada para la inspección del pozo 2.
Figura 10-20 Mapa Isocorico de gas neto usando un método más exacto de contornear la zona de cuña
basada en los resultados de inspección de pozo 2 y 3.
DETERMINACIONES DE ESPESORES VERTICALES
Espesor vertical es el espesor de un cuerpo cuando es metido en una dirección vertical. Como se
mencionó en varias secciones del texto (ver Cap. 4), el registro de espesor vertical es una medida muy
importante. En este espesor vertical que se requiere para medir la separación vertical de una falla; es
también el espesor requerido para contar la arena neta y utilidad neta desde los registros detallados de 5
pulgadas y es usada para construir los mapas Isocoricos de arena neta y utilidad neta.
En un pozo vertical, el espesor actual visto en el registro eléctrico es el espesor vertical. En el
caso del pozo perforado direccionalmente, sin embargo, debe aplicarse un factor de corrección para
corregir el exagerado o disminuido espesor del registro de espesor vertical real (TVT).
Un yacimiento es horizontal (pendiente del cuerpo cero), el espesor del yacimiento para el
trazado Isocorico de arena neta y utilidad neta, se define por el espesor estratigráfico real (Fig. 10-21).
Si embargo, si el mismo yacimiento es rotado hacia algún ángulo, tal como 45º, el espesor de yacimiento
requerido para el mapa Isocorico de arena neta ya no es el espesor estratigráfica. La figura 10-21 ilustra
el área seccional transversal de un yacimiento con un ancho fijo. El yacimiento horizontal (cero declive)
en la porción más baja de la figura tiene un área transversal de 50.000 P2. La longitud del yacimiento
como se ve en el mapa es de 500 P y el espesor es de 100 P, debido a que la inclinación en el
yacimiento es cero, el espesor vertical y estratigráfico son iguales (100 P), si el mismo yacimiento es
ahora rotado a un ángulo de 45º, como se muestra en la vista superior de la figura, note que la longitud
del yacimiento, visto en el mapa, ahora se ha acortado a 354 P., dado que el área del depósito no ha
cambiado y aun es de 50.000 P2, el espesor debe ser algo mayor de 100 P., si medimos el espesor
vertical del yacimiento inclinado, es 141.25 P., (141,25 P x 354 P = 50.002, 5 P2) una medida del espesor
estratigráfico, la cual es tomada perpendicular al declive del cuerpo, revela que todavía de 100 P.,
concluimos desde este ejemplo que mientras un yacimiento de longitud fija rota desde la horizontal, la
extensión del área vista en el mapa se acorta; por tanto, para mantener la misma área o volumen del
yacimiento la longitud acortada debe ser multiplicada por el espesor vertical.
La figura 10-22 ilustra el efecto de cuerpos inclinados y pozos direccionales en el aparente
espesor de una arena encontrada por pozos perforados en una dirección pendiente abajo o pendiente
arriba. El espesor real vertical (TVT) de la unidad de arena mostrada es 150 P., el cual es el espesor
representado en un pozo vertical. Si un hoyo recto fuera perforado en esta arena, el espesor e el registro
eléctrico sería de 150P.
Para los pozos direccionalmente perforados, el registro de espesor puede ser más amplio, tal
como, o más delgado que el visto en un pozo vertical perforado a través de la misma sección
estratigráfica un factor de corrección puede ser aplicado al registro de espesor visto en la mayoría de los
pozos desviados para convertir el espesor de la perforación en el espesor vertical real. Hay dos partes
para el factor de corrección: la primera es la corrección del ángulo de desviación de la perforación. Y
segundo es por la formación de o pendiente del cuerpo. Las ecuaciones (4 - 3). (4 - 4-). (4 - 5). (4 - 6)
mostrada en el capitulo 4 pueden ser usadas para calcular este factor de corrección. En el capítulo 4, las
ecuaciones fueron usadas para estimar el espesor vertical real de la sección faltante o repetida en un
pozo como resultado de una falla. Recuerde, la separación vertical de una falla es definida en términos
del espesor vertical real de la sección estratigráfica faltante o repetida en una boca de perforación. En
éste capítulo, vemos las mismas ecuaciones de factor de corrección para convertir el espesor de la
perforación desviada al espesor vertical real para usar en los mapas Isocoricos de arena neta y utilidad
neta.
Figura 10-21 Corte transversal de área de dos yacimientos de igual volumen y un espesor estratigráfica
de 100p. Un yacimiento es horizontal, el otro es en pendiente de 45 grados.
CORRECCIONES DE ESPESOR VERTICAL REAL Figura 10-22 azimut es el medio desde 0º a 360º en
el sentido del reloj desde el norte real un Δ azimut es el azimut de perforación de pozo menos el azimut
de pendiente real de lecho.
Por conveniencia, repetimos la ecuación del factor de corrección (4 - 6). La ecuación (4 -6), que
es una ecuación tridimensional, es la preferida para usar en la corrección de factores porque ésta
ecuación puede ser usada para calcular el factor de corrección de espesor sin importar la dirección de la
desviación de perforación del pozo, y el declive real de los cuerpos en lugar del declive aparente
requerido en la ecuación bidimensional.
TVT = MLT [Cos ψ Cos α tan Ф] (4 - 6)
Donde
TVT = Espesor vertical real
MLT = Espesor Medido en el registro
Ψ = ángulo de desviación de perforación de pozos
Ф = declive real del cuerpo
α = Δ azimut - ángulo agudo entre el azimut de perforación de pozos y el azimut de declive real del
cuerpo.
La figura 10-22 ilustra las medidas de azimut y Δ para uso en Ecuación (4 - 6). El Δ azimut es
siempre el ángulo agudo entre el azimut de perforación de pozo y el azimut del declive real del cuerpo. El
azimut Δ máximo es 180º.
Para examinar más estrechamente los dos pozos direccionalmente perforados mostrados en la figura
10-23, mire primero al pozo perforado al este en una dirección declive abajo (Fig. 10-23). El espesor
medido de la arena como se ve en el registro de pozo es de 466p. por la aplicación del factor de
corrección de desviación únicamente el espesor es reducido a 357 pies, mostrado en la Fig. la verdadera
profundidad del espesor vertical este espesor es altamente exagerado para el factor de corrección de
“perforación de pozo no toma en cuenta la pendiente de los cuerpos. El espesor de la arena corregida
solamente por la desviación de perforación de pozo es llamado el espesor de profundidad vertical real
TVD”. El espesor de profundidad vertical real es aquel espesor obtenido desde un registro TVD, y para
pendiente de lechos, el espesor TVD no es equivalente al espesor vertical real (ver el capítulo 4). Con la
corrección final de la pendiente del cuerpo, el espesor es convertido a su espesor vertical real igual a
150p., mostrada en la figura en el punto de penetración de la fuente del pozo en el tope de la arena. Note
que el espesor estratigráfico real (espesor perpendicular hacia la pendiente del cuerpo) es 123p. El
espesor estratigráfico real (TST) es calculada multiplicando el TVT por el coseno del ángulo de la
pendiente del cuerpo (35º).
El pozo de la Fig. 10-23b está desviado pendiente arriba hacia el oeste. El registro de espesor es
actualmente menor que el espesor vertical real: es 127p. Un factor de corrección para la desviación del
ángulo del pozo solamente, lo cual es una corrección al espesor de profundidad vertical real, realmente
reduce el espesor aún más, a 82p. Cuando el factor de corrección para la pendiente del cuerpo es
aplicado, sin embargo, el espesor se convierte en el espesor vertical real, de nuevo en este caso igual a
150p. Como ejercicio, use la Ecuación (4 - 6) para verificar el VTV para los dos pozos mostrados en la
Fig. 10-23 para confirmar los resultados mostrados.
Hay varios sistemas de computación que pueden ser usados para crear TVD, TVT y TST
(Consistencia Estratigráfica Real) registros de la medida de profundidad (MD) registros para usar en el
trazado. El registro de desviación actual puede ser colocado en un sistema de computación junto con el
estudio direccional del pozo y la información de pendiente del cuerpo. La información sobre la pendiente
del cuerpo puede obtenerse por los mapas de estructura completados en profundidad. La data de curva
de registro puede obtenerse en las grabaciones de la compañía registradora o digitalizada del registro
actual. La data del estudio direccional es proporcionada por la compañía direccional que trabajó el pozo.
Los resultados de los registros pueden ser en presentación estándar o en cualquier escala deseada. Los
registros en la Fig. 10-24 fueron creados usando lo que se denomina IEPS (Sistema de Exploración y
Producción Integrado). Las secciones de registro para el pozo MP-D5 mostradas de izquierda a derecha
en la figura presenta el (1) registro de medida de profundidad, (2) registro de profundidad vertical real, (3)
registro de espesor vertical real, y (4) registro de espesor estratigráfica real. Este registro desde el paso
principal 296 del Campo de Domo de Sal en un área de pendiente de lecho importante. Note que hay
muy poca diferencia entre los registros de la profundidad medida (MI) y la profundidad vertical real (TVD).
Esto es así porque el registro TVD sólo es corregido por desviación de perforación y no de pendiente del
cuerpo. Sin embargo, el registro del espesor vertical real (TVT) muestra una reducción considerable en
espesor desde el registro de profundidad medida porque este registro de espesor ha sido corregido tanto
para la desviación de perforación de pozo como para la pendiente de lecho.
Pase Principal 296 Duomo de Sal
Fig. 10-24 Registros eléctricos generados por computadoras ilustrando la diferencia en espesor entre
profundidad medida, profundidad vertical verdadera, espesor vertical verdadero y registros del verdadero
espesor estratigráfico generado por el mismo pozo.
1.- MD – Profundidad de Medida
2.- TVD – Profundidad Vertical Verdadera
3.- TVT – Espesor Vertical Verdadero
4.- TST – Espesor Estratigráfico Verdadero.
1 2 3 4
Fig. 10-25. El verdadero espesor vertical de profundidad es igual al espesor vertical verdadero cuando la
formación es horizontal
Nosotros advertimos aquí esto demasiado. Registros T.V.D. son hechos como práctico standard
cuando se registra un pozo desviado y entonces usado para propósitos que no son aplicable a este
registro. Existe un gran mal entendido que un registro T.V.D. preparado de un registro de profundidad
medida puede ser usado para (1) correlacionar con otros registros de pozos. (2) Determinar la falla de la
separación vertical y (3) Conteo de arena neto ó pago neto para hacer mapas isochore. Recuerda un
registro T.V.D.- es corregido únicamente para una desviación “Well Bore” y no para un “Bed Dip”. En
áreas de camas horizontales ( no existe un Dip) un registro T.V.D. es equivalente a un registro T.V.T.
porque el único factor de correlación requerido es para desviaciones “ Well Bore”. Fig. 10-25. Cuando se
trata con camas inclinantes particularmente por encima de 10 gra. Un registro T.V.D. en la mayoría de
los casos no representan el espesor registrado para ayudar en trabajo de correlación. Determinar la
separación vertical para una falla, o usar para el conteo de arena neto ó pago neto. Por estas razones
un pozo registrado representa el espesor vertical verdadero (T.V.T) como visto en el pozo vertical. Mira
nuevamente a la vista en el pozo vertical. Mira nuevamente a la Fig. 10-24 y observe las diferencias
significantes en el espesor entre los registros T.V.D. y T.V.T.:
Para determinar la separación vertical de una falla por correlación con un registro de pozo
desviado, y para contar todas las arenas netos y pagos netos desde un registro de pozo desviado, un
verdadero registro de T.V.T. ó su equivalencia tienen que ser usada. Por equivalencia , queremos decir
uno o más factores de corrección. Tienen que ser determinado apara cada pozo desviado y estos
factores de corrección aplicado al espesor de un registro de profundidad medidas para convertir el
registro de espesor a vertical verdadera para uso en tales determinaciones como las separaciones
verticales de fallas y arena neto y conteo de pago neto para hacer mapas isochore.
EL IMPACTO DE LOS FACTORES DE CORRECCIÓN.
La Fig. 10-26. presenta un ejemplo de dos mapas isochore separado de pago neto preparado
para un reservorio a un lado de un Duomo de sal en mar adentro. Golfo de México: Nota que hay dos
plataformas de los cuales pozos son perforados, Plataforma “D” es localizado en la estructura arriba con
los pozos direccionalmente perforado “ Down Dip”. La plataforma “A” esta localizada sobre el flanco de
la estructura con la mayoría de los pozos de la plataforma “A” perforando direccionalmente “ Up Dip” . Fig.
10-26a. Es un mapa isochore de pago neto preparado para la arena T-1 del reservorio “A”. los valores de
pago neto puesto en el mapa de isochore neto de pago fueron corregidos por desviaciones “Bore Hole”
pero no para un “Bed Dip” el cual esta cerca de 35 gra. En esta localización del Duomo. Además del
error de fallar en corregir los valores de pago neto para un “Bed Dip”. Existe muchos otros problemas de
isochore que no están discutido aquí. Fig.10-26b. Es un mapa isochore de pago neto para el mismo
reservorio con nuevos valores de pago neto los cuales han sido corregidos para desviaciones “ Bore
Hole” y “ Bed Dip”. Este nuevo mapa isochove fue preparado con el fin de comprar el efecto del factor de
corrección para un “Bed Dip” sobre el volumen total del reservorio.
Fig. 10-26. (a) Mapa isochore de pago neto para arena T-1 del reservorio A. los valores de pago neto para los pozos desviados de la plataforma A y D fueron corregidas únicamente para desviaciones “ Well Bore” (b) Mapa isochore de pago neto para la arena T-1 del reservorio A. los valores de pago neto de los pozos desviados de la plataforma A y D fueron corregidos para desviaciones “ Well Bore” y Bed Dip”. Compare el valor de pago neto para cada pozo como aquellos en la Fig. 10-6a.
Entonces los errores del isochere hechos en Fig. 10-26a, están incorporado en el mapa isochore
de pago neto en Fig. 10-26a. El volumen planimétrico para el isochore corregido para “Bed Rips” es
18% mayor que los mapas isochore preparado tomando en cuenta el factor corrección para “Bed Dip”.
Esto significa que las reservas basada sobre mapas incorrectos son sobrestimados en un 18%. En una
situación como esta, podríamos esperar que el factor error sea mayor que 18% y sería en la mayoría
de los casos. Mientras tanto, miremos al pozo N° A-2 y D-5. el pozo A-2 fue corregido hacia arriba desde
17 ft pago neto a 24 ft pago neto. Mientras el pozo N° D-5 fue corregido a bajo desde los pozos de la
plataforma D. Perforando “ Down Dip” resulta en una reducción de los valores de pago neto cuando el
factor de corrección para “Bed Dip” es considerado mientras los pozos de la plataforma A perforado “Up
Dip” resulta en un incremento en pago neto. Entonces una parte significante de error es negado por la
manera en que los pozos fueron perforados.
Este reservorio es solamente uno de un número de reservorios de petróleo y gas que están
productivos dentro de este campo. Un trabajo completo de remapear el campo fue emprendido cuando
varios mayores de mapas, como este, fueron identificados. El remapear del campo resulto en un
anotación significante de reservas de hidrocarburos que estaban sobre estimados, por errores de mapas
como la falta de incorporar los factores debidos de corrección en determinar valores de pago neto al
hacer mapas isochores. Este ejemplo demuestra el impacto de factores de corrección pueden tener
sobre volúmenes estimados de hidrocarburos determinados de calculaciones volumétricos usando
mapas isichore de pago neto.
Espesores verticales y contactos de fluidos en pozos desviados hemos discutido que los
valores de pago neto requeridos para mapas isochore debe ser expresado como espesor vertical
verdadero para cada pozo penetrando la arena, las ecuaciones matemáticas que son usados para
convertir espesores de registro a espesor vertical verdadero fueron revisados en el capítulo 4. igual
como en secciones previas en este capítulo. Aunque algo de discusión adicional es requerido con
relación a estos factores de corrección. Cuando se trata de pozos desviado con contacto de fluidos. El
tratamiento matemático en estas situaciones no son muy sinceros.
Normalmente valores de arena y pago neto para mapas isochore son determinados en la posición
donde un pozo penetra el techo de la formación ó arena. Para un pozo vertical los puntos de
penetración con todas las arenas encontradas están en la misma ubicación en la vista del mapa
directamente debajo de la ubicación superficial del pozo Fig. 10-27. para un pozo de perforación
direccional, la intersección del pozo con el techo y base de arena a variadas profundidades es en
diferentes locaciones con respecto a lo horizontal como visto en mapa, a lo largo del pozo desviado.
Fig.10-27..
En muchos casos, debido a un bajo ángulo de desviación “Well Bore” o el espesor mínimo de
arena, las calculaciones y posicionamiento de los próximos valores de arena o valores netos en este
punto donde el pozo penetra el techo de la arena es suficiente: Hay situaciones involucrando pozos
altamente desviados, contacto de fluidos, “Dipping Beds” (camas inclinadas) o arena espesas, Aunque,
donde un solo punto de data para arena neto o pago neto en el punto de penetración del pozo en el
techo de la arena podrá ser insuficiente, también como calculaciones incorrecta o puesto para hacer
mapas isochores. Estas condiciones especiales están discutidos aquí. Ecuación (4-6) esta diseñado para
calcular el factor de corrección para espesores de arena cuando no hay contacto de fluidos en el pozo
como en Fig.10-28. en esta figura, el pozo desviado ha penetrado una arena con un espesor vertical
verdadero de 150 ft. El espesor de la medida registrada desde el fondo donde el pozo penetra el techo
de la arena a su penetración en la base de arena es 219 ft. Usando data de la Fig. 10-28 y Eq.(4-6), los
219 ft de espesor registrado son convertidos a 150 ft de espesor vertical verdadero observa que existe
un contacto petróleo / agua justo “Down Dip” desde la penetración del pozo con la base de la arena. La
totalidad de la penetración “Well Bare” dentro de la arena es entonces confinado al área de espeso
máximo del reservorio de arena, con ningún contacto de fluidos presentes en el pozo.
Considera la siguiente situación. Un pozo penetra el techo de la arena directamente encima del
contacto petróleo / agua con los siguientes datos:
1. La deviación “ Well Bore” es 30 gr hacia Oeste.
2. “Bed Bip” es 20 gr. hacia Oeste.
3. Registro de longitud a través de arena desde el techo a base es 219 ft y;
4. registro de longitud desde el techo de arena al contacto petróleo / agua es 115 ft.
¿Cuál es el espesor de la columna de petróleo verticalmente debajo del punto de penetración en el
techo de la arena? Dibuja una sección de la relación pozo y arena y usando la Eq. 4-6. calcule es espesor
vertical verdadero del petróleo / arena verticalmente debajo del punto de penetración del pozo en el
techo de la arena ¿Es la respuesta correcta 150ft, 100ft ó 79ft? Si Ud. Calculo 150 ft este espesor es
igual a l espesor vertical verdadero total de la arena neto directamente debajo del punto de penetración
del pozo en el techo de la arena ( Fig. 10-29. Su Ud. Calculo 79 ft este es el espesor vertical del pago de
petróleo neto directamente encima del punto donde el pozo penetra el contacto petróleo / Agua. Una
revisión de la Fig. 10-29 demuestra que el contacto petróleo /agua es una superficie horizontal. Si
consideramos el punto de penetración del pozo en el techo de la arena como un punto notemos que
considerar algún factor de corrección “Bed Dip” para calcular el gago neto directamente debajo del punto
de penetración del pozo en el techo de la arena . Esto es así, porque no hay efecto “Bed Dip” sobre el
espesor neto de petróleo / Arena , ya que el contacto Petróleo /Agua es una superficie horizontal y el
punto de penetración en el techo de la arena es un punto directamente encima del contacto petróleo /
Agua . Entonces los cálculos de petróleo neto directamente debajo del punto de penetración del pozo
en el techo de la arena reduce al factor de corrección desviaciones “ Well Bore” multiplicado por el
espesor registrado desde el techo de la arena al contacto petróleo / Agua la cual es 115 ft el pago neto
de petróleo es igual a:
Fig. 10-28. Sección transversal ilustra un pozo desviado penetrando una formación encima del contacto
petróleo /Agua la conversión de espesor medido registrad a espesor vertical verdadero es consumado
con el uso de la Ec.. (4-6)
T.V.T.= Cos 30 gr x 115 ft
T.V.T.= 0.866 x 115 ft = 100 ft Petróleo / Arena neto en la posición donde el pozo penetra el techo de la
arena.
Si usamos la anterior ecuación para determinar el factor de corrección para este caso,
estaremos calculando el factor de corrección usado para determinar el espesor vertical verdadero de
arena neto en el punto de penetración del pozo en el techo de la arena, inclusive el factor de corrección
para arena de petróleo neto directamente encima el punto de penetración del pozo en el contacto
petróleo / agua Fig 10-29.
CF=[cosψ−(sinψ cosα tanφ)]
(4-6)
TVT = CF x MLT
Usando el dato dado en figura 10-29 el factor de corrección es:
Desviación “ Well Bore” (ψ ) = 30 grados
“Bed Dip” Verdadero (φ ) = 20 grados
Delta azimuth (α ) = 0 grados
CF=[cos 30°−(sin 30 ° cos 0 ° tan 20 ° )]
CF=0 .866−(0 . 5 ) (1 ) (0 . 364 )
CF=0 .684
1. El espesor vertical verdadero de arena neto en el punto de penetración de un pozo en el techo . de
la arena es:
TVT= (CF) Espesor médico registrado en arena
TVT= (0.684) ( 219 ft)
TVT= 150 ft
Fig. 10-29. El pozo desviado penetra la arena directamente encima del contacto petróleo / agua. TVT
de arena de petróleo directamente debajo el punto de penetración del pozo en el techo de la arena es
calculado multiplicando simplemente el espesor medido registrado de petróleo por el coseno del ángulo
de desviación “ Well Bore”.
2. El espesor vertical verdadero de arena de petróleo pago neto encima del punto de penetración del
pozo en el contacto petróleo / agua es:
TVT= (CF) ( Espesor registrado desde el techo de la arena al contacto Petróleo / Agua)
TVT= (0.684)(115ft)
TVT= 79 ft
Hemos introducido ahora una condición especial por la cual únicamente el factor de corrección
para desviación “Well Bore” es requerido para convertir espesor registrado a verdadero espesor
vertical, aunque las camas están “ Dipping” en un ángulo significante. Hacemos una conclusión
importante aquí. [Siempre cuando el punto de penetración de un pozo en el techo de arena esta encima
de un contacto de fluido ( en la zona de cuña de un reservorio ) como en la Fig. 10-29. los “Dips”
esenciales de las camas pueden ser considerados Zero para la determinación de el espesor vertical de
arena de pago neto encima del contacto de fluido en un punto verticalmente debajo de la penetración
del pozo en el techo de la arena.]
La Figura 10-30 muestra una situación en el cual un reservorio conteniendo petrolero y gas es
penetrado por un pozo desviado. En este caso el espesor vertical de las columnas de petróleo / gas
debe ser determinada por mapas isochore. Usando el data dado en la Figura e Ecuación (4-6). Verifique
el TVT para petróleo y gas en dos localizaciones diferentes (1) Directamente debajo del punto de
penetración del pozo en el techo de la arena y (2) donde el pozo penetra el contacto gas/ petróleo.
Finalmente calcule el TVT de agua, petróleo y gas en el punto donde el pozo penetra el contacto
petróleo / agua ( líneas quebradas).
Figura 10-30. El desviado “ Well Bore” penetra la arena directamente encima de dos contactos de
fluidos separados ( gas / Petróleo y petróleo / agua) ver texto para la explicación para calcular los
valores TVT para gas y petróleo
Fig. 10-31. Pozo desviado taladrado en una dirección “Up Dip”. Los cálculos del espesor vertical
verdadero son los mismos que el pozo perforado en una dirección “ Down Dip”.
La Figura 10-31. ilustra un pozo desviado en una dirección “Up Dip” penetrando un reservorio de
petróleo en la zona de cuña petróleo / agua. Los mismos procedimientos como previamente discutidos
son usados para calcular el TVT del petróleo en las localizaciones donde el pozo penetra el techo de
arena y en el contacto petróleo / agua. Si es deseado, el TVT del petróleo puede también ser
calculado en la posición donde el pozo penetra la base de arena. Esto se hace calculando primero el
TVT de la columna de agua en esta arena para llegar al espesor vertical para petróleo teniendo un buen
entendimiento de la relación geométrica de la arena, “Well Bore”; contactos de fluidos podemos usar
estos conocimientos para nuestra ventaja. El calculo de gas neto o pago de petróleo neto en varios
puntos del pozo, como el punto de penetración en el techo de arena, base de arena o contactos de
fluidos pueden proveer valores de pago netos adicionales , estos valores pueden ser usados en la
preparación de mapas isochore de gas neto o petróleo neto. Agregando controles adicionales en las
zonas de cuña.
Los cálculos en detalle visto en esta sección no son siempre requeridos o justificados ,
aunque, donde para mapas donde detalles precisos son requeridos para estimar alguna reserva
específica, plan de desarrollo, realizar programas de recuperación, imitación o litigación el uso de estas
técnicas pueden probar ser importantes.
TECHO ESTRUCTURAL VERSUS MAPAS DE POROSIDAD DE TECHO
Discutimos el efecto de hacer mapas sobre techos de estructura versus porosidad de techo con
respecto a mapas estructurales, en capitulo 8. Ahora revisamos esta condición especial como esta
relacionado a mapas de isochore de pago neto. Mencionamos en el capítulo 8 que la porción superior
de un reservorio, la unidad a arena puede estar compuesto de calidad de piedra no reservorio esta de
calidad no reservorio es usualmente referido como una zona apretada o veta apretada.
Aunque el techo de la arena puede representar el techo estratográficamente actual, no constituye
un reservorio de piedra de calidad. Entonces, el mapa estructural para interpretar la estructura no
podría ser usado para evaluar el reservorio en si.
Una vez que el mapa estructural es completado, sale la interrogación, si un mapa separado de
techo de porosidad es requerido para delineación certero de reservorio y su uso en la construcción de
mapas isochore de hidrocarburos neto. Dos parámetros son considerados en la evaluación de la
importancia de la piedra de calidad no reservorio ( 1) el espesor de la zona apretada y (2) el relieve
estructural. Una zona apretada gruesa tiene un efecto mayor que uno que es delgado . estructuras de
bajo relieve introduce errores mayores en la delineación de los límites de un reservorio que estructuras
de inclinación fuerte ( Steeply Dipping) particularmente si la estructura de bajo relieve contiene un
reservorio con fondo de agua. Esto es verdad porque un reservorio de inclinación fuerte esta asociado
con una zona de cuña relativamente pequeña, cuando se compara con el área total del reservorio.
En una estructura de bajo relieve , la zona de cuña de un reservorio puede representar una
porción significante del área total del reservorio ( Fig. 10-32).
La figura 10-32a señala en el mapa y vista seccional un bajo relieve reservorio mapeado en la
cima de piedra arenal que consiste de piedra de calidad no reservorio en las 75ft superior de la arena. El
mismo reservorio es mapeado sobre el techo de porosidad en la Figura 10-32b. El mapa isochore de
petróleo neto preparado de cada mapa estructural es visto en Fig:10.32c. los mismos valores de pago
neto son asignados a cada pozo en ambos mapas isochore. En este caso, porque el reservorio esta en
estructura de bajo relieve , la diferencia en volumen del reservorio entre el mapa isochore construido
incorrectamente (Fig.10-32a) el mapa isochore correctamente construido ( fig. 10-32b) es un significante
32% (fig.10-32b) es un significante 32% (Fig. 10-32d) consecuentemente el volumen de hidrocarburos
recuperable basados en el mapa isochore en Fig. 10-32ª esta sobrestimado por 32% la cual es igual a
637 pies – acre.
La decisión de prepara un mapa separado sobre la porosidad, cuando la porción superior de
una unidad de arena es apretado, necesita ser hecho en un reservorio por bases de reservorios.
Dependiendo de la geometría del reservorio, dependiendo de la geometría del reservorio y el espesor de
la zona apretada; la diferencia en volumen entre un mapa encima de la unidad y uno encima de la
porosidad podría ser muy insignificante para justificar mapas adicionales.
Fig.10-32 (a)mapa estructural sobre la arena de 6000ft y corte transversal AA. La unidad superior de
Arena de 45 ft. Contiene piedra de calidad no reservorio (b) Mapa encima de porosidad ( 600 ft de
arena) y sección transversal AA (c) dos mapas isochore de pago neto separados (i ) El isochore de
arriba es basado en un mapa estructural sobre el techo de la arena. (2) el isochore inferior es basado
en el mapa del techo de porosidad. Valores de pago neto para todos los pozos son los mismos para
cada mapa (d) hay un 32% de reducción en el volumen de reservorio en el en el mapa isochore de pago
neto construido de la cima del mapa de porosidad versus isochore de pago neto construido desde el
techo estructural. Este es una reducción significante en el volumen .
TECHOS ESTRUCTURALES VERSUS TECHOS DE POROSIDAD CUÑAS CON FALLAS
cuña con fallas
Es definido como una sección con forma de cuña de estrato confinado por una falla, es
frecuentemente tan importante mapear la cuña de falla de un reservorio productivo como es de mapear
la cuña de agua. Si una arena productiva es delgada o la falla que confina esta a un Angulo elevado, el
volumen del reservorio afectado por la cuña de falla puede ser insignificante y puede ser ignorado para
todos los propósitos prácticos.
En estos casos donde la arena del reservorio es espeso y la falla esta en un ángulo de bajo, el
volumen del reservorio afectado por la falla podrá ser significante y tienen que ser considerado cuando
construye un mapa isochore de pago neto. Hay varias formas de manejar el mapa de una cuña de falla.
El mismo podrá ser contorneado en la forma convencional o el método ( “Mid-Point”) punto medio podrá
ser usado.
Método Convencional
El método convencional de contornear la cuña de falla es el más exacto y debe ser empleado
cuando sea posible . con este método, la cuña es actualmente contorneado usando todos los puntos de
control en la misma manera como contornear una cuña de agua. Como con una cuña de agua cuando
las zonas impermeables ( lutita, etc) están distribuidos regularmente a través de la arena, la cuña de
falla de isochore puede ser regularmente espaciado en la zona de cuña. Todo los puntos de control
deben ser honrados , aunque, podría causar un espaciamiento desigual de los contornos. Fig. 10-33. es
un Ejemplo de un mapa estructural en la cima de una arena productiva . el reservorio está confinado por
un contacto petróleo/ agua a los 8000 ft. El mapa estructural señala la intersección del techo de la arena
con la falla. También como la intersección de la falla con la base de la arena ( líneas Quebradas) el área
entre estas dos intersecciones es el área cuña / falla. En este caso, la falla esta “ dipping” hacia el
Oeste a 45°, y la arena esta dipping” a 30°. Esta fácilmente aparente desde las fallas de intersecciones
con el techo y base de arena, que la cuña/falla afecta una gran porción de éste reservorio para
simplificar, el reservorio se asume contiene 50% arena y 50% lutita distribuido igualmente a través del
intervalo transversal de arena. Por esta causa de distribución regular de lutita, los contornos de ambas
el agua y la falla en la zona de cuña puede ser espaciado regularmente “ el control requerido para
mapear la cuña de la falla en este ejemplo es la intersección del techo y base de la arena en el lado
“Downthrown” de la falla. La traza de la subida de la falla y entonces, la falla de la brecha visto en un
mapa estructural, no juega ninguna parte en isochorear la cuña de la falla.
La Fig. 10-34a Muestra el mapa isochore de petróleo neto para este reservorio con ambas, el
agua y cuñas de fallas convencionalmente contorneados la sección de corte AA dibujado debajo del
mapa isochore de petróleo neto retrata ciertos puntos de control claves en el reservorio, incluyendo el
contacto petróleo/agua en la cima de la arena, el límite de agua interior, la cual es el contacto petróleo /
agua sobre la base de arena, la intersección de la base de arena con la falla, y la intersección del techo
de la arena con la falla. Estos puntos de control claves juegan una parte importante en la construcción de
la zona de cuña para este mapa isochore de petróleo neto.
Método de Traza Medio
El uso del método convencional para contornear la falla de cuña puede ser fastidioso y a
veces no justificado. En tal caso, existe in método de atajo para contornear la falla de a cuña , referido
como “Mid Point Meted” ( Método de Medio Punto). Fig. 10-34b para construir un mapa isochore usando
el método de medio punto, una línea es tazado a través del área del máximo espesor del isochore en el
punto medio entre las intersecciones del techo de arena y base de arena con la falla. Esta línea
intercepta y para en el límite interior del agua, visto como punto A y A en Fig. 10-34b. Ahora extiende
esta línea desde el límite inferior del agua derecho hacia la intersección del contacto petróleo / agua en
la cima de la arena, como indicando por a-b y a´-b´ en la figura. Esta línea envuelve el lindero del
reservorio. Cualquier área de reservorio fuera de este lindero dentro de la zona de falla de cuña e
considerado como una fosa profunda “Fólder under, para convertir la zona de cuña dentro de esta línea
a un área de máximo espesor. Esto es ilustrado en el corte de sección debajo del mapa isochore de
petróleo neto en Fig. 10-34b
Todos los contornos están entonces extendidos a través de la cuña de agua para interceptar con
los segmentos de líneas a-b y a’-b’ como visto en la figura 10-35 muestra el uso del método de punto
medio para contornear una falla de cuña con un reservorio confinado por dos fallas quien interceptan:
nota que la extensión del punto medio desde el limite interior del agua al contacto petróleo /agua en el
techo de la arena esta en direcciones opuestas en las cuñas de fallas individuales recuerda el trazado de
falla media debe siempre interceptar con la línea cero del contorno del isochare en el techo de la arena.
Reservorio Sinsellos
Aunque las fallas juegan un papel muy importante en sellado de hidrocarburos, estudios han
demostrado que hay veces que fallas que fallas no son selladas, entonces permitiendo la migración de
hidrocarburos desde un bloque de falla a otro. Una de las situaciones más comunes, resultando en una
falla sin sello ocurre cuando parte de la piedra arenisca es yuxtapuesto a través de una falla dentro de la
columna de hidrocarburos (Smith 1980).
Esto ocurre cuando una falla no tiene desplazamiento suficiente para separar un cuerpo interno
de arena desde un bloque de falla al otro. Con fallas sin sellos es muy importante mapear fallas de cuñas,
porque ellos pueden contener cantidades significativas de hidrocarburos.
El método para isochorear la falla de cuña es básicamente el mismo presentado en la sección
previa con una excepción, ya que hay hidrocarburos pago “Upthrown” y Dowhthrown” en la falla, hay dos
reservorios y dos fallas de cuñas que tienen que ser mapeados para dar razón de todo el volumen del
hidrocarburo. Los mapas isochores para los dos reservorios pueden ser construidos individualmente ó
contorneado como uno.
Figura 10-36 y 10-37 muestra un ejemplo de un hidrocarburo centenyendo arena yuxtaposteado a
través de la falla sin sello. El ejemplo esta en el flanco sur de una estructura horada de sal Figura 10-36a
es el mapa estructural en la cima de los 9500 lt de arena. Reservorio A y B. Los reservorios están
limitados en el norte por sal, en este y oeste por fallas y en la dirección (down dip); por contacto gas/agua
a los 10;550 ft. El intervalo desde el techo a la base esta en exceso del espesor de 200 ft y es todo arena.
Falla B. Con una separación vertical de 200 ft es de un tamaño insuficiente para separar completamente
la arena.
Entonces, parte de la arena es yuxtaposteada a través de la falla. El mismo contacto gas/agua en
ambos reservorios A y B, indica que la falla es sin sello y que los dos reservorios están en comunicación.
Figura 10-36b, 10-36c y 10-36d. Son los mapas estructurales de la base mapa falla, y mapa de arena
neto respectivamente. Estos mapas son requeridos para la construcción de un isochore.
Figura 10-37(a) Mapa isochore de gas neto para la arena de 9500 ft. Reservorio A. Isochore
incluye el mapeado de dos fallas de cuña y una cuña de agua (b). Mapa isochore de gas neto para arena
de 9500 ft. Reservorio B. La falla y cuñas de agua son un porción significante del volumen del reservorio
(c). Mapa isochore compuesto de gas neto para reservorio A y B. Nota la complexidad en mapaer las dos
fallas de cuña creado por la falla B, cuando ambos reservorios son mapeados juntos.
Mapa Isochore compuesto por Gas Neto.
Determinación de volúmenes de mapas isochore.
El mapa isochore de gas neta para arena de 9500 ft. Reservorio A y B pueden ser construidos
separadamente o como un solo mapa isochore. Los isochore en figura 10-37a y 10-37b muestran los
mapas isochore de gas neto individualmente construidos para reservorios A y B. Nota que las cuñas de
fallas para fallas A y B cubre una porción significante de los reservorios.
Figura 10-37c muestra como los dos reservorios pueden ser isochoreados juntos combinando las
cuñas para la falla B. Corte reaccional A-A muestra acerca de 75 ft de arena juxtaposteada a través de la
falla en este punto en el reservorio.
Mapas isochores en los cuales las cuñas de fallas son combinados, como aquellos visto en figura
10-37c son difíciles de construir y puede fácilmente resultar en errores. Recomendamos para simplificar
la construcción y planimetría que aunque con fallas no sellables, cada reservorio y cuña de falla debe ser
isopacheado separadamente como visto en la figura 10-37a y 10-37b.
Configuración de un mapa isochore de valor neto. Hasta ahora hemos discutido un número de
métodos usados para contornear mapas isochore de pago neto incluyendo el área de espesor máximo y
todos las zonas de cuña. No hemos discutido la geometría de un mapa isochore de pago neto; como se
compara con aquel de la estructura original. Cuando se esta preparando un mapa isochore de pago neto,
el pago neto de arena es completamente reordenado al extremode que los isochores no asemejan la
configuración estructural del reservorio.
Figura 10-38 relata un mapa isochore de gas neto y petróleo neto, a la configuración de la
estructura actual de un reservorio. La sección estructural en el centro de la figura muestra la
configuración estructural actual del reservorio. El corte seccional en la porción bajo de la figura son
secciones que atraviesan mapas isochore de petróleo neto y gas neto.
Es importante notar que el isochore una representación verdadera de la arena de pago neto en
su configuración estructural actual. Ha sido artificialmente aplanado ó pilado (referido como pilas
isochore) para representar el mismo volumen en una configuración que puede ser usado para
determinaciones de volúmenes y planimetría.
Determinaciones de volúmenes de reservorios de los mapas isochore.
Hay dos métodos comúnmente usados para determinar los volúmenes de reservorios de mapas
isochore de pago neto.
Estos son la “corte horizontal” y “métodos de corte vertical”.
Método de Corte Horizontal
Dos ecuaciones son generalmente usados para determinar el volumen de un mapa isochore de
pago neto el cual ha sido planimetriado (Craft y Hawkins 1959).
La primera es el volumen del cono de una pirámide
Volumen=13h
(An+An+1+√An . An+1)
donde h = intervalo entre línea isochore en pies.
An = área encerrados por líneas isochore bajos en acres.
An+1 = área encerrados por líneas isochore arriba en acres.
Corte Seccional de Isochores de Reservorio de gas y petróleo para mostrar apilamiento isochore.
Figura 10-38 En la preparación de un mapa isochore de hidrocarburo neto, la configuración de la
arena es completamente reordenado y la base es artificialmente aplanado. Compare la información de
gas neto y corte seccional de petróleo en la porción más baja de la figura a aquellos del corte seccional
estructural en el centro.
Determinaciones de Volumen de Reservorio de Mapas Isochore
Esta ecuación es usado para determinar el volumen entre líneas isochore sucesivas, y el volumen
total es la suma de los volúmenes por separados la segunda ecuación es el volumen de un trapecio.
Volumen=12h (An+An+1)
o para una serie sucesiva de trapecios
Vol=12h (Ao+2 A1+2 A2. . .2 An 1+An)+taug An
donde A = área encerradas por líneas isochore cero a acres
A1, A2, ... An = área encerradas por líneas isochore sucesivas
taug = average de espesor por encima del techo ó línea isochore de máximo espesor en
pies
La ecuación piramidal provee resultados más exactos, aunque, por su simplicidad, la ecuación
trapezoidal es comúnmente usado. Puesto la ecuación trapezoidal introduce un error de cerca de 2%
cuando el ratio de áreas sucesivas es 0,5, Hay una convención comúnmente usado para emplear ambas
ecuaciones. Donde sea, que el ratio de las áreas de cualquier dos líneas isochore sucesivas es menor
5/10 ó cinco décimas. La ecuación piramidal es aplicado. Siempre cuando el ratio de las áreas de
cualquier dos líneas isochore sucesivas es mayor que cinco décimas, la ecuación trapezoidal es usado.
Figura 10 – 39 y Tabla 10-1 de línea de determinación de volumen usando el método de
cortehorizontal.
Toma unos minutos y revisa este ejemplo para obtener un buen entendimiento del procedimiento.
Figura 10-40 Corte seccional isochore de pago neto de un reservorio idealizado. El corte
seccional muestra el isochore dividido en tajadas verticales.
Método de Corte Vertical
El método de tajada vertical es algunas veces referido como el método “do nut” porque las áreas
individuales usados para determinar el volumen de caída del reservorio entre líneas isochore sucesivas
que frecuentemente aparece como siendo en forma de “do nut”. Este método es considerado por mucho
en ser menos confuso que le método de tajada horizontal. Particularmente ni los mapas de isochore
tienen un número de áreas gruesas y planas. La ecuación para el método de tajada es
Volumen=h (A0−A1 )+h (A1−A2)+. . .h (An−1−An )+haug (An ) (10−3 )
donde
h = average del espesor del isochore entre líneas contorno sucesivas
A0 = la línea isochore cero
A1 = próximo más grueso o sucesiva línea isochore
An = más grueso ó última línea isochore
haug = average del espesor dentro del último ó línea de isochore más grueso
Figura 10-40 y tabla 10-2 muestra el procedimiento para la determinación de volúmenes usando
el método de tajada vertical. El isochore usado para este ejemplo es el mismo usado para el método de
tajada horizontal, para entonces comparar los resultados, la diferencia del volumen calculado entre los
métodos de tajadas horizontales y verticales, por ejemplo figura 10-39- y 10-40 es menos que 1%.
Método Opcional
La opción de usar el método de tajada horizontal o vertical esta usualmente basado sobre
preferencia individual ya que, ambos métodos son precisos razonablemente la opción es menos
importante que la seguridad de que el método es usado correctamente, evitando caídas en hoyos (pit
faus). Es entonces de suma importancia que cualquier persona haciendo planimetría actual sea
totalmente familiar con las matemáticas de cada método y los hoyos pueden ser encontrados cuando
hacen planimetría.
Un geólogo puede pasar meses trabajando en un prospecto con el resultado final siendo un mapa
isochore de pago neto preparado para estimar el volumen de hidrocarburos para el prospecto; si el mapa
isochore es planimetriado incorrectamente. Como el resultado de descuidos o falta de entendimiento de
los procedimientos de planimetría, un proyecto viable puede ser equivocadamente rechazado.
Recomendamos altamente que todo trabajo de planimetría sea “spot checked” chequeado en sitio por el
geólogo o ingeniero de reservorio quien preparo el mapa isochore.
Mapas Isopago de Intervalos
Como discutido en el inicio de este capítulo, un mapa isopago es uno en el cual el espesor de
una unidad es contorneado, como un cuerpo de arena o formación o el espesor de una sección entre dos
marcadores, el cual es referido como “un mapa isopago de intervalo”. Mapas isopago de intervalo son
particularmente útil en determinar la historia de movimiento a lo largo de la falla de “salt dome” “uplift” o
desarrollo de pliego. También como en la interpretación del desposianamento ambiental.
La aplicación completa de mapas isopago de intervalo esta más allá del alcance de este texto.
Específicamente, la determinación el uso del espesor adecuado de intervalos obtenidos de los
registros de pozos o datos sísmicos usado para la construcción de mapas isopago de intervalos están
tratados aquí.
Los intervalos de mapas isopago revela el espesor estratigráfico verdadero de unidades y no el
espesor vertical. El espesor estratigráfico o espesor verdadero es el espesor medido perpendicularmente
a la superficie de la cama o formación. Donde el estrato esta recostado plano o tiene únicamente
indicaciones leves, los dos tipos de espesores son muy similares. Pero con el incremento de la
inclinación, las diferencias tornan sustanciales la relación es dada por
Espesor Estratigráfico = (T .V .T . ) . (Cosφ )Donde: T.V.T. = Espesor vertical verdadero
φ = Estructural verdadero o inclinación de cama.
Por ejemplo, con una inclinación de cama de 10; una cama con espesor estratígrafo verdadero de
100 ft tiene un espesor vertical de 101.54+; al dip de 20°; el espesor vertical es 106.5 ft. A un dip de 45°
el espesor vertical llega a 141 ft. El cual es significativamente diferente que el espesor estratigrafo. Si el
verdadero espesor vertical es el valor contorneado, el mapa es más correctamente referido como un
mapa isochore.
Entonces mapas de arena neto y pago neto son técnicamente mapas isochore.
Registro de Pozos
La determinación de espesor estratígrafo de los registros de pozos presentan pocas
complicaciones. En áreas de camas casi recostados planos, el espesor vertical esa muy cerca del
espesor estratigráfico verdadero. La determinación del espesor estratigráfico hace sin embargo, se torna
más complicado alrededor de estructuras con inclinación fuerte. Figura 10-41, muestra el efecto de
cambiar inclinación de cama sobre el espesor registrado aunque el espesor estratigráfico es constante.
Con cero inclinación de cama, el espesor vertical y estratigráfico son iguales.
En una (bed dip) inclinación de cama de 40° el espesor vertical es igual a 1.30 veces el espesor
estratigráfico y a 60° el espesor vertical es dos veces más grueso que el espesor estratigráfico,
asumiendo pozos verticales, si los marcadores superiores e inferiores, escogidos para isopachear
intervalos están paralelos o casi así (esto es, ellos están en o cerca del mismo dip) (figura 10-4) puede
ser usado para convertir espesor vertical a espesor estratigráfico. Si lo dip de los marcadores superiores
e inferiores son diferentes, el factor de corrección para el coseno de solo una dip de cama, cualquier el
superior o el inferior no será preciso para tales casos, otra ecuación es requerido.
Espesor estratigráfico .
T .V .T .(sinα tag φ )+Cosα (10-5)
Donde T.V.T. = Espesor vertical verdadero
α = Angulo de horizonte superior
φ = Angulo de horizonte inferior
Figura 10-42. El corte seccional muestra la relación geométrica entre dos marcadores que tiene
ratios de dip diferentes. Ecuación (10-5) es usado en este tipo de situaciones para convertir el espesor
verdadero vertical al espesor estratigráfico verdadero.
La ecuación es un problema ejemplo son vistos en figura 10-42, esta ecuación toma en cuenta el
dip de los marcadores superiores e inferiores y los espesores de los intervalos verticales. Finalmente, en
el caso de pozos desviados, el espesor medido registrado deben ser corregidos primeros a espesor
vertical y después corregido al espesor estratigráfico verdadero. El procedimiento para la enumeración
del espesor vertical fue previamente discutido en este capitulo y el capitulo 4 para evitar hacer
calculaciones laboriosas del espesor estratigráfico, el monograma en figura 10-43 puede ser usado para
calcular el espesor estratigráfico, si el espesor vertical y los dips de los marcadores superiores e
inferiores son conocidos. El eje horizontal representa el dip del techo de la cama, el eje vertical
representa el factor correlación y las curvas dentro del monograma representada la diferencia en grados
entre las camas inferior y superior.
Considera el ejemplo siguiente:
Dato:
Dip de cama superior = 20°
Dip de cama inferior = 30°
Espesor vertical = 1000 ft
1.- Para usar el monograma, primero sustrae el dip de la cama superior del dip de la cama
inferior. Este valor determina cual de las líneas curvas tiene que usar para el factor corrección.
2.- Meta el diagrama sobre el eje horizontal a 20° suba verticalmente hacia arriba hasta que
intercepta la curva igual a la diferencia en grados entre las camas inferior y superior. En este caso curva
+ 10°.
3.- Desde la intersección con la curva, mueve lateralmente hacia la izquierda para interceptar el
eje vertical la cual es factor de corrección. En este caso es de 0.88
Figura 10-43 Monograma derivado de la ecuación (10-5) usado para determinar el factor de
corrección para convertir el espesor vertical verdadero a espesor estratigráfico verdadero cuando las
camas superiores e inferiores dip en ángulos diferentes. ( - )
Entonces
El verdadero espesor estratigráfico (T.S.T.) = (1000 ft) (0.88)
(T.S.T.) = 880 ft
¿Cuando un Perpendicular no es Perpendicular?
Usando datos sísmicos para construcción de isopach de intervalos puede obtener muchos puntos
de data adicionales entre el control de pozos. En áreas de dip relativamente bajos (10° o menos) y
horizontes paralelos, el espesor vertical calculado del sísmico es una cerca aproximación del verdadero
espesor estratigráfico.
El procedimiento en este tipo de área es clara: la profundidad de tiempo – convertido del
horizonte superior es restado de la profundidad del tiempo – convertido del horizonte inferior para llegar a
un espesor de intervalos.
El requerimiento basaco es un funcian acertado del tiempo – profundidad. En acres de dips más
pronunciados y horizontes no paralelos. Usted debe estar concientes de algunos pit falls, (hoyos)
inherentes de las secciones sísmicas. El punto básico para recordar es que un time section es nota cross
sección una sección de tiempo no es un corte seccional. Esta distorsionado por dos dimensiones muy
diferente desplegado sobre una sección: el tiempo a lo largo del eje vertical y la distancia a lo largo del
eje horizontal.
Figura 10 – 44 a.- ¿Cuáles líneas (A o B) representa el espesor estratigráfico verdadero del
intervalo designado? b.- Verdadera escala 1:1 del corte seccional del intervalo sísmico mostrado en a.
Estas diferencias dimensiónales a menudo introducen algunas exageraciones verticales muy
pronunciadas verticales muy pronunciada.
Horizontes Sísmicos mostrado en profundidad.
Para ilustrar esto, observa los dos horizontes marcados en figura 10-44a, ellos divergen,
obviamente del uno a otro mientras el intervalo se ensancha formando una falla ¿Cómo se mide el
espesor estratigráfico? La primera inclinación es de dibujar una línea perpendicular, visto como “A” en a
figura; desde la cima del horizonte para interceptar el horizonte del fondo y calcular trigonométricamente,
el espesor estratigráfico usando la profundidad convertido tiempos en ambos puntos también con la
distancia lateral entre los dos puntos. “Esto es equivocado”
Para ver gráficamente lo que esta realmente presente vea la figura 10-44b el cual muestra los
horizontes de sección convertido en profundidad y mostrado en una escala verdadera de 1:1 la línea “A”
dibujado anteriormente como perpendicular al techo del horizonte en la línea sísmica, es en realidad un
segmento más largo que el perpendicular verdadero, el cual es la línea B sobre la línea sísmica y corte
seccional. La razón para este pit fall es que la línea sísmica, en esta profundidad tiene cerca de 2:1 de
exageración vertical.
En este caso, usted podría un espesor mayor para los intervalos de los que están en realidad
presente. Para obtener puntos de dato correctos, necesita aplicar el factor corrección en ecuación (10-5).
El cual usa el dip de las camas superiores en inferiores, y el espesor medido del intervalo verticalmente.
El monograma en figura 10-43 puede ser usado también para calcular el espesor estratigráfico.
En sumario información sísmica puede ser una fuente de valor para data de espesor de intervalos
mientras usted esta conciente de la distorsión visual inherente en datos sísmicos y dar cuenta de ello
apropiadamente en las calculaciones de los espesores estratigráficos.