METODOLOGÍA PARA IDENTIFICAR ZONAS DE...
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REPUBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELA UNIVERSIDAD DEL ZULIA FACULTAD DE INGENIERIA DIVISION DE POSTGRADO PROGRAMA DE POSTGRADO EN INGENIERIA DE PETRÓLEO METODOLOGÍA PARA IDENTIFICAR ZONAS DE POROSIDAD SECUNDARIA EN FORMACIONES CRETÁCICAS Trabajo de Grado presentado ante la Ilustre Universidad del Zulia para optar al grado académico de: MAGISTER SCIENTIARUM EN INGENIERIA DE PETRÓLEO Autor: Ing. Erismar Adorhi Rubio Bohorquez Tutor: Ing. Américo Perozo, MSc Maracaibo, Junio de 2010
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REPUBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELA
UNIVERSIDAD DEL ZULIA
FACULTAD DE INGENIERIA
DIVISION DE POSTGRADO
PROGRAMA DE POSTGRADO EN INGENIERIA DE PETRÓLEO
METODOLOGÍA PARA IDENTIFICAR ZONAS DE POROSIDAD SECUNDARIA EN FORMACIONES CRETÁCICAS
Trabajo de Grado presentado ante la
Ilustre Universidad del Zulia
para optar al grado académico de:
MAGISTER SCIENTIARUM EN INGENIERIA DE PETRÓLEO
Autor: Ing. Erismar Adorhi Rubio Bohorquez
Tutor: Ing. Américo Perozo, MSc
Maracaibo, Junio de 2010
Rubio Bohorquez Erismar Adorhi. Metodología para Identificar Zonas de Porosidad Secundaria en Formaciones Cretácicas (Junio 2010). Trabajo de Grado. Universidad del Zulia. Facultad de Ingeniería. División de Postgrado. Maracaibo, 153p.Tutor: Ing. Msc. Américo Perozo. .
RESUMEN
El objetivo principal de esta investigación fue crear una Metodología para desarrollar modelos matemáticos de índice de porosidad secundaria a partir de registros convencionales, que sea capaz de predecir la producción de pozos nuevos, identificar tipo de poro y zonas prospectivas en formaciones cretáceas. El fundamento de esta investigación recae en la relación directa que existe entre el índice de productividad y porosidad secundaria (fracturas, vugas, estilolitas, etc.) que poseen formaciones con litología complejas. Dicha relación fue demostrada por medio del análisis de la información proveniente de 21 pozos pertenecientes a las Unidades de Explotación Lagomar y Lagomedio. Por otra parte, se programó en el software Interactive Petrophysic un modelo matemático para estimar el índice de porosidad secundaria en los yacimientos cretáceos del área Noroeste del Lago de Maracaibo el cual arrojo un 63% de coincidencia con respecto a la data de 2 núcleos, 2 registros de imágenes de pozo, 2 registros sónicos dipolar, 8 registros de cementación y 6 análisis de fractura con data obtenida durante la perforación. Se concluye que el modelo de índice de porosidad secundaria sirve como un parámetro más a ser considerado por los petrofísicos para definir zonas prospectivas en pozos petroleros contribuyendo con la correcta caracterización de yacimientos carbonaticos.
Palabras clave: índice de porosidad secundaria, índice de productividad, zonas prospectivas, yacimientos cretácicos, metodología, petrofísica, registros convencionales. E-mail del autor: [email protected]
Rubio Bohorquez Erismar Adorhi. Methodology to Develop Mathematical Models for Estimating Secondary Porosity Index in Cretaceous Reservoirs (Junio 2010). Trabajo de Grado. Universidad del Zulia. Facultad de Ingeniería. División de Postgrado. Maracaibo, Venezuela. 153p.Tutor: Ing. Msc. Américo Perozo.
ABSTRACT
The principal objective of this research was to create a Methodology to develop mathematical models for estimating secondary porosity index from conventional well logs, with the final goals of predicting the production of new wells, identifying type of pore and recognizing out pay zones in cretaceous reservoirs. The principle of this investigation lays into the direct relationship existing between the productivity index and secondary porosity (fracture, vugs, estylolites, etc.) characteristic of lithological complex formations. The above mentioned relationship was verified by the analysis of 51 wells belonging to Lagomar and Lagomedio fields. On the other hand, a mathematical model was programmed in the software “Interactivates Petrophysic” to estimate the secondary porosity index in the carbonates of the Northwest area of the Lake of Maracaibo, obtaining a 67 % of coincidence with the data of 2 well cores, 2 well images, 2 dipole sonic logs, 8 Variable Density logs and 6 masterlogs. These results backup the proposed methodology as a valid an useful technique for detecting pay zones in oil wells which additionally improves the characterization of cretaceous reservoirs.
Key Words: Secondary porosity index, productivity Index, Pay zone, cretaceous reservoirs, methodology, Conventional Logs. Autor’s e-mail: [email protected]
DEDICATORIA
A Dios, por ser el único responsable de todos mis logros ya que ÉL durante toda mi vida
me ha acompañado y me ha llevado por el camino del bien, solo a ti Señor te debo todo
lo que soy. Gracias por tu protección y amor.
A mis padres y tíos, por servir de guías durante toda mi vida y por enseñarme lo
importante que son los valores.
A Rayner, por tu amor y apoyo incondicional.
A los profesores de la Universidad del Zulia por los conocimientos trasmitidos.
Al personal del Proyecto Cretáceo Lago, por la colaboración prestada durante la
elaboración del presente trabajo.
AGRADECIMIENTOS
A mis compañeros de clase Edwin Rodríguez y Ernesto Rodríguez, ustedes amigos
fueron un regalo de Dios que refresco mi vida durante cada una de las clases.
A la Msc. Dalia Sánchez, Phd. Rodolfo Soto y Msc. Américo Perozo por compartir
conmigo todo su conocimiento y experiencia.
Al Ing. Omar Vargas, Esther Flores y RRHH de PDVSA por autorizar la realización de
la tesis en el Departamento de EEII, brindándome todo el apoyo necesario.
TABLA DE CONTENIDO
RESUMEN ......................................................................................................................4 ABSTRACT .....................................................................................................................5 DEDICATORIA................................................................................................................6 AGRADECIMIENTOS .....................................................................................................7 TABLA DE CONTENIDO ................................................................................................8 LISTA DE TABLAS........................................................................................................11 LISTA DE FIGURAS .....................................................................................................12 INTRODUCCION ..........................................................................................................15
CAPITULO I: INFORMACIÓN GENERAL
1.1 Ubicación Geográfica ..............................................................................................17 1.1.1 Área Piloto: Proyecto Cretáceo Lago. ..........................................................17 1.1.2 Unidades de Explotación Asociadas al Estudio............................................18 1.1.2.1 Lagomar .............................................................................................18 1.1.2.2 Lagomedio..........................................................................................20 1.2 Planteamiento del Problema ...................................................................................21 1.3 Justificación de la Investigación ..............................................................................22 1.4 Objetivos de la Investigación...................................................................................23 1.4.1 Objetivo General............................................................................................23 1.4.2 Objetivos Específicos ....................................................................................23 1.5 Alcance de la Investigación .....................................................................................24 1.6 Delimitación de la Investigación ..............................................................................24 1.7 Planificación de la Investigación..............................................................................25 1.8 Antecedentes ..........................................................................................................27
CAPITULO II: MARCO TEÓRICO
2.1 Geología Regional...................................................................................................29 2.2 Petrofísica ...............................................................................................................35
2.2.1 Parámetros Petrofísicos de Interés .............................................................36 2.3 Perfilaje de Pozos ..................................................................................................37 2.4 Núcleos ..................................................................................................................45 2.4.1 Tipos de Núcleos...........................................................................................45 2.4.2 Análisis de Núcleos .......................................................................................46 2.5 Generalidades de las Rocas Carbonáticas ............................................................49 2.5.1 Clasificación de las Rocas Carbonáticas.......................................................50 2.6 Fracturas ................................................................................................................54 2.6.1 Ductilidad y Fragilidad de las Fracturas.........................................................56 2.6.2 Clasificación de las Fracturas........................................................................59 2.6.3 Interacción Matriz /Fractura...........................................................................60 2.6.4 Razones para la Formación de Fracturas .....................................................61 2.7 Clasificación del Poro..............................................................................................62 2.8 Evaluación de Identificación de Fracturas..............................................................63 2.9 Yacimientos Naturalmente Fracturados .................................................................64 2.9.1 Definición.......................................................................................................64 2.9.2 Clasificación de los Yacimientos Fracturados ..............................................64 2.9.3 Capacidad de Almacenamiento de los YNF ..................................................67 2.9.4 Comportamiento de Producción de los YNF .................................................68 2.9.5 Propiedades Físicas de los Yacimientos Naturalmente Fracturados ............68 2.9.6 Evaluación de los Yacimientos Naturalmente Fracturados ...........................70 2.10 Lógica Difusa.........................................................................................................73
CAPITULO III: MARCO METODOLÓGICO
3.1 Tipo de Investigación ..............................................................................................75 3.2 Metodología Empleada en el Desarrollo de la Investigación...................................75 3.2.1 Documentación Técnica .................................................................................76 3.2.2 Recopilación de la Data..................................................................................76 3.2.3 Control de Calidad de la Data ........................................................................77 3.2.4 Evaluación de Registros.................................................................................90
3.2.4.1 Evaluación de Registros para Estimar Intensidad de Fractura. ..........91 3.2.4.2 Metodología para Definir Tipo de Poro...............................................98
3.2.5 Desarrollo de la Metodología para Identificar Zonas de Porosidad Secundaria. (Caso: Yacimientos de las U.E Lagomar/Llagomedio-Noroeste del Lago de Maracaibo-Proyecto Cretáceo Lago). ........................................................................................... 103
3.2.5.1 Dew Plot ........................................................................................... 115 3.2.5.2 Cálculo del Índice de Porosidad Secundaria (Index F/V). ................ 119 3.2.5.3 Aplicación del Modelo Predictivo de Porosidad Secundaria ............. 121 3.2.5.4 Validación del Modelo Predictivo de Porosidad Secundaria............. 123
3.2.6 Predicción de la Producción Inicial de los Pozos . Simulación de Pozos en Welflow........................................................................................................................128
CAPITULO IV: ANALISIS DE RESULTADO
4.1 Evaluación de Indicadores de Porosidad Secundaria ........................................... 130
4.2 Competencia de los Indicadores de Porosidad Secundaria con Respecto a Data de Núcleo y Registros de Imágenes.................................................................................130
4.3 Calculo del Umbral y Aplicación de Lógica Difusa ................................................ 133
4.4 Comparación Entre el Modelo de Porosidad Secundaria para el Área Noroeste del Lago de Maracaibo y Registros Especiales................................................................ 135
4.4.1 Sónico Dipolar .............................................................................................. 135 4.4.2 Registro de Densidad Variable (VDL):.......................................................... 135 4.4.3 Data Obtenida Durante la Perforación (Masterlog)……… …………………..136 4.5. Predicción de la Producción Inicial de Los Pozos. ............................................... 138
CONCLUSIONES........................................................................................................141
RECOMENDACIONES ............................................................................................... 143
REFERENCIAS BIBLIOGRAFICAS ............................................................................ 144
LISTA DE TABLAS Tabla Pagina
1. Yacimientos asociados al Proyecto piloto Cretáceo Lago…...................... 18
2. Densidades conocidas para diferentes formaciones……………............... 44
3. Modelo de Análisis Convencional…………………………………............... 47
4. Análisis especiales de núcleo…………………........................................... 48
5. Comparación de algunos sistemas de clasificación de rocas carbonatadas………………………………………………............................. 51
6. Sistema de clasificación de rocas carbonatadas (Folk)……….................. 54
7. Pozos Control de las Unidades de Explotación Lagomar y Lagomedio………………………………………………………...................... 79
8. Pozos No Control de las Unidades de Explotación Lagomar y Lagomedio……………………………………………………………………. 80
9. Pozos Claves de las Unidades de Explotación Lagomar y Lagomedio................................................................................................. 80
10. Detección de fracturas con RHOB-NPHI……………….............................. 111
11. Comportamiento del factor RDSOFT/RD ……………………….................. 113
12. Rango de BVW y RT/RW para pozos claves……...................................... 117
13. Condiciones de aplicabilidad de la metodología de predicción de porosidad secundaria…………………....................................................... 122
14. Datos y registros requeridos para la aplicación de la metodología de predicción de porosidad secundaria……................................................... 122
15. Codificación utilizada para los registros de imágenes…………................. 123
16. Detección de fracturas por medio de data de perforación………………… 125
17. Tipos de poros derivados de la descripción sedimentologíca de los nucleos………………………………………………………………………….. 127
18. Evaluación de los indicadores de porosidad secundaria en pozos claves con núcleo………………………………....................................................... 131
19. Evaluación de los indicadores de porosidad secundaria en pozos claves con Registro de Imagen………………………............................................. 132
20. Resultados de la aplicación de los indicadores de porosidad secundaria para el área Noroeste del Lago de Maracaibo……………………………… 132
21. Calculo de umbral utilizando data de Núcleo del pozo SVS225………….. 134
22. Relación entre el valor Umbral y el porcentaje de falla y predicción ....... 134
23. Predicción de fracturas por medio de registros de imágenes y sónico dipolar………………………………………………........................................ 135
24. Predicción de la pérdida de productividad en pozos completados a hoyo entubado…………………………................................................................ 140
25. Pozos de Lagomar y Lagomedio utilizados en el análisis de predicción de productividad……………....................................................................... 140
LISTA DE FIGURAS Figura Página 1. Ubicación Geográfica Del Area Piloto, Proyecto Cretáceo Lago…………. 17
2. Ubicación Geográfica U. E. LAGOMAR.…………………………................ 19
3. Ubicación Geográfica U. E. LAGOMEDIO ………………………................ 20
4. Columna estratigráfica regional de la Cuenca de Maracaibo.……………. 29
5. Encabezado del Registro de un Pozo ………………………………………. 38
6. Sistema de clasificación de rocas carbonatadas por Dunham.................. 52
7. Características de Deformación de rocas, medidas y observadas en el Laboratorio................................................................................................. 56
8. Esfuerzos compresivos máximos y ductilidades de rocas sedimentarias saturadas de agua en función de profundidad. Se incluyen efectos de la presión de confinamiento, presión normal de poro, y temperatura (30°C/Km)……………................................................................................ 58
9. Numero promedio de fracturas para tipos comunes de rocas naturalmente fracturadas deformadas en el mismo ambiente físico........................................................................................................... 59
10. Clasificación de yacimientos naturalmente fracturados.…………………... 66
11. Tipos de porosidad en los carbonatos ………………………….................. 73
12. Procedimiento utilizado para la construcción de un Modelo Predictivo de Porosidad Secundaria en Formaciones Cretáceas……………………….. 76
13. Gráficos de distribución de tipos de registros por zona y Unidad de Explotación (Ejemplo RHOB)……………........……………………………… 78
14. Ejemplo del inventario y clasificación de la información por Unidad de Explotación y zonas………………………………........................................ 78
15. Ejemplo de correspondencia en profundidad entre las curvas…………… 81
16. Ejemplo de un Gráfico 3D para detectar valores anómalos para cada curva. Considera efectos de litificación.……………………........................ 81
17. Ejemplo de una sección de registro con data no representativa............... 82
18. Ejemplo de un gráfico CGR vs. Rhob antes y después de la Normalización…………………………………………………………………... 83
19. Ejemplo de un histograma de frecuencia donde se observa la diferencia entre los máximos y mínimos de las diferentes zonas.(La Luna, Maraca, Lisure, Apón).…………………………………………………………………... 84
20. Tabla de promedios por zonas. En rojo las zonas que requieren normalización…………………………………………………………………… 84
21. Tabla de promedios verdaderos por zona.…………………………………. 85
22. Ejemplo de una Tabla de normalización para Rhob.................................. 86
23. Proceso de normalización de registros sónicos.…………………………… 87
24. Proceso de normalización de registros de neutrón compensado………… 88
25. Proceso de normalización de registros de densidad………....................... 89
26. Ejemplo de la respuesta del VDL frente a una zona fracturada en Mississippi Lime. Evaluation of fractured Reservoirs……………………… 91
27. Representación teórica de porosidad de fractura..………………………… 94
28. Relación entre las curvas de resitividad profunda y somera para identificar fracturas…………………………………………………………….. 96
29. Ejemplo de un gráfico Swa vs Swr.………………………………………….. 99
30. Ejemplo de un gráfico de φs versus φt.……………………………………… 100
31. Ejemplo de un gráfico de φr vs φt............................................................... 101
32. Ejemplo de un gráfico de Dew para la zona D Glen Rose......................... 102
33. Programación para calcular Rw y Rmf con profundidad.………………….. 104
34. Programación para calcular la condición de hoyo..................................... 105
35. Ejemplo del procedimiento para calcular las curvas suavizadas (SOFT) Promedio de los últimos 40 pies registrados..……………………………… 106
36. Hoja Excel utilizada para cargar las curvas suavizadas en IP …………… 107
37. Programación para calcular el índice de porosidad secundaria RHOB……………………………………………………………………………. 108
38. Programación para calcular el índice de porosidad secundaria URAN……………………………………………………………………………. 108
39. Programación para lodos sin componentes pesados. Indicador PEF……………………………………………………………………………… 109
40. Programación para lodos con componentes pesados. Indicador PEF …………………………………………………………………………………… 109
41. Gráfico de detección de fracturas con los registros Neutrón – Densidad………………………………………………………………………... 110
42. Fundamento teórico del indicador de porosidad RHOB-NPHI................... 112
43. Ejemplo del comportamiento de las curvas originales y suavizadas.……………………………………………………………………... 113
44. Programación del índice de NPHI – RHOB.………………………………… 114
45. Programación del indicador RD-RM-RS …………………………............... 114
46. Identificación de fluidos para yacimientos a la Swrr considerando la relación RS/RMF..……………………………………………………………… 117
47. Identificación de fluidos para yacimientos a la Swrr considerando la 118
relación RXO/RMF..................................................................................... 48. Gráfico de Dew para los yacimientos del Noroeste del Lago de
Maracaibo……………………………………………………………................ 118
49. Programación del gráfico de Dew para los yacimientos del Noroeste del Lago de Maracaibo…………………………………...................................... 119
50. Gráfico de RD/RS vs RD para definir grado de pertenencia de los indicadores ………..................................................................................... 120
51. Programación del índice de porosidad secundaria.................................... 121
52. Ejemplo de imágenes resistivas o sónicas en frente a porosidad vugular………………………………………………………………………… 123
53. Ejemplo de imágenes resistivas o sónicas en frente a zonas fracturadas……………………………………………………………………… 124
54. Ejemplo de la Estimación del índice de productividad (ip) del Pozo
VLA1402 en Welflo…………………………………………………………….. 129
55. Ejemplo de detección de porosidad secundaria con un registro VDL en el
pozo VLA711…………………………………………………………………….. 136
56. Ejemplo de coincidencia entre porosidad secundaria, gasificaciones y pérdidas de lodo durante la perforación……….......................................... 137
57. Ejemplo de coincidencia entre porosidad secundaria según imagen y la metodología para detectar fracturas con data obtenida durante la perforación……………………………………………………………………… 138
58. Relación entre los indices de porosidad secundario(IP2) y de productividad inicial(ip)……………............................................................. 139
INTRODUCCION
En los yacimientos carbonatados, las fracturas naturales, vugas, brecha y estilolitas,
entre otros, son consideradas como porosidad secundaria que estimulan la
comunicación entre los compartimentos del yacimiento. Por tanto, es de vital
importancia considerar en la caracterización de este tipo de yacimientos, los efectos
tanto positivos como negativos que estos ejercen sobre la productividad del mismo, ya
que a menudo se conocen en forma imprecisa y en gran medida se subestiman.
Adicionalmente, este tipo de porosidad en general constituye el factor principal en la
productividad de una amplia gama de yacimientos con litología compleja, como los
existentes en el área Noroeste del Lago de Maracaibo.
El mayor riesgo que implica la falta de una caracterización temprana del tipo de poro
existente en los yacimientos calcáreos puede limitar severamente las opciones de
desarrollo del campo, además de producción de fluidos indeseables, factores de
recobro deficientes y finalmente mala gerencia del activo. Es probable que los equipos
a cargo de los activos de las compañías nunca lleguen a extraer los hidrocarburos
originalmente considerados recuperables porque, sin comprender el impacto de la
existencia de porosidad secundaria sobre el comportamiento de la producción, no
habrán preparado adecuadamente el campo para la aplicación de técnicas de
recuperación secundaria.
Por lo anteriormente expuesto, la Construcción de una Metodología para Identificar
Zonas de Porosidad Secundaria en Formaciones Cretácicas resulta de gran interés
para Petróleos de Venezuela S.A, porque en la medida que incremente la comprensión
de la naturaleza de este tipo de yacimientos por medido de la caracterización e
identificación de zonas de porosidad secundaria, será posible modelar la influencia de
estos sistemas sobre la producción, obteniendo finalmente una mayor rentabilidad del
negocio petrolero.
En tal sentido, se estudiará las respuestas de los registros de pozos frente a
sistemas de porosidad secundaria con el fin de definir una metodología que sea capaz
de generar modelos de porosidad secundaria, que defina el tipo de poro, las zonas
prospectivas (alto índice de porosidad secundaria) y estime el índice de productividad
de los pozos una vez finalizada la toma de registros, con el objetivo de optimizar las
operaciones de completación del pozo y maximizando la recuperación de
hidrocarburos.
16
CAPITULO I
INFORMACIÓN GENERAL
1.1 Ubicación Geográfica
1.1.1 Área Piloto: Proyecto Cretáceo Lago
El área piloto está ubicada en la parte central del Lago de Maracaibo, éste se
encuentra al Noroeste de la República Bolivariana de Venezuela. La cuenca está
limitada al Oeste por la Sierra de Perijá y al Este con el flanco occidental de Los Andes
y la Serranía de Trujillo, ocupa una depresión tectónica de unos 52.000 Km2 de
extensión, donde se han acumulado más de 10.000 metros de espesor de sedimentos
cuyas edades se extienden desde el Pre-cretácico hasta el Reciente; constituyendo la
cuenca petrolífera más rica de América del Sur.
P L A Y A
9
A-75 LAC-7
1
A-74 A-73 A-72
A-230
A-2
43
A-282
A-283
A-294 A-295 A-292 A-293
A-284 A-285 A-287 A-286
A-290 A-291A-289
A-288
A-302 A-301 A-300
A-309 A-308
A-310 A-311
A-323 A-322
A-332 A-331
A-333 A-334 A-
-70 A
A-330 A-329
335 A-336
A-328
A-337
A-326 A-325
A-339 A-340
A -69 A-68 A-67 A-389 A-387A-388
A-391 A-392
A-324
A-341
A-307 A-306
A-312 A-313
A-321 A-320
A-299 A-298 A-297 A-296
A-305 A-304A-303
A-314 A-315A-316
A-319 A-318 A-317
A-386
A-393
A-2
7
A-2
71
A-2
73
A-2
74
A-2
5
A-2
5
A-2
5
A-2
51
A-2
56
A-2
57
A-2
58
62 61 60 25927
6
275
2 4 3 2
A-2
A-2
A-2
A-
A-2
63
A-2
64
A-2
65
A-2
66
A- A-
A-2
77
A-2
78
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80
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79
A-281 A-2
70
A-2
69
A-2
68
A-2
67
LAC
-53
LAC
-62
59-41 A-544
59-42 59-43 A-546
59-44 59-45 A-548
59-46 59-47 A-550
A-5
14
A-5
15
A-5
16
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17
A-5
18
A-5
19
A-5
20
A-5
21
A-5
22
A-5
23
47 55-48
9 55-50
56-41
56-42
56-44
56-45
56-43
A-5
24A-5
29
A-5
30
A-5
31
A-5
25
A-5
26
61-4
62-4
963
-50
61-4
61-5
60-4
78
60-4
8
60-4
9
9 0
A-5
27
A-5
28
A-5
32
A-5
33
A-545
L-16 L-15
L-19 L-18
L-14
A-547
A-549
A-551
L-23 L-22
L-27 L-26 L-25
L-32 L-31 L-30 L-2959-48 59-49 A-552
L-20
L-24
L-28
L-13
L-17
L-21
A-560
A-561
A-562
A-553
A-563
A-564
A-565
L-36 L-35 L-34 L-33
L-40 L-39 L-38 L-37
L-44 L-43 L-42 L-41
L-48 L-47 L-46 L-45
10.0
05-4
6
10.001-43
0-20
74
0-20
7 5
0-20
7 6
0-20
7 7
0-20
78
0-20
79
0-20
80
0 -20
81
2 3 4
0-20
85
-2088
-39-40
-13 -14 -15
-68 -69 -38
-2
-66 -67
-1-09
-53 5
-58 -59 -60
-70 -71 -72 -73
-74 -75 -76 -77
-81-78 -79 -80
-82 -83 -84
-
0-20
8
0-20
8
0 -20
8
0-2087 0
LAMA-0-5113
0-2086
-37
-30 -33 -34-35
-64 -65
-287 -29
-62
-260
-54 -5
87 -88 -89-72
-85
-94 -95
-86
-73 -74 -75
-98 -99 -01
-96 -97
-43
-02 -46 -48
-82 -84 -85
-58 -59 -60 -61
-62 -63 -64 -65
-67 -68 -69
-42
-47
64-5
1
64-5
2
64-5
3
-54 -55
-44
-49
-45
-50
-52
-56
A-395 A-394A-397 A-396
A-398 A-399 A-400 A-401
A-77 A-76
A-82 A-81
A-402A-403A-404A-405
A-390
A-86 A-85LAC-92
A-2
55
566
567
568
569
A-4
07
A-4
08 A-7
A-LAC
-80
LA
C-8
9 A-
LAC-122 LAC-123
LAC
-110
LAC-121 LAC-120
0-2072 0-20730-2071
0-2066 0-2067 0-2068
LAC-
111
-16
-19-17 -18
-14 -15
-66
-56
-50
-46
-51
-49-48
-52 -53
-57
-0-1
000
AGUA-364
0-20
60
363
362
359
360
361
356
357
358
-0-1 -0-2 -0-3
-0-4 -0-5 -0-6
-0-7 -0-8 -0-9
-0-10 -0-11
-0-13 -0-14
-0-12
-0-15
-0-17 -0-18-0-16
-0-19 -0-20
-08
9 A-78
84 A-83
88 A-87LAC-91 LAC-90
-47
-07-06
LAMA-0-5111 LAMA-0-5112
A-4
10
A-4
09
LAMA-0-11000
-31 -32
-35 -36 -37
-33
-29
-38
-42 -44
-34
62-5
0
62-5
1
-40 -41
-45
-57
-92 -93 -94 -95 -02 -03 -04 -05 -12
-31 -32-25-23 -24
-39
-43
A-327
A-338
63-5
1
63-5
2
-0-1
021
-83
-70
0-20640-2065
0-2070
A-4
13
A-4
12
A-41
1
0-2069
93
-22
-63
LAM
A-16
014
LAM
A-1
6067
68 A-469
0
474 A-475
A-471 52-43
52-46
52-41 52-42
52-44 52-45
52-4852-47
A-1
8 7
A-224
A-225
LAC-1 L-2 L-3 L-4
L-8 L-7 L-6 L-5
L-9 L-10 L-11 L-12
A-1
88 58-42
58-44 58-45
58-43
58-41 A-534
A-536
A-538 A-539
A-537
A-535 A-222 A-223
A-226 A-227
A-229 A-228 55-42
55-4443
5 55-46 57-4
5
57-4
1
57-4
2
57-4
3
57-4
4
57-4
6
57-4
7
57-4
8
57-4
9
58-46
58-48
58-47 A-540 A-541
58-49 A-542 A-543
A-196 A-197 A-198
A-203 A-202 A-201
A-2
00
A-199
A-204 A-435
A-205 A-206 A-207 A-208
A-209
Z . L.
CIUDAD OJEDA
LAMA-0-2
LOTE 1 LOTE 2
LOTE LOTE 4
LOTE 6 LOTE 7 LOTE 8 LOTE 9 LOTE 10
3 LOTE 5
L
3023
3
018
30
13
3008
300
3
3022
3017
3021
3016
3020
3015
3019
3014
3012 3011
3007 3006
3010 3009
3005
3001
3004
3000
52-40
MA-041
57-4
0
LAMA-058-40
LAMA-059-40
10.001 4610.001 45
10.001 44
LAMA10.001
40
10.00547
LAMA-020004022
LA5.0
LAMA-0
LAMA16013
10.004 43
10.004 42
LAM
A-0
10.00
440
10.004 41 10.
004 4410.
004 49
10.004 48
10.004 47
10.004 46
10.004 45
LAMA-0
MA-0
00
10.005-40
A LAMA16028
LAMA16041
A
A LAMA16054
LAMA16066
A
A LAMA16078
LAMA16089
A
A LAMA16099
LAMA-04043
LAMA-05.030
LAM
A-0
5093
L-05281
05 1
00
L-05291
L-05251
L-05301
LAM
A0-
510 5-0-
1036-0-1038 LAMA
-0-1
L-0
522
5311
L-05236
N 33/64
LAM
A-0
2016
LOTE 6
1009 1
010
011
1
1030
10311029
1032
1033
1034
1035 1037 1039 1041
1012
147
146
145
144
143
142
141
140
139
138
137136
52127
1311321331341352
3120
5398 54 55
60
5
5
126
125
124
123
122
121
77877
7675
8688
100
7069
6867
10102
1031 1111111111111
-0-1040
AG
UA
406
LAMA0-56-40
10.00541
10.00141
10.0014210.005
48
04001
040000
4023
04024
04025
04002
04003
A554
A555
A556
A559
A558
A557
05.006
05.007
05.008
05.009
05.010
05.011
05.012
05.013
05.014
05.015
05.016
05.017
05.018
05.019
05.020
05.021
05.022
05.023
05.024
05.025
05.026
05.027
05.028
5.001
5.0 5. 5. 5.00
L-05241
61011.019
011.017
011.015
011.016
011.018
011.020
L-0
10.00542
10.00543
10.00544
10.00545
0 0 02 0 003 0 004 0 5
L-052
5271
011001
011002
011-003
011-004
011-005
011-006
011-007
011-008
011.010
011.009
01 1.01 1
011.012
011.014
011.013
02042
02043
02044
02048
02049
02050
02045
02046
02054
02055
02056
02057
02051
02052
02058
02047
02053
02059
01007
01005
010030
1001
01008
01006
01004
01002
01022
01024
01026 1028
01027
01025
01023
04042
04026
04028
04030
04032
04034
04036
04038
04040
04041
04039
04037
04035
04033
04031
04029
04027
04004
04006
04008
04010
04012
04014
04016
04018
04020
04019
LAMA0-4021
04017
04015
04013
04011
04009
04007
04005
02001
02021
02022
02024
02023
02003
02002
02004
02005
02025
02026
02028
02027
02007
02006
02008
02009
02029
02030
02032
02031
02011
02010
02012
02013
02033
02034
02036
02035
02015
02014
02016
02017
02037
02038
020
18 020
19 020
20 020
39 020
40 020
41
MOB344-1
MOB345
MOB346-1
MOB347
MOB348
MOB349
MOB350
LAC
52 LAC
51 LAC
50 LAC
49
LAC
57 LAC
56 LAC
55 LAC
54
LAC
61 LAC
60 LAC
59 LAC
58
LAC66
LAC65 LA
C64 LA
C63
LAMAO-3
AG
UA
351
AG
UA
352
AG
UA
353
AG
UA
354
AGUA355
LAMA0-21
010
13
010
15 010
17 010
19 015
-000 0
15-0
02
015
-0010
10200
10180
10160
1014
LAC119
LAC118
LAC117
LAC116
LAC115
LAC114
LAC113
LAC112
LAM
A0-
2062
LAM
A0-
6063
A242
A24
4
A231
A232
A233
A234
A235
A241
A240
A238
A239
A236
A237
A245
A246
A247
A248
A249
A250
LAC94
LAC95
A96
A97
A98
A99
A100
A101
LAC102
LAC103
LAC104
LAC105
LAC106
LAC107
LAC108
LAC109
XIV
XV
V
VI
IX
II
X
BLOQUE I
XII
CENTRO LAGO
VIII
II
XI
III
XI
V
856
844
CRET-37
CRET-LMA0077
CRET-SVS0078
CRET-0001(SERIE 800) CRET-LMA0004
(SERIE 800)
S0001
CRET-SVS0104
CRET-SVS0003(SERIE 800)
CRET-SVS0198
CRET-SVS0005 (SERIE 600)
617
CRET-09
CRET-SVS0176
CRET-SVS0218
CRETLRF0024
CRET-SLA-8-2X
CRET VLE0714
CRET LPG14CRET VLE0713
CRET VLE0400
CRET LPG1249
CRETLRF0026
200CRET-SL 71
800100
89
CRET-04
CRET-SLA0042X300
CRET. VLF
LUCO-SV
48
A00
6
3
200CRET VL 86E06
CRET-12
CRET-26CRET-28
CRET-24
CRET-19
0
MJ-SVS0001
MJ - 01
CRET-25
9
222
815
894
CRET D 0044
818
809
CL
CRET-8
CONV. B-2-X-70-80
INTE
RCAM
PO
NORTE
CONV.
OESTE
LL6
52
CONV. B
-2-X-68-79
CRET-SVS0198(SERIE 200)
CO
NV.
LLaaggoommeeddiioo
7
1
2
3
45
6
LLaaggoo CCiinnccoo
BBllooqquuee VVIIIIII
CCeennttrroo LLaaggoo
LLaaggoommaarr
11,,22,,33,,44,,55,,66,,77== ÁÁrreeaa PPiilloottoo
Figura 1. Ubicación Geográfica Del Área Piloto, Proyecto Cretáceo Lago. Dávila, (2008)
18
El proyecto Cretáceo Lago, comprende un área piloto de 1.195 Km2,
correspondientes al 10% de la superficie del Lago de Maracaibo, 50% del POES oficial,
contiene 108 pozos asociados a 22 yacimientos, que representan el 50% de los pozos
del Cretáceo en la cuenca del Lago. Dicho proyecto tiene como objetivo cuantificar,
caracterizar, sincerar el POES y las reservas de hidrocarburos, con la finalidad de
generar el plan de explotación que maximizará el recobro de las reservas y generación
de nuevas estructuras y prospectos no identificados hasta el momento en las U.E.
Lagomedio, Lagomar, Centro Sur Lago y Lagocinco.
Tabla 1. Yacimientos asociados al Proyecto piloto Cretáceo Lago.
CRET VLE0714 CRET LRF24 CRET LRF26 CRET LPG1249 CRET LPG 1448
CRETACEO 4 CRETACEO 9 CLD00446 CRET VLE400 CRET VLE068
CRET SVS0218 CRET SVS078* CRET SVS176 CRET LMA0077 MJ SVS0001
CRET VLA0515 CRETACEO 8 CRET SVS0104 CRET SVS0198 CRET SVS0205 CRET SVS0213 CRET SVS078* FLANCO OESTE
Distrito Maracaibo Yacimientos (12)
Distrito Lagunilla Yacimientos (10)
1.1.2 Unidades de Explotación asociadas al Estudio
1.1.2.1 Lagomar Está integrada por cuatro grandes áreas geográficas que son identificadas por
Bloque I, Bloque II, Bloque XII y UD- Lama. Se encuentra ubicada geográficamente en
19
la parte Noroeste del Lago de Maracaibo. Limita al Norte y al Oeste con el Lago de
Maracaibo, al Sur con la U. E. Lagomedio y al Este con la U. E. Lagunillas Lago.
Figura 2.1. Ubicación Geográfica U. E. LAGOMAR
Figura 2. Ubicación Geográfica U. E. LAGOMAR.
MARACAIBO
La gode
Marac
I
X
Bloque XII
Bloque UD Bloque II
Bloque I
El área del Bloque I localizada dentro del Campo Lagunillas, está geológicamente
ubicada sobre el margen oriental de la gran cuenca jurásica infrayacente, la cual
presenta una orientación de fallamiento norte-sur. El sistema de fallas de Icotea de
rumbo NE-SO, constituye la estructura principal y divide al Bloque I estructuralmente en
dos partes: una fosa tectónica (graben) al oeste y un pilar tectónico (horst) al este. Al
este de la falla Icotea se ha desarrollado el Ático, constituido por bloques levantados
delimitados por una falla inversa prominente.
Los yacimientos cretácicos explotados por dicha Unidad de explotación se
encuentran en el Bloque I y llevan los nombres de VLA 0515 y Cretáceo 08 con 22
pozos asociados.
20
1.1.2.2 Lagomedio
Está integrada por tres grandes áreas geográficas que son identificadas por los
siguientes bloques: Bloque IX, Bloque X y Bloque XIV. Se encuentra ubicada
geográficamente en la parte NO del Lago de Maracaibo. Limita al Norte con la Unidad
de Explotación Lagomar, al Oeste con Lago Cinco, al Sur con el lago de Maracaibo y al
Este con la U. E. Lagunillas Lago.
MARACAIBO
La o gde
Maracai
I
X
Bloque IX
Bloque XIV
Bloque X
Figura 3. Ubicación Geográfica U. E. LAGOMEDIO.
Los yacimientos cretácicos explotados por Lagomedio se encuentran en el Bloque IX
y XIV, llevan los nombres de LMA0077, SVS104, SVS176, SVS198, SVS205, SVS213,
SVS218, MJ SVS0001 y SVS0078; siendo este ultimo el más desarrollado con 13
pozos. En total la U. E Lagomedio tiene asociado 29 pozos en el área piloto.
21
1.2 Planteamiento del Problema
Los yacimientos en rocas carbonáticas son bien conocidos como yacimientos de
litología compleja, debido a la presencia de porosidad secundaria. A pesar de que sus
poros pueden ser microscópicos y/o la permeabilidad de la matriz puede ser
inconmensurablemente baja, la presencia de fracturas y vugas permiten en la mayoría
de los casos que la capacidad de flujo de fluidos sea más alta que en areniscas.
Hasta ahora, estos yacimientos no han sido convenientemente caracterizados a
partir de la información de registros, puesto que solo existen aproximaciones
rudimentarias y poco robustas basadas en petrofísica convencional y métodos
estadísticos que conllevaron a suspender la perforación de pozos por más de 15 años
en la cuenca del Lago de Maracaibo, debido a los bajos niveles de acertividad en la
estimación de los parámetros petrofísicos.
Basado en lo anterior, nace la necesidad de realizar un estudio integrado, que
actualmente está siendo desarrollado por PDVSA, el cual lleva por nombre “Proyecto
Cretáceo Lago” el cual contempla la realización de los modelos estático y dinámico,
mediante la integración de las diferentes Geociencias (Estratigráfica, Sedimentología,
Petrofísica, Geoquímica, Geomecánica e Ingeniería de Yacimientos), que permitirán
caracterizar y cuantificar efectivamente las reservas de hidrocarburos existentes y
generar un plan de explotación rentable, utilizando tecnología de punta.
Enmarcado en el proyecto Cretáceo Lago, el siguiente trabajo de grado intentará
compilar las metodologías existentes en la literatura para predecir fracturas en los
carbonatos a través de registros de pozos, con el fin de desarrollar una metodología
que sea capaz no solo de predecir fracturas, si no que considere otro tipos de porosidad
secundaria tales como vugular, estilolítica, bimodal, etc.
Adicionalmente, se creará un modelo de índice de porosidad secundaria para
identificar zonas de porosidad secundaria en los yacimientos del área Noroeste del
22
Lago de Maracaibo que arrojará, una estimación de la producción de los pozos nuevos,
maximizando la recuperación de hidrocarburos y eventualmente, contribuirá con la
correcta caracterización de los yacimientos.
1.3 Justificación de la Investigación
Esta investigación se justifica bajo los siguientes criterios:
En lo Económico, la construcción de un modelo predictivo de porosidad secundaria,
permitirá realizar una estimación de la productividad de los pozos nuevos, que
garantizará la toma de decisiones durante la completación de los pozos que maximice
su vida útil, incrementando la rentabilidad de los mismos.
En lo Práctico, este trabajo proporcionará alternativas y experiencias que pueden
servir como referencia para el desarrollo de futuros estudios en esta área de
investigación o en otras afines.
En lo Social, el desarrollo de esta investigación y práctica de los resultados
generados, permitirá a Petróleos de Venezuela generar los recursos económicos
necesarios, orientados por las políticas energéticas del país, para invertir y cubrir
necesidades en los diferentes ambientes sociales como educación, salud y seguridad
ciudadana.
En lo Académico, el desarrollo de esta investigación permitirá al ingeniero
maestrante adquirir cierto nivel de pericia en la evaluación petrofísica de yacimientos
cretácicos que le permitirá desarrollar un trabajo especial de grado para optar por el
título de “Magister Scientiarum en Ingeniería de Petróleo”.
23
1.4 Objetivos de la Investigación
1.4.1 Objetivo General
Crear una Metodología para desarrollar modelos matemáticos de índice de
porosidad secundaria, que sea capaz de predecir la producción de pozos nuevos,
identificar tipo de poro y zonas prospectivas en formaciones cretáceas.
1.4.2 Objetivos Específicos
• Documentar las metodologías existentes de detección de fracturas por medio de
registros de pozos en formaciones cretáceas.
• Integrar la información de núcleos, registros convencionales/especiales y
masterlogs con el fin de definir la ubicación de posibles fracturas y analizar el
comportamiento de los registros convencionales frente a las zonas de porosidad
secundaria.
• Validar la aplicabilidad de las metodologías de detección de fracturas existentes
en los yacimientos del área Noroeste del Lago de Maracaibo.
• Desarrollar nuevos indicadores de porosidad secundaria, de acuerdo al
comportamiento de los registros convencionales frente a zonas de fracturas,
vugas, estilolitas, etc.
• Desarrollar una metodología que permita predecir porosidad secundaria en
yacimientos cretáceos por medio de la integración de las metodologías
existentes de detección de fracturas y los nuevos indicadores de porosidad
secundaria.
24
• Crear un modelo de índice de porosidad secundaria en los yacimientos del
Noroeste del Lago de Maracaibo.
• Validar el modelo de índice de porosidad secundaria con data de núcleo y
registros especiales.
• Determinar la relación entre índice de porosidad secundaria e índice de
productividad.
1.5 Alcance de la Investigación
Con este estudio se busca compilar la información técnica, existentes en la literatura,
para predecir fracturas en los carbonatos a través de registros de pozos, con el fin de
desarrollar una metodología que sea capaz no solo de predecir fracturas, si no que
considere otro tipos de porosidad secundaria tales como vugular, estilolítica, bimodal,
etc. Adicionalmente, se creará un modelo de índice de porosidad secundaria para
identificar zonas de porosidad secundaria en los yacimientos del área Noroeste del
Lago de Maracaibo que arrojará, una estimación de la producción de los pozos nuevos,
maximizando la recuperación de hidrocarburos y eventualmente, contribuirá con la
correcta caracterización de los yacimientos.
1.6 Delimitación de la Investigación
Esta investigación se llevará a cabo en las instalaciones de Petróleos de Venezuela
S.A, División Occidente, en el piso 9 del edificio “PDVSA Exploración y Producción de 5
de Julio”, ubicado en Maracaibo, Estado Zulia. Específicamente en la Gerencia de
Estudios Integrados, Proyecto Cretáceo Lago.
25
El modelo a realizar se fundamentará en la información proveniente de los núcleos,
data de perforación y registros convencionales/especiales, del área Noroeste del Lago
de Maracaibo, que a su vez forman parte del área piloto del Proyecto Cretáceo Lago.
1.7 Planificación de la Investigación
Para llevar a cabo este estudio se realizarán una serie de pasos y procedimientos
con el fin de alcanzar los objetivos planteados; la secuencia de estos se describe a
continuación:
Fase I: Recopilación de la información existente.
• Revisión de documentos técnicos referentes al tema en estudio.
• Perfiles convencionales y especiales.
• Trabajos previos.
• Información de núcleos relacionada con descripciones sedimentológicas, análisis
convencionales y especiales.
• Historias de perforación y data adquirida durante la perforación (Masterlogs).
• Clasificación de la información.
Fase II: Control de calidad y validación de la data existente.
• Verificación de la condición de hoyo.
• Validación de la correspondencia en profundidad entre los diferentes registros.
• Control de calidad de las curvas de acuerdo a la norma UCS-1.1.1.4-PO-005 de
PDVSA.
26
Fase III: Desarrollo de la Metodología para identificar zonas de porosidad secundaria.
• Identificar las zonas de porosidad secundaria utilizando la información de núcleo,
data de perforación y registros especiales.
• Evaluación de la respuesta de los registros convencionales frente a zonas de
porosidad secundaria.
• Verificar la aplicabilidad las metodologías existentes para predecir fracturas, en
los yacimientos cretáceos del área Noroeste del Lago de Maracaibo.
• Desarrollo de nuevos indicadores de porosidad secundaria por medio de
registros convencionales.
• Desarrollo de una nueva metodología para predecir porosidad secundaria.
• Programar en el software Interactive petrophysics (IP) el modelo ha desarrollar
para los yacimientos del área Noroeste del Lago de Maracaibo.
• Validar el modelo de índice de porosidad secundaria con data de núcleo,
masterlogs y registros especiales de los yacimientos del área Noroeste del lago
de Maracaibo.
• Determinar la relación entre índice de porosidad secundaria vs. índice de
productividad.
Fase III: Análisis de Resultados.
• Integración y análisis de resultados.
• Conclusiones.
Fase IV: Redacción.
• Elaboración del Trabajo Especial de Grado y Presentación Final.
27
1.8 Antecedentes
A continuación se describen brevemente alguno de los trabajos que sirven de
antecedentes para el estudio y los resultados obtenidos.
• DETERMINING CARBONATE PORE TYPES FROM PETROPHYSICAL LOGS. Asquith G., Texas Teach University, Texas. 1995.
Este trabajo investigativo presenta la aplicación de una serie de metodologías
para calcular índice de fractura, en los yacimientos cretácicos Glen Rose y
Fusselman en Texas, EEUU. Se determinó que la producción del campo Glen
Rose proviene principalmente de porosidad intergranular y en el caso del
Yacimiento Fusselman predomina la porosidad vugular e intercristalina.
Adicionalmente, La correcta estimación del tipo de poro les permitió obtener
valores de saturación de agua más confiables.
• CARACTERIZACIÓN PETROFÍSICA DE LOS YACIMIENTOS CRETÁCEO VLA 0515 Y CRETÁCEO 08 DEL BLOQUE I DE LA U.E. LAGOMAR. Keydi Dávila,
Isanevys Urdaneta. PDVSA, 2008.
Tesis de pre-grado que desarrollo una nueva metodología para caracterizar a
través de registros yacimientos cretácicos. Fue aplicada en el área de Lagomar,
en los yacimientos: Cretáceo VLA515 y Cretáceo 08. Se obtuvo un modelo
litológico, de saturación de agua, volumen de arcilla y el exponente “m” que
sirvieron como referencia para el estudio propuesto.
• A NEW METHODOLOGY TO ESTIMATE FRACTURE INTENSITY INDEX FOR NATURALLY FRACTURED RESERVOIRS. Sandro Arango, Eduardo Idrobo.
Ecopetrol, 2004.
28
Se realizó una nueva metodología para estimar el índice de intensidad de
fractura logrando caracterizar un yacimiento cretáceo en Colombia. La
investigación concluyo que es posible identificar una relación entre la
productividad de los pozos y el índice de fractura.
• USE OF MUD MICROLOSS ANALYSIS WHILLE DRILLING TO IMPROVE THE FORMATION EVALUATION IN FRACTURED RESERVOIR. Beda G., Carugo
C., ENI, 2001.
Este trabajo investigativo presentado ante la SPE, muestra una metodología para
mejorar la evaluación de formaciones cretácicas, utilizando datos de perforación
como Revoluciones por minutos(RPM), tasa de penetración (ROP), presión de
tubería, Indicios de gas de formación, pérdidas y ganancias dentro del hoyo de
perforación, etc. Se demostró que es posible detectar fracturas por medio de
data y eventos de perforación.
CAPÍTULO II
MARCO TEORICO
2.1 Geologia Regional
Estratigrafía Regional: La columna estratigráfica del Cretáceo de la Cuenca de
Maracaibo está integrada desde el Basamento Paleozoico ígneo-metamórfico hasta la
Formación Colon del Cretáceo Superior, tal como se representa a continuación:
Figura 4. Columna estratigráfica regional de la Cuenca de Maracaibo (PDVSA, 2001).
La Cuenca de Maracaibo se encuentra ubicada al noroeste de Venezuela. Su
extensión es de aproximadamente 50.000 Km2 perteneciendo en su mayor parte al
estado Zulia y en extensiones menores a los estados Táchira, Mérida y Trujillo. Sus
límites geográficos son al oeste y noroeste, la Sierra de Perijá, al sureste los Andes de
Mérida y al este y noreste, la Serranía de Trujillo. González de Juana et al., (1980).
30
Los sedimentos que constituyen la Cuenca de Maracaibo alcanzan un volumen total
de aproximadamente 250.000 Km3, estos fueron depositados en un rango de edades
que van desde el Jurásico hasta el Holoceno. Sin embargo, es durante el Cenozoico
cuando la cuenca recibe el mayor volumen de sedimentos. González de Juana et al.,
(1980).
El basamento de la Cuenca de Maracaibo está constituido por los metasedimentos
de la Formación Mucuchachí y equivalentes de edad Pensilvaniense y las capas rojas
de la Formación La Quinta de edad Jurásico, la cual se encuentra rellenando el sistema
de “grabens” asociados a la apertura continental que comenzó en el Triásico.
En el Cretácico los sedimentos fueron depositados sobre una plataforma estable y la
sedimentación estuvo controlada por la subsidencia de la cuenca, por la carga
sedimentaria y por los cambios eustáticos. Todo esto bajo un largo período transgresivo
que comenzó en el Cretácico Temprano y culminó en el Paleoceno.
Se depositaron las formaciones Río Negro, que representa un período de
depositación restringida (ambiente continental-costero); el Grupo Cogollo, integrado por
las formaciones Apón, Lisure y Maraca; La Luna (roca madre de mayor potencialidad en
la Cuenca del Lago de Maracaibo), que representa depósitos marinos a lo largo de toda
la cuenca de Maracaibo y el máximo avance de los mares cretácicos; Colón, constituida
en su base por el Miembro Socuy y Mito Juan que representa el estado final de la caída
relativa del nivel del mar durante el Cretácico Tardío.
A continuación se presenta un resumen de las características geológicas más
importantes de las formaciones cretáceas que componen la columna sedimentaria de la
Cuenca de Maracaibo.
31
• Formación Río Negro [Cretácico (Barremiense)]
Durante el Barremiense, los surcos de Machiques, Uribante y Barquisimeto en
Venezuela Occidental, se rellenaron con una secuencia sedimentaria de ambiente
predominantemente fluvial, conocida como Formación Río Negro.
Su característica litológica más distintiva en el Surco de Machiques, es la presencia
de areniscas arcósicas y arcosas, asperones(es una arenisca de grano grueso y poco
cemento), conglomerados y espesores menores de arcillitas y limolítas de colores
brillantes. Esta formación se caracteriza, unas veces por sedimentos de origen fluvial
con areniscas conglomeráticas y otras por arcosas de grano grueso con
acanaladuras y lentes de conglomerados, frecuentemente con estratificación cruzada e
intercalaciones de lutitas.
Grupo Cogollo
• Formación Apón [Cretácico (Aptiense - Albiense)]
La Formación Apón, se compone de una caliza gris azulosa, dura, densa, en capas
gruesas, generalmente fosilífera, con intervalos menores de lutitas que varían de
calcáreas a arenosas. Un intervalo de lutitas calcáreas negras y calizas laminares
delgadas sirvió para efectuar la subdivisión de esta formación en tres miembros,
designados en forma ascendente como Tibú, Machiques y Piché, concordantes entre sí.
El comienzo de una sedimentación transgresiva, está representado por el Miembro
Tibú, que se caracteriza por calizas bioclásticas de aguas llanas, cuya edad está
comprendida entre el Aptiense Inferior a Medio.
A finales del Aptiense, se produce la sedimentación de extensos y relativamente
delgados horizontes de lutitas dolomíticas muy persistentes y de carácter regional, que
ha sido denominado Miembro Guáimaros, con localidad tipo en el flanco occidental de
Los Andes de Mérida.
32
Casi simultáneamente, una notable subsidencia en la parte central del Surco de
Machiques, produce una sedimentación de tipo peculiar, caracterizada por la
presencia de lutitas calcáreas, calizas laminares oscuras, frecuentemente bituminosas,
con concreciones elipsoidales de caliza densa que contienen amonites, pelecípodos y
restos de peces, este intervalo se denomina Miembro Machiques, el cual está
restringido estrictamente al Surco de Machiques y representa un período de
sedimentación alternante euxínica y de aguas oxigenadas, presentando características
de buenas rocas madres de hidrocarburos.
A comienzos del Albiense, la Depresión de Machiques, vuelve nuevamente a la
circulación normal; en la Plataforma de Maracaibo y Surco de Machiques, se reanuda la
sedimentación de calizas bioclásticas de aguas oxigenadas denominadas Miembro
Piché, de edad Albiense Inferior. La edad de la Formación Apón, se ha determinado
basándose en la presencia de numerosos fósiles, como amonites, moluscos y
foraminíferos característicos del Aptiense – Albiense.
• Formación Lisure [Cretácico(Albiense Medio)]
En el Surco de Machiques, una ligera subsidencia durante el Albiense Medio produjo
una sedimentación característica de areniscas glauconíticas, areniscas laminares,
intercalaciones de calizas glauconíticas, arenosas y coquinoides y algunas lutitas
correspondientes a la Formación Lisure. Esta formación, ha sido extendida al subsuelo
de la Plataforma de Maracaibo, pero más hacia el norte, aumenta su contenido de rocas
carbonáticas y se incluye en el Grupo Cogollo sin diferenciar; mientras que hacia el sur,
Lisure grada a la Formación Aguardiente con la cual es equivalente lateral parcial. En el
subsuelo del Lago de Maracaibo, la Formación Lisure presenta un espesor promedio de
120 metros.
33
• Formación Maraca [Cretácico (Albiense Superior)]
Durante el Albiense Tardío, las condiciones de sedimentación se igualaron de
manera notable y un delgado y extenso intervalo de caliza fosilífera, formación Maraca,
se sedimentó sobre la Plataforma de Maracaibo y Los Andes Venezolanos. En el
subsuelo del Lago de Maracaibo, esta formación promedia 14 metros de espesor y se
caracteriza por calcarenitas bioclásticas fosilíferas.
El contacto entre la Formación Maraca y la Formación La Luna suprayacente,
sugiere un violento cambio de ambiente, aunque las relaciones de campo entre ambas
parecen ser concordantes y hasta transicionales; este contacto representa un cambio
litológico contrastante que coloca a las calizas con ostras, de ambiente nerítico muy
cercano a la costa de la Formación Maraca, con calizas negras y densas con faunas de
amonites y lutitas negras marinas de ambientes euxínicos de la Formación La Luna,
postulándose una profundización de los mares, en un evento contemporáneo con la
base transgresiva del Cretácico Medio - Superior.
• Formación La Luna [Cretácico (Cenomaniense - Campaniense)]
La Formación La Luna, constituye la unidad litoestratigráfica más característica del
Cretácico de Venezuela Occidental. Consiste típicamente en calizas laminadas densas
de color gris oscuro a negro, carbonáceas a bituminosas, arcillas, calcáreas o no, de
color negro; como carácter notorio, la formación presenta concreciones elipsoidales y
discoidales de caliza negra dura, y es bastante común la presencia de ftanita negra.
La Formación La Luna, se sedimentó en un ambiente marino, bajo condiciones de
fondo euxínicas que inhibieron la vida bentónica; en este ambiente reductor, se
preservó materia orgánica y se formó pirita durante las fases diagenéticas. Debido a su
alto contenido de materia orgánica, la Formación La Luna, fue por excelencia la
34
principal generadora de hidrocarburos en la Cuenca del Lago de Maracaibo, donde se
han encontrado espesores de hasta 81 metros.
• Formación Colón [Cretácico (Campaniense-Maestrichtiense)]
La Formación Colón, se caracteriza por lutitas microfosilíferas gris oscuro a negras,
macizas, piríticas y ocasionalmente micáceas o glauconíticas, con margas y capas de
caliza subordinada. Las lutitas son más arenosas hacia la parte superior, donde la
unidad pasa transicionalmente a la Formación Mito Juan.
El ambiente de sedimentación de la Formación Colón, se considera como marino
abierto con buena circulación de masas de agua y desarrollo favorable de microfaunas
bentónicas y planctónicas. Dentro de esta formación se reconoce el Miembro Socuy,
que está constituido por calizas que forman la base de la Formación Colón en Perijá y
subsuelo de áreas vecinas, constituyendo un horizonte de carácter regional en la parte
septentrional de la Cuenca de Maracaibo.
• Formación Mito Juan [Cretáceo (Maestrichtiense Superior)]
La Formación Mito Juan, se caracteriza litológicamente por las arcillas grises, gris -
verdosas y negras, localmente arenosas, en las cuales el contenido de limo y arena
aumenta en sentido ascendente y en cuya parte superior se encuentran a veces capas
delgadas de calizas y areniscas.
Esta formación, representa una facies de aguas marinas poco profundas con
intervalos salobres; que es uno de los criterios de diferenciación con la Formación
Colón infrayacente, además de la presencia de arenas, es el marcado cambio de las
faunas de los foraminíferos en comparación con los de Colón. Sutton, (1946).
35
El espesor de la Formación Mito Juan, varía entre 100 y 150 metros, con un espesor
promedio de unos 200 metros; aunque en el Distrito Mara del Estado Zulia, fueron
perforados unos 150 metros.
Las formaciones Colón y Mito Juan, se han comportado como roca sello sobre las
rocas madres potenciales de la Formación La Luna, impidiendo la migración de petróleo
hasta el Mioceno posiblemente.
2.2 Petrofísica
La petrofísica es el estudio de las propiedades físicas y químicas que describen la
incidencia y el comportamiento de las rocas, los sólidos y los fluidos para caracterizar
un depósito de petróleo o de gas. Se realizan mediciones tales como resistividad,
neutrones y densidad, a partir de las cuales se pueden cuantificar la permeabilidad, las
saturaciones de fluidos y las porosidades efectivas.
La estimación de la porosidad de la formación y la saturación de agua, son datos
cruciales para calcular las reservas de hidrocarburos. Las típicas fuentes de datos son
los registros por cable y los registros durante la perforación (Log While Drilliing), que a
menudo se complementan con la información de núcleos, muestras del sondeo,
mediciones de presión de las pruebas por cable u otras pruebas de la formación, así
como otros datos geológicos y de perforación.
La permeabilidad de la formación es el factor principal que controla la productividad
de un yacimiento. El cálculo directo de la permeabilidad a partir de los registros por
cable es probablemente el desafío más importante que actualmente enfrentan los
petrofísicos. La permeabilidad es principalmente una función de textura de roca,
mientras que la mayoría de las mediciones por cable o LWD responden principalmente
a la química de las rocas.
36
2.2.1 Parámetros Petrofísicos de Interés
Coeficiente de Tortuosidad (a) y Exponente de Cementación (m)
Como el factor de formación viene en función de porosidad, se grafica en papel
logarítmico F vs. φ y la pendiente de la línea recta será el exponente de Cementación
“m” y “a” será el intercepto a la porosidad fraccional. Para valores de porosidades
menores de 10% se recomienda esta prueba a presión de sobrecarga, las cuales
pueden indicar diferencias insignificantes en las relaciones de Factor de formación-
porosidad, pero la constante de cementación “m” es mayor bajo condiciones de
sobrecarga, y aunque la porosidad cambia ligeramente, la reducción en el espacio
poroso origina diferencias bastantes notables en la resistividad; siendo la máxima
presión aplicable igual a la mitad de la profundidad.
El factor de cementación “m”, varía con la porosidad, distribución de los granos y su
tamaño, la intercomunicación de los poros y la litología. Este factor es muy importante
obtenerlo con la mayor precisión posible, debido a su relación directa con la saturación
de agua.
Por otra parte, “a” es una relación que se determina empíricamente; este valor
permite compensar las variaciones de compactación, estructura de poros, tamaño y
distribución en la relación entre F y Ø (intercepto cuando la porosidad es igual a uno). El
valor numérico para la constante a esta generalmente entre 0.6 y 1.
Exponente de Saturación (n)
La literatura científica requiere que la fórmula empleada para el cálculo de Índice de
resistividad y el exponente de saturación “n” de cada muestra es:
37
o
t
RRI =
(1)
La resistividad de las muestras, a diferentes saturaciones se obtiene, cuando se
realiza la prueba de presión capilar por el método del plato poroso, con este valor de la
resistividad verdadera de la formación Rt y como se conoce el valor de la resistividad de
la muestra 100 % saturada de agua de formación Ro, se calcula el índice de resistividad
a diferentes saturaciones de agua obtenidas. Ahora bien, como el valor de índice de
resistividad es función de la saturación de agua, se gráfica en papel logarítmico IR vs.
Sw y la pendiente de la línea recta será el exponente de saturación “n” y el intercepto
de la gráfica es igual a 1.0 y esto ocurre cuando Rt = Ro.
El parámetro n, llamado exponente de saturación varía levemente según la roca-
yacimiento que se trate. Se ha dicho que el factor fundamental en el control de su
magnitud es la humectabilidad de la roca, en las rocas mojadas completamente por
petróleo n puede alcanzar valores mayores de 2 (3.4 o aún mayores, pudiendo en
algunos casos pasar de 10); pero este tipo de rocas es muy raro. En general, la mayoría
de las rocas son mojadas por agua, o sea, aunque la mayor parte del fluido poral sea
petróleo, las paredes de los poros está cubierta por una película de agua con gotas de
petróleo suspendidas en el medio, pero puede ocurrir, a veces, una condición de
humectabilidad dalmática, cuando el petróleo toma contacto ocasionalmente con la
matriz de la roca. En rocas mojadas por agua, n toma valores de 2, siendo esta la
condición más común de las formaciones venezolanas.
2.3 Perfilaje de Pozos
Los perfiles de pozos, son registros dispuestos sobre diversos tracks, en los cuales
se busca plasmar a través de las características inherentes a la roca y los fluidos
contenidas en estas, la ubicación de los posibles reservorios de hidrocarburos
comercialmente explotables. En el encabezado de los registros de pozos (Ver figura 5)
38
se encuentran datos básicos acerca de las condiciones iníciales a las cuales fue
tomado, como por ejemplo: la profundidad total, la resistividad del filtrado de lodo de
perforación, la temperatura y presión de fondo, la densidad, viscosidad del lodo, etc.
Estos datos son utilizados para complementar la información requerida por los
diferentes softwares para realizar la evaluación petrofísica.
Figura 5. Encabezado del Registro de un Pozo. Dávila, (2008)
Entre los principales registros que son necesarios para la realización de una
evaluación y/o caracterización petrofísica se encuentran:
Perfiles Resistivos
Perfil de Potencial Espontaneo (SP):
Es un registro continúo de diferencia de potencial entre dos electrodos, uno móvil
dentro del pozo (el capta la señal) y el otro electrodo es fijo y está colocado en la
superficie el cual está a un potencial constante, todo el registro continuo es función de
39
la profundidad y expresado en milivoltios. Para que el SP pueda desarrollarse en el
pozo tiene que haber un fluido conductor (lodo a base de agua), y además que el agua
del lodo sea más dulce que el agua de formación.
Perfiles de Inducción (IEL):
Estos registran la resistividad de los fluidos contenidos en la roca, al paso de la
corriente. Las lecturas pueden obtenerse por medición directa de la corriente eléctrica o
por la inducción de los campos magnéticos de estas. Estos registros representan una
combinación de curvas eléctricas o de inducción, por lo tanto miden la conductividad de
la formación. En este se usan múltiples electrodos los cuales hacen que la corriente
fluya en forma lateral hacia la formación y ayuda a tener un mayor diámetro de
investigación. La propiedad que determina es la conductividad y permite determinar la
resistividad de la zona virgen y la zona invadida con una invasión menor de 100”. Las
curvas eléctricas que se pueden destacar son:
Perfil de Inducción Doble:
Es una de las mediciones más utilizada especialmente cuando los diámetros de
invasión son grandes. Este registro incluye entre sus curvas una de rayos gamma
además de tres curvas de resistividad con penetraciones diferentes.
• La curva de penetración poco profunda se obtiene con un instrumento que mide
la resistividad de la zona limpia e invadida (Rxo).
• La curva intermedia mide las resistividades combinadas de las zonas limpia e
invadida (Ri).
• La curva profunda mide principalmente la resistividad de la zona no contaminada
o zona virgen. (Rt).
40
Microperfil (ML):
Esta curva registra dos registros, la microinversa y la micronormal, su principal
función es indicar si existe movilidad en el yacimiento, además permiten determinar el
tope y la base de la formación.
Perfil Esférico Enfocado (SFL):
El instrumento SFL mide la conductividad de la Formación cerca del pozo y
proporciona la investigación a un nivel relativamente poco profundo, que es requerida
para evaluar los efectos de la invasión en mediciones de resistividad de mayor
profundidad.
Perfil de Enfoque Microesférico (MSFL):
Este dispositivo, con los electrodos de enfoque esférico montados en una
almohadilla tiene dos ventajas: en primer lugar hay un mejoramiento en la medición de
Rxo, en caso de invasiones somera y revoques de bastante espesor y en segundo lugar
es combinable con otros aparatos, específicamente el doble lateroperfil y el registro de
densidad de formación.
Perfiles Acústicos
Perfil Sónico Compensado (BHC):
Es el registro continuo del tiempo que emplea una onda sonora compresional en
atravesar un pie lineal de formación, ese tiempo empleado por la onda en realizar ese
viaje se denomina tiempo de tránsito y se expresa en t∆ (microseg/seg). Es un perfil
que sirve para determinar la porosidad.
41
En carbonatos que tienen porosidad intergranular, la formula de Wyllie sigue siendo
correcta. Pero la mayoría de las veces la estructura y distribución de los poros es
diferente de lo que es en areniscas. Con frecuencia existe porosidad secundaria, debido
a cavernas y/o fracturas de dimensiones mucho mayores que los poros encontrados en
la porosidad primaria. En formaciones que tienen cavernas la velocidad del sonido
depende principalmente de la porosidad primaria. Por lo tanto los valores obtenidos del
sónico tienden a ser demasiado bajos por una cantidad equivalente a la porosidad
secundaria.
Perfiles Radioactivos
Registros de Rayos Gamma (Gamma Ray):
La curva de rayos gamma es simplemente una medición de la radiación natural de la
formación y generalmente refleja el contenido de arcilla o lutita de las rocas
sedimentarias. Los elementos altamente radiactivos tienden a concentrarse en las
arcillas o lutitas; por consiguiente, lutitas y arenas lutíticas muestran una radioactividad
alta, en tanto que arenas limpias generalmente exhiben niveles bajos de
radioactividad. En otras palabras la curva de rayos gamma (impulsos de ondas
electromagnéticas de energía alta) permite diferenciar las lutitas y posibles rocas
almacenadoras. Entre los elementos radiactivos más frecuentes en la formación
tenemos el Torio, Potasio, Uranio, etc. ya sea en mayor o menor proporción.
Este tipo de registro introdujo la innovación de ser corridos a hoyo desnudo o a hoyo
entubado y que el fluido conductor no tiene incidencia en la curva, solo que cuando se
utilizan los registros a hoyo revestido debe hacerse la corrección por efecto de hoyo ya
que la excentricidad de la herramienta limita la cantidad de rayos gamma que pueda
detectar cuando el espesor del cemento es mayor. Las lutitas son las formaciones más
radiactivas que existen, por lo tanto la curva de GR lee los más altos valores.
42
Perfil de Rayos Gamma Espectral:
Este perfil muestra la concentraciones radioactivas individuales de los elementos
Uranio (U), Torio (Th) y Potasio (K) presentes en la formación. Esto se logra mediante la
medición del número de rayos gamma que llega al detector y el nivel de energía de
cada uno de ellos para poder determinar la concentración de estos tres elementos.
Debido a que las concentraciones de estos varían para los diferentes tipos de rocas, el
perfil gamma ray espectral nos permite realizar correlaciones estratigráficas y predecir
litología. Mediante este perfil se puede determinar, adicionalmente al perfil de rayos
gamma natural, la mineralogía de las arcillas presentes en la formación, tales como:
Montmorillonita, Caolinita, Ilita, Clorita, etc.
En las rocas sedimentarias, el potasio es en general el principal recurso de la
radiación del gamma ray, originada principalmente por los minerales de arcilla, tales
como la Ilita y Mormorillonita. Por ejemplo, las arenas pueden ser distinguidas
fácilmente de lutitas, debido al bajo contenido de Potasio que estas presentan
comparado con el de las lutitas. La curva del Torio en un perfil de gamma ray espectral
puede ser usada para diferencia dolomía de lutita, ya que las dolomías tienen bajo Torio
y las lutitas alto Torio.
Perfiles Litológicos
Factor de Absorción Fotoeléctrica (PEF):
Mide el factor de absorción fotoeléctrico, PEF, que es definido como (Z/10) ^3.6,
donde Z es el número atómico promedio de la formación. Los fluidos tienen números
atómicos muy bajos (despreciables), por lo que el PEF es una medida de las
propiedades de la matriz de la roca. La curva del PEF es útil para determinar
mineralogía. En casos donde el GR sea bajo (intervalos no muy arcillosos), los
resultados interpretados por medio de los perfiles de Densidad-Neutrón-GR pueden ser
verificados por la curva PEF.
43
Los estándares litológicos para este perfil son los siguientes:
PEF cercano a 2 Arena
PEF cercano a 3 Dolomía.
PEF cercano a 5 Caliza o Anhidrita.
PEF < 1 Hoyo en malas condiciones o Carbón.
PEF > 7 Lodo contaminado por Barita (PEF no útil).
Registro de Densidad Compensado (FDC)
Los registros Formation Density Compensated, son capaces de mostrar la densidad
de la formación pie a pie a través de principios radioactivos y a partir de estas
determinar la porosidad, la litología atravesada, etc. Esto ocurre cuando los rayos
gamma de mediana energía comienzan a chocar con los electrones que constituyen el
volumen de la formación ya sea roca matriz o los fluidos de la formación, los rayos
gamma cuando chocan con los electrones van perdiendo energía y se dispersan, lo que
se conoce como el “Efecto Compton”. Estos rayos dispersos son los detectados por la
herramienta. Ningún registro permite determinar la porosidad directamente por lo cual a
partir de la densidad de la matriz y el fluido que contiene se determina el espacio poral.
En la Tabla 2 se observan las diferentes densidades de matriz.
Perfil de Neutrón (NPHI)
Permite evaluar la porosidad total de las formaciones a través del bombardeo con
neutrones para que las mismas envíen rayos gamma. La herramienta responde a la
concentración de hidrógeno presente en la formación, sirven para evaluar formaciones
arcillosas, litología compleja y para detectar gas en combinación con el perfil de
densidad.
44
Tabla 2. Densidades conocidas para diferentes formaciones.
ROCA DENSIDAD
(gr/cc)
Dolomía 2.87
Calcita 2.72
Caliza
(Arenas calcáreas)
2.70 – 2.71
Cuarzo
(Areniscas)
2.65
Arcilla 2.45 – 2.65
Carbón 1.2 – 1.8
Captura Espectroscopica Elemental (ECS):
Este registro ayuda a predecir el volumen de arcilla de una formación. Ha sido usado
en la evaluación de formaciones a hoyo abierto para medir las concentraciones de
minerales como calcita, gypsum, anhidrita, cuarzo, pirita; en yacimientos cuya litología
es compleja. Además, estima el contenido de arcilla en las rocas independientemente
de los registros Gamma Ray, SP y porosidad. Las bondades de esta herramienta son
aprovechadas para evaluar de forma segura las propiedades de la matriz en cada zona
potencial, en caso de no tener medidas directas de cada una de ellas.
Registro de Producción (PLT):
Los registros de producción suministran una información completa de la cantidad y
tipo de fluidos presentes en los intervalos abiertos a producción/inyección, así como,
determinación de anomalías de la completación, flujos cruzados, soporte para
diseño/evaluación de fracturamientos, etc.
45
2.4 Núcleos
Los núcleos son muestras cilíndricas de la geología de la formación tomadas durante
o después de la perforación de un pozo.
El núcleo se usa como patrón de comparación por ser la única expresión tangible de
muestras de la formación que permite mediciones directas. Basados en la extracción,
estas muestras pueden ser de dos tipos: Núcleos Continuos (Whole Core) y Núcleos de
Pared (Sidewall Core).
El núcleo se usa como patrón de comparación por ser la única expresión tangible de
muestras de la formación que permite mediciones directas. En general se toma en
pozos exploratorios, de avanzada y de desarrollo, normalmente con objetivos
geológicos. Una vez establecido el carácter productor del área, se seleccionan
localizaciones bien distribuidas para tener cobertura adecuada del yacimiento. La regla
básica del número a tomar la determina la experiencia; uno es el mínimo; la anisotropía
y la heterogeneidad determinan el número máximo. Debe asegurarse cobertura vertical
de toda la sección del yacimiento.
2.4.1 Tipos de Núcleos
Convencionales: Son cortados del fondo del hoyo durante la perforación. Proporcionan registro
continuo (hasta 90 pies por núcleo), con excelente control de profundidad y son
adecuados para la determinación de las propiedades básicas de las rocas.
Laterales (Núcleos de Pared):
Son cortados de la pared del pozo una vez perforado. Se obtienen rápidamente a
menor costo. Seleccionados con los perfiles, permiten identificar zonas de mayor
interés.
46
2.4.2 Análisis de Núcleos
El análisis de núcleos constituye la base para la caracterización petrofísica de las
formaciones. De hecho, el inicio de la ciencia de la petrofísica se deriva de la
correlación de datos de núcleos con perfiles realizados por Archie (1942-1952).
Los resultados de los análisis de núcleos dependen en gran medida de la calidad de
estos, por esta razón los ensayos de laboratorio y las mediciones realizadas deben
tener adecuados controles de calidad y mantenimiento adecuado de los equipos de
medición. Los análisis petrofísicos rutinarios de formaciones que pueden realizarse,
tanto en tapones cortados del núcleo o en segmentos completos del núcleo. Los datos
de núcleos permiten identificar la presencia de petróleo, la capacidad de
almacenamiento de los fluidos del yacimiento (porosidad) y la capacidad y distribución
del flujo (permeabilidad) esperada. Las saturaciones residuales de los fluidos permiten
la interpretación de la producción probable de petróleo, gas o agua.
El análisis de núcleos es parte muy importante del programa general de evaluación
de un yacimiento, pues facilita la evaluación directa de sus propiedades y provee bases
para la calibración de otras herramientas de evaluación, como los perfiles de pozos
mediante las correlaciones entre estos y el “Core Gamma” del núcleo (registro del
núcleo). No se le puede tomar núcleos a todos los pozos porque tal operación es
costosa; sin embargo, los planes iníciales de desarrollo de un yacimiento deben tomar
en cuenta la extracción de núcleos en un número razonable de pozos.
En este sentido, existe una discriminación arbitraria de acuerdo al tiempo que se toma
para realizarlos que permite definirlos como:
Análisis Convencionales: Usualmente para su realización se demora un tiempo corto después de la toma del
núcleo (típicamente no más de 2 semanas).
47
Para este tipo de análisis las medidas de volúmenes de líquidos extraídos de los
tapones o núcleos y la sumatoria de los mismos permiten estimar la saturación de los
fluidos y la porosidad. La permeabilidad absoluta se mide utilizando aire o agua como
fase fluyente aplicando la Ley de Darcy.
La densidad de los granos se mide pesando la muestra previamente limpia y luego
saturándola con un fluido de densidad conocida: la diferencia de peso da la porosidad
total y la densidad de la roca. Todos estos análisis básicos se realizan a condiciones
atmosféricas. (Ver Tabla 3).
Tabla 3. Modelo de Análisis Convencional
48
Análisis Especiales:
Los análisis especiales comprenden pruebas que suplementan a los análisis
básicos, e incluyen análisis de ingeniería de yacimientos, de perforación y completación
(pruebas de daños de formación utilizando lodos y aditivos), petrofísicos y petrográficos
(Core Lab, 1982). Los más utilizados se muestran en la Tabla 4. Los análisis de
ingeniería de yacimientos comprenden pruebas de presión capilar, permeabilidad
relativa, comprensibilidad del volumen poroso y humectabilidad, los cuales son
utilizados para la predicción y evaluación del comportamiento del yacimiento y en la
implementación de métodos de recobro mejorado.
Tabla 4. Análisis especiales de núcleo.
49
2.5 Generalidades de las Rocas Carbonáticas
Las rocas sedimentarias Carbonáticas se diferencian de las rocas sedimentarias
siliclásticas de varias maneras. Las rocas siliclásticas se forman a medida que los
sedimentos son desplazados, se depositan y lutifican, o se compactan y se cementan
en roca solida. La mayor parte de los carbonatos se desarrollan a partir de los
sedimentos biogénicos formados por actividad biológica, como la creación de arrecifes y
la acumulación de restos de organismos en el fondo marino. Otros tipos se forman a
medida que el agua se evapora de las cuencas profundas, o como precipitados de
aguas marinas. Normalmente los fragmentos que componen la mayor parte de los
carbonatos han viajado mucho menos que los sedimentos siliclásticos.
Los carbonatos están compuestos por un grupo limitado de minerales,
preferiblemente calcita y dolomía. Otros minerales que normalmente están menos
presentes en los carbonatos son el fosfato y la glauconita; entre los minerales
secundarios se incluyen la anhidrita, el horsteno, el cuarzo, los minerales de arcilla, la
pirita, la anquerita y la siderita.
La capacidad de diferenciar las unidades de flujo actuales de las unidades
depositacionales originales es cada vez más importante que diferenciar otros aspectos
de la clasificación, por cuanto el emplazamiento optimo del pozo depende de cuán bien
se comprendan las unidades de flujo actuales.
Una vez depositados, los sedimentos pasan por la diagénesis, es decir los cambios
químicos y físicos post depositacionales que convierten el elemento en roca solida. La
diagénesis de los carbonatos puede modificar de manera significativa la permeabilidad
y el espacio entre los poros. Los carbonatos son altamente susceptibles a la disolución;
los granos se pueden disolver para formar un nuevo espacio entre los poros, y la
disolución a lo largo de las fracturas y planos de estratificación pueden producir grandes
cavidades. Normalmente, la diagénesis clástica no implica reemplazar la calcita y la
50
dragonita originales por la dolomita mineral, un proceso denominado dolomitización,
que puede mejorar las características productoras de hidrocarburos.
Si bien normalmente las rocas clásticas y carbonatadas se encuentran sepultadas,
compactadas y cementadas, los sedimentos carbonatados contienen importantes
cantidades de los minerales meta estables aragonita y calcita de magnesio; la calcita en
si se disuelve fácilmente y vuelve a precipitar mediante la percolación de los fluidos
alojados en los poros. Por lo tanto, es más probable que los carbonatos sufran
disolución, reemplazo mineralógico y recristalización. Estos efectos varían según la
temperatura, la química de los fluidos de los poros y la presión.
Comúnmente, la diagénesis de los carbonatos comienza con la cementación
marina y el barrenado producido por los organismos en la interface sedimento-agua
previa al depósito. Continúa a través del depósito poco profundo con la cementación,
disolución y recristalización, con un sepultamiento más profundo, donde los procesos de
disolución conocidos como disolución por presión pueden formar elementos tales como
las estiolitas.
Frente a muestras de núcleos o registros de imágenes de rocas carbonatadas,
incluso los observadores ocasionales se dan cuenta de la enorme variedad y tamaño de
poros, y de la irregular distribución de estos.
2.5.1 Clasificación De Las Rocas Carbonáticas
Las diferencias antes marcadas entre las rocas clásticas y los carbonatos dan como
resultado sistemas de clasificación completamente diferentes para ambos. Las rocas
clásticas se distinguen por la composición y el tamaño de los granos, y los carbonatos
se diferencian por factores como la textura depositacional, los tipos de grano o poro, la
composición de la roca, o la diagénesis.
Las rocas carbonatadas pueden ser subdivididas de acuerdo a:
51
a) Composición química y mineralógica; por ejemplo las clasificaciones de Chilingar
(1960), Pettijohn (1957) o Fuchtbauer (1959).
b) Características de la fábrica, relación matriz/cemento y partículas o granos;
ejemplos: las clasificaciones de Dunham (1962), Plumley et. al (1962), Leighton y
Pendexter (1962).
c) Parámetros físicos, porosidad; por ejemplo la clasificación de Choquete y Pray
(1970). Casi todos los sistemas de clasificación están basados en características de
las rocas carbonatadas en secciones delgadas y muestras de manos, tales como
matriz, cemento y partículas.
Tabla 5. Comparación de algunos sistemas de clasificación de rocas carbonatadas. Flugel, (1982).
52
Aunque existen muchos sistemas de clasificación de las rocas carbonatadas, los
esquemas de Dunham (1962) y Folk (1962) son los más usados; el primero tiene como
ventaja la identificación y clasificación de las rocas directamente en el Campo y la
segunda proporciona una subdivisión de las rocas de acuerdo a su textura.
Clasificación de Rocas Carbonáticas según Dunham:
Las rocas carbonatadas se diferencian por su textura depositacional, tipos de
granos, composición de las rocas u otros factores. La clasificación de Dunham, (1962)
se utiliza ampliamente para caracterizar rocas carbonatadas según la cantidad y textura
de los granos y de lodo. La clasificación de Embry y Klovan sigue el esquema de
Dunham, pero agrega categorías para rocas formadas por organismos que crecieron
juntos, tales como colonia de ostras. La descripción de los tipos de poros refina aun
más las descripciones de rocas.
A continuación se presenta el sistema de clasificación de rocas carbonatadas ideado
por Dunham:
Figura 6. Sistema de clasificación de rocas carbonatadas por Dunham, (1962).
53
Clasificación de Rocas Carbonatitas según Folk:
Es importante hacer notar que las texturas, cuando se estudian bajo el microscopio,
pueden llegar a jugar un papel sumamente importante, tanto en la clasificación como en
la definición de ambientes de sedimentación de las rocas carbonatadas.
Según FoIk, (1962) las rocas carbonatadas se pueden dividir en 8 grupos de
acuerdo a su textura, la que refleja varios niveles de energía durante la sedimentación.
A continuación se describen dichos grupos; entre paréntesis se incluye el término
textural equivalente en el sistema de clasificación de Dunham, (1962):
Rocas con más de 2/3 de matriz de lodo (micrita):
1- Micritas (mudstones) puras o dismicritas con menos del 1% de partículas.
2- Micritas (mudstones) o dismicritas con contenido en partículas del 1% a 10%,
"micritas fosilíferas"
3- Biomicritas, intramicritas, oomicritas y pelmicritas (wackestones) con contenido del
10% al 15% de partículas. Las partículas se encuentran esparcidas por toda la
matriz y están holgadamente empaquetadas, "biomicritas tenues"
4- Biomicritas, pelmicritas, etc. (packstones) con más del 50% en partículas. Las
partículas se encuentran densamente empaquetadas, "biomicritas densas"
Rocas con porcentajes desiguales de esparita y micrita:
1- Bioesparitas pobremente lavadas (packstones) con contenido similar micrita y
esparita. Se forman por corrientes débiles o de intensidad cambiante.
Rocas con más de 2/3 de cemento espárrico (esparita):
1- Bioesparitas no clasificadas (grainstones). Toda o casi toda la micrita es lavada y las
partículas de diferentes tamaños y pobremente clasificadas son cementadas por
esparita.
54
2- Bioesparitas clasificadas (grainstones). Las partículas que son de aproximadamente
el mismo tamaño (bien clasificadas), pero ligeramente redondeadas, se encuentran
cementadas por esparita.
3- Bioesparitas redondeadas (grainstones). La mayoría de los granos son
redondeados, generalmente debido al retrabajo en la zona de marea en la playa.
Tabla 6. Sistema de clasificación de rocas carbonatadas propuesto por Folk, (1962).
2.6 Fracturas
Desde el punto de vista geomecánico, una fractura es la superficie donde hubo una
pérdida de cohesión. Mientras que la rotura se refiere a un proceso que resulta de la
pérdida de cohesión de un material dado, la fractura es entonces el resultado de una
rotura.
También, una fractura puede ser definida, de una manera general, como una
discontinuidad que rompe los estratos de roca en bloques por medio de grietas, fisuras,
diaclasas o cualquiera que pueda hacer referencia a esto, y a través del cual no hay
desplazamiento.
55
El origen de las fracturas y su relación con la tectónica estructural ha sido bastante
debatido en la literatura, especialmente con respecto a la intensidad de las fracturas y
su significado para el entrampamiento de hidrocarburos.
Para los yacimientos donde las fracturas tiene un efecto positivo o negativo en el
flujo de fluidos, es de vital importancia tener el conocimiento de la magnitud y dirección
de tensiones principales “in situ”; azimut, inmersión, espaciamiento, abertura de
fracturas, porosidad de la matriz y fractura, permeabilidad de la matriz y fractura,
saturación de agua de la matriz y fractura. Estos datos ayudan en los cálculos de como
los hidrocarburos se distribuyen en el terreno entre la matriz y las fracturas; y la
capacidad de flujo de los pozos.
Además de las características de la fractura y de la matriz mencionadas
anteriormente, se recomienda (1) clasificando el yacimiento desde un punto de vista
geológico que tiene presente que las fracturas pueden ser tectónicas, regionales o
contraccional, (2) evaluando el sistema poral, (3) cuantificando la capacidad relativa de
almacenamiento de hidrocarburo de la matriz y de las fracturas, y (4) consiguiendo una
buena idea con respecto a la interacción de matriz/fractura.
Estudios de campo muestran que la relación entre estructura/fractura podría ser
asociada a la división de fracturas en dos categorías:
Fracturas relacionadas con la estructura, son aquellas que muestran consistencia de
regularidad y orientación sobre un campo de observación dado.
Fracturas no relacionadas con la estructura, son aquellas que incluyen los
rompimientos discontinuos curveados o irregulares que no muestran consistencia en
su orientación.
56
2.6.1 Ductilidad Y Fragilidad De Las Fracturas
Las fracturas se forman usualmente en rocas que son frágiles. Después de analizar
las características de deformación de rocas en el laboratorio, Griggs y Handin (1960)
encontraron que una roca con una ductilidad muy baja era caracterizada por una
relación lineal de esfuerzo /tensión cercana, como se muestra en la etapa 1 de la Figura
7. La tensión es la deformación causada por el esfuerzo. Esto produce dilatación, lo
cual es un cambio en el volumen, o distorsión lo cual es un cambio en la forma, o
causar ambos. Como la ductilidad es un incremento (Etapas 2 y 4), la curva Esfuerzo-
Tensión se aleja de la linealidad, sin embargo, algunas fracturas son aún formadas.
Para rocas muy dúctiles (Etapa 5), hay una tensión grande y permanente y ausencia de
fracturamiento.
Figura 7. Características de Deformación de rocas, medidas y observadas en el Laboratorio.
Durante el tiempo aproximado al fracturamiento, el diagrama de Tensión/ Esfuerzo
muestra que hay Deformación Elástica si el esfuerzo es retirado y el cuerpo retorna a su
57
forma y tamaño original. El Limite Elástico, es un esfuerzo límite por encima del cual, la
muestra no retorna a su tamaño y forma original. La Ley de Hooke, relata que la tensión
es proporcional al esfuerzo. (Aplica por debajo del Esfuerzo Limite).
La Deformación Plástica ocurre cuando el esfuerzo excede el límite elástico, es
decir, cuando la curva en el diagrama Tensión /Esfuerzo se aleja de la aproximación
lineal. Si el esfuerzo es retirado durante la deformación plástica el cuerpo retorna solo
parcialmente a su posición original. La etapa 1 en la Figura 7 no muestra deformación
plástica, esta se muestra en las etapas 2-5.
La ruptura o generación de una o más fracturas podría ocurrir cuando hay un
incremento continuo en el esfuerzo, tal como se muestra en las etapas 1 y 2 en la
Figura 7.
En algunos casos el cuerpo se deforma elástica y plásticamente a medida que el
esfuerzo aumenta, hasta alcanzar un punto donde la deformación continua
progresivamente con el mínimo esfuerzo. Este es el punto más alto en el diagrama
Tensión- Esfuerzo, el cual es llamado Esfuerzo Máximo. Esto está en función de
muchas variables, incluyendo la presión de confinamiento, tipo de roca y temperatura.
Handin, (1963) estableció que la ductilidad es afectada por el tipo de roca,
temperatura y la sobrecarga neta. La Figura 8 muestra como la ductilidad varía en
función de profundidad para varias litologías. El cuarzo es el menos dúctil (más frágil),
seguido por la dolomita, arena y caliza.
Estas conclusiones fueron corroboradas por Stearns, (1967) quien midió la
frecuencia relativa de las fracturas en varias litologías. Este observó que el grado más
alto de fracturamiento fue presentado en el cuarzo, seguido por dolomita, arena
cuarzosa, arena cementada con calcita y caliza.
58
Figura 8. Esfuerzos compresivos máximos y ductilidades de rocas sedimentarias saturadas de agua en función de profundidad. Se incluyen efectos de la presión de confinamiento, presión normal de poro, y
temperatura (30°C/Km)
Las conclusiones de Stearn fueron prolongadas por Sinclair, (1980). El encontró de
igual forma que el grado de fracturamiento era mayor en intervalos de tamaño de grano
fino, como se muestra en la Figura 8.
Evaluar el valor de porosidad de fractura con un nivel satisfactorio de confiabilidad es
difícil, incluso cuando se cuenta con análisis de núcleo, debido a que los núcleos suelen
fragmentarse a lo largo de los planos de las fracturas naturales. Sin embargo, es
importante cuantificar la porosidad de fractura de la manera más precisa posible, ya que
el sistema de fracturas provee una capacidad de almacenamiento en algunos
yacimientos.
Los espesores de las fracturas son usualmente bastante pequeños, variando desde
el espesor de una hoja de papel hasta 6mm y más. Las otras dos dimensiones son
también variables. Se han examinado núcleos con fracturas parcialmente mineralizadas
las cuales exhiben espesores de hasta más de 1 pulgada. La mineralización parcial
puede permitir un flujo de fluidos significativo, e incluso ayudan a mantener las fracturas
abiertas a medida que el yacimiento es depletado.
59
Figura 9. Número promedio de fracturas para tipos comunes de rocas naturalmente fracturadas deformadas en el mismo ambiente físico.
2.6.2 Clasificación de las Fracturas
Fractura Natural:
Una fractura natural es cualquier rotura o grieta ocurrida en la roca que puede ser
identificada por la presencia de estrías o mineralización. Stearns define una fractura
natural como una discontinuidad macroscópica planar que resulta de las tensiones que
exceden la fuerza de ruptura de la roca. Estas fracturas naturales pueden tener un
efecto positivo, neutral o negativo en el flujo de fluidos. Virtualmente, todos los
yacimientos contienen por lo menos algunas fracturas naturales. Sin embargo, si el
efecto de estas fracturas en el flujo de fluidos es insignificante, el yacimiento se puede
tratar, desde una perspectiva geológica o de ingeniería de yacimiento, como un
yacimiento “convencional”.
60
Fractura Inducida:
Las fracturas inducidas son todas aquellas grietas que resultan durante la toma y
manejos de núcleos.
2.6.3 Interacción Matriz /Fractura
Los núcleos proporcionan una fuente excelente de información directa para
determinar la clase de interacción que podría anticiparse de fracturas y matriz,
considerando diversas posibilidades.
Sin Mineralización Secundaria:
Cuando las fracturas naturales están abiertas y tienen una cantidad insignificante de
mineralización secundaria, los hidrocarburos se mueven de la matriz a las fracturas de
una manera sin restricciones. Tan rápido como los fluidos se mueven de la matriz a
las fracturas, se controla la caída de presión en las fracturas, y las propiedades de la
matriz tales como permeabilidad, porosidad, compresibilidad, viscosidad del fluido, y
espaciamiento de la fractura o tamaño de los bloques de la matriz. Estas clases de
fracturas pueden proporcionar tasas de flujo iníciales muy altas. El problema principal
con este tipo de fracturas es que pueden tender a cerrarse mientras que el yacimiento
se agota dependiendo de las tensiones “in-situ”, la presión inicial del yacimiento y la
caída de presión dentro de las fracturas. En estos casos, las fracturas son mucho más
compresibles que la roca principal. Si el yacimiento está inicialmente sobre presurizado,
el cierre de la fractura puede conducir significativamente a la recuperación de
hidrocarburos y a las pérdidas financieras importantes. Si el yacimiento está
inicialmente despresurizado, el cierre de la fractura no es significativo porque su
mayoría ha ocurrido en la profundidad del yacimiento. Las últimas recuperaciones
fraccionarias serán más grandes que en el caso anterior.
61
Con una cierta Mineralización Secundaria:
Cuando las fracturas naturales tienen cierta cantidad de mineralización secundaria,
el flujo de fluidos desde la matriz a las fracturas es algo restringido. Desde el punto de
vista del comportamiento de presión durante la prueba en el pozo puede visualizarse
como un skin natural dentro del yacimiento (no puede confundirse con un skin mecánico
alrededor del pozo bien calculado rutinariamente). En este caso, los minerales
secundarios actuarán como agente natural y el cierre de la fractura será
significativamente reducido incluso en yacimientos sobre presurizados (no totalmente
paralizados) perceptiblemente reducidos. Esto alternadamente conducirá a últimas
recuperaciones más altas. El cierre de la fractura será más pequeño en yacimientos
normalmente presurizados, e incluso más pequeño en yacimientos despresurizados.
Con completa Mineralización Secundaria:
Incluso si hay mucho hidrocarburo en el yacimiento, la última recuperación será baja.
Las fracturas mineralizadas dividirán en compartimientos el yacimiento que conduce a
últimas recuperaciones más bajas.
2.6.4 Razones para la Formación de Fracturas:
La generación de las fracturas es atribuida a tres causas principales:
Diastrofismo como en el caso del plegamiento y el fallamiento, donde este último
tiende a generar una ruptura alrededor de la línea de falla, lo cual a su vez produce
una zona de dilatación, la cual es probablemente responsable de gran parte de la
migración y acumulación de petróleo en los yacimientos fracturados.
Erosión profunda en los cuerpos suprayacentes que permite que estas se expandan,
levanten y se fracturen a través de los planos de debilidad.
62
El volumen de merma que se presenta en los casos de la pérdida de agua en las
lutitas, el enfriamiento de las rocas ígneas y la desecación de las rocas
sedimentarias.
2.7 Clasificación del Poro
Es posible hacer estimaciones preliminares de características productivas de los
tipos comunes de porosidad del yacimiento que sigue una clasificación propuesta por
Coalson et al., (1981). En esta clasificación, las clases de porosidad se definen primero
por la geometría de los poros, y en segundo lugar por tamaño del poro. Se incluyen en
la geometría las siguientes categorías generales del poro: intergranular, intercristalino,
cavernosidad y fractura. La combinación de cualquiera de ellas puede dar origen al
comportamiento de la multiporosidad.
El tamaño del poro se puede reconocer de diversas técnicas, incluyendo las
aberturas de la garganta del poro de Winland (r35) y de Aguilera (rp35). Se incluyen
en el tamaño del poro la megaporosidad (r35 > 10 micrones), la macroporosidad
(r35 entre 2 y 10 micrones), la mesoporosidad (r35 entre 0.5 y 2 micrones) y la
microporosidad (r35<0,5 micrones). Martín et al, (1983) ha indicado que los mega
puertos son capaces de producir decenas de miles de barriles por día, los macro
puertos miles de barriles por día, los meso puertos centenares de barriles por día y los
micro puertos decenas de barriles por día.
La extensa mayoría de los artículos y los libros en relación con este tema discuten
solamente fracturas con aberturas de algunos micrones. Esto es probablemente debido
a la muy pobre recuperación del núcleo de los yacimientos que contienen fracturas con
aberturas muy grandes. A partir del trabajo de laboratorio y la experiencia de campo se
ha encontrado que las cáscaras los materiales plásticos pueden detener pérdidas de
circulación en fracturas con las aberturas tan grandes como 5000 micrones. Si en un
yacimiento naturalmente fracturado estos materiales no pueden parar las pérdidas de
63
circulación se llega a la conclusión que las aberturas son más grandes de 5000
micrones a la profundidad del yacimiento. En efecto, las aberturas de la porosidad
secundaria pueden alcanzar realmente tamaño de caverna en algunos casos. Así la
asunción generalizada que las fracturas no pueden proporcionar almacenaje
significativo del hidrocarburo está inválida.
2.8 Evaluación de Identificación de Fracturas
La evaluación e identificación de fracturas es llevada a cabo mientras se desarrollan
las fases de exploración y producción de un campo. Los métodos y técnicas incluyen
operaciones tales como perforación, perfilaje, toma de núcleos y pruebas.
Existen dos técnicas básicas para identificar intervalos fracturados:
Modo directo: utilizando data de núcleo, afloramiento, imágenes de pared de pozos,
cámaras de fondo, etc.
Modo indirecto: por medio de registros convencionales de pozo, pruebas de presión e
interpretación sísmica. En las últimas décadas, se ha hecho un gran esfuerzo en
identificar zonas de fracturas a través de métodos indirectos derivados de los registros.
Sin embargo, la arcillosidad, rugosidad, geometría del hoyo y fluidos pueden afectar la
respuesta de estos dificultando su capacidad para identificar efectivamente las
fracturas.
Algunos indicadores de posibles zonas de fracturas son: Historia local de ocurrencia de fracturas naturales.
Perdida de precisión en las cintas sísmicas.
Extrapolación de observaciones en afloramiento.
Incremento en la tasa de perforación en la mecha.
64
Presencia de cristales en los ripios de la perforación.
Perdidas de circulación durante la perforación.
Pobre recuperación de núcleo.
Núcleos fracturados.
Interferencia de presión entre pozos (productores o inyectores).
2.9 Yacimientos Naturalmente Fracturados
2.9.1 Definición
Los yacimientos naturalmente fracturados (YNF) son medios porosos heterogéneos
donde las aberturas (fisuras y fracturas) varían en tamaño. Las fracturas y aberturas de
gran tamaño forman cavernas y canales interconectados mientras que las grietas finas
forman un sistema de bloques que constituye el cuerpo principal. Los YNF. Se
encuentran en arenas, carbonatos, arcillas, rocas cuarzosas, limolitas y rocas del
basamento. La mayoría de los yacimientos naturalmente fracturados han sido
descubiertos por accidente a excepción de los que están en Venezuela, Irán e Iraq.
Todos los yacimientos naturalmente fracturados no se crean igualmente. Esto
requiere un acoplamiento importante entre las disciplinas geofísicas, geológicas y de
ingeniería.
2.9.2 Clasificación de los Yacimientos Fracturados
La mayoría de los yacimientos, si no todos, contienen fracturas. El grado en que las
fracturas inciden en el flujo de fluidos a través de un yacimiento es lo que debería dictar
el nivel de recursos necesarios para identificar, caracterizar y modelar las fracturas. Los
efectos de las fracturas pueden cambiar a lo largo de la vida productiva del yacimiento
como las presiones y los tipos de fluidos cambian durante las etapas de recuperación
65
primaria y secundaria. Por otra parte, las fracturas no siempre conducen fluido; a
menudo constituyen barreras para el fluido.
Los yacimientos fracturados se clasifican en base a la interacción existente entre las
contribuciones de porosidad y permeabilidad relativas tanto del sistema de fracturas
como del sistema de matriz.
En los yacimientos de Tipo 1, las fracturas proveen tanto los elementos de porosidad
como los elementos de permeabilidad.
Los yacimientos de Tipo 2, poseen baja porosidad y baja permeabilidad en la matriz
y las fracturas proveen la permeabilidad esencial para la productividad.
Los yacimientos de Tipo 3, poseen alta porosidad y pueden producir sin fracturas, de
manera que las fracturas en estos yacimientos proveen permeabilidad adicional.
Los yacimientos de tipo M, poseen alta porosidad y permeabilidad matricial, de
manera que las fracturas abiertas pueden mejorar la permeabilidad, pero las fracturas
naturales a menudo complican el flujo de fluidos en estos yacimientos a través de la
formación de barreras.
Las fracturas no suman porosidad y permeabilidad adicional significativa a los
yacimientos de Tipo 4, sino que por el contrario, suelen constituir barreras para el flujo.
Otra clase de yacimientos, los de Tipo G, ha sido creada para los yacimientos de gas
fracturados no convencionales, tales como los yacimientos CBM, y para los yacimientos
de gas condensado fracturados. La mayoría de los yacimientos de Tipo G corresponden
o se aproximan a la clasificación de Tipo 2.
66
Figura 10. Clasificación de yacimientos naturalmente fracturados.
Para que la clasificación YNF resulte válida, se debe conocer tanto el sistema de
fracturas naturales como el sistema de matriz de un yacimiento, además de la compleja
interacción de flujo entre esos sistemas. Muchos son los factores que afectan el flujo de
fluidos en un yacimiento YNF, incluyendo la orientación de los esfuerzos, las
direcciones de las fracturas naturales, los minerales que rellenan las fracturas, las
propiedades, fases de los fluidos de yacimientos y la historia de producción e inyección
del campo. Si bien muchos de estos factores no pueden ser controlados, algunos
problemas pueden mitigarse. Por lo tanto, las estrategias de desarrollo de campos
petroleros pueden ajustarse a los sistemas de fracturas naturales para optimizar la
producción y la recuperación. Cuanto antes se adquiera este conocimiento, más
preparados estarán los equipos a cargo de los activos de las compañías para tomar
decisiones importantes relacionadas con el manejo de campos petroleros en las
primeras etapas de su desarrollo.
67
2.9.3 Capacidad de Almacenamiento de los Yacimientos Naturalmente Fracturados
El desarrollo de los yacimientos naturalmente fracturados ha propiciado numerosos
cálculos erróneos en el potencial esperado, debido a las altas tasas de producción que
estos tienen inicialmente, lo que ha conllevado a que los ingenieros sobrestimen la
producción esperada de los pozos. Los Ingenieros de Yacimiento usualmente asumen
dos cosas: 1) las fracturas tienen una capacidad de almacenaje negligente y solo son
canales de alta permeabilidad que permiten el flujo de los fluidos; y 2) la matriz tiene
una importante capacidad de almacenamiento, pero muy baja permeabilidad.
La primera suposición ha permitido muchos fiascos en el desarrollo de los YNF; de
hecho muchos yacimientos que producen a una tasa inicial alta declinan drásticamente
después de un corto período de tiempo. Esto ocurre debido a que el petróleo producible
se ha almacenado en el sistema de fracturas. De allí su importante el estimar el petróleo
en sitio razonablemente en el sistema de fracturas.
La segunda suposición se debe considerar cuidadosamente, ya que si la
permeabilidad de la matriz es muy baja entonces el aporte de la matriz hacia las
fracturas es también muy bajo por lo que en un tiempo razonable solo se producirá el
petróleo que originalmente estaba en las fracturas; mientras que si la matriz tiene una
permeabilidad razonable entonces su capacidad de almacenamiento obtiene relevancia.
Es importante destacar que la capacidad de almacenamiento de los YNF varía
dependiendo del grado de fracturamiento de la formación y del valor de la porosidad
primaria, ya que a mayor valor de porosidad primaria, mayor posibilidad de éxito en este
tipo de yacimientos.
68
2.9.4 Comportamiento de Producción de los Yacimientos Naturalmente Fracturados
Con respecto al comportamiento de producción de los sistemas naturalmente
fracturados se puede decir que este depende en gran parte del tamaño de las fracturas
que atraviesan el pozo y de la distancia que estas fracturas se extienden dentro de la
formación. Si las fracturas se extienden solo una corta distancia dentro del pozo, este
puede experimentar alta producción inicial la cual declinará rápidamente debido a que
la matriz de baja permeabilidad no puede suministrarle petróleo al sistema de fracturas
lo suficientemente rápido para alimentar el pozo.
Cuando las fracturas se extienden a grandes distancias, se pueden mantener altas
producciones, ya que el área de contacto entre las fracturas y la matriz es tan grande
que puede suministrar suficiente petróleo a los pozos a través de las fracturas. Sin
embargo, a medida que la presión del yacimiento declina y las saturaciones de petróleo
disminuyen con la producción deben ser reducidos para mantener una presión de flujo
mínima en el cabezal del pozo.
2.9.5 Propiedades Físicas de los Yacimientos Naturalmente Fracturados
Porosidad:
Las rocas en yacimientos fracturados están compuestas por dos sistemas de
porosidad, uno intergranular formado por los espacios entre los granos de la roca, y el
segundo formado por los espacios de las fracturas y vacuolas.
El primer tipo es llamado porosidad primaria es formada cuando el sedimento se
deposita por lo que es una característica original de la roca, este tipo de porosidad es
típico de las areniscas o calizas. El valor de la porosidad primaria depende de varios
factores incluyendo su distribución, cementación y el grado de interconexión entre los
poros.
69
Es necesario distinguir entre la porosidad primaria total y la efectiva, donde la
primera es relación entre el espacio primario total y el volumen total de roca, mientras la
porosidad efectiva se refiere a la relación entre el espacio poroso interconectado y el
volumen total de la roca. Comercialmente la más importante de estas es la porosidad
efectiva.
El segundo tipo es llamado porosidad secundaria o, cuando se refiere solamente a
las vacuolas o fracturas, porosidad de vacuolas/porosidad de fractura. Este tipo de
porosidad es el resultado de procesos geológicos ocurridos después de la depositación
de la roca sedimentaria y no guarda relación directa con la forma de las partículas
sedimentarias. La mayoría de los yacimientos con porosidad secundaria son bien sea
dolomías o limolitas.
En general, la porosidad secundaria es consecuencia de la solución, recristalización,
dolomitización y fracturas. La porosidad secundaria por solución puede ser generada
por percolación de aguas ácidas, las cuales disuelven la mayoría de las calizas y
dolomías mejorando de esta manera su porosidad.
La dolomitización mejora la porosidad de los carbonatos, ya que la transformación
de caliza a dolomita resulta en un volumen de merma que crea poros en las rocas. Las
fracturas son generalmente formadas en rocas que son frágiles.
Permeabilidad:
Los fundamentos de permeabilidad establecidos para el caso de un yacimiento
convencional permanecen válidos para el caso de un yacimiento naturalmente
fracturado. Pero en presencia de dos sistemas (matriz y fractura), la permeabilidad
puede ser redefinida como una permeabilidad de la matriz, permeabilidad de la fractura
y permeabilidad del sistema (matriz – fractura).
70
Saturación de Fluidos:
En un yacimiento naturalmente fracturado, el comportamiento de los fluidos que
saturan la matriz es similar al de un yacimiento convencional. Un valor bajo de la
porosidad secundaria comparada con la porosidad primaria, no influye en la saturación
de hidrocarburos por unidad de volumen. En cualquier caso, la saturación en la fractura
puede ser considerada 100% con los fluidos de las zonas respectivas (agua en la zona
de agua, petróleo en la zona de petróleo). Pero el problema de la saturación de fluidos
en yacimientos fracturados debe ser examinado en el marco de un sistema de
porosidad doble.
Compresibilidad:
En un yacimiento fracturado, la compresibilidad del sistema de roca juega un papel
importante, especialmente si hay mucho contraste entre la porosidad de la matriz y la
porosidad de la fractura. El papel de la compresibilidad es esencial en la interpretación
del resultado del comportamiento de la presión – transicional en una prueba de pozos.
En este caso, la compresibilidad asociada al sistema de doble porosidad es expresada
por el parámetro “capacidad de llene” el cual tiene un control extensivo del
comportamiento de la presión.
2.9.6 Evaluación de los Yacimientos Naturalmente Fracturados
Desde hace mucho tiempo, la evaluación de yacimientos carbonatados o
naturalmente fracturados ha sido una importante prioridad para los investigadores y
productores de petróleo y gas, pero los retos que plantean estas rocas tan
heterogéneas parecen ser infinitos ya que estos yacimientos son contrastantes en
muchas de sus propiedades como por ejemplo la permeabilidad la cual puede ser
inconmensurablemente baja en la matriz y muy alta en las fracturas.
71
La evaluación de yacimientos naturalmente fracturados es mucho más compleja que
la evaluación de porosidad y de la permeabilidad en un yacimiento convencional. De
hecho, el fracturamiento depende de los patrones de los esfuerzos mecánicos del
material de la roca y sus propiedades. Por lo tanto los resultados del fracturamiento,
tales como fracturas abiertas, tamaño, distribución, orientación, etc., están relacionadas
a esfuerzos y tipos de rocas (frágil o maleable), condiciones estructurales, profundidad
(esfuerzos de sobrecarga), litología, espesor del estrato, etc.
De modo que, las técnicas de evaluación que tienen éxito en las areniscas
generalmente fallan en los carbonatos debido a las diferencias que existen entre ambos
tipos de rocas. Una de estas diferencias es que las rocas siliciclásticas se forman a
medida que los sedimentos son desplazados, se depositan y litifican, o se compactan y
se cementan en roca sólida; mientras que la mayor parte de los carbonatos se
desarrollan a partir de los sedimentos biogénicos formados por actividad biológica,
como la creación de arrecifes y la acumulación de restos orgánicos en el fondo marino.
Otros se forman a medida que el agua se evapora de las cuencas poco profundas, o
como precipitación de las aguas marinas. Normalmente los fragmentos que componen
la mayor parte de los carbonatos han viajado mucho menos que los sedimentos
siliciclásticos.
Por otro lado las rocas siliciclásticas son predominantemente areniscas y lutitas que
contienen una gran variedad de minerales y partículas, incluidos el cuarzo, el
feldespato, los minerales de arcilla, fragmentos de rocas preexistentes y restos de
plantas o animales. Los carbonatos están compuestos por un grupo más limitado de
minerales preferentemente calcita y dolomita y en menor proporción pueden estar
presentes el fosfato, la glauconita, la anhidrita, el horsteno, el cuarzo, los minerales de
arcilla, la pirita, la anquerita y la siderita.
Otra gran diferencia entre los carbonatos y las rocas clásticas se presenta en la
diagénesis, es decir, los cambios físicos y post-depositacionales que convierten el
sedimento en roca sólida. En los carbonatos la diagénesis puede modificar de
72
manera significativa la permeabilidad y el espacio entre los poros ya que estos son
altamente susceptibles a la disolución y por otro lado durante la diagénesis de los
carbonatos generalmente se reemplaza la calcita y la aragonita original por la dolomita
mineral en un proceso conocido como dolomitización que puede mejorar las
características productoras de hidrocarburos. En el caso de las rocas clásticas
generalmente la diagénesis no implica cambio en la mineralogía.
Con respecto a la porosidad también existen diferencias notables entre los
carbonatos y las rocas clásticas. En las rocas clásticas, los poros están
predominantemente entre los granos, es decir, son intergranulares, y están distribuidos
de manera uniforme en toda la matriz de la roca. Aun cuando los poros intergranulares
también están presentes en los carbonatos, la porosidad intragranular es comúnmente
el tipo de porosidad principal y esta puede desarrollarse cuando los granos, tales como
los fragmentos de conchas, están parcialmente disueltos. Otro tipo de porosidad
presente en los carbonatos es la porosidad móldica que se caracteriza por conservar
las formas de los fragmentos de conchas disueltos u otros componentes.
Por lo general, los carbonatos tienen una variedad mucho mayor de formas de grano
que la mayoría de las rocas siliciclásticas. Es evidente que en un yacimiento
carbonatado pueden coexistir varios tipos de porosidad, desde el nivel microscópico
hasta el tamaño de una cavidad, lo que hace que la estimación de la porosidad y la
permeabilidad, y el cálculo de las reservas sean una tarea extremadamente difícil.
Otro efecto producido por la susceptibilidad de los carbonatos a la disolución es la
formación de un sistema cáustico, lo cual puede ser un arma de doble filo para la
industria petrolera, ya que pueden causar hundimientos de las mechas y pérdidas de
circulación durante la perforación pero también pueden originar porosidades y
permeabilidades extremadamente altas.
73
Figura 11. Tipos de porosidad en los carbonatos.
Finalmente dada la heterogeneidad de los carbonatos, no es sorprendente que la
producción de hidrocarburos a partir de estas formaciones, a menudo, está fuertemente
influenciada por la presencia de fallas y fracturas, particularmente en los yacimientos
más antiguos del mesozoico y el paleozoico.
Los expertos advierten que las relaciones entre porosidad y permeabilidad en los
carbonatos no se pueden determinar sin comprender la distribución del tamaño de los
poros lo que implica un gran reto para los petrofísicos. Sin embargo los beneficios
potenciales son grandes ya que alrededor del 60% de las reservas mundiales de
petróleo se encuentran en yacimientos carbonatados con un enorme potencial de
reservas de gas adicionales.
2.10 Lógica Difusa
En la lógica clásica una proposición sólo admite dos valores: verdadero o falso. Por
ello se dice que la lógica usual es bivalente o binaria. Existen otras lógicas que admiten
74
además un tercer valor posible (lógica trivaluada). Por otra parte, la lógica multivaluada
incluye sistemas lógicos que admiten varios valores de verdad posibles. Entre ellas se
encuentra la Lógica Difusa la cual nació en un artículo de L. Zadeh, (1965) titulado
"Fuzzy Sets" (Conjuntos Difusos). La lógica difusa permite representar de forma
matemática conceptos o conjuntos imprecisos tomando en cuenta que las cosas no son
blancas o negras, sino que existen infinitos matices de grises.
La lógica difusa se adapta mejor al mundo real en el que vivimos y nuestros
yacimientos no escapan de esta realidad, ya que el flujo de fluidos obedece a procesos
complejos no lineales que no pueden ser representados por modelos matemáticos
simples y las fuentes de información son imprecisas e indirectas.
En la teoría de conjuntos difusos se definen también las operaciones de unión,
intersección, diferencia, negación o complemento en los que se basa esta lógica. Para
cada conjunto difuso, existe asociada una función de pertenencia para sus elementos,
que indican en qué medida éste forma parte de un conjunto difuso. También, dichos
elementos pueden ser miembros parciales de varios subconjuntos difusos a la vez.
En la identificación de porosidad secundaria a través de registros convencionales,
los conjuntos difusos son la información obtenida de todos los registro cada pie. Las
funciones de pertenencia para expresar si existe alta o baja probabilidad de porosidad
secundaria tienen la forma sigmoidal, la cual fue definida por Roger et al., (1997), en
base a la respuesta de los registros frente a porosidad secundaria. Martinez, (2000).
Ec. Sigmoidal (x;a,c,) c)-exp(-a(x1
1+
= (2)
Donde a es la pendiente en el punto de cruce x=c.
75
CAPÍTULO III
MARCO METODOLÓGICO
3.1 Tipo de Investigación De acuerdo a las características que presenta esta investigación titulada
Metodología para Identificar Zonas de Porosidad Secundaria en Formaciones Cretácicas, puede clasificarse como:
Documental, descriptiva y de campo, ya que la información fue obtenida y soportada
en historias de pozos, informes técnicos, análisis de núcleo y perfiles de pozos.
Analítica, porque se determinan y validan parámetros petrofísico importantes, como
el Índice de Porosidad Secundaria y el Tipo de Poro presente en los yacimientos en
estudio, a través de los análisis de núcleos y de la interpretación cuantitativa y
cualitativa de los registros de pozos; cumpliendo así con los objetivos que fueron
planteados para dicha investigación.
Aplicada, ya que se generó un modelo que se extrapolará a otros pozos de los
yacimientos asociados a las Unidades de Explotación Lagomar y Lagomedio, que
no poseen registros especiales ó núcleo.
3.2 Metodología Empleada en el Desarrollo de la Investigación Para el desarrollo de esta investigación se utilizo el Método Científico, el cual sigue
una serie de pasos sistemáticos e instrumentos que aunado a la experiencia del
investigador, permitirá obtener un resultado que satisfaga la hipótesis propuesta en el
Capítulo I. Con la finalidad de crear una metodología para construir Modelos
Predictivos de Porosidad Secundaria en Formaciones Cretáceas, se definió entonces
el siguiente procedimiento:
D ocum entaciónTécnica
R ecopilac ión de la D ata
C ontro l de C alidad
Evaluación de R eg istros
D esarro llo de la m etodología
de predicc ión de porosidad
secundaria
Predicc ión de la producción in ic ia l de los
pozos
A nális is de resultados C onclusiones
Figura 12. Procedimiento utilizado para la construcción de un Modelo Predictivo de Porosidad
Secundaria en Formaciones Cretáceas.
En este capítulo se discutirá hasta la etapa de Predicción de la Producción Inicial de
los Pozos. El resto de las etapas de la investigación se desarrollaran en detalle en los
capítulos siguientes.
3.2.1 Documentación Técnica Se consultó toda la información referente a la detección de fracturas y porosidad
secundaria ubicada en: la biblioteca de PDVSA Occidente, documentos técnicos de la
Sociedad de Ingenieros de Petróleo (SPE) y trabajos realizados en el área con
anterioridad. Adicionalmente, se consulto a especialistas en la materia.
3.2.2 Recopilación de la Data
En la primera etapa de este trabajo se procedió a la búsqueda y recopilación de
toda la información de interés disponible para el área donde se aplicará la metodología
76
a desarrollar (Yacimientos Cretácicos asociados a las Unidades de Explotación
Lagomar y Lagomedio. Área Noroeste del Lago de Maracaibo). Las imágenes TIFF,
archivos en formato LAS, DLIS y ASCII, análisis convencionales y especiales de
núcleos, historias de producción/presión, datos de perforación y estudios petrofísicos
realizados anteriormente en el área de estudio, fueron suministrados por el personal de
del proyecto Cretáceo Lago de las disciplinas de Petrofísica, Geología, Ingeniería de
Yacimiento y Geomecánica; validadas por medio de consultas a bases de datos de
PDVSA tales como: LOG DB, Finder, Centinela y Citop (Carpetas de pozos y carpetas
de registros, etc.).
3.2.3 Control de Calidad de la Data
El proceso de control de calidad de la data se llevó a cabo considerando las
premisas del manual de procedimiento operativo de “Elaboración de modelo
petrofísico” de Petróleos de Venezuela (PDVSA), revisado el 16-03-2001 con el
código: UCS-1.1.1.4-PO-005, siguiendo los siguientes pasos:
1. Visualización de las curvas certificadas y elaboración del inventario de pozos
con data representativa. Luego de recopilar toda la información de interés
disponible para dicho estudio, se procedió a la elaborar un inventario, que no es
más que la clasificación de la información, según su tipo, ubicación geográfica e
importancia, permitiendo identificar la cantidad de data disponible, y así ubicarla
rápidamente, teniéndola visiblemente organizada.(Ver Figura 13).
2. Verificación de la condición de hoyo y las zonas con data representativa. Fue
realizada por medio de una tabla Excel con el fin de documentar los pozos que
requieran correcciones ambientales, vectorizar de nuevo o realizar cambios de
matriz. (Ver Figura 14).
77
# DE POZOS CON REGISTRO DE DENSIDAD AREA LAGOMEDIO
14
16
POZOS CON RHOB POZOS SIN RHOB
DISTRIBUCION DE REGISTROS POR ZONA
10
14
13
13
11
SOCUY LUNA MARACA LISURE APON
Figura 13. Gráficos de distribución de tipos de registros por zona y Unidad de Explotación (Ejemplo RHOB).
POZO SOCUY LUNA MARACA LISURE APON COMENTARIO
SVS0205 X X X X XSOCUY: CALI OK LA LUNA DERRUMBE DE 8.5 A 8.8 MARACA: DERRUMBE DE 8.5 A 9.5 LISURE DERUMBE
DE 8.5 A 10 APON DERRUMBE DE 8.5 A 10.3
SVS225 X X X X XSOCUY CAMBIO DE HOY DE 8.5 A 5.5 LA LUNA CALI OK MARACA DERRUMBE DE 5.5 A 6.7 LISURE
DERRUMBE DE 5.5 A 6.7 APON CALI OK
L
Figura 14. Ejemplo del inventario y clasificación de la información por Unidad de Explotación y zonas.
3. Clasificación de la información. Una vez terminado el inventario de la data se
procedió a clasificar los pozos según la cantidad y calidad de la información que
posee, denominándolos de la siguiente manera:
Pozos No Control: Son aquellos que no cuentan con registro de
porosidad o densidad. Sólo disponen de registros de resistividad, y de
litología (SP, GR).
AG3046 X X X X XSOCUY: CALI CAMBIO DE HOYO DE 9.5 A 5.8. LA LUNA: CALI OK. MARACA: CALI OK. POSIBLE FRACTURA
12917' LISURE: CALI OK. APON: CALI OK
LMA66 X X X X X
SOCUY: PRESENTA WASH OUT DE 6.4 A 11 MARACA: LA CURVA NO PRESENTA DEFLEXIONES. CALIPER OK. APARENTEMENTE ES MUY APRETADA. LA LUNA: CALI OK. MARACA: CALI OK. LISURE: CALI WITH
WASHOUT (1 INCH) APON: CALI OK NO HAY TIFFLMA72 X X SOCUY: CALI OK POBRE INFORMACION. LA LUNA: CALI OK
SVS176 X X X X XSOCUY: CALI WASH OUT DE 5.7 A 7.5. LA LUNA: CALI OK. MARACA: CALI OK LISURE: CALI OK. APON:
CALI OK
SVS198 X X X X XSOCUY: CALI OK POBRE INFORMACION. LA LUNA: CALI OK MARACA: CALI OK POSIBLE FRACTURA A
13085' LISURE: CALI OK. APON: CALI OK.
SVS218 X X X XSOCUY:NO HAY INFORMACION LA LUNA: POCA INFORMACION. MARACA: CALI OK LISURE: CALI OK.
APON: CALI OK.
SVS229 X X X X XSOCUY: NO TIENE CALI EN SOCUY POCA INFORMACION. LA LUNA: EN EL TOP TIENE DERRUMBE DE
12.9 A 13.7 MARACA: CALI OK. LISURE: CALI OK. APON: CALI OK
78
Pozos Control: Son aquellos que disponen de todo el conjunto de
registros convencionales para determinar las distintas propiedades
petrofísicas, entre los cuales se encuentran: las curvas de Rayos Gamma
(GR), Potencial Espontaneo (SP), Resistividad Profunda (LLD, ILD ó
IGFR), Densidad (FDC), Sónico Compresional (DTC), Neutrón (CNF) y
Caliper (CAL).
Pozos Claves: Son aquellos pozos que además de disponer de todo el
conjunto de registros convencionales (eléctricos, radiactivos y acústicos),
disponen de análisis de núcleos o registros especiales tales como:
Imágenes resistivas o sónicas, dipmeter, sónico dipolar, registros de
densidad variable en pozos revestidos, Gamma Ray Spectral (CGR), etc.
De acuerdo a lo anterior, la investigación contempla una muestra de 51
pozos distribuidos de la siguiente manera: 4 Pozos Claves, 17 Pozos Control y
30 Pozos No Control entre las Unidades de Explotación Lagomar y Lagomedio.
Tabla 7. Pozos Control de las Unidades de Explotación Lagomar y Lagomedio.
POZO UE YACIMIENTOUD0150 LAGOMAR CRETACEO 8UD0097 LAGOMAR CRETACEO 8VLA0710 LAGOMAR CRET VLA0515VLA0711 LAGOMAR CRET VLA0515VLA0722 LAGOMAR CRET VLA0515VLA0808 LAGOMAR CRET VLA0515VLA0876 LAGOMAR CRET VLA0515VLA1453 LAGOMAR CRET VLA0515LAG3046 LAGOMEDIO CRET LMA0077SVS0198 LAGOMEDIO CRET SVS0198SVS0149 LAGOMEDIO SVS0078 FOSVS0205 LAGOMEDIO CRET SVS0205SVS0218 LAGOMEDIO CRET SVS0218SVS0229 LAGOMEDIO CRET SVS0198LMA0072 LAGOMEDIO SVS0078 FOLMA0094 LAGOMEDIO CRET LMA0077SVS0176 LAGOMEDIO CRET SVS0176
POZO CONTROL
79
Tabla 8. Pozos No Control de las Unidades de Explotación Lagomar y Lagomedio.
POZO UE YACIMIENTOUD 0078 LAGOMAR CRETACEO 8UD 0086 LAGOMAR CRETACEO 8UD 0168 LAGOMAR CRETACEO 8UDL0161 LAGOMAR CRETACEO 8UDL0167 LAGOMAR CRETACEO 8VLA0639 LAGOMAR CRET VLA0515VLA0515 LAGOMAR CRET VLA0515VLA0711 LAGOMAR CRET VLA0515VLA0810 LAGOMAR CRET VLA0515VLA0851 LAGOMAR CRET VLA0515VLA984 LAGOMAR CRET VLA0515
SVS0104 LAGOMEDIO CRET SVS0104SVS0061 LAGOMEDIO SVS0078 FLANCO OESTE SVS0078 LAGOMEDIO SVS0078 FLANCO OESTESVS0129 LAGOMEDIO SVS0078 FLANCO OESTESVS0131 LAGOMEDIO SVS0078 FLANCO OESTESVS0153 LAGOMEDIO SVS0078 FLANCO OESTESVS0162 LAGOMEDIO SVS0078 FLANCO OESTELMA0066 LAGOMEDIO SVS0078 FLANCO OESTE LMA0074 LAGOMEDIO SVS0078 FLANCO OESTELMA0078 LAGOMEDIO SVS0078 FLANCO OESTELMA0080 LAGOMEDIO SVS0078 FLANCO OESTELMA0092 LAGOMEDIO SVS0078 FLANCO OESTESVS0213 LAGOMEDIO CRET SVS0213SVS0001 LAGOMEDIO MJ SVS0001LMA0077 LAGOMEDIO CRET LMA0077LMA0088 LAGOMEDIO CRET LMA0077LMA0090 LAGOMEDIO CRET LMA0077LMA0093 LAGOMEDIO CRET LMA0077SLG0022 LAGOMEDIO CRET LMA0077TOTAL 30
POZOS NO CONTROL
Tabla 9. Pozos Claves de las Unidades de Explotación Lagomar y Lagomedio.
POZO UE YACIMIENTO NUCLEO IMÁGENES SONICO DIPOLAR VDL DRHOB MASTERLOGUD779 LAGOMAR CRETACEO 8 X X XVLA978 LAGOMAR CRET VLA0515 X X
VLA1402 LAGOMAR CRET VLA0515 X X XSVS225 LAGOMEDIO CRET SVS0176 X X X
POZOS CLAVES
X
X
80
4. Verificación de correspondencia en profundidad entre las diferentes curvas. De
no existir correspondencia, se deben ajustar todas las curvas a la misma
profundidad, tomando como referencia o curva base el registro de resistividad
profunda.
DESPUÉS ANTES
Figura 15. Ejemplo de correspondencia en profundidad entre las curvas.
5. Verificación de la existencia de valores anómalos por medio de gráficos 3D. En
caso de existir valores anómalos se procedió a corregirlos por medio de la
normalización o simplemente se descartó la utilización de esa data. Por ejemplo,
los registros de porosidad en unidades de cuentas por segundo fueron utilizados
solo cualitativamente.
APON
Figura 16. Ejemplo de un Gráfico 3D para detectar valores anómalos para cada curva. Considera efectos de litificación.
81
6. Depuración de la data. Se elimino la sección inicial y final de los registros que
no fueran representativos con la finalidad de minimizar el ruido en el modelo a
desarrollar.
Figura 17. Ejemplo de una sección de registro con data no representativa.
7. Edición de curvas. Se revisaron todas las curvas con el fin de identificar picos y
respuestas anómalas, es decir, valores muy altos o muy bajos con respecto a los
citados en la literatura para la litología presente. Estas respuestas fueron
validadas con el despliegue de todo el set de registros disponibles para el pozo
y decidiendo no realizar cambios en lo absoluto. En el caso de que existieran
valores altos de densidad y bajo tiempo de transito o porosidad, no se pueden
llevar a cabo modificaciones debido a que no se dispone de una Espectropía de
Rayos Gamma que valide la presencia de minerales con estas características.
Por otra parte, las zonas de baja densidad y alta porosidad o tiempo de transito,
inclusive con presencia de derrumbe de hoyo, no deben ser modificadas para
evitar eliminar información referente a fracturas.
8. Normalización o cambio de escala cuando fuera necesario. El proceso de
normalización se llevó a cabo de la siguiente manera:
82
DESPUES ANTES
Figura 18. Ejemplo de un gráfico CGR vs. Rhob antes y después de la Normalización.
Se establece el patrón litológico local o regional del área para cada uno de
los tipos de curvas disponibles en la base de datos (Calizas, Dolomías, Arcillas,
etc.), seleccionando el patrón de normalización a través de histogramas, gráficos
de distribución XY, gráficos comprimidos en profundidad, mapas isopacos y el
promedio por zona.
Al realizar los gráficos de las propiedades vs. Profundidad encontramos que
los valores máximos y mínimos de las curvas varían entre zonas, lo cual luce
lógico debido a la carga litoestática. En tal sentido, se decidió normalizar por
zonas y no todo el grupo Cogollo en conjunto, ya que si se ajusta toda la
longitud del registro en función de un patrón litológico especifico, podría
cometerse errores en la zona objetivo debido a que alguna corrida adicional sin
la corrección apropiada, o algún cambio en diámetro de hoyo pudiera hacer que
la corrección válida para la zona de normalización, no lo sea para la zona
objetivo.
83
Figura 19. Ejemplo de un histograma de frecuencia donde se observa la diferencia entre los máximos y mínimos de las diferentes zonas. (La Luna, Maraca, Lisure, Apón).
Debido a que los máximos y mínimos varían considerablemente en el área de
estudio, se seleccionaron varios pozos como referencia de normalización de
acuerdo a los siguientes criterios:
I.- Pozos cuyo promedio no estuvieran fuera de la tendencia de la
litología característica del área. Se recomienda eliminar los empalmes
dentro de las zonas de interés, con el fin de evitar desviaciones en el
cálculo del promedio por zona.
PO ZO SO C U Y LU N A M AR AC A LISU R E APO N T O T ALLAG 3046 2.65 2.59 2.67 2.67 2.70 2.67SVS229 2.46 2.52 2.70 2.79 2.72 2.65SVS218 2.54 2.58 2.60 2.68 2.65 2.65SVS198 2.65 2.56 2.61 2.68 2.69 2.64SVS176 2.59 2.55 2.68 2.65 2.68 2.64LM A66 2.54 2.58 2.69 2.69 2.64 2.63LM A72 2.66 2.56VLA711 2.64 2.64 2.71 2.71 2.70 2.69VLA978 2.24 2.55 2.61 2.64 2.63 2.60U D 779 2.65 2.60 2.69 2.70 2.71 2.68
LM ED IO 2.59 2.56 2.66 2.68 2.68 2.63LM AR 2.44 2.59 2.66 2.67 2.66 2.61T O T AL 2.56 2.57 2.66 2.68 2.68 2.63
R H O B PR O M ED IO
Figura 20. Tabla de promedios por zonas. En rojo las zonas que requieren normalización.
84
Posteriormente, se eliminan los valores desviados para obtener los promedios
verdaderos de cada zona.
POZO SOCUY LUNA MARACA LISURE APON TOTALLAG3046 2.65 2.59 2.67 2.67 2.70 2.67SVS229SVS218SVS198
2.70 2.72 2.652.58 2.68 2.65
2.65 2.56 2.68 2.69 2.64SVS176 2.55 2.68 2.68 2.64UD779 2.65 2.60 2.69 2.70 2.71 2.68LMA66 2.58 2.69 2.69 2.63LMA72 2.66 2.56VLA711 2.64 2.71 2.71 2.70 2.69VLA978 2.55 2.60LMEDIO 2.65 2.57 2.69 2.68 2.70 2.66LMAR 2.65 2.57 .72 0 2.71 2.70 2.67TOTAL 2.65 2.57 .62 9 2.69 2.70 2.66
Figura 21. Tabla de promedios verdaderos por zona.
De la tabla se observan los pozos con errores sistemáticos (VLA978) y los pozos
que se aproximan más al promedio real de las zonas, que podrían utilizarse como
referencia para la normalización, considerando la ubicación geográfica de los mismos
(UD 779).
II.- Pozos que cumplan con la regla de la mayoría, los pozos que
presentan histogramas y gráficos XY similares se utilizan como referencia
para normalizar pozos vecinos.
III.- Pozos que presenten un gradiente o tendencia con profundidad
lógica.
Una vez definido el pozo patrón, se calcula la diferencia entre el pozo referencia y la
data a normalizar. Por medio de esta diferencia, se tiene una idea de la desviación de
la data y cuanto necesita ser desplazada para llevar a cabo la normalización.
85
POZO SOCUY LUNA MARACA LISURE APONSVS213 0.20 0.11 0.07 0.05SVS149 0.02 0.07 0.01
SVS0205 0.09 0.07 0.03 0.07 0.04SVS225 0.04 0.04 0.00 0.02 0.00LAG3046 0.01 0.01 0.02 0.02 0.00SVS229 0.19 0.08 -0.01 -0.09 -0.01SVS218 0.11 0.02 0.10 0.02 0.06SVS198 0.00 0.04 0.08 0.02 0.01SVS176 0.06 0.05 0.01 0.05 0.02LMA66 0.11 0.02 0.00 0.01 0.07LMA72 -0.01 0.04VLA711 0.01 -0.04 -0.02 -0.02 0.00VLA978 0.41 0.05 0.08 0.06 0.08
Figura 22. Ejemplo de una Tabla de normalización para Rhob.
Posteriormente, se verifica en el gráfico XY que exista una elipse de confidencia
aceptable dependiendo del tipo de registro que sé este normalizando. Se desplaza la
curva aplicando la ecuación lineal general de normalización:
Vnorm: Rbajo + (Vlog-Wbajo)*((Ralto-Rbajo)/(Walto-Wbajo))
Donde:
Vnorm: Valor normalizado de la curva.
Vlog: Valor de la curva sin normalizar.
Ralto: Valor alto de la curva en la zona de normalización.
Rbajo: Valor bajo de la curva en la zona de normalización.
Walto: Valor alto de la curva en el pozo a ser normalizado.
Wbajo: Valor bajo de la curva en el pozo a ser normalizado.
86
Esta ecuación corrige por efecto de desplazamiento (shift) y de ajuste de escala que
pudieran estar presentes. PDVSA, (2001).
Normalización de Perfiles de Porosidad:
Perfiles Sónicos:
El perfilaje sónico es una curva que no presenta las incertidumbres
estadísticas asociadas a otros tipos de herramientas. Dado que en general no
está sujeto a problemas de sensitividad, la única normalización que requiere es
por desplazamiento. El manual de procedimiento de PDVSA sugiere, utilizar
como litología de normalización una que sea no porosa y con bajo tiempo de
tránsito, como la anhidrita y las calizas apretadas. Por lo cual al realizar la
normalización se busca en los gráficos XY, que las elipses de confidencia tengan
un valor mínimo de tiempo de transito igual para todos los pozos ya que las
litologías que exhiben alta porosidad como es el caso de las lutitas regionales de
carácter marino, ricas en arcillas, están sujetas a daño durante el proceso de
perforación, lo cual las hace inadecuadas para establecer un valor máximo en
los registros.
DESPUESANTES
Figura 23. Proceso de normalización de registros sónicos.
87
Perfiles de Neutrón compasado:
Las herramientas neutrónicas están basadas en el hecho de que el logaritmo
del conteo de neutrones (cps), guarda una relación inversamente proporcional
con la porosidad; esta misma relación se toma en cuenta en el proceso de
calibración de cada tipo particular de herramienta, dando lugar a que un
pequeño error en la determinación del conteo correspondiente al extremo alto de
porosidad (bajas cuentas), conlleve a un error alto en la determinación de la
porosidad; en el otro extremo (cuentas altas) un error relativamente grande,
produce un error bajo en la porosidad así determinada. Por esta razón, el perfil
neutrónico está sujeto más a ajuste de escalamiento que a desplazamiento,
aunque muchas veces requiere de ambos procesos.
El manual de procedimientos de PDVSA, recomienda cuando es muy difícil
determinar los valores máximos y mínimos de porosidad, realizar gráficos XY y
observar si todos los pozos mantienen la tendencia. Si es necesario realizar un
ajuste, se hará en función de obtener el mismo valor mínimo en todos los pozos.
ANTES DESPUES
Figura 24. Proceso de normalización de registros de neutrón compensado.
88
Perfiles de Densidad:
La mayoría de las rocas no porosas encontradas en los pozos están en el
intervalo de 2,4 a 2,9 gr/cc de densidad; el carbón y la anhidrita son
excepciones. Los perfiles de densidad registran valores mucho menores, pero
estos corresponden bien sea a formaciones porosas o a zonas derrumbadas con
valores anormalmente bajos. En las secciones de alta densidad es posible
determinar una buena litología de normalización. Establecer el nivel de baja
densidad en forma confiable es casi imposible, debido a problemas de
agrandamiento del hoyo (derrumbes, etc.) y por el solape de diferentes
variaciones litológicas. Por tanto, el ajuste de escala es impráctico para el perfil
de densidad y cualquier corrección necesaria, debe hacerse mediante
desplazamiento en función de obtener el mismo valor máximo en todos los
pozos.
En el caso de los registros de densidad que fueron corridos en matriz
arenisca fueron ajustados de acuerdo a la litología presente en el área del
cretáceo y posteriormente normalizados.
ANTES DESPUES
Figura 25. Proceso de normalización de registros de densidad.
89
Finalizado el proceso de normalización, se debe validar la correspondencia
entre los perfiles de Densidad, Neutrón y Sónico en escalas equivalentes para
cada pozo; es decir, para el caso en que estemos en una litología donde
predominan los carbonatos, es necesario que coincida el 2,71 gr/cc en el registro
de densidad para la matriz caliza, con el cero (0) del registro neutrón y el 47.5
µs/pie para el registro sónico, ya que estos valores se conocen ampliamente
como referencia para una matriz calcárea.
En el caso de que los registros en escalas equivalentes no coincidan, debe
ajustarse nuevamente la normalización y verificar el patrón utilizado para la
misma, hasta alcanzar la mayor coincidencia posible entre los registros de cada
pozo.
3.2.4 Evaluación de Registros Los registros han sido diseñados para responder ante diferentes características
dentro del ambiente del hoyo. Algunas herramientas responden principalmente a la
litología, otras primordialmente a la porosidad y otras a la saturación de fluidos.
Ninguna desafortunadamente responde principalmente a las fracturas. Sin embargo,
las fracturas afectan la respuesta de los perfiles cuando estas se encuentran abiertas o
semiabiertas.
La detección de fracturas a través de herramientas de perfilaje, requiere tanto del
conocimiento de los principios físicos de la herramienta, de la geometría de todas las
mediciones envueltas, de la experiencia del intérprete y del conocimiento del área en
estudio. A continuación se muestra una breve descripción de la evaluación de los
registros
90
3.2.4.1 Evaluación de Registros para Estimar Intensidad de Fractura
Mediciones Sónicas:
Uno de los más antiguos indicadores de fracturas es la reverberación de las ondas
acústicas alrededor del hoyo. Las medidas basadas en la propagación de ondas
sónicas responden a las propiedades mecánicas de la roca y son poco afectadas por el
entorno del hoyo.
En zonas fracturadas, la apariencia del tren de ondas como las obtenidas en el
registro de densidad variable (VDL), muestran cambios bruscos o zonas borrosas, etc.
Estas características sugieren interfaces de diferentes impedancias acústicas entre el
receptor y el transmisor de las herramientas sónicas. Tales anomalías de propagación
pueden ser causadas por fracturas abiertas. Desafortunadamente, anomalías similares
pueden también ocurrir por cambios en el diámetro del hoyo o debido a capas delgadas
de litología diferente o incluso por un sistema de fracturas cerradas.
Figura 26. Ejemplo de la respuesta del VDL frente a una zona fracturada en Mississippi Lime. Evaluation of fractured Reservoirs. SPE, (1866).
El sónico dipolar, con las ondas de corte y compresional también es utilizado en la
detección de fracturas. La cantidad de energía recibida en el receptor es un indicativo
de la competencia y uniformidad de la formación. Una alta señal de resistencia en el
receptor sugiere una roca competente con poca probabilidad de fracturas, por otra
parte una baja señal de resistencia indica una alta probabilidad de fracturas. En la
interface de la fractura, parte de la energía de corte es reflectada, otra parte es
convertida en otros modos de onda de propagación y otra es refractada, como
91
resultado la cantidad de la energía de la onda de corte alcanzada por el receptor es
significativamente reducida.
La relación entre la velocidad de las ondas S y P es constante para una
determinada litología. Las fracturas pueden ser identificadas en aquellos intervalos
donde el tiempo de transito de las ondas S es mucho mayor (menor velocidad) que el
de la onda compresional, para una litología dada. La siguiente ecuación puede ser
utilizada:
RDT = DTs/DTp (3)
Otra técnica prometedora es el efecto del modo de conversión que toma lugar
cuando la energía acústica encuentra las fracturas rellenas de fluidos. Las ondas
Stoneley y las Pseudo Rayleight se consideran como técnicas de detección de
fracturas confiable.
La Relación de Poisson, puede ser calculada por medio de las ondas de corte y
compresional. Rocas con alta relación de Poisson son más propensas a poseer
fracturas que las zonas con baja relación de Poisson. Schlumberger, (2000).
⎟⎟⎠
⎞⎜⎜⎝
⎛−−
−−=
1)(1)(5.0
2
2
VsVpVsVpσ (4)
Donde:
σ: Relación de Poisson Vp: Lectura de Vp (Onda Compresional) del registro Sónico Dipolar Vs: Lectura de Vs (Onda de Corte) del registro Sónico Dipolar
La tecnología de mediciones acústicas puede ser utilizada en pozos a hoyo abierto
como en pozos revestidos.
92
Caliper:
En yacimientos consolidados como los cretácicos se esperan hoyos calibrados con
poco derrumbes, por tanto cuando se observan hoyos elongados y derrumbados es
posible que nos encontremos atravesando zonas fracturadas.
El caliper como un indicador de fractura, debe ser utilizado con mucha precaución
ya que hoyos elípticos pueden ser causados por otros factores tales como:
perforaciones direccionales, hoyos desviados, capas altamente inclinadas y otros
eventos de perforación que pudieran causar hoyos elongados a través de la sección.
Por otra parte, cuando existen perdidas de circulación en zonas fracturadas pudiera
observarse dos fenómenos a considerar en detección de fracturas, reducción en el
diámetro del hoyo como consecuencia de la formación de revoque o colapso de la
pared del hoyo mostrando un incremento en la lectura de la herramienta. El caliper es
utilizado para calcular la curva DCAL por medio de la siguiente ecuación:
DCAL = CAL – BS (Bit Size – Tamaño de la Mecha) (5)
Debido a que la curva DCAL en las zonas de arcilla tiene el mismo comportamiento
que muestran las zonas fracturadas, es conveniente utilizar un algoritmo que permita
diferenciar cuando estamos en zonas fracturadas. Arango, (2004) por ejemplo:
IF DCAL <= DCAL CUTOFF y VSH<= VSHMIN FRACTURAS.
Medición de Porosidad:
Generalmente, las fracturas no contribuyen significativamente con la porosidad de la
roca, sin embargo, algunas veces lo hacen. Es por esto que frente a zonas fracturadas
podrían verse aumentos de porosidad.
93
La combinación de registros de porosidad (neutrón, densidad y sónico) pueden ser
un método efectivo para indicar la presencia de fracturas. La diferencia entre la
porosidad obtenida de la combinación Neutrón – Densidad y la porosidad derivada del
registro sónico, quien solo lee porosidad de matriz, puede ser interpretada como
porosidad de fractura. Arango, (2004).
Figura 27. Representación teórica de porosidad de fractura.
Del gráfico anterior se observan dos intervalos fracturados en los puntos “D” y “E”
donde la porosidad del núcleo o del registro sónico es menor a la porosidad del registro
Densidad – Neutrón.
Sin embargo, se observó que los registros sónicos de los pozos cretácicos del área
en estudio, presentan valores de tiempo de transito mayores a los indicados en la
literatura para las calizas, por lo cual este indicador no puede ser utilizado para la
construcción del modelo predictivo de porosidad secundaria de los yacimientos del área
Noroeste del Lago de Maracaibo.
94
Registro de Potencial Fotoeléctrico (PEF):
Este registro es un indicador de la absorción fotoeléctrica de la formación. Intervalos
fracturados, asociados a formaciones calcáreas, con grandes invasiones de lodo y
buena condición de hoyo, pueden ser interpretados por altos valores de PEF cuando el
lodo contiene Barita, debido a que su factor fotoeléctrico es 267 ppm, mucho más alto
que el de las calizas (5.08) y dolomías (3.14). Sin embargo, es posible ver bajas
lecturas de PEF en presencia de fracturas rellenas de filtrado de lodo cuando este no
contiene componentes pesados. Esta herramienta puede contribuir a clarificar
situaciones confusas donde la respuesta de los registros podría interpretar como
intervalos fracturados o zonas de gas.
Mediciones de Densidad:
La respuesta de la herramienta de densidad disminuye en presencia de fracturas
rellenas de fluido. La baja densidad del fluido en comparación con la densidad de la
roca produce una caída significativa en la lectura de la herramienta frente a zonas de
fracturas.
Registro de Densidad Corregida:
Un indicativo de la presencia de fracturas puede ser obtenido de la curva de
densidad corregida (DRHOB). Esta curva corrige el registro de densidad por efectos de
la rugosidad del hoyo y de revoque. Cuando las fracturas existen se observan
deflexiones positivas o negativas en presencia de hoyos no derrumbados.
En litologías simples, la rugosidad del hoyo obedece casi exclusivamente a la
presencia de fracturas. En casos contrarios, la DRHOB actúa como un muy sensible
caliper que detecta la rugosidad del hoyo y la presencia de fracturas. Una desventaja
de esta curva es que ella ve solo una pequeña porción del hoyo y pudiera no alcanzar a
detectar la fractura.
95
Mediciones de Resistividad:
Las herramientas resistivas pueden ser utilizadas en la detección de zonas de
porosidad secundaria, bajo las condiciones apropiadas, de acuerdo al principio de
invasión, utilizando las curvas someras y profundas. La curva profunda (Rt) es poco
afectada por el filtrado del lodo ya que tiene un radio de investigación mayor que la
curva somera (Rxo), quien por el contrario exhibirá baja lectura de resistividad debido al
filtrado de lodo que penetro en el espacio poral. En tal sentido, las zonas de fracturas o
vugas bien conectadas, serán representadas por una diferencia positiva entre las
lecturas de la curva Rt y Rxo para lodos salados. Para lodos a base aceite cambia el
perfil de invasión haciéndose la diferencia negativa.
Con este criterio es posible determinar cualitativamente la intensidad de fractura y el
tipo de fluido presente en ellas, mientras mayor sea la separación entre las curvas
mayor será la intensidad de fracturas y la probabilidad de que exista hidrocarburo, para
un rango de resistividad verdadera limitado. Por otra parte, cuando la resistividad
verdadera es muy alta, normalmente se asocia a una porosidad de tipo vugular ya que
el paso de la corriente eléctrica a través de la vugas es más tortuoso que en las
fracturas, por tanto exhiben valores de resistividad mucho más altos. Arango, (2004).
Figura 28. Relación entre las curvas de resitividad profunda y somera para identificar fracturas.
96
Diferencia Entre los Registros de Micro Resistividad:
La separación de las curvas de resistividad micro inversa y micro normal es otra
forma de identificar intervalos de porosidad secundaria. Esta hipótesis es también
derivada del concepto del proceso de invasión de lodo, expuesto previamente. La
curva de resistividad micro inversa tiene un radio de investigación más corto que la
micro normal y por esta razón su lectura es menor en presencia de fracturas o vugas
rellenas con fluidos conductivos.
DML = HMNO – HMIN (6) Donde:
DML: Diferencia entre las curvas de micro resistividad.
HMNO: Resistividad micro normal
HMIN: resistividad micro inversa
Medición del contenido de Uranio:
En zonas donde se han creado fracturas como resultado de procesos de disolución
de minerales, es posible encontrar alto contenido de Uranio.
Cálculo del Índice de porosidad secundaria:
La intensidad de fractura es un factor clave para predecir las propiedades
petrofísicas de un yacimiento naturalmente fracturado. Sin embargo, para la correcta
caracterización y máximo aprovechamiento de este tipo de yacimientos debemos
recordar que existen varios sistemas de porosidad que contribuyen con la productividad
del mismo y deben ser considerados a la hora de plantear las estrategias de
explotación del yacimiento.
97
3.2.4.2. Metodología para Definir Tipo de Poro Frente a Zonas de Porosidad La mayoría de los indicadores de fracturas proveniente de los registros de pozo,
descritos anteriormente, pudieran mostrar el mismo comportamiento frente a zonas de
porosidad intergranular, intercristalina, moldica o vugular. Solo a través de los registros
resistivos podemos diferenciar el tipo de poro que existe en las zonas prospectivas.
Para esto se tienen una serie de gráficos diagnósticos que son utilizados para definir el
tipo de porosidad. Asquith, (1995):
Gráfico de Archie Versus Relación de saturación de agua:
En este método se asume que el yacimiento es mojado por agua con porosidad
intergranular – intercristalina, es decir, m=n=2.
Saturación de agua de Archie:
Swa = ((1/PHI)2*(Rw/Rt))0.5 (7)
Relación de saturación de agua:
Swr = [(Rxo/Rt)/(Rmf/Rw)]0.625 (8)
Como se puede observar en la formula anterior la relación de saturación de agua no
depende de porosidad, por lo tanto cambios en los valores del exponente de
cementación no afectaran el cálculo de la relación de saturación de agua.
Interpretación del gráfico:
Si en el yacimiento predomina la porosidad intercristalina – intergranular,
entonces Swa y Swr deberían ser aproximadamente iguales debido a que m es igual a
2. Si existe porosidad vugular, Swr debería ser mayor que Swa, debido a que el valor
de m es mayor que 2. También, si las vugas están pobremente conectadas, entonces
Swr será mucho mayor que Swa y m>>2.
98
Yacimientos con fracturas o con porosidad bimodal, el valor de Swa es mayor que el
valor de Swr debido a que m es menor que 2.
Gráfico de Archie (Swa) versus Relación de saturación de agua(Swr).
Intergranular m=2 Swa=Swr
Vugas conectadas m>2 Swa<Swr
Vugas pobremente conectadas m>>2 Swa<<Swr
Fracturas m<2 Swa>Swr
Bimodal m<2 Swa>swr
Figura 29. Ejemplo de un gráfico Swa vs Swr. Asquith, (1995).
Gráfico de la porosidad calculada del registro sónico (φs) versus la porosidad
total (φt): El registro sónico solo mide la porosidad de la matriz mientras que los registros de
densidad y neutrón miden la porosidad total.
99
Interpretación del gráfico:
Cuando existe porosidad intergranular – intercristalina, la porosidad resultante del
registro sónico es igual a la porosidad total. Si existen fracturas o vugas la porosidad
del registro sónico será menor a la porosidad total.
Gráfico de la porosidad calculada del registro sónico (φs) versus la porosidad total (φt).
Intergranular m=2 φs = φt
Vugas conectadas m>2 φs < φt
Vugas pobremente conectadas m>>2 φs << φt
Fracturas m<2 φs < φt
Bimodal m<2 φs = φt
Figura 30. Ejemplo de un gráfico de φs versus φt. Asquith, (1995).
Gráfico de la porosidad del registro de resistividad versus porosidad total: Los registros de resistividad solo detectan la porosidad llena de fluido que esta
interconectada.
100
Interpretación del gráfico:
Cuando el yacimiento presenta porosidad intergranular o intercristalina bien
conectada, la porosidad derivada de los registros de resistividad serán igual a la
porosidad total.
Si existe porosidad vugular pobremente conectada, entonces la porosidad de los
registros resistivos será menor a la porosidad total y en el caso de que existan fracturas
o porosidad bimodal, la porosidad del registro de resistividad será mayor a la porosidad
total debido a que m es menor que 2.
φr = (Rmf/Rxo)0.5 o (Rz/Rsl)0.5 (9)
Gráfico de la porosidad del registro de resistividad (φr) versus porosidad total(φt)
Intergranular m=2 φr =φt Vugas conectadas m>2 φr < φt Vugas pobremente conectadas m>>2 φr << φt Fracturas m<2 φr >= φt Bimodal m<2 φr > =φt
Figura 31. Ejemplo de un gráfico de φr vs φt. Se utilizo la resistividad corta para el cálculo de φr. Asquith, (1995)
101
Gráfico de Dew.
El gráfico de Dew es un gráfico de Rt/Rw versus Rxo/Rmf. Este contiene líneas
verticales las cuales representan línea de igual BVW (Bulk Volume Water) para
diferentes tipos de poro en carbonatos.
BVW = [1/(Rt/Rw)]0.5 (10)
Gráfico de Dew.
BVW Rt/Rw
Intergranular 0.025-0.04 400-1500
Intergranular +Vugas 0.025-0.015 1500-4000
Vugas 0.015-0.005 >4000
Bimodal 0.05 <400
Figura 32. Ejemplo de un gráfico de Dew para la zona D Glen Rose. Asquith, (1995).
102
3.2.5 Desarrollo de la Metodología para Identificar Zonas de Porosidad Secundaria
(Caso: Yacimientos de las U.E Lagomar/Lagomedio-Noroeste del Lago de Maracaibo-
Proyecto Cretáceo Lago).
La metodología fue desarrollada con la intención de integrar una serie de
indicadores de porosidad secundaria utilizados en otros campos alrededor del mundo,
con el fin de determinar el tipo de poro que pudiera estar presente en los yacimientos
cretácicos del Noroeste del Lago de Maracaibo, lo cual conllevará a una correcta
caracterización, que a su vez permitirá obtener una mayor rentabilidad de la
explotación de nuestros yacimientos. Para ello, se consultaron conocedores en el área
que suministraron su experticia, la cual ayudó en la formación de criterios técnicos que
posteriormente fueron validados con el material bibliográfico consultado y los análisis
estadísticos generados en el estudio. Luego se seleccionaron los indicadores que
mostraron una alta competencia en la detección de porosidad y que permitieran realizar
una evaluación preliminar en pozos nuevos donde no se tienen definidos los modelos
petrofísicos (porosidad efectiva, permeabilidad, etc.), con el fin de estimar el índice de
productividad del mismo. Cada indicador fue evaluado individualmente para desarrollar
una mayor comprensión de los parámetros o requisitos que pudieran afectar la
probabilidad de porosidad secundaria.
El modelo Predictivo de porosidad secundaria para los yacimientos del Noroeste del
Lago de Maracaibo, fue programado en el software Interactive Petrophysics (IP) con la
idea de hacerlo más amigable y de fácil aplicación en la evaluación de pozos nuevos. A
continuación se detallará la metodología en el orden que fue programada en Interactive
Petrophysics:
1.- Cálculo de la resistividad del agua y del filtrado de lodo con profundidad: Como
es bien sabido el Rmf y el Rw varían con temperatura por tanto es necesario
determinar un gradiente de temperatura para los cálculos donde se requieran estos
parámetros, Para convertir el Rmf y el Rw de condiciones de temperatura de superficie
a cualquier otra temperatura dentro del hoyo fue utilizada la ecuación de ARPS.
103
Muchos autores han encontrado que esta ecuación es la más exacta y fácil de aplicar.
Brock, (1995).
R2 = R1(T1 + 6.77/ T2 + 6.77) (11)
R1: Resistividad a condiciones de superfície.
T1: Temperatura de superficie.
T2: Temperatura de interés.
R2: Resistividad a T2.
Figura 33. Programación para calcular Rw y Rmf con profundidad.
En la programación se utilizó como T2, el gradiente de temperatura estático del
yacimiento (Temp) para calcular Rmf y Rw para cada profundidad.
2.- Condición del hoyo: Es importante definir la condición del hoyo de la zona de
interés ya que de esta depende la certeza de los valores medidos por las herramientas,
principalmente las de contacto. Para determinar si el hoyo esta calibrado (in gauge) o
derrumbado se resta la medición del caliper y tamaño de la mecha.
DELTACALI = CALI – BS (12)
BS: Tamaño de la mecha en pulgada.
104
CALI: Medida del diámetro del hoyo con el caliper en pulgadas.
HC: Hoyo calibrado.
DELTACALI: Diferencia entre el CALI y el BS.
Figura 34. Programación para calcular la condición de hoyo.
En la programación debe introducirse como datos de entrada el BS y el HC. Este
último depende del criterio del petrofísico que realice el análisis.
Indicadores de Porosidad Secundaria
El fundamento de los indicadores utilizados en la metodología fue expuesto
anteriormente, en la sección de Evaluación de Registros, con lo cual se puede llevar a
cabo una evaluación cualitativa en función de la respuesta de los perfiles y de la forma
de las curvas (si se observan picos, crossover, disminución o incremento de las curvas
frente a las zonas prospectivas). Sin embargo, para poder realizar una evaluación
cuantitativa de estos comportamientos anormales frente a la porosidad secundaria, se
utilizó la metodología aplicada por Petrovietnam en la detección de fracturas a partir de
data de perforación (Masterlog, ROP, RPM, etc.). En un archivo Excel se listan los
valores de los registros a utilizar por cada pie y se calcula el promedio de los últimos
40 pies perforados para cada profundidad, generando curvas promedio que fueron
nombradas con el mnemónico original más la extensión: soft (suavizada). Cuando la
diferencia entre la curva suavizada con las originales es positiva, entonces se
105
interpreta como una disminución, lo contrario se asume como un incremento del
parámetro. Así es posible detectar cuantitativamente cuando existen picos, crossover,
incrementos o disminución del parámetro en estudio para cada pie.
Figura 35. Ejemplo del procedimiento para calcular las curvas suavizadas (SOFT). Promedio de los últimos 40 pies registrados.
Luego, esta información es automáticamente ordenada en un formato Excel que
debe ser convertido en archivo “prn” para cargar en IP.
106
Figura 36. Hoja Excel Utilizada para Cargar las Curvas Suavizadas en IP.
Las curvas suavizadas son el medio utilizado para automatizar la evaluación
cualitativa de registros convencionales para detectar porosidad secundaria. A
continuación se detalla cada uno de los índices de porosidad creados:
Indice de Porosidad basado en la medición de densidad (RHOB)
En calizas apretadas existe la probabilidad de encontrar porosidad secundaria
cuando existen caídas en la curva de densidad que no sean generadas por derrumbes
de hoyo, debido a la presencia de fluido dentro de los poros. Cuando la diferencia entre
107
RHOBSOFT-RHOBn es mayor que 1, entonces es posible detectar una disminución de
la densidad.
Figura 37. Programación para calcular el índice de porosidad secundaria RHOB.
Índice de Porosidad basado en la medición de Uranio (URAN)
Las fracturas creadas por disolución presentan alto contenido de Uranio, por la
depositación de sales dentro de las mismas. En tal sentido un incremento de Uranio se
considera como un indicador de porosidad secundaria. Si por ejemplo URANn-
URANSOFT>1, entonces existe un incremento del contenido de uranio.
Figura 38. Programación para calcular el índice de porosidad secundaria URAN.
Índice de Porosidad basado en la medición del Factor Fotoeléctrico (PEF)
Para poder realizar la evaluación de porosidad secundaria utilizando la información
del PEF fue necesario crear dos metodologías ya que la respuesta del registro depende
del tipo de aditivo presente en el lodo de perforación. Si existe porosidad, entonces
existirá invasión del lodo y si este contiene componentes pesados como la Barita, cuyo
108
PEF es de 267, se observará un incremento en la lectura del PEF. Lo contrario ocurre
cuando el filtrado del lodo no contiene componentes pesados, el PEF del fluido es
mucho menor que el de la caliza, mostrando un descenso abrupto frente a la porosidad
secundaria.
Figura 39. Programación para lodos sin componentes pesados. Indicador PEF.
Figura 40. Programación para lodos con componentes pesados. Indicador PEF.
Índice de Porosidad basado en la combinación del registro de densidad y el
registro neutrón compensado (RHOB-NPHI).
Frente a porosidad secundaria, el registro de densidad muestra una caída abrupta y
el registro neutrón pudiera presentar un incremento importante si la fractura contribuye
significativamente con la porosidad, formándose de esta forma un crossover entre
ambos registros que puede interpretarse como porosidad secundaria. En busca de
hallar la forma de detectar este comportamiento numéricamente se construyo el
siguiente gráfico:
109
Figura 41. Gráfico de detección de fracturas con los registros Neutrón – Densidad.
Donde:
RHOB: Lectura del registro de densidad.
RHOBEN: Densidad equivalente proveniente del registro neutrón.
RHOBENSOFT: Densidad equivalente proveniente del registro neutrón
suavizada.
RD: Lectura del registro de resistividad profunda
0
100
200
300
400
500
600
0 100 200 300 400 500 600
(RHOBENSOFT-RHOB)/(RDSOFT/RD)
(RH
OB
EN-R
HO
B)/(
RD
SOFT
/RD
)
UD779
LINEA 45°
Posibles fracturas
Posible presencia de gas
RDSOFT: Resistividad profunda suavizada.
Como es bien sabido, las unidades de registro de densidad es gr/cc y el registro de
Neutrón se maneja usualmente en porcentaje. Para poder relacionar ambos en una
expresión matemática fue necesario escoger una unidad equivalente para ambos.
Debido a que el registro neutrón pude tomar valores negativos se decidió, expresar
ambos en unidades de densidad. En primer lugar, las escalas equivalentes de ambos
registros son:
Densidad: 1.96 a 2.96 y Neutrón: -0.15 a 0.45; donde 2.71 (densidad de matriz
caliza) corresponde al cero del Neutrón. Por lo que es posible expresar los valores del
registro neutrón en términos de densidad, realizando el siguiente procedimiento:
110
1.- Utilizando un mallado de 20 subdivisiones, cualquier punto puede ser
representado por las siguientes ecuaciones:
RHOB = 1.96+0.05*X (13)
NHIP = -0.15+0.03*X (14)
Despejando X e igualando las ecuaciones se obtiene la densidad equivalente
proveniente del registro Neutrón, en otras palabras, las lecturas del registro Neutrón
expresadas en unidades de densidad.
RHOBEN = 1.96 – (NPHI-0.45)/0.6 (15)
Interpretación del Gráfico:
Tabla 10. Detección de fracturas con RHOB-NPHI.
CONDICION INTERPRETACIÓN UBICACIÓN EN EL GRAFICO
RHOBEN-RHOB<RHOBENSOFT-RHOB FRACTURAS PUNTOS SOBRE LA LINEA DE 45°RHOBEN-RHOB>RHOBENSOFT-RHOB POSIBLE EFECTO DE GAS PUNTOS DEBAJO DE LA LINEA DE 45°
Cuando no existe deflexión de la curva de NPHI, RHOBENSOFT es igual a
RHOBEN, por tanto los puntos caerán sobre la línea de 45°. Si existe una caída o
aumento en la porosidad, entonces los puntos caerán fuera de la línea de 45º,
indicando presencia de gas o fracturas.
111
RHOB RHOBEN = NPHI
RHOBEN SOFT
1.96 2.96
RHOBEN - RHOB
RHOBEN SOFT - RHOB
1.96 2.96
RHOBEN - RHOB
RHOBEN SOFT - RHOB
RHOBEN = NPHI
RHOBEN SOFT
RHOB
INDICADOR DE FRACTURAS INDICADOR DE GAS
Figura 42. Fundamento teórico del indicador de porosidad RHOB-NPHI.
Adicionalmente, cuando hay presencia de gas se observa un incremento importante
en las lecturas de la resistividad profunda; lo contrario sucede frente a fracturas ya que
es común encontrar caídas de resistividad debido a que RD está afectada por la
resistividad del filtrado de lodo que logro entrar dentro de las mismas. Entonces al
dividir ambos ejes por RDSOFT/RD, los Puntos se ubicaran sobre la línea de 45° en
presencia de gas y debajo de esta cuando existan fracturas. (Ver Tabla11).
112
Tabla 11. Comportamiento del factor RDSOFT/RD en presencia de gas y Fracturas.
GASRHOBEN-RHOB/(RDSOFT/RD)
EJE Y UBICACIÓN EN EL GRAFICO
PUNTOS SOBRE LA LINEA DE 45°
FRACTURASRHOBENSOFT-RHOB/(RDSOFT/RD)
EJE X UBICACIÓN EN EL GRAFICO
PUNTOS DEBAJO DE LA LINEA DE 45°
RD SOFT/RD
Figura 43. Ejemplo del comportamiento de las curvas originales y suavizadas.
113
Figura 44. Programación del índice de NPHI – RHOB.
Índice de Porosidad basado en los registros resistivos (RD-RM-RS)
Este indicador está basado en la separación de las curvas de resistividad profunda y
somera causado por el proceso de invasión. La relación RD/RS será distinta de 1
cuando existe separación entre las curvas. Se considera ambas relaciones RD/RS y
RS/RD ya que el resultado será mayor o menor que 1 dependiendo de los aditivos y los
componentes de la formación.
Figura 45. Programación del indicador RD-RM-RS.
114
3.2.5.1 Dew Plot
Entre los gráficos diagnósticos para definir el tipo de poro, Dew plot es el único que
no requiere modelo de porosidad efectiva. En tal sentido, se trato de aplicar para los
yacimientos del Noroeste del Lago de Maracaibo los rangos de tipo de poro
determinados para la zona D del yacimiento Glen Rose sin éxito (Ver Figura 32). Sin
embargo, gracias a la existencia de data de núcleo fue posible determinar dichos
rangos de BVW para cada tipo de poro existente en los yacimientos de interés.
Desarrollo del gráfico de DEW para los yacimientos del Noroeste del Lago de
Maracaibo:
El gráfico de Dew depende de la respuesta de la resistividad frente a los tipos de
poros existentes. Las vugas exhiben valores de resistividad verdadera altos cuando no
existe buena conectividad entre ellas, como consecuencia de que el paso de la
corriente eléctrica tiene mayor dificultad para transportarse. Las fracturas muestran
valores de resistividad verdadera bajos como consecuencia del proceso de invasión
dentro de las mismas. De esta manera es posible definir varias regiones, que a través
de la respuesta de resistividad, permiten identificar el tipo de poro.
Metodología utilizada:
1.- Se construyó una curva de tipo de poro (vugas, fracturas abiertas, semiabiertas,
cerradas, estilolitas, brecha, etc.; de la descripción de los núcleos VLA978 y SVS225).
2.- Se cálculo el gradiente de temperatura y construyó una curva de Rw y Rmf.
3.- Se programó en IP las ecuaciones de BVW, RT/RW, RXO/RMF y RS/RMF.
4.- Se creó una hoja en Excel con la información anterior, registros básicos, curvas del
masterlog (perdidas, gasificaciones, impregnación de crudo, litología, fracturas
115
interpretadas en base a eventos de perforación) y curva de tipo de poro proveniente de
la data de núcleo e imágenes.
5.- Se discriminó la data por CGRN<40 para eliminar el efecto de arcillosidad.
6.- Haciendo filtro por tipo de poro reportado por los sedimentologos en la descripción
de los núcleos, se encontró el rango de BVW y RT/RW correspondiente a las fracturas,
vugas, bimodal, zonas apretadas, etc.
7.- Graficando los puntos donde se reporto impregnación de hidrocarburo en los
núcleos, gasificaciones y cortes de hidrocarburo de los masterlog, se determino una
línea para diferenciar entre las zonas con alta saturación de agua y la zona de petróleo
(línea de 45° en el centro del gráfico original de DEW). (Esto es válido para
yacimientos que se encuentran a la saturación de agua inicial).
RXO/RMF = 1.5* RT/RW (16)
RS/RMF = 0.6571* RT/RW (17)
8.- El rango de porosidad intergranular se determino haciendo filtro en las
profundidades que presentan separación entre las curvas de resistividad profunda y
somera, y que los indicadores como el PEF y el Uranio, no manifestaran la existencia
de las mismas.
9.- No fue posible identificar rangos de BVW y RT/RW para las estilolitas y brecha.
Estas regiones fueron validadas con los tipos de poro visualizados en los registros
de imágenes VLA1402 y UD779.
116
Tabla 12. Rango de BVW y RT/RW para pozos claves.
BVW RT/RW BVW RT/RW BVW RT/RW
VUGAS 3 0.003 12250 0.0066 16000 0.007 13400
VUGAS 3 0.010 38000 0.0078 24000 0.009 39900
FRAC + VUGAS 4 0.006 850 0.0055 15600
FRAC + VUGAS 4 0.040 10000 0.009 22900
FRAC 5 0.007 1680 0.0068 2596 0.005 1180
FRAC 5 0.024 10000 0.013 12200 0.030 8360
BRECHA 6 0.020 1200 0.015 3400
BRECHA 6 0.030 1570 0.017 3900
ESTILOLITA 8 0.008 2000 0.0038 2300 0.004 3152
ESTILOLITA 8 0.020 7000 0.015 31000 0.018 30000
ESTILOLITA + FRAC 7 0.010 2700 0.0046 3000
ESTILOLITA + FRAC 7 0.017 10000 0.013 9800
INTERGRANULAR 2 6000 11000 8000
INTERGRANULAR 2 13000 24000 24000
TIPO DE PORO(codificacion) SVS225 VLA978 UD779
DEW PLOT(SOLO PUNTOS CON IMPREGNACIÓN DE HIDROCARBUROS)
y = 0.6571xR2 = 1
1
10
100
1000
10000
100000
100 1000 10000 100000 1000000
RT/RW
RS/R
MF
RS/RMF1OIL CUTTINGLineal (1)
Figura 46. Identificación de fluidos para yacimientos a la Swrr considerando la relación RS/RMF.
117
DEW PLOT (SOLO PUNTOS CON IMPREGNACIÓN DE HIDROCARBURO)
y = 1.5xR2 = 1
1
10
100
1000
10000
100000
100 1000 10000 100000 1000000
RT/RW
OF
/RM
RX
RXO/RMF1OIL CUTTINGLineal (1)
Figura 47. Identificación de fluidos para yacimientos a la Swrr considerando la relación RXO/RMF.
1 2 3 4 5 6
Figura 48. Gráfico de Dew para los yacimientos del Noroeste del Lago de Maracaibo.
118
Figura 49. Programación del gráfico de Dew para los yacimientos del Noroeste del Lago de Maracaibo.
3.2.5.2 Cálculo del Índice de Porosidad Secundaria (Index F/V).
El cálculo del índice de porosidad secundaria depende de la contribución equivalente
de todos los indicadores de porosidad secundaria ya discutidos. Cada indicador tiene
un grado de pertenencia en el subconjunto denominado “porosidad secundaria” de
acuerdo a la teoría de lógica difusa, la cual permite representar de forma matemática
conceptos o conjuntos imprecisos en base a lo relativo de lo observado.
Las expresiones matemáticas para definir el grado de pertenencia de cada uno de
los indicadores fueron desarrolladas de acuerdo a la probabilidad que presenta cada
indicador de pronosticar porosidad secundaria en un gráfico RD/RS vs RD (RD/RS>1).
(Figura 50).
Haciendo sensibilidades para cada indicador y observando la cantidad de puntos
que caen sobre las zonas de porosidad secundaria, se calcula el grado de pertenencia
en el subconjunto “porosidad secundaria”. Por medio de un ajuste matemático, se
busca la expresión que represente la curva de pertenencia obtenida para cada
119
indicador y que a su vez tenga la forma de la ecuación de membrecía que fue escrita
por Roger et al, (1997). (Ver Ecuación 2).
ZONA DE POROSIDAD SECUNDARIA
ZONA DE POROSIDAD SECUNDARIA CON HIDROCARBURO
Figura 50. Gráfico de RD/RS vs RD para definir grado de pertenencia de los indicadores.
Las expresiones obtenidas para determinar el grado de pertenencia de los
indicadores son las siguientes:
IPRHOB = 0.9991115/(1+(DIFRHOB/0.018714071)^-4.1580122) (17)
IPRES = 0.9922598/(1+(DIFRES/1.1780656)^-11.960492) (18)
IPURAN = 0.97718932/(1+(DIFURAN/0.49802721)^-7.1470848) (19)
IPPEF=1.0017815*(1EXP((((DIFPEF0.40705375)/0.21423229)^0.807113))) (20)
120
IPDN = 0.99641663*(1+(((8903.7969*EXP(-5.4075058*(DIF-0.19770781)))-
(5.4075058*EXP(-8903.7969*(DIF-0.19770781))))/-8898.3939)). (21)
Figura 51. Programación del índice de porosidad secundaria.
La curva INDEX F/V es el resultado del promedio aritmético ponderado de la
respuesta de los registros con el fin de identificar los intervalos con porosidad
secundaria. En la medida que más registros confirmen la existencia de porosidad
secundaria, mayor será el grado de certidumbre en la identificación de las mismas.
Finalmente, se obtiene un modelo que arroje una curva de índice de porosidad
secundaria (INDEX F/V) y una curva de tipo de poro que sea capaz de predecir qué
tipo de poro podemos esperar en las zonas de interés.
3.2.5.3 Aplicación del Modelo Predictivo de Porosidad Secundaria
Una vez construido el modelo Predictivo de porosidad secundaria se aplicó sobre
una muestra de 21 pozos, entre los cuales 4 se consideran pozos claves y 17 son
pozos control. El resto de los pozos asociados a las Unidades de Explotación Lagomar
y Lagomedio (30) carece de registros de densidad o neutrón que son vitales para
realizar la evaluación.
Fueron desarrolladas dos metodológicas de acuerdo al tipo de información
disponible para cada pozo:
121
Tabla 13. Condiciones de aplicabilidad de la metodología de predicción de porosidad secundaria.
DATOS REQUERIDOS REGISTROS REQUERIDOS
TEMPERATURA DE SUPERFICIE CALIPER
TEMPERATURA DE YACIMIENTO REGISTRO DE DENSIDAD (RHOB)
RESISTIVIDAD DEL AGUA DE FORMACIÓN (Rw) REGISTRO NEUTRON (NPHI)
RESISTIVIDAD DEL FILTRADO DEL LODO (Rmf) RESISTIVIDAD SOMERA (RS O EN SU DEFECTO RM)
TAMAÑO DE LA MECHA (BS) RESISTIVIDAD PROFUNDA (RD)GAMMA RAY SPECTRAL (CGR)
(SI NO SE DISPONE CORRER UN SINTÉTICO)CURVA DE URANIO (URAN) (PROVENIENTE DEL CGR)
REGISTRO DE LITO-DENSIDAD (PEF)
En lo que respecta a este trabajo, solo se utilizó la metodología para determinar
tipo de poro, que no necesita como dato de entrada el modelo de porosidad efectiva ya
que, este se encontraba en proceso de construcción y validación por el equipo de
petrofísica del proyecto Cretáceo Lago durante la realización de la tesis.
Para la correcta aplicación de las metodologías se requiere la siguiente
información:
Tabla 14. Datos y registros requeridos para la aplicación de la metodología de predicción de porosidad
secundaria.
CONDICIONES DE APLICABILIDAD
LODO CON COMPONENTES PESADOS (BARITA) LODO SIN COMPONENTES PESADOS
MODELO DE POROSIDAD DESCONOCIDO
* LA HERRAMIENTA PEF LEE VALORES MAS ALTOS FRENTE AZONAS CON FRACTURAS.
* UTILIZA SOLO EL GRAFICO DE DEW PARA DETERMINAR EL TIPODE PORO.
* UTIL PARA REALIZAR UNA PRIMERA ESTIMACION DE LAS ZONASPROSPECTIVAS CUANDO NO SE DISPONE DE MODELOS DEPOROSIDAD, VOLUMEN DE ARCILLA, ETC.
* LA HERRAMIENTA PEF LEE VALORES MASBAJOS FRENTE A ZONAS CON FRACTURAS.
* UTILIZA SOLO EL GRAFICO DE DEW PARADETERMINAR EL TIPO DE PORO
* UTIL PARA REALIZAR UNA PRIMERAESTIMACION DE LAS ZONAS PROSPECTIVASCUANDO NO SE DISPONE DE MODELOS DEPOROSIDAD, VOLUMEN DE ARCILLA, ETC.
122
3.2.5.4 Validación del Modelo Predictivo de Porosidad Secundaria
Una vez generado el modelo Predictivo de Porosidad Secundaria para cada pozo,
el siguiente paso es validarlo con data de núcleo, registros de imágenes, sónico dipolar
y datos de perforación.
Registros de Imágenes: De estos registros se puede obtener de manera cuantitativa
la intensidad de fracturas y cualitativamente la existencia de otros sistemas de
porosidad secundaria como vugas. Esta información puede ser escalada a una
codificación que permita comparar el modelo de porosidad secundaria derivado de los
registros convencionales con las imágenes de pozo en el software IP. El número de
coincidencia determinará el grado de efectividad del modelo.
Tabla 15. Codificación utilizada para los registros de imágenes.
CLASIFICACION DERIVADA DEL REGISTRO DE IMÁGENES CODIFICACION
FRACTURAS ABIERTAS 1FRACTURAS CERRADAS 2
ESTILOLITAS 3BUGAS 4
FRACTURAS SEMIABIERTAS 5
Figura 52. Ejemplo de imágenes resistivas o sónicas en frente a porosidad vugular.
123
Figura 53. Ejemplo de imágenes resistivas o sónicas en frente a zonas fracturadas.
Data de Perforación: Se analizaron los Masterlog de 4 pozos claves, con la finalidad
de validar los resultados del modelo predictivo de porosidad secundaria. Los
parámetros de interés que puedan conducir a la detección de fracturas son los
siguientes:
124
Tabla 16. Detección de fracturas por medio de data de perforación. Beda, (2001)
POSIBLES ZONAS DE FRACTURAS INDICADOR FRACTURAS
Revoluciones por minuto (RPM) DISMINUCION
Tasa de Penetración (ROP) INCREMENTO
Gas de Formación INCREMENTO
Pérdidas de Circulación OCURRENCIA
Influjos. OCURRENCIA
Presion de tuberia DISMINUCION
Existen otros factores que pudieran llevar a una interpretación de detección de
fracturas errónea tales como:
• Peso sobre la mecha, al variar este parámetro podría afectarse la tasa de
perforación, por tanto pudiera inferirse erróneamente la existencia de fracturas.
• Cambio de litología, cuando se atraviesan zonas de menor densidad o menos
compactación, es posible observar una disminución en la tasa de penetración
como si se estuviera en presencia de fracturas.
• Gas de conexión o parada de bomba, es importante diferenciar el gas
proveniente de la formación de los incrementos de gas originados por ciertas
operaciones como parada de bomba o conexión de tuberías.
• Peso del lodo de perforación, cambios en el lodo de perforación pudieran causar
cambios en la tasa de perforación, enmascarando posibles fracturas.
125
Análisis de los Masterlog impresos:
Se realizó un análisis visual considerando los indicadores mencionados y se elaboró
una curva en Interactive petrophysic (IP) especificando las profundidades donde existía
probabilidad de fracturas de acuerdo a la data de perforación. La escala de
probabilidad se normalizo de 0 a 1, donde “1” es la máxima puntuación cuando se
observan todos los indicadores, es decir, incremento del gas de formación, reporte de
perdidas o influjos y disminución de la ROP, RPM y presión de tubería; y se coloca “0”
cuando no se observaran estos comportamientos o se produjeran como consecuencia
de operaciones de la perforación.
Análisis de los Masterlog en formato digital:
Para determinar las profundidades donde existiera alta probabilidad de fracturas, se
creó un archivo en Excel con la información de ROP, RPM, Ptub, Gas, etc. por cada
pie. Se cálculo el promedio de los últimos 40 pies perforados de cada variable para
cada profundidad, generando curvas promedio que fueron nombradas ROP suavizada,
RPM suavizada, etc. Cuando la diferencia entre la curva suavizada con las originales
fuera positiva, entonces se interpreta como una disminución, de lo contrario se asume
como un incremento del parámetro. Integrando esta información es posible crear una
curva de probabilidad de fractura con las mismas características de la desarrollada con
la información impresa.
Una vez creadas estas curvas se comparan con el índice de porosidad secundaria
arrojado por la metodología y se calcula el porcentaje de acertividad en base a la
coincidencia entre ambos métodos.
Núcleos: Para el momento de realización del estudio se disponía de la descripción
sedimentología de los núcleos VLA978 (Lagomar) y SVS225 (Lagomedio).
En las hojas sedimentológicas se encuentra una descripción del tipo de poro por
cada pie, con la cual se genero una curva de tipo de poro con la siguiente codificación:
126
Tabla 17. Tipos de poros derivados de la descripción sedimentológica de los núcleos.
FRACTURAS ABIERTAS 1FRACTURAS CERRADAS 2ESTILOLITAS 3VUGAS 4BRECHA 5VUGAS + ESTILOLITAS 6ESTILOLITAS + FRAC CERRADAS 7ESTILOLITAS + FRAC ABIERTAS 8FRACTURAS + VUGAS 9
TIPO DE PORODERIVADO DE LA DESCRIPCION
SEDIMENTOLOGICA DEL NUCLEO
También, se integro la información de las secciones finas donde es posible
identificar el tipo de porosidad existente a la profundidad donde fue tomada la muestra.
Posteriormente, se realizó la correlación núcleo perfil comparando el GR
proveniente de registros, con la curva TOTALGAMMA procedente del núcleo, se debe
verificar si ambas curvas corresponden en profundidad. En caso de existir un desfase
se debe ajustar la profundidad, llevando así las lecturas realizadas en los núcleos a las
lecturas de los registros. Finalmente, el modelo se valida en función del número de
coincidencias entre el índice de porosidad secundaria y el tipo de porosidad
proveniente del núcleo.
Otros Registros Especiales: Los registros especiales utilizados para validar la metodología fueron los siguientes:
Sónico Dipolar, Registro de densidad variable (VDL) y la curva de corrección de
densidad.
Una vez aplicado el modelo a los pozos con registros especiales, se calculó el
grado de coincidencia del índice de porosidad secundaria con la evaluación de los
registros especiales.
127
3.2.6 Predicción de la Producción Inicial de los Pozos. Simulación de Pozos en Welflow
Como se ha discutido anteriormente, la capacidad de producción de los yacimientos
cretácicos está íntimamente relacionada con la porosidad secundaria según Arango,
(2004). La matriz caliza es muy compacta y se caracteriza por tener una porosidad
igual o muy cercana a cero, por tanto un pozo con alto índice de de porosidad
secundaria debería poseer un alto índice de productividad. Para determinar que tipo de
relación guardan estos indicadores fue necesario aplicar ciertos criterios técnicos que
garantizaran la correspondencia de uno con el otro.
Se descartaron los pozos:
• Con sistemas de levantamiento ineficientes.
• Completados a hoyo entubado o con forros ranurados.
• Comunicados.
• Obstruidos mecánicamente.
• Productores de gas.
• Sin data suficiente para realizar la simulación en Welflo.
• Estimulados o dañados.
• Con problemas en el equipo de superficie.
• Sin pruebas de producción representativas.
La predicción de producción se realizó en el Software de análisis nodal de
Weatherfor, llamado Wellflo. Se asumió una correlación de flujo multifasico para cada
yacimiento, que fue sugerida por los ingenieros de producción de cada área. Haciendo
nodo en las perforaciones y fijando la presión de tubería en superficie, se cálculo la
presión de fondo fluyente, obteniendo así la curva de demanda. Luego haciendo
análisis nodal con sensibilidades en el valor del ip, se selecciona aquel índice de
productividad que reproduce la prueba de producción inicial representativa del pozo,
cerca del periodo de tiempo donde fueron corridos los registros petrofísico que dan
lugar a la estimación del índice de porosidad secundaria.
128
Figura 54. Ejemplo de la Estimación del índice de productividad (ip) del Pozo VLA1402 en Welflo.
Datos requeridos para la simulación:
• Presión de yacimiento.
• Condición del yacimiento: Saturado o Subsaturado.
• Perforaciones.
• Tipo de completación.
• Datos de producción representativos al inicio.
• Presión de tubería y reductor colocado al mismo periodo del análisis de producción.
• Correlación multifasica.
• Temperatura de fondo y superficie Diagrama mecánico.
• Zonas abiertas al periodo del análisis de producción.
129
CONCLUSIONES
• Ningún registro convencional puede detectar por si solo fracturas o
porosidad secundaria. Sin embargo, todos los registros están afectados de
una forma u otra por la presencia de las mismas y la combinación de varios
podrían ayudarnos a detectar zonas de porosidad secundaria.
• Es posible predecir satisfactoriamente la presencia de porosidad secundaria
a través de la metodología desarrollada en esta investigación, que a su vez
contribuirá a lograr una mejor caracterización de los yacimientos cretácicos
del área noroeste del Lago de Maracaibo.
• La lógica difusa es un método alternativo que sirve para manejar la
incertidumbre presente en la información, obtenida de registros
convencionales, no convencionales y análisis de núcleos. Dicha data no
siempre es precisa y provee medidas indirectas de las propiedades del
yacimiento. Por tanto, la lógica difusa demuestra ser un excelente método
para lograr la integración de información proveniente de diferentes tipos de
herramientas y fuentes.
• Existen muchas metodologías y registros que pueden ser utilizados para el
análisis de detección de porosidad secundaria. En lo que se refiere al
trabajo realizado para los yacimientos del Noroeste del Lago de Maracaibo,
los indicadores que arrojaron el mejor resultado fueron: La combinación de
los registros Neutrón y Densidad, Relación entre la resistividad profunda y
somera, PEF, Contenido de Uranio y Densidad. Sin embargo, esta
combinación puede no ser la óptima en otros reservorios ya que cada
campo es único y requiere de análisis individuales.
• Existe una clara relación entre la metodología desarrollada para detectar
porosidad secundaria con la el índice de producción inicial de los pozos.
Esto pudiera servir a los ingenieros custodios del área para realizar las
primeras estimaciones de la producción de los pozos nuevos, optimizando
los procesos de completación, diseño de levantamiento artificial, compra de
materiales y planes de explotación para el área.
• Los resultados arrojados por la metodología dependen absolutamente de la
calidad de los registros utilizados en el análisis. Registros corridos en hoyos
derrumbados o elongados pudieran llevar a interpretaciones erradas y
optimistas.
142
RECOMENDACIONES
• Aplicar un estricto control de calidad a la data proveniente de registros
antes de realizar cualquier análisis, considerando que los cambios a realizar
en las curvas, nos acercaran o alejaran de la realidad en el subsuelo. En tal
sentido, se recomienda realizar dichos cambios solo cuando el intérprete
está seguro de que mejorará la calidad de la información.
• Se recomienda correr el registro Gamma Ray Spectral para la aplicación de
la metodología. Adicionalmente, en pozos cretácicos donde se atraviesan
zonas de alto contenido de Uranio, resulta indispensable este registro para
poder distinguir entre calizas y formaciones con alto contenido de arcilla.
• Una vez obtenido el modelo de porosidad de los yacimientos del área
Noroeste del Lago de Maracaibo, se recomienda integral al modelo
desarrollado en este trabajo, las metodologías que utilizan como variable la
porosidad, con el fin de mejorar la estimación de las zonas prospectivas en
los pozos.
• Se recomienda evaluar otros factores tales como: tipo de cañoneo, tamaño
del cañón, penetración, tamaño de hoyos y tiros por pie para estimar el
porcentaje de pérdida de productividad de los pozos al revestirlos ya que los
resultados obtenidos varían considerablemente entre ellos.
143
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27645.
146
ANEXOS
147
PREDICCION DE LA METODOLOGIA DE POROSIDAD SECUNDARIA POZO SVS00225
0
1
2
14900 14950 15000 15050 15100 15150 15200 15250 15300
NUCLEO MODELO
COINCIDENCIA: 68%PREDICCION FALLIDA: 30%
PREDICCION DE LA METODOLOGIA DE POROSIDAD SECUNDARIA POZO VLA1402
0
1
2
13540 13640 13740 13840 13940 14040 14140 14240
IMAGEN MODELO
COINCIDENCIA: 48%PREDICCION FALLIDA: 37%
PREDICCION DE LA METODOLOGIA DE POROSIDAD SECUNDARIA POZO UD779
0
1
2
13480 13580 13680 13780 13880 13980
IMAGEN MODELO
COINCIDENCIA: 65%PREDICCION FALLIDA: 33%
PREDICCION DE LA METODOLOGIA DE POROSIDAD SECUNDARIA POZO VLA0978
0
1
2
13300 13400 13500 13600 13700 13800 13900 14000 14100 14200
NUCLEO MODELO
COINCIDENCIA: 58%PREDICCION FALLIDA: 36%
PREDICCION DE LOS INDICADORES DE POROSIDAD SECUNDARIA POZO SVS00225
0
1
2
14900 14950 15000 15050 15100 15150 15200 15250 15300
NUCLEO RHOB-NPHI
0
1
2
14900 14950 15000 15050 15100 15150 15200 15250 15300
PROFUNDIDAD
NUCLEO PEF
0
1
2
14900 14950 15000 15050 15100 15150 15200 15250 15300
NUCLEO URANIO
0
1
2
14900 14950 15000 15050 15100 15150 15200 15250 15300
NUCLEO FRACTURAS RM-RD
PREDICCION DE LOS INDICADORES DE POROSIDAD SECUNDARIA POZO UD779
0
1
2
13480 13580 13680 13780 13880 13980
IMAGEN RHOB-NPHI
0
1
2
13480 13530 13580 13630 13680 13730 13780 13830 13880 13930 13980
IMAGEN PEF
0
1
2
1 3 4 8 0 1 3 5 3 0 1 3 5 8 0 1 3 6 3 0 1 3 6 8 0 1 3 7 3 0 1 3 7 8 0 1 3 8 3 0 1 3 8 8 0 1 3 9 3 0 1 3 9 8 0
I M A G E N U R A N I O
0
1
2
13480 13530 13580 13630 13680 13730 13780 13830 13880 13930 13980
IMAGEN RM-RD
PREDICCION DE LOS INDICADORES DE POROSIDAD SECUNDARIA POZO VLA1402
0
1
2
13540 13640 13740 13840 13940 14040 14140 14240
NUCLEO PEF
0
1
2
13540 13640 13740 13840 13940 14040 14140 14240
NUCLEO URANIO
0
1
2
13540 13640 13740 13840 13940 14040 14140 14240
NUCLEO RHOB-NPHI
0
1
2
13540 13640 13740 13840 13940 14040 14140 14240
NUCLEO RD/RS
PREDICCION DE LOS INDICADORES DE POROSIDAD SECUNDARIA POZO VLA0978
0
1
2
13300 13500 13700 13900 14100
NUCLEO RHOB-NPHI
0
1
2
13300 13400 13500 13600 13700 13800 13900 14000 14100 14200
NUCLEO RD/RS
0
1
2
13300 13400 13500 13600 13700 13800 13900 14000 14100 14200
NUCLEO URANIO
0
1
2
13300 13400 13500 13600 13700 13800 13900 14000 14100 14200
NUCLEO PEF
