APLICACIÓN DE LOS REGISTROS GEOFÍSICOS DE...

INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL

ESCUELA SUPERIOR DE INGENIERÍA Y ARQUITECTURA

CIENCIAS DE LA TIERRA

UNIDAD TICOMÁN

APLICACIÓN DE LOS REGISTROS GEOFÍSICOS DE

POZO EN LA BÚSQUEDA Y CARACTERIZACIÓN

PETROFÍSICA DE YACIMIENTOS DE SHALE GAS.

T E S I S

PARA OBTENER EL TÍTULO DE:

INGENIERO GEOFÍSICO

P R E S E N T A :

GEORGINA GONZÁLEZ PÉREZ

A S E S O R:

DR. ENRIQUE COCONI MORALES

MÉXICO, DF. 2014

Aplicación de los Registros Geofísicos de Pozo en la Búsqueda y Caracterización Petrofísica de

Yacimientos de Shale Gas.


DEDICADA CON AMOR A MI HIJO

DANTE RODRÍGUEZ GONZÁLEZ

“La dicha de la vida consiste en tener siempre algo que hacer, alguien a quien amar y

alguna cosa que soñar” Thomas Chalmers

We have not adequately advanced priorities like education, energy, science and

technology, and health care. We must transform the way we use energy—diversifying

supplies….By doing so, we will enhance energy security, create jobs, and fight climate

change.

—2010 U.S. National Security Strategy




AGRADECIMIENTOS

A MI HIJO DANTE, por su comprensión y paciencia infinita durante el tiempo que

duró mi carrera y el desarrollo de esta tesis, pero sobre todo por ser la razón y motor

de mi vida, logros, sueños y felicidad. Por ser la joya más preciada que tengo y que

me obliga a funcionar y a ser mejor persona cada día y a quien protegeré cada día de

mi vida, siendo su sonrisa lo que hace que valga la pena todo el sacrificio vivido.

A MIS PADRES JORGE Y CARMEN, con amor, admiración y respeto por todo el

apoyo y comprensión total que brindaron en esta vida de lucha y superación

constante. Sabiendo que cada uno de mis logros han sido también suyos y que a

pesar de los obstáculos enfrentados y que en algún momento parecieron imposibles

gracias a ustedes soy la mujer que soy.

A MI HERMANO J. MIGUEL, por su apoyo en los momentos difíciles, por siempre

tener la razón y ser completamente honesto conmigo pero sobre todo por qué junto a

él tengo los recuerdos más bonitos de mi niñez.

A JORGE D.P. CERVANTES, por ser esa persona importante en mi vida que siempre

estuvo lista para brindarme toda su ayuda, por su cariño, paciencia y comprensión,

pero sobretodo porque prefirió sacrificar su tiempo para que yo pudiera cumplir con el

mío. Porque me inspiró a ser mejor persona y me dió la mano cuando sentía que el

camino se terminaba haciendo todo lo posible porque cumpliera mis sueños.

AL DR. ENRIQUE COCONI MORALES, por cada una de sus enseñanzas y

oportunidades brindadas en la carrera así mismo por su apoyo, confianza y consejos

brindados para la elaboración de este proyecto de tesis.

A CADA UNO MIS SINODALES, ALEJANDO MARAVILLAS, DANIEL DORANTES,

EFREN MURILLO Y ROBERTO ZUÑIGA, por todo el tiempo y la dedicación brindada

para la revisión de este proyecto de tesis, brindándome la oportunidad de realizar un

mejor trabajo.

A MIS COMPAÑEROS Y AMIGOS, por cada una de las experiencias vividas a lo

largo de mi formación por ser parte de los momentos vividos y que sin duda serán

recordados por siempre como una de las mejores etapas de mi vida.

A CADA UNO DE MIS PROFESORES, por todos los conocimientos transmitidos así

como consejos y experiencias que me brindaron para formarme como una persona

preparada para los retos que pone la vida.



I


ÍNDICE

LISTA DE FIGURAS.............................................................................................................................IV

LISTA DE TABLAS...............................................................................................................................V

RESUMEN..........................................................................................................................................VI

ABSTRACT..........................................................................................................................................VII

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

CAPÍTULO I: GENERALIDADES..........................................................................................................3

1.1 ANTECEDENTES.......................................................................................................................3

1.2 MARCO TEÓRICO.....................................................................................................................5

1.3 OBJETIVOS...............................................................................................................................7

1.4 LOCALIZACIÓN DE LOS YACIMIENTOS DE SHALE GAS MÁS IMPORTANTES EN NORTE

AMÉRICA Y MÉXICO………………………………………………………………………………………………………………….8

CAPÍTULO II: GEOLOGÍA DEL SHALE GAS.........................................................................................10

2.1 CARACTERÍSTICAS DE LA LUTITA GASÍFERA………………………………………………………………………..10

2.2 ¿QUÉ LO CONVIERTE EN UN PLAY DE SHALE GAS?................................................................11

2.2.1 ¿QUÉ ES UN “SWEET SPOT”?…………………………………………………………………………………….12

2.2.2 REFLECTANCIA DE LA VITRINITA (Ro)………………………………………………………………………..13

2.3 CONTENIDO ORGÁNICO TOTAL (TOC)………………………………………………………………………………..14

2.3.1 MADUREZ DEL KERÓGENO…………………………………………………………………………………………16

2.3.2 EVALUACIÓN DEL POTENCIAL GENERADOR DE LAS ROCAS………………………………………..17

2.4 EVALUACIÓN DEL GAS EN SITIO (GIP)…………………………………………………………………………………..18

2.5 CARACTERÍSTICAS DE LOS PLAYS PRODUCTORES MÁS IMPORTANTES………………………………..19

2.5.1 ESTADOS UNIDOS DE AMÉRICA…………………………………………………………………………..……..19

2.5.2 MÉXICO……………………………………………………………………………………………………………………..38

CAPÍTULO III: REGISTROS GEOFÍSICOS DE POZO…………………………………………………………………..……..51

3.1 TIPOS DE REGISTROS……………………………………………………………………………………………………….….53

3.2 REGISTRO DE DENSIDAD……………………………………………………………………………………………..………54

3.2.1 FUNDAMENTO…………………………………………………………………………………………………………..54

3.2.2 PRESENTACIÓN DEL REGISTRO…………………………………………………………………………………..55

3.2.3 APLICACIONES…………………………………………………………………………………………………….……..56



II


3.2.4 OBTENCIÓN DE LA DENSIDAD DE LA FORMACIÓN…………………………………………………….56.

3.2.5 OBTENCIÓN DE LA POROSIDAD A PARTIR DEL REGISTRO DE DENSIDAD…………………….56

3.3 REGISTRO DE NEUTRÓN……………………………………………………………………………………………………..57

3.3.1 FUNDAMENTO…………………………………………………………………………………………………………..58

3.3.2 PRESENTACIÓN DEL REGISTRO………………………………………………………………………………..…60

3.3.3 APLICACIONES…………………………………………………………………………………………………………..60

3.4 REGISTRO SÓNICO………………………………………………………………………………………………………………61

3.4.1 FUNDAMENTO…………………………………………………………………………………………………………..61


3.4.3 APLICACIONES……………………………………………………………………………………………………………63

3.4.4 CÁLCULO DE POROSIDAD A PARTIR DEL REGISTRO SÓNICO………………………………….…...63

3.5 REGISTRO DE RAYOS GAMMA………………………………………………………………………………………….…64

3.5.1 FUNDAMENTO…………………………………………………………………………………………………………..64

3.5.2 PRESENTACIÓN DEL REGISTRO……………………………………………………………………………….…65

3.5.3 APLICACIONES…………………………………………………………………………………………………………..65

3.6 REGISTRO DE ESPECTROMETRÍA………………………………………………………………………………………...66

3.6.1 FUNDAMENTO…………………………………………………………………………………………………………..66


3.6.3 APLICACIONES……………………………………………………………………………………………………………68

3.7 REGISTRO DE RESISTIVIDAD………………………………………………………………………………………………..68

3.7.1 FUNDAMENTO……………………………………………………………………………………………………….….68


3.7.3 APLICACIONES…………………………………………………………………………………………………………..70

3.8 REGISTRO DE POTENCIAL ESPONTÁNEO…………………………………………………………………………..…70

3.8.1 FUNDAMENTO…………………………………………………………………………………………………………..71


3.8.3 APLICACIONES……………………………………………………………………………………………………………72

3.9 CALIPER…………………………………………………………………………………………………………………………..…73

3.9.1 FUNDAMENTO………………………………………………………………………………………………………….73

3.9.2 PRESENTACIÓN DEL REGISTRO………………………………………………………………………………....73

3.9.3 APLICACIONES…………………………………………………………………………………………………………..74



III


3.10 REGISTRO DE RESONANCIA MAGNÉTICA…………………………………………………………………….......74

3.10.1 FUNDAMENTO………………………………………………………………………………………………………..74

3.10.2 PRESENTACIÓN DEL REGISTRO…………………………………………………………………………….….75

3.10.3 CÁLCULO DE LA PERMEABILIDAD A PARTIR DEL REGISTRO DE RESONANCIA

MAGNÉTICA……………………………………………………………………………………………………………………….76

3.10.4 APLICACIONES…………………………………………………………………………………………………….….77

CAPÍTULO IV: MÉTODOS PARA LA DETECCIÓN DE ZONAS DE SHALE GAS......................................78

4.1 RESPUESTA DE LOS REGISTROS GEOFÍSICOS CONVENCIONALES EN LUTITAS………………………78

4.2 TÉCNICAS DE CLASIFICACIÓN DE ROCAS…………………………………………………………………………..…81

4.3 IMPORTANCIA DEL ANÁLISIS DE NÚCLEO EN LA EVALUACIÓN DE PLAYS NO

CONVENCIONALES……………………………………………………………………………………………………………..82

4.3.1 EVALUACIÓN DE NÚCLEOS……………………………………………………………………………………..…….83

4.4 CÁLCULO DE LAS PROPIEDADES PETROFÍSICAS CLAVE DEL YACIMIENTO DE SHALE GAS….…89

4.4.1 GAS EN SITIO ……..…………………………………………………………………………………………………….91

4.4.2 CÁLCULO DE TOC…………………………………………………………………………………………………..….96

4.4.3 ESTIMACIÓN DE LAS PROPIEDADES IN-SITU DEL HIDROCARBURO……………………………113

4.4.4 ESTIMACIÓN DE LA DENSIDAD MINERAL DE GRANO………………………………………………..116

4.4.5 ESTIMACIÓN DEL CONTENIDO DE ARCILLA………………………………………………………………117

4.4.6 POROSIDAD……………………………………………………………………………………………………………..118

4.4.7 ESTIMACIÓN DE LA PERMEABILIDAD (K)……………………………………………………………….…121

4.4.8 ZONAS DE PAGA………………………………………………………………………………………………………122

CONCLUSIONES………………………………………………………………………………………………………………………….123

RECOMENDACIONES……………………………………………………………………………………………………………...…123

ANEXO 1: COMPARACIÓN ENTRE LOS PLAYS MÁS IMPORTANTES DE ESTADOS UNIDOS DE

AMÉRICA………………………………………………………………………………………………………………......................124

ANEXO 2: TOC vs. COLOR DE LUTITAS………………………………………………………………………………………..127

BIBLIOGRAFÍA.................................................................................................................................128



IV


LISTA DE FIGURAS CAPÍTULO 1

Figura 1.1 Pozo Emergente-1, ubicado en el municipio de Hidalgo, Coahuila…….................................4 Figura 1.2 Comparación en la explotación de gas entre un play convencional y uno no

convencional…………………………………………………………………………………………7 Figura 1.3 Mapa mundial de las cuencas de Shale gas a nivel mundial…………………………………...8 Figura 1.4 Mapa de la localización y extensión de los plays lutita más grandes………………………….9 Figura 1.5 Mapa de localización de zonas potenciales de Shale Gas en México………………………...9 CAPÍTULO 2 Figura 2.1 Esquema del incremento de permeabilidad de acuerdo al tipo de yacimiento……………..…12 Figura 2.2 Diagrama de Van Krevelen…………………………………………………………………….……15 Figura 2.3 Transformación térmica del kerógeno……………………………………………………………..16 Figura 2.4 Sección estratigráfica del yacimiento Barnett……………………………………………………..20 Figura 2.5 Columna estratigráfica del yacimiento Barnett…………………………………………………....20 Figura 2.6 Sección estratigráfica del play Haynesville………………………………………………………..22 Figura 2.7 Columna estratigráfica del play Haynesville………………………………………………………22 Figura 2.8 Sección estratigráfica de la cuenca HornRiver………………………………………………...…24 Figura 2.9 Columna estratigráfica de la cuenca HornRiver………………………………………………….25 Figura 2.10 Sección estratigráfica del play Marcellus………………………………………………………….27 Figura 2.11 Columna estratigráfica del play Marcellus………………………………………………………...28 Figura 2.12 Sección estratigráfica del play Bakken…………………………………………………….………30 Figura 2.13 Columna estratigráfica del play Bakken…………………………………………………………...31 Figura 2.14 Sección estratigráfica del play Eagle Ford……………………………………………………...…33 Figura 2.15 Columna estratigráfica del play Eagle Ford……………………………………………………….34 Figura 2.16 Ubicación de los principales plays del Cretácico Sup.y Jurásico Sup. en el Norte de

México………………………………………………………………………………………………..38 Figura 2.17 Posición estratigráfica de los plays ubicados en rocas del Cretácico y Jurásico

Superior……………………………………………………………………………………………....39 Figura 2.18 Características geológicas y petrofísicas de las principales cuencas de Shale gas………....40 Figura 2.19 Gráficos comparativos entre las cuencas Burro-Picachos, Tampico-Misantla, Burgos,

Sabinas, Veracruz y Chihuahua…………………………………………………………………...41 Figura 2.20 Ubicación de los pozos Emergente-1 y Habano-1 en el área de Sabinas………………….….42 Figura 2.21 Ubicación del pozo Arbolero-1 en el área Sabinas-Burro-Picachos…………………………….43 Figura 2.22 Ubicación del pozo Limonaria-1 en la cuenca Tampico-Misantla……………………………….45 Figura 2.23 Ubicación de las zonas prospectivas en los plays Pimienta y Agua Nueva en la Cuenca

Tampico-Misantla…………………………………………………………………………………….46 Figura 2.24 Presencia y tipo de hidrocarburo en la formación Pimienta……………………………………...46 Figura 2.25 Mapas de madurez térmica espesor y profundidad de las estructuras en la formación

Pimienta………………………………………………………………………………………….……47 Figura 2.26 Configuración estructural en profundidad del Cretácico Eagle Ford Inferior………………...…48 Figura 2.27 Sección sísmica del pozo Emergente-1………………………………………………………….…50



V


CAPÍTULO 3 Figura 3.1 Esquema del efecto Compton………………………………………………………………........54 Figura 3.2 Registro de densidad……………………………………………………………………………....55 Figura 3.3 Registro de neutrón………………………………………………………………………………...60 Figura 3.4 Registro sónico……………………………………………………………………………………...62 Figura 3.5 Registro de rayos gamma………………………………………………………………………….65 Figura 3.6 Registro de espectrometría………………………………………………………………………..67 Figura 3.7 Parámetros de la zona infiltrada…………………………………………………………………..69 Figura 3.8 Registro de resistividad………………………………………………………………………........69 Figura 3.9 Esquema del potencial electrocinético……………………………………………………………71 Figura 3.10 Registro de potencial espontáneo…………………………………………………………………72 Figura 3.11 Registro Caliper…………………………………………………………………………………......73 Figura 3.12 Medición de la porosidad………………………………………………………………………......75 Figura 3.13 Registro de resonancia magnética………………………………………………………………..76 CAPÍTULO 4 Figura 4.1 Modelo petrofísico para los componentes volumétricos de una matriz de arcilla……………85 Figura 4.2 Isoterma de Langmuir………………………………………………………………………………93 Figura 4.3 Isoterma de adsorción para diferentes contenidos de gas…………………………….............95 Figura 4.4 Composición de una roca generadora según la madurez de su materia orgánica……….....97

Figura 4.5 Registros utilizados para el cálculo de …………………………………………………...100

Figura 4.6 Gráfica cruzada TOC vs. ………………………………………………………………...101 Figura 4.7 Gráfico del nivel de LOM vs. Ro…………………………………………………………………..101 Figura 4.8 Guía de interpretación de respuestas observadas en los registros de resistividad y

sónico……………………………………………………………………………………………….102 Figura 4.9 Ejemplo de la aplicación del método de Passey………………………………………………..104 Figura 4.10 Método RG-Rt….……………………………………………………………………………..…….111 Figura 4.11 Problema de la porosidad……………………………………………………………………........119 Figura 4.12 Esquema de la riqueza orgánica de la lutita, agua e hidrocarburo que la componen……...120

LISTA DE TABLAS

CAPÍTULO 2

Tabla 2.1 Contenido orgánico de la roca……………………………………………………………….………18 Tabla 2.2 Características geológicas de los principales yacimientos de Estados Unidos de

América……………………………………………………………………………………………......35 Tabla 2.3 Extensión total y volumen de gas total y en sitio de los yacimientos de Estados Unidos de

América………………………………………………………………………………………………...35 Tabla 2.4 Propiedades físicas de los principales plays de Estados Unidos de América…………………...36 Tabla 2.5 Propiedades petrofísicas de los principales yacimientos de Estados Unidos de América…....36 Tabla 2.6 Contenido de material arcilloso de los principales plays de Estados Unidos de América..........36

CAPÍTULO 4

Tabla 4.1 Resumen de métodos para determinar Carbón orgánico total a partir de registros……………80



VI


RESUMEN

Los recursos en los plays de lutita se han convertido en un creciente interés en la

búsqueda de los futuros suministros de energía así mismo la industria petrolera ha

progresado de yacimientos convencionales a no convencionales de baja permeabilidad

como los yacimientos de Shale Gas. En consecuencia, la caracterización petrofísica de

los mismos se ha convertido en un factor importante para la identificación de los “Sweet

Spots”.

Tradicionalmente, las caracterizaciones petrofísicas se han basado en núcleos. Sin

embargo, el proceso de extracción de muestras es costoso. Aunque el registro

proporciona una clara ventaja, al proporcionar la medición continua de datos a través de

la profundidad, las mediciones basadas en el núcleo todavía se consideran superiores y

más confiables. Por lo tanto cuando la mineralogía, la densidad de grano, porosidad y

TOC (Contenido Orgánico Total) están disponibles, es posible desarrollar un modelo

petrofísico. El modelo posteriormente, se puede aplicar en otros pozos con acceso

limitado o sin datos de núcleo.

Sin embargo, la calibración de núcleo-registros en plays no convencionales se lleva a

cabo actualmente por las empresas de servicios que utilizan un conjunto completo de

registros, incluyendo registros geoquímicos. Este proyecto analiza una calibración

núcleo-registros en lutitas gasíferas que no utiliza registros geoquímicos con el fin de

desarrollar una metodología para la realización de un modelo petrofísico, lo que hace

posible la estimación de la mineralogía, porosidad, gas adsorbido y saturación de fluido.

La metodología propuesta permite la caracterización petrofísica económica, ya que

emplea el uso de registros de pozos limitados (Rayos Gamma, Densidad / Neutrón,

Sónico y Resistividad) que se encuentran comúnmente disponibles para cada pozo.



VII


ABSTRACT

Shale plays resources have become of increasing interest in the quest for the future

energy supplies and the petroleum industry has progresses from conventional reservoirs

to low matrix permeability unconventional Shale play reservoirs. Consequently,

petrophysical characterization of these unconventional reservoir has become extremely

important for identifying sweet spots.

Traditionally, the petrophysical characterizations have been based on cores. However,

the coring process is expensive. Although logging provides a distinct advantage by

providing continuous measurement of data over the depth, the core-based

measurements are still considered better and more reliable. Hence when core data such

as mineralogy, grain density, porosity and TOC (Total Organic Carbon) are available, it is

possible to develop a petrophysical model using those core data as a guide. The model

can then be applied in other wells with limited or no core data.

However, log-core calibration in unconventional reservoir is currently performed by

service companies using a full suite of logs including geochemical logs. This project

attempts a log-core calibration in shale gas reservoir that does not use geochemical logs

to develop a methodology for performing a petrophysical model, which makes prediction

of mineralogy, porosity, adsorbed gas and fluid saturation. The proposed methodology

makes petrophysical characterization economical as it employs the use of limited well

logs (Gamma ray, Density/Neutron Logs, Sonic Log and Resistivity Log) that are

commonly available during well development.



- 1 -


INTRODUCCIÓN

En una prospectiva el gas natural será el combustible fósil con mayor demanda a

nivel mundial, éste sin duda es el menos contaminante de los combustibles fósiles

existentes y con menor emisión de bióxido de carbono a la atmósfera. En el caso

de México, es importante el desarrollo de proyectos exploratorios que nos

permitan incluir en esta nueva “Era dorada”, denominada así por la Agencia

Internacional de Energía (AIE), la cual incluye un escenario cuyo consumo de gas

supera al del carbón antes del 2030 y al del petróleo pocos años después,

llegando a representar un cuarto del consumo mundial de energía en 2035.

El shale gas también llamado gas de lutita es un gas del tipo no convencional,

producido en un tipo de roca sedimentaria de baja permeabilidad, derivada de

fuentes clásticas que a menudo incluyen limolitas y arcillas, conocidas como

lutitas. Las rocas clásticas sedimentarias están compuestas de fragmentos de

rocas que han sido erosionadas, transportadas, depositadas y litificadas en

nuevas rocas. Las lutitas se caracterizan por tener rico material orgánico conocido

como kerógeno, que se distribuye a lo largo de dichos fragmentos y el cual

representa una característica decisiva en este tipo de yacimientos no

convencionales.

Uno de los detonadores del nuevo interés de México en este tipo de

yacimientos radica en el éxito que se ha observado en el fracturamiento hidráulico,

revolucionando a la industria del gas natural frente a los demás combustibles

fósiles. El gas de lutita representa la mitad de la base estimada de recursos de gas

natural y se encuentra mejor distribuido que los recursos convencionales. Sin

embargo a pesar del gran optimismo sobre las reservas de shale gas existe una

falta de conocimiento, ya que solo se ha perforado un pozo exploratorio en

Coahuila en la formación Eagle Ford ubicado en la provincia geológica de

Sabinas-Burro-Picacho (Estrada J., 2011).



- 2 -


Para avanzar en la exploración y explotación del shale gas, es necesario de

estudios geofísicos, geológicos y petrofísicos, así como de evaluaciones

ambientales, sociales y de implementación de infraestructura que nos permitan la

aplicación de nuevas tecnologías. El uso y disposición de agua de fluidos, así

como la contaminación de mantos freáticos son factores de riesgos en las

explotaciones, ya que durante la misma es necesario el uso de entre 7 a 15

millones de litros de agua para perforar y fracturar un pozo así como de la

aplicación de químicos que faciliten dicho fracturamiento.

Es importante recordar que cada cuenca de shale gas es distinta por lo que

cada una presenta un reto específico, en el cual la utilización de los registros

geofísicos de pozo, como el Registro de Imágenes Microeléctricas , Registro de

Resonancia Magnética , Registro de Rayos Gamma , Registro Sónico, Registro de

Neutrón y Registro de Densidad entre otros, así como de su complementación con

sísmica, ha llevado a través de los años a demostrar que para que un yacimiento

de shale gas sea productivo, es necesario tomar en cuenta como características

principales el espesor, permeabilidad, porosidad y temperatura así como

contenido de materia orgánica para lograr la adecuada localización y

caracterización de las zonas con potencial de explotación.

Durante el presente trabajo se realizó una recopilación de la información más

relevante de las cuencas de shale gas con mayor producción de Estados Unidos

de América para su análisis y comparación con las cuencas ubicadas en México.

De igual forma se determinaron los parámetros petrofísicos útiles en la

caracterización de yacimientos de shale gas, como lo son cálculo de TOC,

porosidad, volumen de gas adsorbido, entre otros, por medio de la utilización de

registros geofísicos de pozo. Finalmente se plantearon los distintos métodos para

el cálculo de las propiedades clave de un yacimiento, así mismo se explicó la

importancia de la calibración de núcleos con los datos de registros obtenidos, para

una mejor evaluación, interpretación y detección correcta de los “sweet spots”.



- 3 -


CAPÍTULO I: GENERALIDADES

1.1 ANTECEDENTES

América es considerada uno de los continentes con mayor potencial de

explotación de yacimientos no convencionales de gas, lo que promueve el

desarrollo de nuevas tecnologías que permitan la evaluación y extracción de

grandes reservas de gas atrapadas en formaciones de lutitas.

Entre los primeros países dedicados al análisis de este tipo de yacimientos se

encuentra Estados Unidos de América, cuya primera extracción de gas de lutita se

remonta a 1820, en Fredonia, NY. Sin embargo, su utilización se limitaba a

operaciones de pequeña escala, por lo que no fue considerado de importancia

significativa por siglo y medio. Fue hasta la década de 1970-1980 que los

esfuerzos por aplicar la técnica de fracturamiento hidráulico a depósitos de lutitas,

hasta entonces utilizada en yacimientos convencionales de gas, arrojaron

resultados favorables. Sin embargo a pesar de los resultados obtenidos, debido a

la compleja geología que se presentaba en los depósitos de lutitas así como de

la falta de conocimientos acerca de estos, fue prácticamente imposible la

realización del fracturamiento.

Fue hasta el siglo XX cuando comenzó a extraerse este recurso, una vez que

los geocientíficos habían realizado miles de estudios acerca de estos depósitos a

lo largo de esos años. En años recientes el interés acerca del estudio de éstos ha

incrementado en la búsqueda de futuras fuentes de energía, de igual manera la

industria ha progresado de únicamente trabajar depósitos convencionales a

actualmente trabajar con depósitos no convencionales de lutita con muy baja

permeabilidad y alta porosidad.

En el caso de México fue hasta el año 2010 que PEMEX Exploración y

Producción (PEP), inició de manera sistemática la evaluación del potencial

asociado a este recurso no convencional.



- 4 -


Se inició la perforación del primer pozo emergente ubicado en el municipio de

Hidalgo, Coahuila el 13 septiembre del 2010 y concluyó su perforación el 17 de

febrero del 2011, resultando éste un pozo productor de gas seco con un gasto de

gas de 2.767 millones de pies cúbicos al día (Morales C., 2011).

El pozo Emergente-1 es un pozo con una profundidad vertical de 2550m y de

profundidad lateral 4071m, en el que se probaron 17 intervalos y en el cual fueron

fracturadas las lutitas para que el pozo pudiera fluir (Figura 1.1).

Figura 1.1 Pozo Emergente-1 ubicado en el municipio de Hidalgo, Coahuila. En donde es posible observar la columna geológica programada por PEMEX. (Morales C., 2011)



- 5 -


1.2 MARCO TEÓRICO

Los recursos de gas natural se dividen en dos categorías: convencionales y no

convencionales.

Los gases convencionales son típicamente encontrados en yacimientos con

permeabilidades mayores a 1 milidarcy (mD) y pueden ser extraídos por técnicas

tradicionales de bajo costo, en contraste los gases no convencionales son

encontrados en yacimientos con permeabilidades bajas menores a 1 mD y su

extracción resulta compleja.

Existen varios tipos de recursos no convencionales pero los tres más comunes

son: Gas asociado al carbón (Coal Bed Methane), Tight gas, y Shale gas (Gas de

lutita).

El Shale gas, es un gas natural producido en un tipo de roca sedimentaria

laminada de baja permeabilidad rica en materia orgánica, derivada de rocas

clásticas, conocida como lutita la cual está compuesta de una mezcla de

materiales arcillosos y pequeños fragmentos de partículas minerales de cuarzo,

dolomita y calcita. La litología de las unidades generadoras-almacenadoras

normalmente incluye intercalaciones de caliza arcillo-carbonosa o areniscas de

grano fino, las cuales son más susceptibles al fracturamiento natural o inducido.

Los depósitos de lutita se generan en ambientes de deposición no someros,

moderadamente profundos y son considerados dependiendo del tipo, calidad y

madurez de su kerógeno (fracción de materia orgánica contenida en las rocas

sedimentarias).En el caso del Shale gas contiene generalmente un kerógeno tipo

III, el cual es caracterizado por tener bajos valores de hidrógeno sobre carbono

(H/C), así como alto de oxígeno sobre carbono (O/C), provisto por restos

macerados de plantas terrestres. Entre otras de sus características se encuentra

que tienen un contacto entre agua o gas nulo o irrelevantes así mismo el



- 6 -


porcentaje de gas en adsorción es de un 50% y el contenido orgánico total (TOC)

>2 %.

El TOC es referido a la concentración total de kerógeno en la roca, expresado

como porcentaje por peso. La madurez térmica de las rocas es la medida de la

temperatura en el cual la materia orgánica contenida es calentada y

potencialmente convertida en hidrocarburo líquido o gaseoso.

Ésta es medida utilizando la reflectancia de vitrinita (%Ro), en el caso de

yacimientos de shale gas sus rangos de madurez se encuentran en el fin o mayor

a la ventana del aceite (Reflectancia de vitrinita >1.3%).

En áreas donde se localizan las fuentes convencionales las lutitas son

encontradas en las rocas de los estratos profundos y que pudiesen ser la fuente

de hidrocarburos que migraron hacia la parte superior por medio de fisuras o

fracturas existentes en la roca. La baja permeabilidad de la roca ocasiona que la

roca atrape el gas y evite una posible migración ya que el tamaño de sus poros es

muy pequeño. El gas es guardado en las fracturas o en los espacios de los poros

así mismo puede ser adsorbido sobre el material orgánico. Sin embargo con los

avances tecnológicos en perforación es posible la extracción y explotación

comercial de este recurso.

Las lutitas ricas en materia orgánica son rocas que bajo ciertas condiciones de

temperatura y presión generan, liberan y atrapan hidrocarburos, lo que las

convierte en rocas generadoras de los plays convencionales y en sí mismas

forman el play no convencional.

A continuación en la Figura 1.2 podemos observar una comparación entre los

distintos procesos de exploración, desarrollo y explotación entre ambos tipos de

play. Es importante hacer mención que la explotación actual de gas de lutitas

supone una perforación y fracturamiento masivo.



- 7 -


Figura 1.2 Comparación en la explotación de gas entre un play convencional y uno no convencional. (IMP, 2013)

1.3 OBJETIVOS

Objetivo General

- Analizar las características petrofísicas principales de un yacimiento

de shale gas, por medio de la utilización de registros geofísicos de

pozo con el fin de determinar su viabilidad económica.

Objetivos Particulares

- Análisis y comparación entre distintos yacimientos de shale gas con

el fin de analizar diferencias y similitudes.

- Análisis de las características geológicas y petrofísicas que dan

origen a un yacimiento de shale gas.

- Análisis del cálculo de las propiedades petrofísicas clave de un

yacimiento con el fin de determinar una metodología para la

caracterización de yacimientos de shale gas utilizando registros

convencionales.



- 8 -


1.4 LOCALIZACIÓN DE LOS YACIMIENTOS DE SHALE GAS MÁS

IMPORTANTES EN NORTE AMÉRICA Y MÉXICO.

Una estimación inicial muestra que existen 48 grandes cuencas de Shale Gas

en 32 países a nivel mundial como se muestra en la Figura 1.3.

Figura 1.3 Mapa mundial de las cuencas de Shale gas a nivel mundial. (U.S.Energy Information Administration, 2011)

- ESTADOS UNIDOS DE AMÉRICA

Basados en estudios recientes los Estados Unidos de América tiene

aproximadamente 1836 trillones de pies cúbicos de gas de lutita distribuidos en

todo su territorio, la Figura 1.4 nos muestra una vista de los plays de lutita en este

territorio. Los plays son modelos iniciales que combinan un cierto número de

factores geológicos con el resultado de la existencia de acumulaciones de gas en

un determinado nivel estratigráfico de la cuenca.



- 9 -


Figura 1. 4 Mapa de la localización y extensión de los plays de lutita más grandes. Así mismo se muestran las cuencas sedimentarias en donde los plays se encuentran. (U.S Energy Information Administration, 2011)

- MÉXICO

Considerando el conocimiento geológico obtenido en los últimos años por

PEMEX Exploración y Producción, se ha estimado un potencial de 250 mil trillones

de pies cúbicos de gas. Se considera que podrían existir condiciones favorables

en cinco provincias geológicas Sabinas-Burro-Picachos (donde fue perforado el

pozo Emergente-1), Chihuahua, Burgos, Tampico-Misantla y Veracruz (Figura

1.5).

Figura 1.5 Mapa de localización de zonas potenciales de Shale Gas en México, en donde se observan las formaciones que contiene cada provincia geológica. (Morales C., 2011)



- 10 -


CAPÍTULO II: GEOLOGÍA DEL SHALE GAS

2.1 CARACTERÍSTICAS DE LA LUTITA GASÍFERA

Alrededor de 360-415 millones de años durante el periodo Devónico- Misisípico

de la Tierra, las gruesas lutitas, que actualmente están almacenando gas natural,

fueron depositadas como limo fino y partículas de arcilla al fondo de cuerpos de

agua sellados, a la par plantas primitivas y los primeros anfibios producían metano

que era quemado con los sedimentos, el cual escapó hacia capas de rocas

arenosas adjuntas a las lutitas formando acumulaciones de gas.

Las lutitas gasíferas no convencionales como se mencionó en el capítulo

anterior son rocas sedimentarias ricas en materia orgánica de grano fino, las

cuales funcionan como fuente y yacimiento (formado por estratos mineralizados

superpuestos ubicados dentro de un yacimiento cuya distribución es variable).

Éstas se encuentran formadas por minerales arcillosos (kaolinita, illita, clorita),

cuarzos, carbonatos (calcita, dolomita, aragonita), feldespatos, anhidritas, piritas y

apatitas; sin embargo la arcilla predomina sobre los demás componentes.

En las lutitas el gas ocupa los espacios de los poros y la materia orgánica lo

adsorbe en su superficie. Normalmente las lutitas más gruesas con mejor

contenido de materia orgánica son las que producen gas con mayor viabilidad

económica. Dicha materia orgánica debido a la acción bacterial es convertida en

componentes poliméricos de alto peso molecular bajo condiciones anaeróbicas.

Éstos compuestos poliméricos son llamados kerógeno y los cuales conforme a su

madurez (en función de la temperatura) son convertidos en hidrocarburo.

El gas natural es una mezcla de hidrocarburos principalmente formados por un

90% de metano ) sin embargo también contiene bajos porcentajes de butano,

etano, propano y otros gases.



- 11 -


El shale gas es inodoro e incoloro y cuando es encendido libera gran cantidad

de energía limpia ya que genera menores cantidades de emisiones dañinas a

comparación con el aceite y carbón. Éste es encontrado bajo la superficie de la

tierra y en algunos casos se encuentra asociado a depósitos de aceite. En

términos de su composición química es típicamente un gas seco (con cantidades

menores de otros hidrocarburos) cuya acumulación se da en estratos cerca de

areniscas y yacimientos carbonatados.

2.2 ¿QUÉ LO CONVIERTE EN UN PLAY DE SHALE GAS?

El shale gas es encontrado en plays de lutita los cuales son referidos a

formaciones de lutita contenedoras de acumulaciones significantes de gas natural

que comparten propiedades geológicas y geográficas similares. Su fina capa

laminada de arcillas y otros sedimentos provoca una permeabilidad limitada

horizontalmente y verticalmente, esta baja permeabilidad provoca que los gases

queden atrapados y no puedan moverse fácilmente a través de la roca a

excepción de extensiones de tiempo geológico de millones de años.

Existen 4 características de suma importancia para considerar en un play de

shale gas (Rokosh C. et al., 2009):

1) Madurez de la materia orgánica

2) Tipo de gas generado y almacenado en el yacimiento (biogenético o

termogénico)

3) Contenido de TOC

4) Permeabilidad del yacimiento (Figura 2.1).

El Shale gas a pesar de ser una mezcla de gases puede ser producido de dos

maneras: termogénicamente y biogénicamente, el primero producido a partir del

agrietamiento de la materia orgánica o del agrietamiento del aceite, el segundo es

producido a partir de microbios en áreas de recarga de agua fresca.



- 12 -


El gas termogénico se encuentra asociado a la madurez de la materia orgánica

sujeta a altas temperatura y presión. Como se mencionó anteriormente ésta

madurez orgánica usualmente es expresada en términos de la reflectancia de la

vitrinita (%Ro), en el caso de un play de shale gas se requiere de un valor

aproximado de entre 1.0%-1.1% de Ro (Rokosh C., et al., 2009) lo que nos indica

que la materia orgánica se encuentra lo suficientemente madura para generar gas,

a diferencia de éste el gas biogénico se encuentra asociado a materia orgánica ya

sea madura o no y es normalmente utilizado en las reservas de shale gas.

Figura 2.1 Esquema del incremento de permeabilidad de acuerdo al tipo de yacimiento, en donde se puede observar la baja permeabilidad de los gases no convencionales debido a su rango en nD. (Amit S., Halliburton, 2009)

2.2.1 ¿QUÉ ES UN “SWEET SPOT”?

Es un término coloquial referido a un sitio o área de estudio dentro de un play

que representa la mejor producción o la producción potencial. En un yacimiento de

shale gas se puede definir por la riqueza o espesor de la roca generadora, por los

fracturamientos naturales o por otros factores, obtenidos a partir del uso de datos

geológicos como lo son análisis de núcleo, datos de registros geofísicos de pozo o

datos sísmicos (Schlumberger , 2013).



- 13 -


2.2.2 REFLECTANCIA DE LA VITRINITA (Ro)

Es una sustancia brillante que sirve como herramienta útil para la evaluación de

la maduración de los kerógenos y se encuentra formada por alteraciones de la

lignina y la celulosa en las paredes vegetales. Una vez que es incrementada la

temperatura, la vitrinita experimenta reacciones complejas de aromatización lo

que se traduce en un incremento de la reflectancia. Dado que la reflectancia

aumenta con la temperatura es posible correlacionarla con los rangos de

temperatura para la generación de hidrocarburos.

La reflectividad (R) es medida por medio de un microscopio provisto de un

fotómetro.

Las mediciones de la reflectancia de la vitrinita son calibradas en función de la

reflectancia del vidrio o de los minerales y cuyas mediciones representan el

porcentaje de luz reflejado en el gas (Ro). Cuando se determina un valor medio de

reflectancia se le denomina como Rm.

Como indicadores de madurez térmica los valores de Ro, variarán entre un tipo

de kerógeno y otro. Dado que el rango de temperatura de la ventana gas va más

allá de la del petróleo, los valores de Ro para gas mostrarán un incremento sobre

los del petróleo.

Por lo tanto los valores de maduración altos (Ro>1.5%) generalmente indican la

presencia de gas seco, los valores de maduración intermedios (1.1%<Ro<1.5%)

indican la presencia de gas con un tendencia hacia la generación de petróleo.

Ahora bien el gas húmedo es posible encontrarlo en un rango de

(0.8%<Ro<1.1%). Los valores bajos indican la presencia predominante de

petróleo, mientras que Ro<0.6 % indica kerógeno inmaduro.



- 14 -


2.3 CONTENIDO ORGÁNICO TOTAL (TOC)

El contenido orgánico total es uno de los principales atributos del shale gas y

nos representa la riqueza orgánica de un yacimiento, que en conjunto con el

grosor de la lutita y madurez orgánica nos determina la viabilidad económica. El

TOC es referido a aquellos restos de vida que fueron preservados en las rocas

sedimentarias después de su degradación por procesos químicos o

bacteriológicos y que es conocido como kerógeno como se mencionó

anteriormente.

La maduración térmica del kerógeno en la lutita (que bajo condiciones de

presión y temperatura se convierte en gas) se encuentra en función de la

profundidad y su proximidad a las fuentes de calor.

Existen varios tipos de kerógeno (es importante mencionar que el tipo de

kerógeno determinará el tipo de hidrocarburo a ser generado) entre los

principales se encuentran (Figura 2.2):

- Tipo I: alto valor de H y bajo de O, generado predominantemente en

ambientes lacustres y en algunos casos marinos. Proviene de materia

algácea, planctónica o de otro tipo que ha sido re-elaborada por la

acción de bacterias y microorganismos que habitan en el sedimento. No

son abundantes.

- Tipo II: alto valor de H y bajo de C, generado en medios reductores que

existen en ambientes marinos de profundidad moderada, este tipo de

kerógeno proviene de restos de plancton re-elaborado por bacterias de

ambiente marino.



- 15 -


- Tipo III: Proviene principalmente de restos vegetales terrestres

depositados en ambientes marinos o no marinos, someros a profundos.

Posee menor contenido de H y mayor contenido de O que los de tipo II y

III y en consecuencia genera mayor gas seco.

- Tipo IV: alto valor de C y ausencia de H, proviene de sedimentos re-

depositados después de la erosión. Antes de la sedimentación puede

haber sido alterado por procesos de meteorización subárea, combustión

u oxidación biológica en pantanos o suelos por restos macerados de

plantas terrestres y puede generar gas. Se le considera una forma de

carbono muerto sin potencial para la generación de hidrocarburos.

Figura 2.2 Diagrama de Van Krevelen, el cual muestra la evolución del kerógeno por el aumento del calor durante el sepultamiento. Durante este proceso el kerógeno pierde oxígeno al emitir CO2 y H2O, luego comienza a perder hidrógeno al liberar hidrocarburos. (Kreschnick J., 2007)



- 16 -


2.3.1 MADUREZ DEL KERÓGENO

Los procesos geológicos para la conversión de materia orgánica en

hidrocarburos requieren de calor y tiempo. Dicho calor aumenta de manera

gradual conforme la materia orgánica es sepultada a mayor profundidad. Durante

este proceso la actividad microbiana convierte parte de la materia orgánica en gas

metano biogénico. Con el sepultamiento e incremento de temperatura la materia

orgánica es convertida en kerógeno. Al incrementarse la profundidad de

sepultamiento y el incremento de temperatura transforman el kerógeno hasta

producir bitumen, luego hidrocarburos líquidos y por último gas termogénico;

empezando con gas húmedo y terminando con gas seco.

El proceso de sepultamiento y conversión de la materia orgánica así como

generación de hidrocarburos se resumen en tres grandes pasos: metagénesis,

catagénesis y diagénesis, como se observa en la Figura 2.3.

Figura 2.3 Transformación térmica del kerógeno. La generación de hidrocarburos se encuentra controlada por la temperatura conforme el kerógeno pasa de carbono reactivo a carbono muerto. El gas se emite durante la etapa de diagénesis. La catagénesis tiene lugar al aumentar la profundidad dando como resultado la liberación de petróleo y gas. (Kreschnick J., 2007)



- 17 -


Durante la diagénesis se incorpora azufre en la materia orgánica. Los sulfatos

del agua de mar son fuente de oxidantes para la biodegradación de materia

orgánica por las colonias de bacterias sulfato-reductoras.

La catagénesis generalmente se produce a medida que el incremento de la

profundidad de sepultamiento genera un incremento de presión, aumentando el

rango de calor de 50° a 150°C lo que da como resultado la ruptura de los enlaces

químicos de la lutita y el kerógeno. Los hidrocarburos son generados durante este

proceso (Kreschnick J., 2007).

La metagénesis es la última etapa en la que el calor adicional y los cambios

químicos producen la transformación casi total del kerógeno en carbono. Durante

esta etapa se libera metano tardío o gas seco, junto con hidrocarburos no

gaseosos tales como , y . En este proceso las temperaturas oscilan

entre 150° y 200°C.

2.3.2 EVALUACIÓN DEL POTENCIAL GENERADOR DE LAS ROCAS

El potencial generador de las rocas es determinado a través del análisis

geoquímico de las muestras de lutita, en conjunto con la evaluación de registros

geofísicos de pozo.

Las pruebas geoquímicas se realizan sobre núcleos y muestras de

afloramientos. Su objetivo principal es determinar en contenido de materia

orgánica y si son capaces de generar hidrocarburos. En general cuanto mayor es

la concentración de materia orgánica mayor es su potencial de generación. Se ha

desarrollado una diversidad de técnicas geoquímicas para la evaluación de

contenido orgánico total (TOC) y madurez de las muestras.

Los valores TOC son obtenidos a partir de 1 gramo de muestras de roca

pulverizadas con la menor cantidad de contaminantes y que posteriormente se

combustionan a 1200°C. El carbono contenido en el kerógeno se convierte en

dióxido de carbono u óxido de carbono.



- 18 -


Las fracciones de carbono liberadas miden una célula infrarroja y se convierten

en TOC, registrándose como porcentaje en peso másico de la roca. (Tabla 2.1)

Tabla 2.1 Contenido orgánico de la roca. El valor mínimo de TOC para las lutitas es considerado en un 0.5%. (Kreschnick J., 2007)

2.4 EVALUACIÓN DEL GAS EN SITIO (GIP)

La producción de gas de lutita depende principalmente del volumen de gas en

sitio (o por sus siglas en ingles GIP), la calidad de la materia y la permeabilidad. El

gas en sitio es a menudo el factor crítico para la evaluación económica de un play.

Durante las primeras etapas de perforación en yacimientos de shale gas, la

extracción de núcleos juega un papel importante en la evaluación de la formación,

ya que estos proveen mediciones directas para la determinación de gas en sitio. El

gas se encuentra contenido en los poros, fracturas así como adherido a sitios

activos de la superficie en la materia orgánica contenida en una lutita.

El conjunto de esta combinación entre dicho gas intersticial y gas adsorbido

conforma el contenido de gas total de la lutita. Mediante la determinación de las

proporciones de gas intersticial y gas adsorbido se realiza en cálculo de gas en

sitio por medio de técnicas de laboratorio.



- 19 -


2.5 CARACTERÍSTICAS DE LOS PLAYS PRODUCTORES MÁS IMPORTANTES

2.5.1 ESTADOS UNIDOS DE AMÉRICA

Estudios recientes basados en las reservas recuperables demuestran que

Estados Unidos de América ocupa el sexto lugar de los 22 más importantes

campos de Shale gas del mundo.

A continuación se presentan los principales plays productores de Estados

Unidos de América así como sus principales características geológicas, geofísicas

y petrofísicas.

- PLAY BARNETT

Este play se encuentra ubicado en la cuenca Fort Worth en Texas Central y del

Norte y abarca un área total de 50000 millas cuadradas. El Servicio Geológico de

los Estados Unidos de América (USGS) estima un volumen de gas de 327 trillones

de pies cúbicos (tpc) en el lugar y así como 50 trillones de pies cúbicos (tcp) de

gases producibles.

Las propiedades del play varían de manera considerable, es un play del

Misisípico de 340 millones de años, el cual cuenta con un espesor promedio de

91.44 metros, una profundidad media de 2286 metros, con porosidades promedio

del 6%, permeabilidades bajas de aproximadamente 250 nanodarcies (nD) y una

presión de 276 bares.

La producción del pozo promedio alcanza 2.65 millones de pies cúbicos. La

litología encontrada en el play se caracteriza por tener en su mayor parte

areniscas con alto contenido de sílice. Es importante mencionar que los promedios

de reflectancia de la vitrinita (Ro) son del 2%, el contenido de materia orgánica

(TOC) es de 4.5 % y su temperatura alcanza los 93°C.

En la Figura 2.4 es posible observar en la sección estratigráfica los

afloramientos de shale gas, mientras que en la Figura 2.5 se muestra la columna



- 20 -


estratigráfica de dicho play tomada del Servicio Geológico de los Estados Unidos

de América (USGS).

Figura 2.5 Columna estratigráfica del yacimiento Barnett. (USGS, 2009)

Figura 2.4 Sección estratigráfica del yacimiento Barnett. (Transform Software and Services, 2009)



- 21 -


- PLAY HAYNESVILLE

Este play se encuentra ubicado en la cuenca Haynesville-Bossier en el este de

Texas y oeste de Lousiana, abarca un área total de 9000 millas cuadradas,

siendo uno de los plays considerados de mayor importancia, éste cuenta con

una estimación por parte de la USGS de 720 billones de pies cúbicos de gas

total y un volumen de 250 billones de pies cúbicos de gas producible. Tiene una

taza de producción al día de 30 millones de pies cúbicos.

Es un play del Jurásico Superior de 170 millones de años con un espesor de

69 metros, una profundidad media de 3657 metros y porosidades altas del 9% así

como permeabilidades moderadas de 650 nD y presiones de 586 bares.

La litología encontrada en el play se caracteriza por tener en su mayor parte

arcillas calcáreas. Es importante mencionar que los promedios de reflectancia de

la vitrinita (Ro) son del 2.2%, el contenido de materia orgánica (TOC) es de 3% y

su temperatura alcanzan los 171°C.

En la Figura 2.6 es posible observar la sección estratigráfica del play

Haynesville, mientras que en la Figura 2.7 se muestra la columna estratigráfica

tomada del Servicio Geológico de los Estados Unidos de América (USGS).



- 22 -


Figura 2.6 Sección estratigráfica del play Haynesville. (USGS, 2009)

Figura 2.7 Columna estratigráfica del play Haynesville. (Transform Software and Services, 2009)



- 23 -


- PLAY HORN RIVER

Este play se encuentra ubicado en la provincia canadiense de Columbia

Británica, al borde del estado de Washington, es la única cuenca en donde es

posible encontrar múltiples formaciones entre las que se encuentran Muskwa,

Otter Park, Klue y Eve, las cuales varían a través de la cuenca HornRiver siendo

alternadas o combinadas a lo largo del play.

El play abarca un área total de 5000 millas cuadradas, cuenta con una

estimación por parte del Servicio Geológico Canadiense (CGS) de 370 trillones de

pies cúbicos de gas total y un volumen de 47 trillones de pies cúbicos de gas

producible.

Es un play del Devónico Superior de 370 millones de años con un espesor de

137 metros, una profundidad media de 2682 metros y porosidades del 3% así

como permeabilidades de 230nD y presiones de 331 bares.


lutitas muy frágiles. Es importante mencionar que los promedios de reflectancia

de la vitrinita (Ro) son del 2.5%, el contenido de materia orgánica (TOC) es de

2.5 % y su temperatura alcanzan los 71°C.

En la Figura 2.8 es posible observar en la sección estratigráfica del play,

mientras que en la Figura 2.9 se muestra la columna tomada del Servicio

Geológico de Canadá (GSC).



- 24 -


Figura 2.8 Sección estratigráfica de la cuenca HornRiver. (Transform Software and Services, 2009)



- 25 -


Figura 2.9 Columna estratigráfica de la Cuenca HornRiver. (GSC, 2009)



- 26 -


- PLAY MARCELLUS

Este play se encuentra ubicado en parte de Pensilvania, Virginia y Nueva York,

y es considerado el play de shale gas con mayor importancia de todos, tiene un

área total de 95000 millas cuadradas, y está ubicado en la cuenca de los

Apalaches, cuenta con una estimación por parte de la USGS de 1500 trillones de

pies cúbicos de gas total y un volumen de 356 trillones de pies cúbicos de gas

producible.

Es un play del Devónico Medio de 385 millones de años con un espesor de

106 metros, una profundidad media de 2133 metros y porosidades del 8% así

como permeabilidades de 1000nD y presiones de 276 bares.


areniscas arcillosas. Es importante mencionar que los promedios de reflectancia

de la vitrinita (Ro) son del 1.25 %, el contenido de materia orgánica (TOC) es de

3.25 % y su temperatura alcanzan los 54°C.



Geológico de Estados Unidos de América (USGS).



- 27 -


Figura 2.10 Sección estratigráfica del play Marcellus. (Transform Software and Services, 2009)



- 28 -


Figura 2.11 Columna estratigráfica del play Marcellus. (USGS,2009)



- 29 -


- PLAY BAKKEN

Este play se encuentra ubicado en parte norte de Dakota, Montana y las

provincia canadienses de Manitoba, tiene un área total de 200000 millas

cuadradas, y está ubicado en la cuenca Williston, cuenta con una estimación por

parte de la USGS de 945 trillones de pies cúbicos de gas total y un volumen de 20

trillones de pies cúbicos de gas producible.

Es un play del Devónico Superior- Misisípico Inferior de 360 millones de años

con un espesor de 45 metros, profundidad media de 3048 metros y porosidades

del 5% así como permeabilidades de 10000 nD y presiones de 386 bares.


areniscas y limolitas. Es importante mencionar que los promedios de reflectancia

de la vitrinita (Ro) son del 0.9 %, el contenido de materia orgánica (TOC) es de

10 % y su temperatura alcanzan los 60°C.



Geológico de Estados Unidos de América (USGS).



- 30 -


Figura 2.12 Sección estratigráfica del play Bakken.( USGS, 2009)



- 31 -


Figura 2.13 Columna estratigráfica del play Bakken. (Transform Software and Services, 2009)



- 32 -


- PLAY EAGLE FORD

Una de los plays más recientes de shale gas se encuentra situado dentro de la

formación Eagle Ford, en el sur de Texas. Forma parte de los plays

pertenecientes al Cretácico de hace 100 ma. Dado que es de reciente exploración

las estimaciones de volumen de gas por parte de la USGS son muy superficiales,

sin embargo se espera que un volumen total de gas de 84 trillones de pies cúbicos

(tcp).

Tiene una extensión de 1350 millas cuadradas y alrededor de 9 trillones de

pies cúbicos (tcp) de gas producible. La formación se encuentra a una

profundidad de 3505 metros y tiene un espesor de 76 metros. Entre la litología

predominante se encuentra la arenisca bituminosa, llamada así por la suficiente

cantidad de materia orgánica que contiene.

Su porosidad es de aproximadamente 11% y la permeabilidad llega a 1

microdarcy. En este play tiene un porcentaje de TOC de 4.5%, valores de Ro

cercanos a 1.5% y su temperatura alcanza los 168°C.En la Figura 2.14 es posible

observar las formaciones cercanas a Eagle Ford así como su tiempo geológico. En

la Figura 2.15 se muestra la columna estratigráfica del play.



- 33 -


Figura 2.14 Sección estratigráfica del play Eagle Ford dentro de la cuenca de Sabinas, donde es posible observar las formaciones cercanas y sus tiempos geológicos. (Transform Software and Services, 2009)



- 34 -


Figura 2.15 Columna estratigráfica del play Eagle Ford, es importante mencionar que dicha

formación es en la cual se encuentra el pozo Emergente-1 en Coahuila, México. (USGS, 2009)



- 35 -


A continuación se muestran una serie de tablas (Tabla 2.2, Tabla 2.3, Tabla 2.4, Tabla 2.5 y Tabla 2.6)

comparativas entre los distintos plays en donde es posible observar y comparar con mayor claridad las

características geológicas, físicas y petrofísicas de cada uno de ellos, acentuando el play Eagle Ford en donde es

encontrado en pozo Emergente-1 (Transform Software and Services, 2009).

Nombre Área total(mi2) Gas total (tpc) GIP( bpc/ mi2) Gas

producible(tpc) % gas

adsorbido

Barnett 50000 327 150 50 35

Eagle Ford 1350 84 200 9 20

HornRiver 5000 370 150 47 34

Marcellus 95000 1,500 200 356 50

Bakken 200000 945.1 28.3 20.66 0

Haynesville 9000 717 175 251 18

Nombre Formación (Cuenca) Ubicación Era Años(ma) Litología

Barnett Fort Worth Texas Misisípico 340 Arenisca Silícea

Eagle Ford Eagle Ford Sur de Texas Cretácico 100 Arenisca bituminosa

HornRiver Muskwa, Otter Park, Klue y

Eve Columbia Británica del Norte Devónico Superior 370 Lutita frágil/quebradiza

Marcellus Appalachia Pensilvania, Virginia , Nueva York Devónico Medio 385 Arenisca arcillosa

Bakken cuenca Williston Dakota, Montana, Manitoba Devónico Superior /Misisípico Inferior 360 Arenisca / Limolita /

Carbonita

Haynesville Haynesville-Bossier Texas/Louisiana Jurásico Superior 170 Arcillosa / calcárea

Tabla 2.2 Características geológicas de los principales yacimientos de Estados Unidos de América (Transform Software and Services, 2009)

Tabla 2.3 Extensión total y volumen de gas total y en sitio de los principales yacimientos de Estados Unidos de América. (Transform Software and Services, 2009)



- 36 -


Tabla 2.4 Propiedades físicas de los principales plays de Estados Unidos de América. (Transform Software and Services, 2009).

Nombre Porosidad (%) Permeabilidad (k) Nd TOC % Ro

Barnett 6 250 4.5 2

Eagle Ford 11 1,100 4.5 1.5

HornRiver 3 230 2.5 2.5

Marcellus 8 1,000 3.25 1.25

Bakken 5 10,000 10 0.9

Haynesville 9 658 3 2.2

Nombre Cont. Arcilla (%) %limo/calcita/carbonatos

Barnett 45 55

Eagle Ford 8 87

HornRiver 30 70

Marcellus 50 50

Bakken 5 95

Haynesville 27 53

Tabla 2.6 Contenido de material arcilloso de los principales plays de Estados Unidos de América. (Transform Software and Services, 2009)

Nombre Espesor (m) Presión (bar) Temperatura C Gradiente de

presión (bar/m) Prof (m)

Barnett 91.44027578 275.7902912 93.33333333 0.011054039 2286.006895

Eagle Ford 76.20022982 358.5273786 168.3333333 0.013659934 3505.210572

HornRiver 137.1604137 330.9483494 71.11111111 0.01260917 2682.24809

Marcellus 106.6803217 275.7902912 54.44444444 0.008406113 2133.606435

Bakken 45.72013789 386.1064077 60 0.010507642 3048.009193

Haynesville 68.58020684 586.0543688 171.1111111 0.019964519 3657.611031

Tabla 2.5 Propiedades petrofísicas de los principales yacimientos de Estados Unidos de América. (Transform Software and Services, 2009)



- 37 -


Las tablas anteriores nos muestran propiedades como permeabilidad,

porosidad, temperatura, gas adsorbido y reflectancia de la vitrinita, siendo estos

los más relacionados con la producción de gas en sitio (GIP) y los mayores

contribuidores para obtener un play económicamente viable. (Transform Software

and Services, 2009)

Entre las similitudes encontradas entre los plays , podemos observar que la

mayoría de las cuencas se encuentran en el Devónico- Misisípico, con un rango

de espesor que va de 45 a 137 metros con rangos de profundidad de 2100 a 3600

metros, porosidades entre el 3 y 11% así como permeabilidades que oscilan

entre 0.2 y 1.1 microDarcy (Anexo 1).



- 38 -


2.5.2 MÉXICO

A lo largo de los últimos años la actividad exploratoria por parte de PEMEX ha

dado resultados satisfactorios, al realizar las evaluaciones del potencial de

hidrocarburo en los plays no convencionales en el norte y noroeste de México.

A continuación se detallan las características geológicas, geofísicas y

petrofísicas de los plays y áreas asociadas a dichos recursos prospectivos.

Los plays del Cretácico Superior (Ojinaga, Eagle Ford y Agua Nueva) están

distribuidas en las Cuencas de Chihuahua, Sabinas, Burro Picachos y Burgos en

el noreste de México y son la extensión de la Formación Eagle Ford productora en

el Sur de Estados Unidos de América.

Los plays del Cretácico Superior Agua Nueva y Maltrata se extienden al sur en

las cuencas de Tampico- Misantla y Veracruz, mientras que los plays del Jurásico

Superior (La Casita y Pimienta) están presentes en las cuencas de Chihuahua,

Sabinas, Burgos y Tampico-Misantla y son equivalentes a la formación Haynesville

productora es Estados Unidos de América (Figura 2.16).

Figura 2.16 Ubicación de los principales plays del Cretácico Superior y Jurásico Superior en el Norte y

Noroeste de México. (Escalera J., 2012)



- 39 -


- POSICIÓN ESTRATIGRÁFICA DE LOS PLAYS DE ACEITE Y GAS EN LUTITAS.

A la fecha PEMEX ha identificado dos niveles estratigráficos de interés los

cuales corresponden a rocas de edad Jurásico Superior (Tithoniano) y Cretácico

Superior (Turoniano) como se puede observar en la Figura 2.17.

Figura 2.17 Posición estratigráfica de los plays ubicados en rocas del Cretácico Superior y Jurásico Superior. (Escalera J., 2012)



- 40 -


- CARACTERÍSTICAS DE LAS CUENCAS PRECURSORAS DE GAS DE LUTITA

A continuación se muestra una clasificación con las cuencas principales así

como sus secciones geológicas, características petrofísicas y geológicas

principales (Figura 2.18).

Figura 2.18 Características geológicas y petrofísicas de las principales cuencas de shale gas. (Escalera J., 2012)



- 41 -


- JERARQUIZACIÓN DE LAS CUENCAS BASADA EN SU MADUREZ, ÁREA Y

COMPLEJIDAD ESTRUCTURAL.

En la Figura 2.19 es posible observar una comparación entre las distintas

cuencas asociadas a gas no convencional, en base a su contenido orgánico total

(TOC), madurez, extensión así como complejidad estructural.

Figura 2.19 Gráficos comparativos entre las cuencas Burro-Picachos, Tampico-Misantla, Burgos, Sabinas, Veracruz y Chihuahua, en los cuales se observa que la cuenca Burro-Picachos tiene una mayor extensión territorial así como mayor %TOC y menor complejidad estructural, a diferencia de la cuenca Chihuahua con menor extensión territorial , menor %TOC y mayor complejidad estructural. (Escalera J., 2012)



- 42 -


- ÁREA SABINAS- BURRO-PICACHOS- BURGOS

- PLAY EAGLE FORD

El play tiene un área prospectiva de 34,700 en el cual el tipo de

hidrocarburo esperado es primordialmente gas seco y húmedo. Es una cuenca

del Cretácico Superior ubicada en la Formación Eagle Ford (Figura 2.20) con un

recurso de 50 mmmmpc (Millones de millones de pies cúbicos).

Figura 2.20 Ubicación de los pozos Emergente-1 y Habano-1 en el área Sabinas- Burro-Picachos- Burgos en donde se

observan las áreas prospectivas de Gas Seco en el play Eagle Ford. (Escalera J., 2012)



- 43 -


Los resultados obtenidos por PEMEX durante el trabajo realizado en la zona

son los siguientes:

1.- A partir de los pozos Emergente-1 y Habano-1 fue comprobada la

continuidad de las zonas de gas seco y húmedo del play Eagle Ford.

2.- El pozo Percutor-1 productor de gas seco probó la extensión de dicho play

hacia la cuenca Sabinas.

3. – Los pozos Nómada-1 y Montañes-1 al ser explorados arrojaron resultados

de zonas de aceite y gas húmedo.

- PLAY JURÁSICO SUPERIOR

Tiene un área prospectiva de 42,300 , en el cual el tipo de hidrocarburo

esperado es gas seco, húmedo y aceite ligero. Es un play del Jurásico ubicado en

la formación La Casita – Pimienta (Figura 2.21) el cual cuenta con un recurso de

109 mmmmpc (Millones de millones de pies cúbicos).

Figura 2.21 Ubicación del pozo Arbolero-1 en el área Sabinas- Burro-Picachos- Burgos en donde se observan las áreas

prospectivas de Gas Seco en el play Jurásico. (Escalera J., 2012)



- 44 -


Los resultados obtenidos por PEMEX durante el trabajo realizado en la zona

son los siguientes:

1.- El pozo Arbolero-1 comprobó la existencia de shale gas en el Jurásico

Superior de la Cuenca Sabinas.

2.- Con fines evaluatorios fue perforado el pozo Anhelido-1, del Jurásico

Superior, y posteriormente se realizó la perforación del pozo Nuncio-1 con

el fin de probar la extensión del pozo Anhelido-1.

3.- El pozo Anhelido-1 es el primer pozo formalmente productor de aceite en

lutitas en México. Con una producción inicial de 429 bd (barriles diarios) de

aceite y 1.3 MMpcd (Millones de pies cúbicos diarios). Actualmente se

considera la perforación de 45 pozos de desarrollo.

- CUENCA TAMPICO - MISANTLA

En el año 2011 el Departamento de Energía de los Estados Unidos de América

estimó en Tampico- Misantla y la plataforma de Tuxpan, recursos técnicamente

recuperables de shale gas de 65 y 16 mmmmpc (Millones de millones de pies

cúbicos) de gas respectivamente. En ese mismo año PEMEX estimó recursos por

42 mmmmpc para la Formación Agua Nueva del Turoniano y de 82 mmmmpc

(Millones de millones de pies cúbicos) para la formación Pimienta del Tithoniano.

- PLAYS PIMIENTA Y AGUA NUEVA

En los plays Pimienta del Jurásico Superior y Agua Nueva del Cretácico

Superior ya se ha establecido producción de aceite y gas húmedo en pozos

verticales (Figura 2.22). En la porción Norte, el pozo Limonaria-1 resultó productor

de aceite y gas asociado al play Pimienta. En el play Agua Nueva en el campo

Santiago resultaron productores de aceite seis pozos, mientras que el pozo

Maguey-2a fue productor de gas húmedo.



- 45 -


Figura 2.22 Ubicación del pozo Limonaria-1 en la cuenca Tampico-Misantla en donde se observan las áreas

prospectivas de aceite y gas. (Escalera J., 2012)

En base a lo anterior se actualizaron los recursos no convencionales de la

cuenca Tampico-Misantla, en donde los trabajos realizados indicaron que el tipo

de hidrocarburos esperados son principalmente aceite y gas húmedo hacia el

frente de la Sierra Madre Oriental. Así mismo fueron estimados recursos totales

por 36.4 mmmbpce (Millones de barriles de petróleo crudo equivalente) de los

cuales 20.8 mmmbpe (Millones de barriles de petróleo crudo equivalente)

corresponden al play Pimienta y 15.6 mmmbpe (Millones de barriles de petróleo

crudo equivalente) al play Agua Nueva (Figura 2.23).



- 46 -


Figura 2.23 Ubicación de las zonas prospectivas en los Play Pimienta y Agua Nueva en la Cuenca Tampico- Misantla. (Escalera J., 2012)

A continuación es posible observar los mapas de los elementos geológicos y

geoquímicos de la formación Pimienta ubicados en la cuenca Tampico-Misantla.

En la Figura 2.24 se muestran los mapas de riqueza orgánica así como la

ubicación y tipo de hidrocarburo presente.

Figura 2.24 Mapas indicando la presencia y tipo de hidrocarburo, así como el contenido de materia orgánica en la Formación Pimienta, ubicada en la cuenca Tampico- Misantla. (Escalera J., 2012)



- 47 -


En la Figura 2.25 se muestran los mapas en donde es posible observar la

madurez térmica del hidrocarburo presente, los espesores de las zonas de interés

productivo así como la profundidad de las estructuras.

Figura 2.25 Mapas indicando la madurez térmica del hidrocarburo presente, así como el espesor y profundidad de las estructuras en la Formación Pimienta, ubicada en la cuenca Tampico- Misantla. (Escalera J., 2012)

A continuación se explican a detalle los descubrimientos más significativos

hasta el 2011.

-CUENCA BURGOS

1.- EMERGENTE-1

Geológicamente se localiza en la cuenca Sabinas, en los límites con la cuenca

Burgos; geográficamente es ubicado a 63 kilómetros al Noroeste de la Cuidad de

Nuevo Laredo, Tamaulipas; forma parte del proyecto Múzquiz de PEMEX.



- 48 -


Es el primer pozo en México en el cual se evalúo un play no convencional

(lutitas gasíferas), las cuales tienen antecedentes de producción en Estados

Unidos de América. El objetivo de este pozo fue el de efectuar una prueba

tecnológica para probar el concepto de gas de lutitas en rocas arcillosas de la

formación Cretácico Eagle Ford cuya edad es del Cenomaniano Superior

Turoniano.

- GEOLOGÍA ESTRUCTURAL

El pozo se encuentra ubicado en una estructura sutil, conformada dentro de un

homoclinal con buzamiento al Sureste; en la porción Noroeste está limitada por

fallas normales con caída al Sureste (Figura 2.26).

Figura 2.26 Configuración estructural en profundidad del Cretácico Eagle Ford Inferior. (PEP, 2011)



- 49 -


-ESTRATIGRAFÍA

La columna geológica que se perforó está constituida por sedimentos que van

desde la formación Buda del Cretácico, hasta sedimentos de la formación Wilcox

del Eoceno, que se encuentra aflorando. El pozo piloto alcanzó una profundidad

total de 2550 metros verticales y el pozo horizontal 4068 metros de desarrollo.

-TRAMPA

La trampa es estratigráfica y estructural; corresponde al Cretácico

Cenomaniano Superior-Turoniano la cual se encuentra dentro de un homoclinal

con buzamiento al Sureste (Figura 2.27).

-ROCA ALMACÉN Y GENERADORA

En las lutitas gasíferas, la lutita actúa como roca generadora y a su vez como

roca almacén. En el caso del pozo Emergente-1 se trata de una lutita calcárea

negra, de aspecto carbonoso, microlaminar, con presencia de calcita,

foraminíferos planctónicos y abundante pirita con alternancia de wackestone –

packstone.

Una de las características más relevantes de esta formación es que tiene un

contenido de materia orgánica de hasta un 6% lo que la convierte en una roca con

potencial generador. La porosidad de este yacimiento va de 3.4 a 6.4 % y por sus

características litológicas y mineralógicas, la permeabilidad es muy baja.

-YACIMIENTO

El yacimiento corresponde a la formación Eagle Ford de edad Cretácico, tiene

una combinación de materia orgánica, madurez, porosidad y saturación de gas

que lo convierten en atractivo para su explotación. Su calidad del kerógeno es de

un 2-4% a >4%, presentando valores que van desde 2.43 a 5.95 %; la madurez

térmica se encuentra con valores de Ro que van de maduro (0.5-1.2%) a

sobremaduro (1.2%) y las porosidades varían de 3.5 a 6.4%.



- 50 -


Figura 2.27 Sección sísmica con dirección Sur-Noreste la cual muestra el pozo Emergente-1, correlacionando con los

pozos Hidalgo. (PEP, 2011)



- 51 -


CAPÍTULO III: REGISTROS GEOFÍSICOS DE POZO

En el año 1928 fueron realizados los primeros trabajos por parte de los

hermanos Schlumberger en el desarrollo de los registros de pozos, posteriormente

en el año de 1940 fueron reportados los primeros avances sistemáticos, los cuales

han sido sostenibles hasta nuestros días.

Los primeros registros geofísicos estuvieron inicialmente enfocados en la

determinación de la resistividad aparente así como potencial espontáneo en cortes

litológicos atravesados por las perforaciones. La metodología realizada para la

interpretación y correcciones de los resultados obtenidos también ha ido

evolucionando y en la actualidad son cada vez más precisos.

Existen ciertos factores que afectan la respuesta de los registros como lo son:

Litología

Porosidad

Contenido de arcillas

Los registros geofísicos se pueden analizar desde distintos puntos ya sea en

forma cualitativa o cuantitativa. En el análisis cualitativo es posible abordar los

siguientes puntos:

Definir la correlación con los demás registros geofísicos de otros pozos con

el fin de darse una idea de algunos parámetros petrofísicos

Definir si hay hidrocarburo

Definir los límites de las formaciones de acuerdo a las variaciones de

espesor



- 52 -


Definir cuantos horizontes con hidrocarburo existen

Determinación de fallas estructurales

El análisis cuantitativo tiene como objetivo la determinación de parámetros

petrofísicos como lo son la porosidad, saturación de agua o el contenido de arcilla,

además de:

Determinar si el pozo en evaluación es costeable

A que profundidad deberá perforarse la última tubería de

revestimiento

Que intervalos deberán perforarse para explotar el pozo

La cantidad de hidrocarburo existente en los yacimientos

encontrados por el pozo así como la cantidad recuperable de los

mismos.



- 53 -


-Mecánicos

-Radiactivos

-Eléctricos

-Acústicos

Principio de medición

de

La herramienta

Temperatura

Desviación de pozos

Echados

Rayos Gamma natural (GR)

Rayos Gamma espectral (CSNG)

Densidad Espectral (DSN)

Neutrón doblemente espaciado (SDL)

Densidad de la formación (FDC)

Litodensidad (LDT)

Neutrón Compensado (CNL)

Neutrón Epitermal (SNP)

Resonancia Magnética (CMR)

Resistividad profunda (Rt)

Resistividad somera (Rxo)

Eléctrico

Eléctrico enfocado

Doble eléctrico enfocado

Inducción

Doble inducción

Micro eléctrico

Micro enfocado

Proximidad

Micro esférico enfocado

Sónico de Onda Completa (FWS)

Sónico Multipolar (WSTT)

Perfil Sísmico de Pozo ( VSP)

Registro Acústico Circunferencial (CAST-V)

Sónico de Cementación (CBL)

Sónico de Porosidad (BHC)

3.1 TIPOS DE REGISTROS



- 54 -


3.2 REGISTRO DE DENSIDAD

Registro utilizado principalmente como registro de porosidad en la formación.

Otros usos incluyen la detección de zonas de gas y determinación de litología. La

medición de la densidad de la formación tiene aplicaciones en la identificación de

minerales en depósitos de evaporitas de arenas arcillosas, litologías complejas y

en la determinación del rendimiento de lutitas petrolíferas.

3.2.1 FUNDAMENTO

El registro de densidad se basa en una fuente radioactiva la cual es aplicada a

la pared del agujero en un cartucho deslizable el cual emite a la formación rayos

gamma de mediana energía al momento de chocar con los electrones de la

formación, la energía de los rayos gamma disminuye al ser cedida al electrón.

Esta interacción es conocida como efecto Compton (Figura 3.1) y está

directamente relacionada con el número de electrones de la formación. Es por ello,

que el principio de medición de la herramienta mide la densidad de electrones, es

decir el número de choques por centímetro cúbico.

Figura 3.1 Esquema del efecto Compton. En el cual se indica el movimiento de las partículas de rayo gamma, en donde una parte es adsorbido y otra dispersada provocando la expulsión de un electrón. (Coconi E., 2011)



- 55 -


Ahora bien, cada una de las dispersiones de los rayos gamma es registrada por

el detector el cual se encuentra a una cierta distancia de la fuente. La densidad de

electrones mencionada anteriormente se relaciona directamente con el volumen

de densidad real , misma que depende de la densidad del material de la

matriz de la roca, porosidad de la formación y densidad de los fluidos que llenan

los poros.

3.2.2 PRESENTACIÓN DEL REGISTRO

Figura 3.2 Registro de densidad. (Moreno E., 2009)

El registro de densidad es presentado generalmente con el registro de rayos

gamma, y tiene una escala de 2.0 a 3.0 gr/ como se observa en la Figura 3.2.

La variación de la densidad va generalmente de 2.7 a 2.0 gr / . Son

consideradas curvas opcionales de compensación (debido al efecto de enjarre y

rugosidad del agujero) estás se presentan en carriles posteriores.



- 56 -


3.2.3 APLICACIONES

Entre sus aplicaciones se tiene la detección de gas, la identificación de

minerales de depósitos de evaporitas, la determinación de la densidad de los

hidrocarburos, evaluación de arenas con arcilla y de litologías complejas,

determinación de lutitas con contenido de aceite y gas, cálculo de presión de

sobrecarga y propiedades mecánicas de las rocas. El registro arroja un valor muy

exacto de la porosidad efectiva en arenas arcillosas, al combinarse con el registro

sónico es posible la determinación de módulos elásticos y reflejos acústicos para

la exploración sísmica.

3.2.4 OBTENCIÓN DE LA DENSIDAD DE LA FORMACIÓN

La densidad de un material es definida como el peso de un volumen unitario del

mismo material. Para el caso de una roca porosa, la densidad total está en

función de la densidad de la matriz o granos de la roca y de la densidad de

los fluidos contenidos en ella.

La densidad de la matriz depende directamente de la mineralogía de la roca, del

estado físico, la composición química, temperatura y presión.

3.2.5 OBTENCIÓN DE LA POROSIDAD A PARTIR DEL REGISTRO DE DENSIDAD

Para rocas saturadas con agua, la densidad total del sistema de la roca se

representa por la ecuación (3.1):

(3.1)

Es decir:

(3.2)



- 57 -


Ahora bien, si tenemos una formación limpia con una matriz de densidad

conocida como ( ) con una porosidad ( ) que sea contenedora de un fluido de

densidad promedio ( ), la densidad total de la formación ( ) es representado

por la ecuación (3.3)

(3.3)

De la ecuación (3.3) despejamos con el fin de obtener la siguiente ecuación

(3.4)

(3.4)

Donde:

= Densidad de los granos de la matriz

= Densidad total de la formación, obtenida del registro

Densidad del fluido que satura la roca

1 (filtrado dulce)

1.1 (filtrado salado)

1 (hidrocarburos)

3.3 REGISTRO DE NEUTRÓN

Estos registros son utilizados principalmente para determinar la porosidad en

las formaciones permeables, este tipo de registro responde inicialmente a la

cantidad de hidrógeno presente en la formación; por lo tanto en formaciones

limpias cuyos poros pueden estar llenos de agua, gas o petróleo, el registro de



- 58 -


neutrón nos da el valor aproximado del espacio real o bien el volumen de poros

lleno de fluidos.

Como en la mayoría de los registros la combinación de uno o varios registros de

porosidad pueden proporcionar valores de porosidad más acertados con el fin de

identificar la litología de manera más exacta.

3.3.1 FUNDAMENTO

Los neutrones son partículas eléctricamente neutras cuya masa es casi idéntica

a la del átomo de hidrógeno. Una fuente radioactiva en la sonda emite de forma

constante neutrones de alta energía. Estos neutrones chocan con los núcleos de

los materiales de la formación, perdiendo energía en cada choque.

La cantidad de energía que se pierde por choque va a depender de la masa

relativa del núcleo con la cual el neutrón choca, la mayor pérdida de energía

ocurre cuando el neutrón choca con un núcleo cuya masa sea igual o casi igual,

como lo es el hidrógeno.

De esta manera la disminución de la velocidad se ve relacionada a la cantidad

de hidrógeno en la formación.

Debido a estos choques sucesivos, en microsegundos la velocidad de los

neutrones disminuye a velocidades térmicas de 0.025 electrón-voltio (eV).

Entonces son difundidos aleatoriamente sin tener pérdida de energía, hasta que

son capturados por núcleos de átomos como el cloro, hidrógeno o silicio.

El núcleo capturado se excita intensamente y emite un rayo gamma de captura

de alta energía. Dependiendo del tipo de herramienta de neutrones, un detector en

la sonda capta estos rayos gamma de captura de los neutrones mismos.

Es importante mencionar que si existe una alta concentración de hidrógeno por

parte del material, la fuente de neutrones será alta y la mayoría de estos son



- 59 -


desacelerados y capturados a cortas distancias de la fuente, en cambio si la

concentración de hidrógeno es baja los neutrones son alejados de la fuente mucho

antes de ser capturados. De acuerdo a esto se tiene un bajo conteo de neutrones

para bajas concentraciones de hidrógeno y un alto conteo para altas

concentraciones de hidrógeno.

Los neutrones al ser capturados por un núcleo debido al aumento de energía a

partir de los rayos gamma dependientes del núcleo interactúan con el de dos

formas posibles, por disipación o por captura.

En el caso de la disipación de neutrones estos chocan con el núcleo, el cual

puede ser de dos tipos:

Elástica: donde el tipo de choque es completamente cinético y

transfiere su energía al núcleo sin producir algún tipo de radiación.

Inelástica: donde el tipo de choque además de tener energía cinética

tiene energía interna.

Es importante hacer mención que los hidrocarburos tienen índices de hidrógeno

cercanos al agua. Sin embargo el gas presenta un índice de hidrógeno

considerablemente más bajo el cual varía la temperatura y la presión, lo que

permite utilizar el registro de neutrón como herramienta detectora de zonas de gas

así como de contactos gas-líquido.

Los equipos neutrónicos de hoy en día utilizados incluyen un dispositivo SNP

(Sidewall Neutron Porosity) y el CNL (Compensated Neutron Log) y cuyas fuentes

utilizadas son en base a plutonio-berilio o bien americio-berilio que emiten altos

valores de energía.



- 60 -



Por lo general este registro se presenta en escalas de 0.45 a -0.15 PU (Porosity

Units) como se muestra en la Figura 3.3.

Figura 3.3 Registro de neutrón. (Guillot G., 2010)

3.3.3 APLICACIONES

Entre las aplicaciones de este registro se encuentran la determinación de

límites de capas, los tipos de fluidos, porosidad y litología, es importante hacer

mención que este registro depende completamente del contenido total de

hidrógeno en la formación obteniéndose un índice de porosidad.



- 61 -


3.4 REGISTRO SÓNICO

Los registros acústicos basan su principio de medición en enviar un tren de

ondas acústicas que viajan a través de una formación en estudio a diferentes

frecuencias e intervalos de tiempo, por lo tanto los tiempos de tránsito de cada una

de las ondas registradas son directamente proporcionales a la porosidad de la

formación. Estos métodos acústicos se basan en las características cinéticas y

dinámicas de las oscilaciones elásticas que atraviesan un medio rocoso.

El registro sónico es un registro del tiempo que requiere una onda sonora en

atravesar una formación. Esto es conocido como tiempo de tránsito , el cual

es el valor inverso de la velocidad.

El tiempo de tránsito dependerá de la litología y de la porosidad. Una de las

mayores ventajas de este registro es que es capaz de compensar errores por

diámetro del pozo e inclinación.

3.4.1 FUNDAMENTO

Está conformado por una sonda acústica por medio de la cual un trasmisor de

oscilaciones emite ondas acústicas en las rocas, las cuales son registradas por

varios receptores de alta frecuencia colocados a cierta distancia del transmisor.

La velocidad del sonido en la onda sónica y en el lodo de perforación suele ser

menor que en la formación, por lo tanto los primeros arribos de la energía acústica

a los receptores corresponden a recorridos del sonido dentro de la formación

cerca de la pared del pozo o agujero.

La variación de la velocidad (tiempo de recorrido por la roca desde el

transmisor hasta el receptor) es el parámetro medido y es conocido como tiempo

de tránsito, y es el inverso de la velocidad de la onda sonora.



- 62 -



A continuación en la Figura 3.4 se muestra un registro sónico de porosidad, en

el cual es registrado el tiempo de tránsito o inverso de la velocidad, el cual es

medido en microsegundos sobre pies y registrado en forma lineal como se

muestra a continuación.

Figura 3.4 Registro sónico (Guillot G., 2010)

La velocidad del sonido varía entre 6000 y 23000 ft/seg aproximadamente en

litologías comunes. Se registra el valor inverso de la velocidad obtenida en seg /ft

sobre un intervalo cerca de 44 seg /ft para dolomitas densas con porosidad cero

hasta 190 seg /ft para el agua.



- 63 -


3.4.3 APLICACIONES

Si es usado de manera aislada sirve para determinar la porosidad en la

formación y en conjunto con otros registros se utiliza para determinar valores

precisos de la porosidad de la litología así como zonas de presión anormal y

zonas de gas. Para fines de interpretación las formaciones son divididas en

formaciones consolidadas (muy compactas) y formaciones poco consolidadas

(poco compactas).

3.4.4 CÁLCULO DE POROSIDAD A PARTIR DEL REGISTRO SÓNICO

Se tiene que en formaciones sedimentarias la velocidad dependerá de diversos

factores entre los que se encuentra roca matriz y la porosidad obtenida por la

ecuación (3.6).

Según Wyllie(1958) tras varios experimentos realizados en laboratorio, existe

una relación entre porosidad y tiempo de tránsito para formaciones limpias y

consolidadas. Dicha relación lineal está dada por la ecuación (3.5)

(3.5)

(3.6)

Donde:

= lectura del tiempo de tránsito obtenida del registro

= tiempo de tránsito de la roca matriz

= tiempo de tránsito del fluido, se toma un valor de 189 seg/pie, que

corresponde a la velocidad del sonido en el fluido para una vf de 5300 ft/seg.



- 64 -


3.5 REGISTRO DE RAYOS GAMMA

Es un registro radioactivo utilizado para medir la radiactividad natural en

formaciones sedimentarias, el cual refleja el contenido de lutitas dentro de la

formación. Esto se debe a que los elementos radioactivos tienden a concentrarse

en las arcillas.

Por lo tanto formaciones consideradas limpias tienen un nivel bajo de

radioactividad a menos que se encuentren contaminadas de compuestos

volcánicos como granitos radioactivos o a la alta concentración de sales de

potasio.

3.5.1 FUNDAMENTO

Este registro se fundamenta en la medición de la intensidad de las radiaciones

gamma las cuales son emitidas de manera espontánea por las rocas que

conforman a la formación.

Dichos rayos gamma son ondas de origen electromagnético de alta energía que

son emitidas de manera espontánea por algunos elementos radiactivos. Al

atravesar estas ondas por las rocas, los rayos gamma presentan sucesivas

colisiones con los átomos presentes en la formación perdiendo energía en cada

choque, y posteriormente son absorbidos completamente por los átomos de los

materiales de la formación dando lugar a una expulsión de electrones desde

dichos átomos. La taza de absorción estará en función de la formación y de la

densidad del material.



- 65 -



El registro se presenta generalmente en una escala de 0 a 150 API (American

Petroleum Institute) como se observa en la Figura 3.5.

Figura 3.5 Registro de rayos gamma. (Guillot G., 2010)

3.5.3 APLICACIONES

El registro es utilizado para correlaciones de profundidad del pozo con otros

registros con el fin de determinar el contenido de arcilla en las rocas de la

formación.



- 66 -


3.6 REGISTRO DE ESPECTROMETRÍA

Consta de tres curvas resultado de los rayos gamma emitidos por algunos de

los elementos más radioactivos como lo son el torio (Th), potasio (K) y el uranio

(U), los cuales emiten radiaciones en diferentes proporciones de energía. El

potasio (K) emite rayo gamma de 1.46 MeV, mientras que el uranio (U) emite 1.76

MeV y el torio (Th) 2.62 MeV.

3.6.1 FUNDAMENTO

El registro de espectrometría (NGS) utiliza un detector de yoduro de sodio

contenido en una caja de presión que se mantiene contra la pared de la formación

con el fin de realizar la medición. Existen 3 interacciones de rayos gamma por

medio de los cuales la energía no llega al detector los cuales son: efecto

fotoeléctrico, dispersión de Compton y la producción de pares.

Efecto fotoeléctrico: Consiste en la incidencia de un fotón gamma de baja

energía con el núcleo de átomo, en la cual si la energía del fotón es igual o

mayor a la ligadura de la energía de la órbita del electrón, entonces el fotón

cede su energía y el electrón sale de su órbita.

Dispersión de Compton: Consiste en la incidencia de un fotón gamma de

energía intermedia con el núcleo del átomo.

Producción de pares: Consiste en la interacción de un fotón gamma de alta

energía con un núcleo de átomo, produciendo dos rayos gamma durante el

choque.



- 67 -


En éste tipo de interacción el espectro es dividido en 5 ventanas de energía,

conociendo la respuesta de la herramienta es posible la determinación de la

cantidad de torio 232, uranio 238 y potasio 40 en la formación.


Generalmente es presentado en los carriles dos y tres, y las unidades de estas

mediciones son para el uranio: partes por millón (ppm), el torio y el potasio:

porcentaje (%) como se observa en la Figura 3.6.

Figura 3.6. Registro de espectrometría (Guillot G., 2010)



- 68 -


3.6.3 APLICACIONES

El registro de espectrometría es utilizado para la representación e identificación

de minerales radioactivos, así como del tipo de arcilla y sus respectivos

volúmenes. La respuesta del torio así como del potasio son buenos indicadores de

la presencia de arcilla, en combinación con otros registros sensibles a la litología

es posible un análisis litológico de mezclas más complejas.

3.7 REGISTRO DE RESISTIVIDAD

La resistividad de una formación es uno de los parámetros más importantes

puesto que nos permite determinar la saturación de hidrocarburos. La electricidad

es capaz de pasar a través de una formación debido al agua conductiva que

contenga, si la roca es seca, está se comportará como un buen aislante eléctrico.

3.7.1 FUNDAMENTO

El registro de resistividad mide la resistencia al paso de la corriente eléctrica en

una formación con el fin de determinar la saturación de hidrocarburos y agua

presentes. Uno de los parámetros de mayor importancia es Rt dado que se

encuentra relacionado con la saturación de hidrocarburo.

Esta determinación es fundamental ya que al compararse con Rxo se tienen

una idea acerca de la movilidad de los hidrocarburos y cuando la invasión del

filtrado tiende a ser profunda, el conocimiento de Rxo puede ayudar a la

obtención de valores más efectivos de Rt (Figura 3.7).



- 69 -


Figura 3. 7 Parámetros de la zona infiltrada (Coconi E., 2011)


Se presenta en una escala logarítmica con unidades de ohms- como se

puede observar en la Figura 3.8.

Figura 3.8 Registro de resistividad. (Guillot G., 2010)



- 70 -


3.7.3 APLICACIONES

Se encuentra enfocado al cálculo de la saturación de agua, ya que es posible

obtener Rt en base a estos registros. Se usa para determinar la resistividad cerca

del agujero, en donde el lodo filtrado ha remplazado a los fluidos originales, y en

conjunto con los registros de porosidad se utilizan para obtener saturación de

agua. La saturación obtenida a partir de éste registro se compara para evaluar la

productividad de la formación.

3.8 REGISTRO DE POTENCIAL ESPONTÁNEO

El registro está basado en la polarización espontánea de los campos eléctricos

por medio de diferentes procesos físico-químicos que ocurren dentro de las rocas

que forman al pozo. Entre los principales procesos se encuentran difusión,

absorción (membrana) y óxido-reducción.

Difusión: Se presenta al ponerse en contacto dos soluciones salinas con

diferentes concentraciones, en las cuales se observa una difusión de los

iones de la solución concentrada a la menos concentrada, quedando

cargada con el signo de los iones menos móviles la solución más salina.

Membrana: Tiene lugar cuando la formación presenta arcillas, y por la

absorción de la misma es creada una doble capa eléctrica de iones de sal

generando éste potencial, que dependerá de la capacidad de absorción o

de intercambio iónico de la roca con la solución en contacto.

Óxido-Reducción: Es presentado en las rocas que circundan al pozo,

debido a las reacciones que ocurren entre el medio oxidado (cargado

positivamente al ceder electrones) y el medio conductor (cargado

negativamente al tomar electrones).



- 71 -


3.8.1 FUNDAMENTO

Su principio es basado en un potencial electro cinético (potencial de electro

filiación) producido a partir de un electrolito que fluye a través de un medio

poroso, permeable y no metálico.

La magnitud del potencial electro cinético es determinada por varios entre los

que se encuentran la presión diferencial que produce el flujo y la resistividad del

electrolito. Este potencial es desarrollado en el pozo como resultado de la

diferencia de salinidad que se tiene entre el fluido de perforación y el agua de

formación (Figura 3.9).

Figura 3.9 Esquema del potencial electrocinético de la herramienta. (Coconi E., 2011)


El registro de potencial espontáneo se presenta en el primer carril,

generalmente es medido con algún otro registro de resistividad o porosidad. Las

escalas más comunes son de 10 o 20 milivolts por división que es igual a 100 o

200 mv para el desplazamiento de la curva como se observa en la Figura 3.10.



- 72 -


Figura 3.10 Registro de potencial espontáneo. (Guillot G., 2010)

3.8.3 APLICACIONES

Es un registro utilizado para diferenciar las zonas de lutita de zonas porosas y

permeables, es capaz de determinar límites y de correlacionar capas que tienen

formas semejantes. De igual manera sirve para conocer cualitativamente el

contenido de lutitas en una capa y determinar la resistividad del agua de

formación, así como el cálculo de volumen de arcilla.



- 73 -


3.9 CALIPER

Este registro obtiene las dimensiones del diámetro del pozo mediante una

sonda, cuyos resultados son presentados por lo general en el carril 1, a una escala

por lo general de 6-16 metros (Figura 3.11).

3.9.1 FUNDAMENTO

Es un equipo mecánico cuyo funcionamiento está basado en un conjunto de

brazos articulados ubicados en el cuerpo de la sonda en varios de sus extremos

mientras que los otros extremos de cada uno de los brazos están libres y se

deslizan pegados a la pared del pozo.


Figura 3.11 Registro Caliper (Guillot G., 2010)



- 74 -


3.9.3 APLICACIONES

Éste registro es utilizado como control de calidad de los registros, en

combinación con los datos de navegación, los caliper pueden indicar la orientación

de los esfuerzos así como el cálculo del volumen de cemento.

3.10 REGISTRO DE RESONANCIA MAGNÉTICA

Los registros de resonancia magnética miden el momento magnético de los

núcleos de hidrógeno (protones) en el agua y en los hidrocarburos. Los protones

tienen una carga eléctrica y su espín crea un momento magnético débil.

Las herramientas de adquisición de registros de resonancia magnética utilizan

potentes imanes que crean un fuerte campo estático de polarización magnética. El

tiempo de polarización longitudinal T1 describe con qué rapidez se alinean o

polarizan los núcleos en el campo magnético estático. La velocidad a la cual la

precesión de los protones decae o pierde su alineación se denomina tiempo de

relajación transversal o T2.

3.10.1 FUNDAMENTO

Su medición se basa en que los protones actúan como diminutos imanes en un

campo magnético, los cuales generan una señal con la frecuencia de Larmour, la

cual es captada por los receptores. La antena es sensible a su movimiento

precedente, registrando una amplitud de señal proporcional a la cantidad de

núcleos de hidrógeno en los fluidos de los poros para dar una porosidad.

Si consideramos una porosidad del 100% se registra una señal máxima,

mientras que en una formación normal ésta disminuirá, es decir a mayor número

de protones en la formación mayor es la amplitud de la señal como se observa en

la Figura 3.12. Por lo tanto la herramienta mide la cantidad de hidrógenos o la

porosidad.



- 75 -


Figura 3.12 Medición de la porosidad. (Coconi E., 2011)


El registro de resonancia magnética por lo general incorpora el análisis de

permeabilidad así como el volumen de hidrocarburos y agua, y en el último

carril muestra los gráficos de la distribución de T2; en donde si dicha

distribución va hacia la derecha, corresponde a un incremento en el tamaño de

los poros y si va a la izquierda corresponde a una disminución, y que es

utilizada para el cálculo de la porosidad de los fluidos libres e irreducibles

(Figura 3.13).



- 76 -


Figura 3.13 Registro de resonancia magnética (Schlumberger, 2003)

3.10.3 CÁLCULO DE LA PERMEABILIDAD A PARTIR DEL REGISTRO DE

RESONANCIA MAGNÉTICA

El cálculo de la permeabilidad es basado en el hecho de que generalmente la

permeabilidad es incrementada con el tamaño de los poros y la porosidad. Por lo

que se tiene la siguiente ecuación (3.7) basada en dicha relación:



- 77 -


(3.7)

Donde

= 4 mD/

= Porosidad total del CMR (área total bajo la distribución de T2)

= Promedio logarítmico de T2 (Centro de gravedad de la distribución T2 en

una escala logarítmica)

Ahora bien, si sustituimos en (3.7) con (3.8)

= FFI/BV (3.8)

Donde

FFI= volumen de fluido libre

BV= Volumen de fluido ligado

Tendremos (3.9)

(3.9)

3.10.4 APLICACIONES

Entre algunas de las aplicaciones de la herramienta se encuentran el cálculo de

la permeabilidad continua, la determinación de la saturación de agua irreducible

(Swirr), la medición del volumen de fluido libre, la identificación de capas delgadas,

el cálculo de la porosidad independiente a la litología y la identificación de

hidrocarburos además de ser aplicable en intervalos de baja resistividad.



- 78 -


CAPÍTULO IV: MÉTODOS PARA LA DETECCIÓN DE ZONAS DE

SHALE GAS

4.1 RESPUESTA DE LOS REGISTROS GEOFÍSICOS CONVENCIONALES EN

LUTITAS

Las técnicas de registros de pozo desarrolladas para rocas con riqueza

orgánica susceptibles a aceite maduro, son aplicables a formaciones de Shale

gas. Los registros de Rayos Gamma y Rayos Gamma Espectral son útiles en la

evaluación y diferenciación de lutitas de la litología convencional de yacimientos,

tales como areniscas o carbonatos. Los valores altos son relacionados con altos

contenidos de uranio en la materia orgánica, especialmente si la lutita de interés

está depositada sobre condiciones marinas. En caso de ambientes lacustres

(Kerógeno tipo I) es generalmente insuficiente la cantidad de uranio en ese tipo de

sistemas y comúnmente no existe una relación entre uranio y TOC (Adebusoye R.,

2012).

Los registros resistivos pueden llegar a ser buenos indicadores de la presencia

de TOC. La materia orgánica no es conductiva por lo que su resistividad aumenta

con la presencia de TOC. La resistividad de una formación está directamente

relacionada a dichos componentes, eléctricamente conductivos.

El agua de formación es conductiva, sin embargo ésta es desplazada por el

fluido de hidrocarburo, ocupando el espacio de los poros y volviendo a la

formación altamente resistiva (Archie ,1942).

Existe gran problemática en la interpretación de la resistividad de las

formaciones de lutita, sin embargo no se encuentra limitada a contenido de arcilla,

contenido de pirita y nivel de madurez del kerógeno (Passey et al., 2010).



- 79 -


La abundante presencia de pirita decrece significativamente la respuesta de la

resistividad en la formación de lutita.

Las arcillas son conductivas debido a su volumen de agua y en consecuencia

tienen cierto impacto sobre la conductividad total de la formación. (Coconi E.,

2011). Dicho efecto es despreciable si la salinidad del agua de formación es mayor

que la salinidad del agua de mar (Passey et al, 2010).

Se ha observado que el gas de lutita o shale gas con alta madurez orgánica

tiene menores resistividades que las obtenidas en la misma formación a baja

madurez. Dicho problema se encuentra actualmente bajo estudio.

Los registros de Neutrón son pobres indicadores de materia orgánica si son

utilizados de manera separada. Esto es debido a que la respuesta de la

herramienta del registro de Neutrón se encuentra afectada por el hidrógeno de la

materia orgánica y de los materiales arcillosos.

La respuesta del registro de densidad a lo largo de una formación de arcilla

disminuirá debido a la baja densidad del kerógeno (Passey et al., 1990). Una de

las ventajas del registro de densidades es su relativamente alta resolución vertical

(aproximadamente 1 ft) lo que puede ser utilizado para diferenciar de manera

cercana la variación del contenido de materia orgánica (TOC). Por lo que puede

servir como un buen indicador de TOC en caso de no existir variaciones locales

significantes en otros parámetros que afecten la densidad de Bulk o densidad

aparente.

El tiempo de tránsito aparente (Velocidad de la onda P) en los registros sónicos

incrementa en función del incremento de materia orgánica y en consecuencia

puede ser utilizado como un buen indicador de TOC.



- 80 -


A continuación (Tabla 4.1) se muestra un resumen con los métodos utilizados

para la detección de TOC a partir de registros de pozo.

Método Descripción Referencia

Rayos Gamma Espectral –

Contenido de Uranio

Relación lineal entre el Uranio

(ppm) y el contenido orgánico de

carbón en lutitas negras.

Fertl and Rieke, 1980., Fertl and

Chilinger, 1988., Guidry and Walsh, 1993.

Intensidad de Rayos Gamma

Obtención del volumen de

TOC a partir de la intensidad

de RG.

Fertl and Chilinger, 1988.

Densidad de Bulk

Relación empírica entre

densidad de Bulk y peso del

TOC (%).

Schmoker, 1979., Schmoker and Hester, 1983.

Intensidad de Rayos Gamma –

Densidad de la formación

Obtención del volumen de

TOC a partir de la intensidad

de RG en lutitas negras.

Schmoker, 1981

Registro Delta R Registro de porosidad

escalado - resistividad

Passey et al., 1990.

Modificación de Passey

Múltiplo mayor 1 introducido

a la relación empírica de

Passey para compensar su

limitación.

Sondergeld et al., 2010.

Red de trabajo Neural Uso convencional de registro

de pozo para calcular TOC.

Rezaee at al., 2007.

Neutrón- RG espectral

Mineralogía a partir de

Neutrón y Rayos Gamma

espectral utilizados para

discriminar el exceso de

carbón.

Pemper et al., 2009.

Tabla 4.1 Resumen de métodos para determinar Carbón Orgánico Total a partir de registros. (Adebusoye R., 2012)



- 81 -


4.2 TÉCNICAS DE CLASIFICACIÓN DE ROCAS

La técnica de clasificación de rocas es un método de clasificación de rocas de

yacimientos dentro de grupos que presenten similitud en sus propiedades

petrofísicas. Cada grupo es denominado “tipo de roca”. Posteriormente los tipos

de roca son definidos como unidades de roca depositados sobre procesos

diagenéticos similares que tienen como resultado relaciones únicas de porosidad-

permeabilidad, perfiles de presión capilar y saturación de agua para una altura

determinada por encima del agua libre, la cual es referida a toda aquella agua que

no se encuentra dentro de la arcilla, o unida a hidratos minerales (Adebusoye R.,

2012).

Adebusoye (2012) resume las clasificaciones de roca más comunes de

areniscas y carbonatos convencionales y sus limitaciones en yacimientos de lutita.

Dichas técnicas son basadas en el uso de la correlación entre porosidad y

permeabilidad para la clasificación de rocas de un yacimiento. Sin embargo éstas

técnicas no pueden ser aplicadas a formaciones de lutitas debido a dos factores

de suma importancia; la lutita comúnmente tiene una escala de nano-darcies (nD)

de permeabilidad y una medición directa con este tipo de escala resulta muy difícil.

El otro factor radica en que los conjuntos de las muestras de lutitas tienen un

rango dinámico muy estrecho.

La clasificación convencional de rocas requiere cálculos de la permeabilidad en

un rango de milidarcy y muestras de núcleo con variación considerable de

porosidad. A pesar de que este tipo de clasificación no es aplicable a lutitas, se

utiliza una técnica similar que emplea el uso de descripciones geológicas de

núcleo y mediciones petrofísicas. Dichas técnicas incluyen petrografía, análisis

hidráulicos y deposicionales (Adebusoye R., 2012).



- 82 -


La clasificación petrofísica de rocas se basa en la interpretación de secciones

delgadas, escaneo electrónico de imágenes microscópicas y difracciones de rayos

X mientras que las clasificaciones hidráulicas de la roca giran en torno al flujo de

rocas físicas y de las propiedades de almacenamiento de las muestras de rocas.

Dicha clasificación es basada en las primeras etapas de la estructura de los

poros de las rocas producidas después de la diagénesis. Por otro lado las

propiedades de las rocas como lo son textura, composición y estructura de los

poros se ven alteradas, de la misma manera la correlación entre las diferentes

clasificaciones de rocas dependerá del grado de la diagénesis.

4.3 IMPORTANCIA DEL ANÁLISIS DE NÚCLEO EN LA EVALUACIÓN DE PLAYS

NO CONVENCIONALES.

En la evaluación de plays de lutita es importante la calidad en los análisis de

núcleo debido a varios factores que dificultan la correcta caracterización geológica

y petrofísica de los mismos.

La composición de las lutitas resulta de una alta y variable matriz de densidad

lo que complica la estimación de la porosidad en este tipo de plays.

Es imposible el cálculo exacto de saturación de agua y gas únicamente a

partir de los datos obtenidos en los registros de pozo sin su calibración con

los datos de núcleo, debido a que la resistividad del agua (salinidad) así como

los parámetros correctos de Archie para arcilla en cada play son

desconocidos. (C., Hartman, 2013)

Los efectos de la arcilla en la porosidad de neutrón usualmente eliminan el

“efecto de gas”, por lo que es difícil determinar si existe algún gas presente.

El bajo TOC así como el hidrocarburo absorbido y adsorbido tienen pequeños

impactos (difícilmente visibles) sobre los datos de los registros de pozo.

El registro de densidad responde tanto a TOC como a porosidades

complicadas invalidando las estimaciones de densidad-porosidad.



- 83 -


Las cuantificaciones correctas de las propiedades mecánicas de las rocas

son problemáticas si éstas son únicamente obtenidas a partir de los datos de

registros por lo que es importante la calibración con núcleos.

Permeabilidades extremadamente bajas impiden el muestreo de fluido previo

a la costosa estimulación de fracturamiento hidráulico.

4.3.1 EVALUACIÓN DE NÚCLEOS

Las mediciones de las propiedades de las rocas nos proveen de información

que en conjunto con los registros de pozo es considerada de mayor confianza, es

por eso que cuando se tienen datos del núcleo como lo son mineralogía, densidad

de grano , porosidad porcentaje total de TOC, es posible obtener significantes

relaciones estadísticas cuando los registros de pozo son calibrados con estos

datos, dichas relaciones pueden ser aplicadas a otros pozos con características

similares que carezcan de datos de núcleo.

Ésta calibración núcleo-registro involucra el desarrollo de modelos petrofísicos

que puedan determinar las propiedades anteriormente mencionadas. Los datos de

núcleo en yacimientos de shale gas normalmente proveen valores para la

mineralogía, densidad de grano, TOC, velocidad, escaneó microscópico de

electrones (SEM) y porosidad entre otros. Adebusoye (2012) nos menciona como

son obtenidas dichas mediciones de núcleos para yacimiento no convencionales.

Mineralogía: La composición mineral de la muestra es determinada

utilizando la técnica de espectroscopia de Infrarrojo con Transformada de

Fourier (FTIR). La cual puede detectar y cuantificar 16 minerales

(típicamente observados en rocas sedimentarias) en término de su

porcentaje de peso.

La técnica por medio de la cual se lleva a cabo, involucra la medición de la

amplitud en el espectro de absorción, el cual es directamente proporcional a

la concentración del mineral, posteriormente un software realiza la inversión



- 84 -


del espectro de absorción para identificar los minerales (cuarzo, albita,

oligoclastos, ortoclastos, ilita, clorita, kaolinita, arcillas mezcladas, anhidrita,

apatita y pirita).

Densidad de grano y porosidad: Es utilizada una técnica basada en la

medición de la porosidad de helio para determinar la densidad de grano y

porosidad de las muestras. Dicha técnica es basada en la ley de Boyle la

cual mide la porosidad después de remover el agua libre sin remover la

presencia orgánica en la muestra.

La técnica involucra temperaturas para las muestras de 100° C por periodos

de tiempo, los cuales se encuentran en función de las muestras

mineralógicas, y es determinado por medio de la utilización de

experimentos de Análisis Termo-gravimétricos (TGA)-FTIR. Posteriormente

a los ascensos y descensos de temperatura, el voleen de Bulk de la

muestra entera es grabado utilizando una técnica de inmersión de mercurio.

Después la muestra es molida (pierde peso durante el proceso < 0.1 %) y la

porosidad medida es corregida, inmediatamente es calentada y enfriada,

para ser medido el volumen de grano utilizando un Picnómetro de baja

presión (LPP). Una vez calculado el volumen de grano y de Bulk es

calculada la porosidad efectiva.

Velocidad: La velocidad compresiva de la onda P (Vp) y la velocidad de

corte (Vs) es medida en función de la presión efectiva. Una vez obtenidos es

posible realizar el cálculo del Módulo de Young y el coeficiente de Poisson.

SEM: Sistema de Iones Focalizados (FIB) es utilizado para el estudio de la

microestructura de la muestra. Estudios de mineralógicos núcleo FTIR

proveen información acerca de cada componente mineral, un porcentaje en



- 85 -


peso de la mineralogía de Bulk de la roca (BRM) suma 100 % cuando todos

los minerales están considerados.

Es importante mencionar que los datos de mineralogía FTIR excluyen el

porcentaje en peso FTIR de porosidad y kerógeno. Sin embargo los datos

mineralógicos de núcleo deben incluir porcentaje en peso de kerógeno y porosidad

para su calibración con registros.

Para lograr esto, la mineralogía de Bulk (BRM) obtenida con FTIR experimenta

re normalizaciones por computadora para obtener el porcentaje en volumen de

FTIR-BRM ( %) el cual incluye kerógeno pero excluye a la porosidad. (R.,

Adebusoye, 2012)

A continuación es posible observar el modelo petrofísico para los componentes

volumétricos de una matriz arcillosa desde la perspectiva de la Espectroscopia

de Infrarrojo con Transformada de Fourier (FTIR). (Ver Figura 4.1).

Figura 4.1 Modelo petrofísico para los componentes volumétricos de una matriz de arcilla. (Adebusoye R., 2012)



- 86 -


Como se observa en la Figura 4.1, el porcentaje mineral en volumen ( %)

suma 1, cuando todos los minerales incluyendo kerógeno son considerados. La

normalización del porcentaje en peso FTIR-BRM a porcentaje en volumen FTIR

BRM ( %) involucra el conocimiento de la densidad de cada componente

mineral.

La densidad de grano FTIR es calculada a partir de los análisis del porcentaje

en volumen de FTIR-BRM. Finalmente el volumen de Bulk del núcleo es calculado

a partir de la incorporación de la porosidad de helio del núcleo con el porcentaje

en volumen de FTIR BRM durante el proceso de normalización.

A continuación la ecuación 4.1 describe el proceso de normalización para la

conversión de porcentaje en peso a porcentaje en volumen (Adebusoye R., 2012).

(4.1)

En donde:

Densidad de grano de la roca = Densidad de grano total de la roca

Densidad de grano de mineral = Densidad de grano del mineral que será

convertido.

= Porosidad total

Porcentaje en peso )= Datos de núcleo en porcentaje en peso del mineral

a ser convertido.

Como fue observado en la Figura 4.1 el modelo petrofísico para una arcilla

tradicional involucra el porcentaje en peso FTIR BRM el cual se encuentra

constituido por el volumen de grano sin arcilla y el volumen de arcilla seca.

En este modelo petrofísico el contenido inorgánico se encuentra conformado

por el gas libre, y el contenido orgánico por el gas adsorbido.



- 87 -


La estimación de mineralogía, kerógeno, densidad de grano y porosidad

únicamente a partir de registros es un proceso largo y realmente complejo que

involucra la interpretación de los registros y obtención dudosa de los parámetros

necesarios.

Es por eso que el análisis de los datos de núcleo en calibración con los

registros de pozo es de suma importancia para obtención correcta de datos y el

correcto modelado del yacimiento.

-EVALUACIÓN PRIMARIA

Durante la evaluación primaria de núcleo son determinadas las propiedades

claves del yacimiento.

1.-Propiedades de Bulk de la roca.

2.- Volumen de gas en sitio.

3.- Permeabilidad

4.- Propiedades mecánicas de la roca.

5.- Calibración núcleo-registro.

6.- Correctas variables de entrada para el modelado del yacimiento.

-PROGRAMA DE ANÁLISIS PARA NÚCLEOS DE YACIMIENTOS NO

CONVENCIONALES. (C., Hartman, 2013)

1. Contenido de gas en sitio y su composición.

2. Contenido Orgánico Total (TOC).

3. Pirolisis programada: Descomposición termoquímica de material orgánico a

elevadas temperaturas. En ausencia de oxígeno es la primera reacción que

ocurre en la quema de combustible orgánico.

4. Cálculo de la reflectancia de la vitrinita y evaluación visual del kerógeno



- 88 -


5. Determinación del tipo de kerógeno.

6. Toma de huellas de aceite.

7. Biomarcadores: Determinan el ambiente de deposición, la edad, la litología

y la madurez termal de la roca generadora del hidrocarburo con el fin de

correlacionar roca generadora-hidrocarburo.

8. Geoquímica de aceite y gas.

9. Análisis de núcleo SRP (Permeabilidad, Porosidad, Saturación de fluido)

10. Isotermas de Adsorción. (Isoterma de Langmuir)

11. Quimioestratigrafía

12. Propiedades mecánicas de las rocas y propiedades acústicas asociadas.

13. Estudios de sensibilidad del fluido.

14. Estudios PVT (Presión- Volumen-Temperatura)

15. Rayos Gamma del núcleo ( Espectro Gamma)

16. Reparación del bloque del núcleo y su descripción.

17. Fotografías digitales

18. Descripción total del fracturamiento natural del núcleo.

19. Descripción de secciones delgadas.

20. Escaneo microscópico.

-ANALISIS DE PETROGRÁFÍA INORGÁNICA

1. Registro Gamma de Núcleo: Correcciones de cambio de profundidad.

2. Escaneo CT (Núcleo Completo): Perfil de densidad, heterogeneidad,

identificación de fracturamiento natural o inducido.

3. Secciones delgadas: Mineralogía, textura, cementación, geometría de

poros así como su clasificación.

4. Imagen del sistema de iones y electrones focalizados ( FIB/SEM) :

Morfología mineral, geometría de poro, textura, mapeo mineral,

modelado volumétrico 3D,



- 89 -


5. Análisis de difracción de rayos X (XRD): Composición mineral de Bulk,

identificación del fluido de arcillas así como correlaciones de densidad

de grano.

6. Generación de imágenes de rayos X (XRI): Químico estratigrafía,

litología, deposición y facies diagenéticas.

7. Análisis sensitivo de fluido: Selección de fluido de fracturamiento,

generación y migración, interacción roca-filtración.

-RUTINA DE ANÁLISIS DE NÚCLEO (SRP) PARA LUTITAS (C., Hartman,

2013)

Densidad de grano y de Bulk (g/ )

Saturación de fluido (agua-gas) (%)

Porosidad total (%)

Volumen de gas libre (%)

Permeabilidad de la matriz (nd)

4.4 CÁLCULO DE LAS PROPIEDADES PETROFÍSICAS CLAVE DE UN

YACIMIENTO DE SHALE GAS.

La mayoría de los yacimientos productores de shale gas se encuentran en

rocas madre sobre maduras depositadas en ambientes marinos, lacustres o

pantanosos. Los parámetros de caracterización clave son: contenido orgánico total

(TOC), nivel de madurez (reflectancia de la vitrinita), mineralogía, espesor y tipo

de materia orgánica. Para la clasificación de materia orgánica son utilizados los

rangos de: Hidrógeno-carbón (HI) y oxígeno-carbón (OI). Obtenidos a partir de

materiales con cierta tendencia de aceite algal y herbáceo y gas a partir de

material con contenido madera y carbón,

A pesar de que los intervalos de altos valores de materia orgánica pueden ser

de metros de espesor, la variabilidad vertical en TOC es alta (<1-3 metros) y se



- 90 -


encuentra controlada por la estratigrafía y los factores bióticos. En general los

bloques fundamentales de construcción geológica de yacimientos de shale gas se

encuentran en secuencia de las formaciones ricas orgánicamente cuya

continuidad lateral puede ser estimada usando técnicas y modelos desarrollados

especialmente para rocas generadoras.

Los análisis típicos para las rocas de yacimientos de shale gas incluyen: TOC,

difracción de rayos X, gas adsorbido, reflectancia de la vitrinita, descripciones

detalladas de núcleo, y secciones delgadas, porosidad, permeabilidad, saturación

de fluido y microscopia óptica y de electrones.

Los resultados obtenidos son combinados con series datos de registros de

pozos, incluyendo los datos de densidad de alta resolución, registros de

resistividad e imágenes de pozo, para una caracterización completa de éste tipo

de formaciones. La porosidad, saturación de fluido y permeabilidad derivados de

los datos de núcleo son ajustados con la respuesta de los registros. De cualquier

manera un sin número de estudios ha demostrado que los resultados obtenidos de

diferentes análisis de núcleo en laboratorio pueden variar significativamente;

como lo son las diferencias observadas en los análisis de reflectividad, en las

definiciones de la roca generadora y propiedades de los fluidos y la variabilidad

de la escala milimétrica común en limolitas, lo que hace problemática la selección

de muestras múltiples con parámetros idénticos.

La determinación de la porosidad en las lutitas con shale gas es

complicado por el pequeño tamaño de sus poros y su larga área de superficie,

además los sistemas de nano porosidad contenidos dentro de la materia orgánica,

comprimen más del 50% de la porosidad total, por lo que es necesario un

entendimiento completo de la relación entre la porosidad y el contenido de gas

para un correcto desarrollo de los procesos de estimación de hidrocarburo en los

yacimientos.



- 91 -


4.4.1 GAS EN SITIO

Como fue mencionado en el capítulo 2, los yacimientos de shale gas se

encuentran compuestos por dos tipos de gas, el gas adsorbido y el gas libre, el

cual es encontrado en menor proporción dentro de la porosidad de la lutita. Uno de

los mayores retos dentro del campo petrofísico es la determinación y

cuantificación del TOC dentro del cual el contenido de gas y el volumen de gas

adsorbido están disponibles (Romero M., 2012).

Gas neto

Gas disponible en el play en un tiempo, el cual se encuentra en función de

la generación de gas, capacidad de almacenamiento y contenido.

Gas adsorbido

Gas adsorbido dentro de la superficie de la roca, y concentrado en la

porción total de TOC de la lutita

Gas libre

Gas localizado en una pequeña porción del volumen de porosidad disperso

en el yacimiento de lutitas.

-DIFUSIÓN DEL GAS DE LA MATRIZ A LA FRACTURA Y SISTEMAS DE

POROSIDADES.

La difusión del gas de la matriz se encuentra dividida en 2 tipos:

1.- Difusión Instantánea

Gas adsorbido en equilibrio instantáneo con el gas libre en fractura y

volumen de poro. Los sistemas de porosidades involucrados son:

porosidad única, doble y múltiple. (Quijano J., 2011).



- 92 -


2.- Difusión dependiente del tiempo

Término adicional para controlar el retraso de la incorporación del

gas adsorbido en la fractura. Los sistemas de porosidades

involucrados son: porosidad doble y múltiple. (Quijano J., 2011).

-ALMACENAMIENTO DEL GAS

El gas total puede ser expresado mediante la siguiente ecuación (4.2):

(4.2)

En la cual puede observarse en términos generales la relación lineal entre gas

libre, gas adsorbido y gas total del yacimiento.

- GAS ADSORBIDO EN SITIO (GIP)

Hartman (2013) presentó una relación por medio de la cual puede estimarse el gas

adsorbido en sitio (GIP) por profundidad (capa), en la cual se provee de una

correcta y alta resolución estimada de GIP a través de la formación de estudio.

A continuación podemos observar la relación (4.3) presentada por Hartman

(2013), durante su presentación en el Instituto Mexicano del Petróleo (IMP).

(4.3)

En donde:

A= Área de drenaje (puede ser establecida arbitrariamente hasta 640 hectáreas).

h= Espesor del yacimiento

= Densidad (RhoB)

= Contenido de gas total



- 93 -


= Gas adsorbido en sitio

Todos los datos son calculados a partir de las curvas de registros de pozo

desarrollados con la misma resolución que los registros .LAS (aprox. 0.5 ft), la

constante 1359.7 es llamado múltiplo del agua y se encuentra en unidades de

ton/acre-ft.

-ISOTERMAS DE LANGMUIR

Son utilizadas para modelar la cantidad de gas adsorbido en la matriz en

función de la presión, el tipo de roca y en contenido de materia orgánica. Las

mediciones de las isotermas de adsorción permiten una evaluación directa de la

capacidad de adsorción máxima del gas por la materia orgánica, como una función

de la presión del yacimiento.

A continuación en la Figura 4.2 es posible observar el almacenamiento de gas

adsorbido por medio de las Isotermas de Langmuir.

Figura 4.2 Isoterma de Langmuir (Kreschnick J., 2007)



- 94 -


En la Figura 4.2, la isoterma de Langmuir (morada) muestra la cantidad de gas

adsorbido que contendrá una muestra saturada a una presión dada. La reducción

de la presión hará que el metano se “desorba” de acuerdo con el comportamiento

prescripto por la línea azul. La desorción del gas se incrementa de una manera no

lineal conforme declina la presión.

El metano adsorbido en la superficie del kerógeno se encuentra en equilibrio

con el metano libre presente en la lutita. La isoterma de Langmiur fue desarrollada

para describir este equilibrio. Esta relación (4.4) se describe mediante dos

parámetros: el volumen de Langmiur, que describe el volumen de gas a una

presión infinita; la presión de Langmiur; que es la presión a la que el contenido de

gas es igual a la mitad del volumen de Langmiur.

(4.4)

En donde:

= Capacidad de almacenamiento de gas (pc/ton)

= presión del yacimiento (lpca)

p= Volumen de Langmuir (pc/ton)

= Presión de Langmuir (lpca)

Los parámetros de Langmuir se miden de núcleos, utilizando una muestra de

lutita triturada que se calienta para purgar los gases adsorbidos. La muestra e

coloca posteriormente en un recipiente sellado y se somete a una presión cada

vez más alta en una atmósfera de metano, a temperatura constante.

La cantidad de gas adsorbido a una temperatura constante y a presiones cada

vez más altas se mide y se utiliza para crear la isoterma, mediante el ajuste de los

resultados a fórmula de Langmuir.



- 95 -


En las lutitas se siguen una curva similar, la adsorción constituye un

mecanismo muy eficaz para el almacenamiento de gas a baja presión; por el

contrario, no resulta eficaz a altas presiones, ya que el gas adsorbido se aproxima

a su asíntota cuando la presión es superior a 2000 lpc (13.8 MPa) (Kreschnick J.,

2007).

-ISOTERMAS DE ADSORCIÓN

A continuación (Figura 4.3) se presentan las isotermas de adsorción propuestas

por Cluff (2012) en donde es posible observar el contenido de gas, a una presión

determinada así como su contenido orgánico total (TOC).

Figura 4.3 Isotermas de adsorción para diferentes contenidos de gas. (Cluff B., 2012)



- 96 -


- GAS LIBRE EN SITIO

Para el cálculo de Gas Libre en Sitio es necesario el conocimiento de la

porosidad, saturación de agua y espesor (Cluff, 2012). Como podemos observar

en la siguiente ecuación (4.5).

(4.5)

En donde:

C= constante

A= área

= Porosidad

h = espesor

= Saturación de agua

= Factor volumétrico de la formación.

Es importante mencionar que entre valores más altos de saturación de agua y

porosidad tengamos mejor será el valor del volumen de gas libre en sitio.

4.4.2 CÁLCULO DE TOC

- MÉTODO GENERALIZADO DE ESTIMACIÓN DE TOC A PARTIR DE DT ( Y

RT

En la tabla 4.1 fueron resumidos de manera general algunas técnicas

desarrolladas para cálculo de TOC (porcentaje en peso) a partir de registros

geofísicos. Sin embargo Adebusoye (2012) describe las técnicas potenciales en

yacimientos de shale gas:



- 97 -


1. Técnica Modificada de Passey et.al., 1990:

Es un método para la determinación del potencial orgánico de las lutitas y su

localización a partir de los registros de porosidad y resistividad, para entenderla

mejor es importante recordar que conforme se da la maduración de una roca

generadora, una porción de la materia orgánica solida es transformada en

hidrocarburo gaseoso o líquido el cual es movido dentro del espacio poral,

desplazando el agua de formación (Bowman T., 2010). En la Figura 4.4 se

observa un modelo de la composición de la roca generadora conforme a la

maduración de su materia orgánica.

Figura 4.4. Composición de una roca generadora según la madurez de su materia orgánica. (Bowman T., 2010).



- 98 -


Para el desarrollo de esta técnica es necesario tomar en cuenta las siguientes

consideraciones:

La roca generadora (lutitas) contiene significantes cantidades de materia

orgánica.

La roca generadora considerada sin contenido de materia orgánica,

contiene pequeñas cantidades de materia orgánica (<1%)

Los sedimentos ricos en materia orgánica tienen alta resistividad a

comparación con los de menor contenido orgánico.

Las rocas ricas en materia orgánica incrementan el tiempo de tránsito en el

registro sónico proporcionalmente al incremento en resistividad.

Las rocas ricas en materia orgánica pueden ser altamente radioactivas, por

lo que llegan a mostrar altos valores de rayos gamma (RG), a diferencia de

lutitas ordinarias y arcillas.

Ahora bien, para el desarrollo de esta técnica Adebusoye (2012) introduce un

múltiple mayor a 1 a la fórmula, debido a las limitaciones existentes con la fórmula

original. Quedando la ecuación de la siguiente manera (ecuación 4.6):

TOC (Porcentaje en peso) = (4.6)

Donde:

= Magnitud de la separación del registro de porosidad escalado-

resistividad.

= nivel de las unidades de metamorfismo orgánico.

Múltiple mayor a 1



- 99 -


El valor del múltiple se encuentra en función de la maduración de la reflectancia

de la vitrinita (Vro) tomada a partir de los datos de núcleos. De la misma manera el

valor del LOM puede ser determinado a partir de una gran variedad de análisis

(índice de alteración térmico, reflectancia de la vitrinita).

Si la madurez (LOM) es estimada incorrectamente, los valores absolutos de

TOC, presentarán un cierto error, sin embargo la variabilidad vertical en TOC se

representará correctamente.

Es importante tener en cuenta que para cualquier valor dado de , el valor

de TOC decrece conforme LOM se incrementa.

La ecuación por medio de la cual es posible hacer el cálculo de es la

siguiente (4.7):

*

+ [ ] (4.7)

Donde: = Separación linealmente relacionada con TOC si la madurez es conocida o

puede ser estimada.

= Registro de Resistividad

= Resistividad en la zona sin materia orgánica (línea base de lutita gris)

= Tiempo de tránsito (DT)

= Valor del tiempo de tránsito (DT)en la zona sin materia orgánica (línea base

de lutita gris)

k = 0.02 ft/us

k = 0.0061 m/us

En la siguiente Figura 4.5 se muestra un ejemplo, en el cual se ubican de

manera gráfica las variables para el cálculo de .



- 100 -


Figura 4.5 Gráfico que muestra las variables utilizadas para el cálculo . (Heslop K., 2010)

De igual manera para el cálculo y análisis del nivel de las unidades de metamorfismo

orgánico (LOM), es posible observar la gráfica cruzada vs TOC (Ver Figura 4.6) y

LOM vs Ro. (Ver Figura 4.7)



- 101 -


Figura 4.6 Gráfica cruzada TOC vs . (Passey et.al, 1990)

Figura 4.7 Gráfico del nivel de las unidades de metamorfismo orgánico (LOM) Vs Reflectancia de la vitrinita (Ro). (Heslop K., 2010)



- 102 -


- ESQUEMA DE LA RESPUEST DE

En la Figura 4.8 Es posible observar una guía esquemática para la

interpretación de una gran variedad de respuestas observadas para .

Figura 4.8 Guía de interpretación de algunas de las respuestas observadas de los registros de resistividad y

sónico para identificar posibles zonas de interés. (Bowman T., 2010)



- 103 -


-PROCEDIMIENTO MODIFICADO (Bowman T.,2010)

El procedimiento propuesto por Bowman (2010) basado en la técnica de Passey

está compuesto por 7 pasos principales.

1. Calcular LogR de todos los registros de resistividad.

2. Realizar el crossplot LogR vs Porosidad (obtenida a partir del registro

sónico).

3. Determinar la línea de baja resistividad de las arcillas.

4. Calcular el “nuevo Sónico” o también llamado pseudo-sónico (DtR) a

partir de la línea de arcillas, por medio de la siguiente ecuación ( 4.8)

(4.8)

Donde:

= Pseudo-sónico

=Inclinación de la relación DT vs LogR.

=Valor de la intersección de DT a 0 LogR.

= Registro de resistividad

5. Sobre posición del pseudo-sónico (DtR) con el sónico.

6. Marcar cruzado sobre el pseudo-sónico con el DT.

7. Interpretación de la sección de lutitas orgánicas.



- 104 -


A continuación en la Figura 4.9 podemos observar un ejemplo del crossplot

obtenido durante el procedimiento, listo para su interpretación.

Figura 4.9 Ejemplo de la aplicación del método de Passey, en donde es posible ver la forma

en la que se estructura el pseudo-sónico a partir de la línea de arcillas, es importante notar

que cada 50 µseg/ft del sónico escalado equivalen a 1 década de la Resistividad (ohm-m).

(Bowman T., 2010)

La realización del crossplot del es una herramienta rápida y fácil para la

determinación del recurso de interés.

A pesar de los excelentes resultados de éste método en algunos yacimientos de

shale gas, existen varios problemas y limitantes durante su utilización, uno de los



- 105 -


más importantes es la problemática que ha presentado al tener valores de altas

maduraciones de la materia orgánica, así mismo la relación de TOC está calibrada

para un rango de LOM entre 6-9 y bajos valores de , por lo que para obtener

valores de TOC, cuyas variables no correspondan con lo anterior, es necesario

extrapolar, ya que la escala LOM es pobremente relacionada con valores comunes

de laboratorio, incluyendo temperatura (Tmax) y reflectancia de la vitrinita (Ro).

Otra de las problemáticas ha sido que la resistividad no se incrementa

continuamente a través de la “ventana del gas”, en consecuencia ésta comienza a

caer por arriba de un valor aproximado de Ro=1.1%, siendo que existen casos en

los que se tienen lutitas conductivas a altos valores de Ro.

- MÉTODO GENERALIZADO DE ESTIMACIÓN DE TOC A PARTIR DE LA

DENSIDAD Y RT

1. Técnica de Schmoker’s, 1983: Dicha relación utiliza el inverso de la

densidad de Bulk y TOC y es representada por la ecuación 4.9.

(4.9)

Donde:

A y B= Constantes que dependen de a distinta mineralogía del yacimiento

A=156.956, B=58.272 (Schmoker & Hester, 1982)


= Densidad de Bulk

Este método basado en la densidad de Bulk ajusta mejor para yacimientos con

fases de fluido similares y de mineralogía consistente. Posteriormente surgieron

algunas modificaciones a la ecuación anterior, basadas en la densidad de la lutita

negra. (Ecuación 4.10, 4.11, 4.12 y 4.13)



- 106 -


En la ecuación 4.10 es modificado el valor de la densidad de Bulk (ecuación

4.9), por el valor de la densidad de la lutita negra. (Anexo 2)

(4.10)

Donde:



= Densidad de lutita negra (mayor contenido de materia orgánica).

*

+ (4.11)

Donde: A=58.82, B=0.5882 (Rider et al, 1991)

A=55.82, B=55.82 (Schmoker, 1993)

= Densidad de lutita negra

= Densidad de la lutita sin material orgánico (sin TOC).

[ ] (4.12)

Donde:

A=81.4, B=31.4 (Mullen, Bray & Blauch)

= Densidad de lutita negra

[

( )] (4.13)



- 107 -


Donde:

A=0.85 (Rider et al, 1996)

= Densidad de la lutita negra

= Densidad de la lutita sin material orgánico (sin TOC).

= Densidad de la materia orgánica

= Densidad de la matriz

= Volumen de la materia orgánica

= Volumen de fluidos

En las fórmulas anteriores se hace notar la importancia de la presencia de la

lutita negra como uno de los factores más importantes, esto se debe a su alto

contenido de materia orgánica. La lutita negra es denominada “caliente” debido a

su alta radioactividad. El uranio en el agua de mar es producto de ambientes

reductores, esto como resultado de un complejo órgano-metálico formado con la

materia orgánica por debajo de la interfaz de sedimento-agua. Así mismo requiere

de un lento proceso de baja oxigenación en agua de mar, en donde las bacterias

anaerobias están involucradas en la reducción de U (VI) a U (IV).

2. Técnica de regresión (Adebusoye R.,2012)

Como es posible observar en la ecuación 4.14 la técnica hace una relación

directa entre la densidad de Bulk del núcleo con la densidad de Bulk del

registro con el fin de realizar el cálculo de TOC (porcentaje en peso). La

relación se estableció a partir de una regresión de los datos de núcleo.

(4.14)

Donde:

= Diferencia entre la densidad de Bulk del núcleo y la densidad de

Bulk obtenida a partir del registro.



- 108 -


La técnica de Schmoker´s y la de regresión, las cuales utilizan la densidad de

Bulk, son las mayormente utilizadas, debido a que la densidad de Bulk y TOC son

obtenidos con la misma resolución a partir de datos de núcleo. De igual manera la

densidad de Bulk del núcleo y del registro concuerdan siendo esto importante para

realizar un control de calidad.

Es necesario tener cuidado durante la estimación de TOC, ya que las lutitas

negras tienden a aparentar bajas densidades, además de que algunas veces es

confundido el contenido de kerógeno con porosidades en un registro de densidad,

por lo que es común tomar una zona de porosidad como zona de paga neta en

plays de shale gas.

Las técnicas anteriores, descritas por Adebusoye (2012) tal como él los refiere

“Maximizan el valor de los datos obtenidos de núcleos de plays de lutita”.

-MÉTODO GENERALIZADO DE ESTIMACIÓN DE TOC A PARTIR DE RG Y RT

(Heslop K., 2010)

La determinación de TOC es uno de los aspectos más críticos de cualquier

recurso de lutita. El método ideal para la determinación de las fracciones de TOC

en las formaciones de lutita, utiliza registros de pozo comunes y no necesita una

interpretación manual para cada capa deposicional. Esto se debe a que los datos

de registros de pozo se encuentran disponibles para la mayoría de los pozos que

serán evaluados.

Los métodos que involucran registros geofísicos para el cálculo de TOC utilizan

registros de porosidad y resistividad. Los registros de porosidad incorporan la

respuesta litológica en sumatoria a la porosidad, sin embargo de igual manera

pueden surgir ciertas complicaciones durante la estimación del contenido de

materia orgánica.

Dos de las más comunes y útiles curvas de registros son Rayos Gamma (RG) y

resistividad (Rt). A través de años, se ha encontrado que existe una relación



- 109 -


inversa entre estas curvas. Los RG generalmente disminuyen en una matriz

limpia, en donde Rt aumenta. En una lutita sin materia orgánica o “sin recurso” (sin

TOC) el RG se incrementa, mientras que Rt disminuye. Ambas curvas tienden a

cruzarse cuando son graficadas usando escalas convencionales, esto es posible

invirtiendo una de las escalas de los registros. La excepción a estas

observaciones ocurre al tener TOC presente, caso durante el cual GR y Rt se

incrementan.

Para el desarrollo del método Heslop (2010) tomó en cuenta las siguientes

consideraciones:

La obtención de datos de TOC a partir de análisis geoquímicos resulta caro

y tardado.

La predicción de TOC a partir de los registros de pozos resulta una

herramienta de rápida evaluación del contenido orgánico, eliminando los

métodos tardados y poco eficientes.

El potencial de hidrocarburo en lutitas observado en registros presentaba :

Resistividades elevadas (Rt)

Bajos valores de RHOB

Alta respuesta del registro de RG.

Incremento en los valores de DT

Incremento en los valores de NPHI

Durante el desarrollo del método fue sustituido el registro de porosidad

(sónico) por el registro de Rayos Gamma (RG).

Existe una dependencia lineal de RG sobre TOC. (Ecuación 4.15 y 4.16)

Si tenemos que la ecuación de una función lineal está dada por:

, (4.15)

Entonces:

(4.16)



- 110 -


Donde

= Contenido orgánico total

= inclinación (pendiente) de RG (API) vs. TOC (porcentaje en peso)

= Valor del registro de Rayos Gamma

= Intersección de los RG a 0% TOC. (Lutitas grisáceas)

Se requieren de registros de RG normalizados.

La dependencia varía entre las distintas cuencas, por lo que se requiere de

calibración con núcleos.

La cantidad de uranio asociada a TOC varía dependiendo de la formación

(Cluff B., 2010).

La variable llamada entre RG y Rt es definida como las unidades de

separación (logarítmica) entre las curvas utilizando las escalas

estandarizadas y que muestran los valores más altos para el contenido de

materia orgánica (lutita rica en contenido orgánico).

A partir de las consideraciones anteriores se obtuvo la siguiente ecuación (4.17)

para el cálculo de TOC.

[ ] (4.17)

Donde:

=Magnitud de la desviación del registro de Rayos Gamma de la

respuesta de “la zona sin materia orgánica (o sin recurso)” como

una función del TOC.

= Magnitud de la desviación del registro de Resistividad de la

respuesta de “la zona sin materia orgánica(o sin recurso)” como

una función del TOC.



- 111 -


= Datos obtenidos a partir de la correlación de datos de

laboratorio utilizando TOC y RG de las muestras.

= Datos obtenidos a partir de la correlación de datos de

laboratorio utilizando TOC y resistividades de las muestras.

Para tener un mejor entendimiento del método propuesto en la Figura 4.7 es

posible observar de manera gráfica la forma en la que dicho método funciona

identificando las zonas con mayor contenido de materia orgánica.

Figura 4.10 Método RG-Rt para el cálculo de TOC. En donde es posible observar las posibles zonas de lutita (arcillas), areniscas/caliza (SS/LS). De igual manera se marca la zona de mayor contenido de materia orgánica en donde ambas gráficas se cruzan, al tener un aumento de los RG y de Rt (una de las escalas está invertida). Por último se realiza una comparación entre el valor del TOC calculado vía laboratorio y el obtenido a partir de la relación entre RG y Rt, siendo ambos valores muy similares. (Heslop K., 2010)



- 112 -


Los métodos anteriores para cálculo de TOC, que involucran correlaciones de

RG y densidad asumen una porosidad constante dentro del error de las

mediciones. La inclinación establecida para el método de regresión comprensa el

promedio de la porosidad (Cluff B., 2010). La dispersión alrededor de la tendencia

en ambos métodos es una medida de la porosidad que varía independientemente

del TOC.

-MÉTODO GENERALIZADO DE ESTIMACIÓN DE TOC A PARTIR DE LA

HERRAMIENTA DE ESPECTROSCOPÍA MINERAL DE NEUTRÓN (NMR)

(Franquet J., 2012)

El método se basa en el cálculo TOC por medio de la utilización de la porosidad

de NMR, la densidad de fluido de NMR, la densidad de Bulk , la densidad de la

matriz inorgánica obtenida de la mineralogía y la densidad de kerógeno .La

relaciones que describe al método son las siguientes (4.18, 4.19 y 4.20):

(4.18)

(4.19)

(4.20)

Donde:

= Densidad de Bulk

= Densidad de grano total incluyendo componentes orgánicos e inorgánicos de

la matriz.

= Densidad del kerógeno

=Densidad del llenado poral del fluido, determinado del NMR

=Volumen de la fracción de los componentes orgánicos de la matriz

=Fracción de masa de los componentes orgánicos de la matriz

=Porosidad total del NMR



- 113 -


4.4.3 ESTIMACIÓN DE LAS PROPIEDADES IN-SITU DEL HIDROCARBURO.

La densidad in-situ del hidrocarburo tiene que ser estimada ya que representa

un parámetro importante en el modelo petrofísico mineral de un yacimiento. Satter

et al. (2008) elaboró varias correlaciones para estimar la densidad in-situ del gas.

Dicha densidad del gas puede ser estimada cuando las propiedades del fluido se

encuentran disponibles a partir de análisis de laboratorio. La relación para estimar

la densidad del gas in-situ se muestra a continuación en la ecuación 4.21

(Adebusoye R., 2012):

( )

(4.21)

Donde:

= Densidad del gas en condiciones in-situ ( ⁄ )

= Factor de desviación del gas (sin dimensiones)

= Densidad del gas a condiciones estándar (psi)

= Presión del gas

= Temperatura (°R)

En la ecuación anterior el valor de puede ser obtenido a partir de la

ecuación 4.22.

(4.22)

Donde:

= Densidad del gas a condiciones estándar (psi)

= Presión a condiciones estándar (psi)



- 114 -


= Temperatura a condiciones estándar (°R)

= Temperatura del yacimiento (°R)

= Peso molecular (lbm/lbm-mol)

= Rango de solución del gas (scf/stb)

La densidad in-situ del gas puede ser estimado cuando la siguiente información

se encuentra disponible de estudios de laboratorio:

Cambio en el volumen del aceite cuando es producido

Densidad del aceite en condiciones estándar

Cantidad del gas disuelto en el aceite debajo de condiciones del yacimiento

Densidad el gas en condiciones estándar.

Ahora bien y pueden ser obtenidos del análisis PVT (Presión-volumen-

temperatura). De cualquier manera puede ser calculada de numerosas

correlaciones existentes, sin embargo es más común el obtener el valor de de

datos de producción. Algunas de las correlaciones existentes para el cálculo de

, las podemos observar a continuación (Adebusoye R., 2012):

1.- Relación de Petrosky y Fashad, 1993 (basada en yacimientos de California,

Estados Unidos de América).

*

+

(4.23)

Donde:


= Presión del yacimiento (psi)

=



- 115 -


= Gravedad específica del gas (sin dimensiones), obtenida de análisis de

laboratorio.

= Gravedad específica del aceite en la superficie, obtenida de análisis de

laboratorio.

2.- Relación de Petrosky y Farshad, 1993 (Basada en yacimientos del Golfo de

México)

[*

+

]

(4.24)

Donde:


X =

= Presión del yacimiento (psi)


laboratorio.

= Gravedad específica del aceite en la superficie, obtenida de análisis de

laboratorio.

3.- Relación de Glaso, 1980 (basada en yacimientos del Mar del Norte)

*

+

(4.25)

Donde:




- 116 -



laboratorio.

= Presión en el punto “burbuja” del hidrocarburo (psi) =

X = 2.8869 [ ]

= Temperatura

p = presión del yacimiento (psi)

4.4.4 ESTIMACIÓN DE LA DENSIDAD MINERAL DE GRANO

Como se mencionó anteriormente La espectroscopia de Infrarrojo con

Transformada de Fourier (FTIR) puede detectar y cuantificar hasta 16 minerales,

típicamente observados en rocas sedimentarias (Ver Tema 4.3.1).

Los cuales incluyen; cuarzo, calcita, dolomita, aragonita, siderita, oligoclastos,

entre otros. FTIR además nos provee del conocimiento acerca de la composición

de los minerales de la muestra, considerados para su evaluación.

Existe otra técnica determinística para la obtención de los minerales, la cual es

llamada Lito-espectro (Cluff B., 2010), por medio de la cual se resuelve un sistema

de ecuaciones para la mineralogía común detectando su fuente química (Si, Ca,

Fe, S, Mg y “pseudo-Al”).

Fe, S pirita

Altos valores de Fe siderita

Ca Carbonatos totales (calcita + dolomita)

Si, Ca, Mg, pseudo-Al arcilla

Componentes restantes cuarzo, feldespato + mica



- 117 -


4.4.5 ESTIMACIÓN DEL CONTENIDO DE ARCILLA

El volumen de arcilla debe ser estimado para poder hacer un análisis del

modelo petrofísico. Dicho análisis del volumen de arcilla involucra el trato de todos

los minerales arcilloso juntos como una matriz de arcilla en vez de matrices

individuales de arcilla con distintos minerales.

Existen numerosos métodos de estimación del volumen de arcilla utilizando

registros de pozo, entre las curvas utilizadas como indicador simple se encuentran

rayos gamma (RG), resistividad y neutrón, mientras que como doble indicador son

utilizadas 2 curvas para la estimación de volumen de arcilla.

Lo que incluye Neutrón-Densidad, Sónico-Densidad o Neutrón-Sónico. De

cualquier manera, debido a que la lutita presenta bajas permeabilidades, es útil la

utilización de del registro de resistividad y de potencial espontáneo (SP) para

estimar su contenido de arcilla.

Además la presencia de materia orgánica en la lutita hace inválido el registro de

rayos gamma para la estimación del contenido de arcilla. El método de doble

indicador Sónico-Densidad ha tenido excelentes resultados debido a que la

riqueza en materia orgánica y su permeabilidad en nano-darcies no tienen efecto

desfavorable en los registros sónicos y de densidad.

Las relaciones lineales que describe la estimación del porcentaje de la

mineralogía en un volumen, están dadas por las siguientes ecuaciones (4.26,

4.27, 4.28, 4.29), las cuales calculan el volumen de arcilla, porosidad efectiva y

total de la siguiente manera (Abesusoye R., 2012):

∑ ∑ (4.26)

∑ (4.27)

∑ (4.28)



- 118 -


(4.29)

Donde:

Phie = Porosidad efectiva

PhiT = Porosidad Total

Vcl = Volumen de arcilla mojada

Vclay = Volumen de arcilla seca

4.4.6 POROSIDAD

Uno de los problemas que ha surgido durante el cálculo de las porosidades

radica en que si el kerógeno tiene una densidad aproximada de 1.15 ⁄ y el

agua aproximadamente de 1.0 1.15 ⁄ , y ambos contienen hidrógeno, es difícil

la diferenciación entre ambos.

Esto es debido a que la densidad del kerógeno es claramente baja, pero difícil

de medir exactamente, además de que la porosidad de neutrón del kerógeno es

desconocida (Cluff B., 2010).

Para lo que es necesario resolver una matriz cuyos valores se ajusten mejor a

ambas mediciones de núcleo de TOC y porosidad (Ver Figura 4.11).



- 119 -


Figura 4.11 Problema de la porosidad. En la imagen es posible observar los modelos para los distintos componentes

arcillosos de cada tipo roca, sus porosidades y volumen de fluidos. (Cluff B., 2012)

El método comúnmente usado para la medición de la porosidad en lutitas

gasíferas se basa en moler la roca hasta un tamaño de partícula especifico con el

fin de medir el volumen de las muestras de roca molida usando un picnómetro de

Helio (He).

Para muestras de roca seca la medida de la porosidad total dependerá de la

molécula usada para la medición. El volumen de Bulk de la muestra es encontrado

por medio del volumen del desplazamiento ocurrido al sumergir la muestra en

mercurio.



- 120 -


Ahora bien un volumen típico de una lutita gasífera está compuesto de una

matriz conformada de minerales inorgánicos y materia orgánica a lo largo del

espacio poral. Una de las razones por las que la porosidad reportada por

diferentes laboratorios es distinta, es porque el término “porosidad” es

distintamente utilizado.

En algunos laboratorios se reporta como resultado final a la “porosidad total

seca”, en la cual se contiene al espacio poral que contiene a los hidrocarburos,

agua movible y agua irreducible.

Así mismo otros laboratorios reportan como resultado final la porosidad “efectiva” o “húmeda” la cual no incluye el espacio poral ocupado por la superficie. En la Figura 4.12 se muestra un esquema típico de una lutita gasífera en donde es posible ver la definición correcta de porosidad total y efectiva (Passey et. al, 2010).

Figura 4.12 Esquema de la riqueza orgánica de la lutita, agua e hidrocarburo que la componen. Es importante hacer notar que el hidroxilo estructural (OH) no se encuentra considerado aquí debido a que no forma parte de la porosidad total de la roca, a pesar de que afecta la respuesta del registro de Neutrón (Passey et. al, 2010).



- 121 -


Para el cálculo de la porosidad con presencia de TOC se ha establecido una

ecuación básica propuesta por Sondergeld (2010), la cual relaciona la densidad

de la matriz, del kerógeno, peso del contenido orgánico total y densidad del fluido

(ecuación 4.30).

(4.30)

Donde:

=Porosidad total

=Densidad de la matriz

=Densidad de Bulk

=Peso del Contenido orgánico total

=Densidad del fluido

=Densidad del kerógeno

4.4.7 ESTIMACIÓN DE LA PERMEABILIDAD (K)

Debido a las bajas permeabilidades presentes en los yacimientos de shale-gas

resulta una tarea difícil la estimación exacta de la misma. Los modelos para

permeabilidad son notoriamente débiles, por lo que generalmente se utilizan

correlaciones phi-K basadas en datos de núcleo y análisis de laboratorio.



- 122 -


4.4.8 ZONAS DE PAGA

Uno de los problemas más difíciles en las formaciones de lutitas es la

determinación de zonas de paga. En una acumulación convencional de

hidrocarburos de alta porosidad-permeabilidad, una zona de paga es definida

sobre el criterio de flujo y la producción del fluido. Las rocas con suficiente

permeabilidad que tienen un fluyen fluidos a rangos comercialmente significantes

son clasificados como “arenisca neta” o yacimiento neto. Si éstas producen

hidrocarburos a rangos comercialmente aceptables se clasifican en zonas de

paga.

Para distinguir una zona de paga de una que no lo es, es necesario el uso

de un criterio petrofísico que involucre permeabilidad, saturación de hidrocarburo y

permeabilidad relativa del hidrocarburo en función de su saturación. Los 3

aspectos que se deben considerar para definir una zona de paga son los

siguientes (Cluff S., 2004):

1.- Arcillosidad: En un volumen de lutita, con viabilidad de explotación, se

separa el potencial permeable de la parte limpia de la formación de la

formación arcillosa e impermeable, esto con ayuda del registro de Rayos

gamma y SP.

2.- Porosidad: Una gráfica cruzada de porosidad-permeabilidad es utilizada

para definir la porosidad equivalente a la permeabilidad mínima considerada

para tener un flujo de hidrocarburo a rangos comerciales.

3.- Saturación de agua: La saturación de agua es usada para separar las

zonas mojadas de los intervalos de paga de aceite y gas. En altas

porosidades y permeabilidades, la zona de transición de agua a hidrocarburo

es comúnmente muy delgada.



- 123 -


CONCLUSIONES

A partir del análisis de la información recabada es posible concluir la

importancia del desarrollo de modelos petrofísicos que utilicen la integración

de datos de núcleo con los datos obtenidos de los registros geofísicos de

pozo para realizar la correcta determinación de mineralogía, TOC y

porosidad.

La porosidad, TOC, permeabilidad y contenido de gas son factores que se

encuentran correlacionados y su determinación exacta resulta problemática.

El método de establecido por Passey, es el método que mejor

identifica la riqueza orgánica debido que le es posible identificarla en

espesores delgados, sin embargo arroja valores menores a los obtenidos

en laboratorio.

Se estableció la metodología adecuada para el desarrollo de modelos

petrofísicos propuestos y la importancia de la utilización de núcleos para

validar los resultados de interpretación.

En México se deben realizar trabajos de modelado geológico-geoquímico y

petrofísico de detalle con el fin de poder caracterizar más ampliamente los

plays no convencionales ubicados en las cinco provincias.

El shale gas tiene el potencial de satisfacer la demanda de gas en el país,

favoreciendo el desarrollo industrial, empleo, la reducción de emisiones y la

actividad económica.

RECOMENDACIONES

Realizar investigaciones más exhaustivas geológica y petrofísicamente en

las posibles áreas de interés.

Jerarquizar los plays y definir las áreas prioritarias

Probar los conceptos de plays en las áreas prioritarias con el fin de evaluar

y dar certidumbre al potencial y productividad de los pozos.

Proponer áreas de enfoque para continuar la exploración y dar mayor

certidumbre al potencial con el fin de iniciar el desarrollo de campos de

manera intensiva.

Asimilación y desarrollo de tecnología de diseño, adquisición, procesado e

interpretación de datos de registros geofísicos y sísmicos 3D con enfoque a

plays de shale gas.



- 124 -


ANEXO 1

Gráficas comparativas entre los plays más importantes de Estados Unidos de

América.



- 125 -




- 126 -




- 127 -


ANEXO 2

TOC vs. COLOR DE LAS LUTITAS

Gráfica de clasificación de las lutitas de acuerdo al contenido de materia orgánica

(TOC).

(Potter, Maynrd & Pryor, 1880)



- 128 -


BIBLIOGRAFÍA

A petrophysic model of Lance Sanstone reservoirs in Jonah Field Sublette

Country, Wyoming, Suzanne G., Robert Cluff, The discovey Group, 2004.

A petrophysical model to estimate free gas in organic shales. Michael

Homes, AAPG. 2011.

A practical model for Organic Richness from porosity and resistivity logs,

Q.R. Passey, S.Creaney, JB Rulla, 1990.

An introduction to shale gas, LEGS Resources, 2011

An overview of modern shale gas development in the United States, J.Daniel

Arthur P.E, ALL Consulting, 2008.

Apuntes de registros geofísicos, IPN ESIA, Enrique Coconi, 2011.

Assessment of the gas potential and yields from shales: The Barnett shale

model, Daniel M. Jarvie, Ronald J. Hill, 2004.

Automated Classification of Geophysical Well Logs. TESIS DE POSGRADO.

University of Waterloo, John Dirk Cristian Kassenar, 1989.

Deep fracture Imaging Around the wellbore using dipole Acoustic Logging,

SPE, Alexei Bolshakov, 2011.

Desarrollo técnico y tecnológico en PEMEX Exploración y Producción, Dr.

Pedro Silva López, PEP, 2012.

Direct Method for determining organic shale potential from porosity and

resistivity logs to identity possible resource plays, AAPG, Thomas Bowman,

2010.

Economic viability of shale gas production in the Marcellus Shale; Indicated

by production rates, costs and current natural gas prices. TESIS Michigan

Technological University, Ryan J. Duman, 2012.

Enegía a debate, edición especial No. 47 Noviembre 2012, Shale Gas en

México aspectos económicos y regulatorios, Javier Estrada Estrada.



- 129 -


Enegía a debate, edición especial No. 52 Septiembre 2012, Congreso

Mexicano del Petroleo, 2012.

Environmental Impacts during Marcellus Shale Gas drilling: Causes, Impacts

and Remedies, Shale Resources and Society Institute, 2012.

Evaluation of the Haynesville Shale vertical well copletions with a mineralogy

based approach to reseirvoir geomechanics, SPE, Brian LeCompte, 2009.

From oil-prone source rock to gas producing shale reseirvor geologic and

petrophysical characterization of shale gas reseirvoir. Q.R Passey, K.M

Bohac, Exxon Mobil, 2010.

From oil-prone source rock to gas-productionshale reservoir- geologic and

petrophysical characterization of unconventional shale gas reservoirs, SPE,

Q.R Passey, 2012.

Gas y aceite no convencional: Un enfoque tecnológico en lutitas para su

exploración, desarrollo y explotación (Proyecto CONACYT-SENER), IMP,

Conferencia tecnológica: Exploración y explotación del aceite y gas de

lutitas, 2013.

Generalized method for the estimation of TOC from RG and Rt., AAPG,

Kenneth A. Heslop, 2010.

How to asses shales from well logs. A petrophysical perspective, Bob Cluff,

2012.

Hydrocarbon potentialof upper cretaceous shale sections, including the

Eagle Ford, Woodbine and Maness Shale, Central Texas, Thomas D.

Bowman, AAPG, 2011.

Las reservas de hidrocarburos de México, PEMEX, 2011.

Log evaluation of gas shale: a 35 year prespective, Bob Cluff, The discovery

group, 2010.

Log-core calibration in unconventional reservoir. TESIS DE PROSGRADO.

Universidad de Ocklahoma, Adebusoye Raphael, 2012.



- 130 -


Manual Básico para la interpretación de registros geofísicos de pozo. TESIS

UNAM. Guillermo Guillot Merchand, 2012.

Metodología integrada para el modelado y simulación de reservorios de

shale gas, Juan Quijano, Schlumberger, 2011.

North American Shale Gas reservoirs similar, yet so different. SEG Shale

gas technology forum, Trasform Services, 2011.

Overview of Shale Gas Technology–how to make a shale gas prospect

productive, Amit Sharma, Halliburton, 2009

Potencial en México y estrategia exploratoria de los plays no

convencionales, J.Antonio Escalera Alcoser, 2012.

Predicting TOC, Organic porosity and gas retention distribution in shale gas

system using petroleum basin Modelling. AAPG, Maria Fernanda Romero

Sarmiento, Mathieu Ducros, 2012.

Producción de gas desde su origen, John Kieschnick, Oilfield Review, 2007

Quantifying Source rock maturity from logs: how to get more than TOC from

deltalogR,SPE, B.LeCompte,2010.

Registros de Resonancia magnetica nuclear adquiridos durante la

perforación, Oilfield Review, Sclulmberger, 2003.

Reservoir and stimulation analysis of a Devonian shale gas field. J.Shaw,

J.M Gatensill, SPE, 1989.

Reservoir Description of the Subsurface Eagle Ford Formation, Brian Driskill,

Shell, 2012.

Retos y Oportunidades del Shale gas en México, PEMEX, Carlos A. Morales

Gil, 2011.

Shale gas overview: challenging petrophyics and geology in a broader

developmente and production context. Baker Hughes, 2009.

Shale gas, Oil and gas Investor, Schlumberger, 2006.

Shale Gas: Applying technology to solve America’s Energy Challenges,

National Energy Technology Laboratory, US Department of Energy , 2011.



- 131 -


Shale stability: Drilling fluid interaction and shale strength, Manohal LAL,

SPE, 1999.

State of the art openhole shale gas logging, SPE, Javier A. Franquet, 2012.

The direct measurement of Carbon in wells containing oil an natural gas

using a pulsed neutron mineralogy tool, Richard Pemper, SPE, 2009.

The Marcellus Shale Gas play geology development and wáter- resource

impact mitigation. John H. Williams, USGS.

The stategic imortance of hale gas, Codet Nathaniel, CSC, 2011.

Unconventional Gas Shales: Development, Technology and Policy Issues,

Congressional Research Service, Anthony Andrews, 2009.

Unconventional Gas/Oil Reservoir Evaluation and Prospect Appraisal , Chad

Hartman, Weatherford,2013,

Understanding shale in Canada, CSUR, Mount Royal University, 2013.

What is Shale Gas? An Introduction to Shale-Gas Geology in Alberta, C.D.

Rokosh, J.G. Pawlowicz, H. Berhane, Alberta Geological Survey, 2009

What makes a good Gas Shale? , Schlumberger, Rich Lewis, 2010.

Where the shale gas Revolution came from , Government’s role in the

development of hydraulic fracturing in shale, Alex Trembath, 2012

Wireline Evaluation Tecniques of Shale Gas reservoirs, Schlumberger, Keith

Bartenhagen.

REFERENCIAS ELECTRÓNICAS

Oilfield Glossary, Schlumberger 2013 www.glossary.oilfield.slb.com

Universidad Nacional de Colombia www.virtual.unal.edu.com

http://www.glossary.oilfield.slb.com/

http://www.virtual.unal.edu.com/



- 132 -


APLICACIÓN DE LOS REGISTROS GEOFÍSICOS DE...

Documents

Transcript of APLICACIÓN DE LOS REGISTROS GEOFÍSICOS DE...