UNIVERSIDAD CENTRAL DEL ECUADOR · 2020-03-11 · ii DERECHOS DE AUTOR Yo, Dario Javier Carlosama...

UNIVERSIDAD CENTRAL DEL ECUADOR

FACULTAD DE INGENIERÍA EN GEOLOGÍA, MINAS, PETRÓLEOS Y

AMBIENTAL

CARRERA DE INGENIERÍA DE PETRÓLEOS

Análisis de la relación entre permeabilidad efectiva y permeabilidad absoluta en el

reservorio Hollín del campo X1, mediante la interpretación de pruebas de presión y

correlación con pruebas de núcleos

Estudio Técnico presentado para optar por el Título de Ingeniero de Petróleos

AUTOR: Dario Javier Carlosama Vásquez

TUTOR: Ing. Renán Gonzalo Ruiz Pozo

Quito, febrero 2020

ii

DERECHOS DE AUTOR

Yo, Dario Javier Carlosama Vásquez, en calidad de autor y titular de los derechos morales

y patrimoniales del trabajo de titulación “Análisis de la relación entre permeabilidad efectiva

y permeabilidad absoluta en el reservorio Hollín del campo X1, mediante la interpretación

de pruebas de presión y correlación con pruebas de núcleos ”, modalidad Estudio Técnico,

de conformidad con el Art.114 del CÓDIGO ORGÁNICO DE LA ECONOMÍA SOCIAL

DE LOS CONOCIMIENTOS, CREATIVIDAD E INNOVACIÓN, concedo a favor de la

Universidad Central del Ecuador un licencia gratuita, intransferible y no exclusiva para el

uso no comercial de la obra, con fines estrictamente académicos. Conservo a mi favor todos

los derechos de autoría sobre la obra, establecidos en la normativa citada.

Así mismo, autorizo a la Universidad Central del Ecuador para que realice la digitalización

y publicación de este trabajo de titulación en repositorio virtual, de conformidad a lo

dispuesto en el Art. 144 de la Ley Orgánica de Educación Superior.

Declaro que esta obra objeto de la presente autorización es original en su forma de

expresión y no infringe el derecho de autoría de terceros, asumiendo la responsabilidad por

cualquier reclamación que pudiera presentarse por esta causa y liberando a la Universidad de

toda responsabilidad

_____________________________

Dario Javier Carlosama Vásquez

C.C. 1003975735

[email protected]

iii

APROBACIÓN DEL TUTOR

Por la presente dejo constancia que en mi calidad de Tutor he supervisado la realización del

Trabajo de Titulación cuyo tema es: “Análisis de la relación entre permeabilidad efectiva y

permeabilidad absoluta en el reservorio Hollín del campo X1, mediante la interpretación de

pruebas de presión y correlación con pruebas de núcleos”, presentado por el señor Dario

Javier Carlosama Vásquez para optar el Título de Ingeniero de Petróleos, considero que reúne

los requisitos y méritos suficientes para ser sometido a la evaluación y presentación pública

por parte del Tribunal que se designe.

Adjunto reporte de similitudes

En la ciudad de Quito a los 7 días del mes de febrero de 2020

_________________________

Renán Gonzalo Ruiz Pozo

DOCENTE-TUTOR

C.C. 0400514121

iv

DEDICATORIA

El presente trabajo lo dedico principalmente a Dios, por permitirme llegar hasta estas

instancias, por darme fuerzas para poder lograr mis sueños, mis metas, mis anhelos más

deseados.

A mis padres, Vicente y Teresa por todo su amor, por su confianza, por su sacrificio, por su

paciencia, por estar en los momentos difíciles a lo largo de estos años y de los que podré

compartir con ellos, gracias a ustedes he logrado uno de mis sueños, son los mejores

padres que Dios pudo haberme dado.

A mis hermanas.

A mis sobrinos.


v

AGRADECIMIENTO

A Dios por guiarme a lo largo de mi vida, por darme fuerza en los momentos de dificultad

y de debilidad, por bendecirme.

A mis padres por ser los principales promotores de este sueño, por creer en mí, por sus

enseñanzas, por sus principios, por los valores que me han inculcado, porque nunca dudan

de los sueños que tengo.

A Helen, una mujer increíble, quien el destino quiso que la conociera y lo agradezco, por

los buenos y malos momentos, enojos y alegrías, por estar incondicionalmente, por ser muy

importante para mí, por …

A Santiago, quien siempre estuvo brindándome su apoyo y su ayuda para lograr esta meta,

por todo lo que se vivió en la vida estudiantil, por los buenos y malos momentos.

De una forma especial al Ingeniero Luis Paredes, por jugársela por mí, por creer en mí

desde el inicio, por ser una guía, por sus enseñanzas, por sus consejos que me ayudaron a

superarme, por ser un ejemplo a seguir y por muchas cosas más.

Al Ingeniero Marcelo Tayo que a pesar de no haber compartido mucho tiempo fue de gran

ayuda, por sus consejos y por ser un ejemplo a seguir.

A Schlumberger por darme la oportunidad de realizar prácticas preprofesionales junto al

equipo de CAPEX en la empresa SHAYA Ecuador; al Ingeniero Gustavo Núñez por

brindarme la oportunidad; al Ingeniero Danilo Vásconez por su ayuda para la elaboración

del estudio técnico; a todas esas personas que de una forma u otra me ayudaron en mi

crecimiento personal y profesional, las cuales les tengo como un ejemplo a seguir.

vi

A Edwin Pineda con Best Energy Services S.A. por darme la oportunidad de realizar el

estudio técnico.

Al Ingeniero Renan Ruiz y al Ingeniero Andrés Ríos por su guía, ayuda y colaboración al

momento de realizar el trabajo técnico.

A todas esas personas, amigos, compañeros que de una u otra forma me ayudaron tanto en

mi crecimiento personal como profesional.

A los BLOW OUT, un grupo que siempre nos ayudamos con forme pasaba los semestres.

La Universidad Central del Ecuador reconoce la contribución de Kappa a la realización

de esta tesis mediante el uso del Software Saphir, donado a través del convenio de

licenciamiento académico suscrito entre las partes.

A la FIGEMPA por sus enseñanzas, al decano y al director de carrera de Petróleos por su

ayuda brindada.


vii

ÍNDICE DE CONTENIDOS

DERECHOS DE AUTOR ...................................................................................................... ii

APROBACIÓN DEL TUTOR .............................................................................................. iii

DEDICATORIA .................................................................................................................... iv

AGRADECIMIENTO ............................................................................................................ v

ÍNDICE DE CONTENIDOS ................................................................................................ vii

ÍNDICE DE FIGURAS ........................................................................................................ xii

ÍNDICE DE TABLAS ......................................................................................................... xvi

ÍNDICE DE ANEXOS ....................................................................................................... xvii

ABREVIATURAS Y SIGLAS ......................................................................................... xviii

RESUMEN ........................................................................................................................... xx

PALABRAS CLAVES ......................................................................................................... xx

ABSTRACT ........................................................................................................................ xxi

KEYWORDS....................................................................................................................... xxi

CAPITULO I .......................................................................................................................... 1

GENERALIDADES ............................................................................................................... 1

1.1 Introducción ............................................................................................................. 1

1.2 Planteamiento del Problema .................................................................................... 2

1.3 Objetivos .................................................................................................................. 2

1.3.1 Objetivo General............................................................................................... 2

1.3.2 Objetivos Específicos ....................................................................................... 2

1.4 Justificación e Importancia ...................................................................................... 3

1.5 Entorno del Estudio.................................................................................................. 3

1.5.1 Marco Institucional ........................................................................................... 3

1.5.2 Marco Ético ...................................................................................................... 3

1.5.3 Marco legal ....................................................................................................... 4

CAPITULO II ......................................................................................................................... 5

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

2.1 Descripción de campo .............................................................................................. 5

2.1.1 Formación Hollín .............................................................................................. 5

2.2 Propiedades Petrofísicas de la roca .......................................................................... 5

2.2.1 Porosidad .......................................................................................................... 6

viii

2.2.2 Saturación de fluido .......................................................................................... 8

2.2.3 Permeabilidad ................................................................................................... 8

2.2.3.1 Permeabilidad absoluta ........................................................................... 10

2.2.3.2 Permeabilidad Efectiva ........................................................................... 10

2.2.3.3 Permeabilidad relativa ............................................................................. 12

2.3 Análisis de núcleos ................................................................................................ 13

2.3.1 Análisis de núcleo de rutina (routine core analysis RCAL) ........................... 14

2.3.2 Análisis especial de núcleo (special core analysis SCAL) ............................. 15

2.4 Características Primarias del Reservorio ............................................................... 16

2.4.1 Tipos de fluidos .............................................................................................. 16

2.4.1.1 Fluido incompresible (Incompressible fluids) ......................................... 17

2.4.1.2 Fluido ligeramente compresible (Slightly compressible fluids) ............. 17

2.4.1.3 Fluido compresible (compressible fluids) ............................................... 18

2.4.2 Régimenes de flujo ......................................................................................... 19

2.4.2.1 Flujo continuo (Steady state flow) .......................................................... 20

2.4.2.2 Flujo no continuo (Unsteady-state flow) ................................................. 20

2.4.2.3 Flujo semicontinuo (Pseudo steady-state flow) ...................................... 20

2.4.3 Geometría del reservorio ................................................................................ 21

2.4.3.1 Flujo lineal............................................................................................... 22

2.4.3.2 Flujo radial .............................................................................................. 23

2.4.3.3 Flujo esférico y hemiesférico .................................................................. 24

2.5 Pruebas de presión ................................................................................................. 25

2.5.1 Generalidades ................................................................................................. 26

2.5.2 Tipos de pruebas de presión ........................................................................... 27

2.5.2.1 Prueba de declinación de presión (Drawdown Test) ............................... 29

2.5.2.2 Prueba de Restauración de presión (Build up Test) ................................ 29

2.5.2.3 Prueba de interferencia (Interference Test) ............................................. 31

2.5.2.4 Prueba de pulso (Pulse Test) ................................................................... 32

2.5.2.5 Prueba de disipación en pozos inyectores (Fallof Test) .......................... 32

2.5.2.6 Prueba de inyección (Inyectivity Test).................................................... 33

2.5.2.7 Prueba DST (Drill Stem Test) ................................................................. 33

2.5.3 Principios Matemáticos aplicados en los Métodos de pruebas de pozos ....... 34

ix

2.5.3.1 Ecuación de Difusividad Radial .............................................................. 35

2.6 Pruebas de restauración de presión ........................................................................ 38

2.6.1 Métodos de Análisis ....................................................................................... 40

2.6.1.1 Curvas Tipo ............................................................................................. 40

2.6.1.2 Método de Horner ................................................................................... 43

2.6.1.3 Método de MBH (Matthews-Bronz & Hazebrock) ................................. 44

2.6.1.4 Método de MDH (Miller-Dyes-Hutchinson) .......................................... 45

2.6.2 Identificación del Modelo ............................................................................... 45

2.6.2.1 Región de tiempo temprano (ETR) ......................................................... 47

2.6.2.1.1 Efecto de almacenamiento ................................................................... 47

2.6.2.1.2 Factor de daño ...................................................................................... 49

2.6.2.1.3 Efecto de penetración parcial ............................................................... 51

2.6.2.2 Región de tiempo medio (MTR) ............................................................. 52

2.6.2.2.1 Reservorios Homogéneos / Flujo Radial infinito (IARF) .................... 52

2.6.2.2.2 Reservorios con doble porosidad ......................................................... 53

2.6.2.2.3 Reservorios doble permeabilidad ......................................................... 55

2.6.2.2.4 Reservorios multi-capas. ...................................................................... 55

2.6.2.2.5 Reservorios compuestos ....................................................................... 56

2.6.2.3 Región de tiempo tardío (LTR) ............................................................... 57

2.6.2.3.1 Limite sin flujo ..................................................................................... 58

2.6.2.3.2 Límite de presión constante.................................................................. 58

2.6.2.3.3 Acuíferos .............................................................................................. 59

2.6.2.3.4 Límites Permeables .............................................................................. 59

2.6.2.3.5 Límites Conductivos ............................................................................ 60

2.6.2.3.6 Falla simple sellante ............................................................................. 60

2.6.2.3.7 Influencia de la distancia límite ........................................................... 61

2.6.2.3.8 Fallas intersecantes ............................................................................... 61

2.6.2.3.9 Fallas paralelas ..................................................................................... 62

2.6.2.3.10 Sistema cerrado .................................................................................. 62

2.7 Control de calidad de los datos .............................................................................. 64

2.8 Saphir NL ............................................................................................................... 65

CAPITULO III ..................................................................................................................... 67

x

DISEÑO METODOLÓGICO .............................................................................................. 67

3.1 Tipo de estudio ....................................................................................................... 67

3.2 Universo y muestra ................................................................................................ 67

3.2.1 Universo.......................................................................................................... 67

3.2.2 Muestra ........................................................................................................... 67

3.3 Métodos y técnicas de recopilación de datos ......................................................... 67

3.4 Procesamiento y análisis de información ............................................................... 68

3.5 Flujo de trabajo ...................................................................................................... 69

3.5.1 Primera etapa .................................................................................................. 70

3.5.2 Segunda etapa ................................................................................................. 70

3.5.2.1 Validación de datos ................................................................................. 70

3.5.2.2 Datos de núcleos...................................................................................... 72

3.5.2.2.1 Construcción de graficas de kr ............................................................. 73

3.5.2.3 Selección de pozos candidatos ................................................................ 75

3.5.2.3.1 Correlaciones ........................................................................................ 75

3.5.3 Tercera etapa................................................................................................... 75

CAPITULO IV ..................................................................................................................... 76

RESULTADOS .................................................................................................................... 76

4.1 Selección de pozos para la interpretación de Build Ups ........................................ 76

4.1.1 Registro Eléctrico pozo X1A-003 .................................................................. 76

4.1.2 Registro Eléctrico pozo X1A-004 .................................................................. 78

4.1.2.1 Correlación del pozo X1A-004 con el pozo X1A-007 ............................... 80

4.1.2.2 Correlación del pozo X1A-004 con el pozo X1A-009 ............................... 82

4.1.2.3 Correlación del pozo X1A-004 con el pozo X1F-020 ................................ 84

4.1.2.4 Correlación del pozo X1A-004 con el pozo X1B-012 ................................ 86

4.1.3 Registro Eléctrico pozo X1B-010................................................................... 88

4.1.3.1 Correlación del pozo X1B-010 con el pozo X1D-014................................ 90

4.2 Pozos seleccionados para la interpretación de Build Ups ...................................... 92

4.3 Ubicación de los pozos .......................................................................................... 93

4.4 Pozo X1A-003 ....................................................................................................... 95

4.4.1 Build Up pozo X1A-003................................................................................. 95

4.4.2 Permeabilidad absoluta pozo X1A-003 .......................................................... 98

xi

4.5 Pozo X1B-010 y Pozo X1D-014............................................................................ 98

4.5.1 Build Up pozo X1B-010 ................................................................................. 98

4.5.2 Build Up pozo X1D-014................................................................................. 99

4.5.3 Comparación de gráficas pozo X1B-010 y pozo X1D-014 .......................... 100

4.5.4 Resultados de la evaluación .......................................................................... 103

4.5.5 Permeabilidad absoluta pozo X1B-010 ........................................................ 104

4.6 Pozo X1A-004 ..................................................................................................... 104

4.6.1 Build Up pozo X1A-007............................................................................... 105

4.6.2 Build Up pozo X1A-009............................................................................... 106

4.6.3 Build Up pozo X1B-012 ............................................................................... 107

4.6.4 Build Up pozo X1F-020 ............................................................................... 108

4.6.5 Permeabilidad absoluta pozo X1A-004 ........................................................ 108

4.6.6 Comparación de gráficas .............................................................................. 109

4.7 Relación entre permeabilidades ........................................................................... 115

4.7.1 Criterio de Zonificación................................................................................ 117

4.7.2 Resultados de la zonificación. ...................................................................... 119

4.8 Discusión de resultados........................................................................................ 121

CAPÍTULO V..................................................................................................................... 122

5.1 Conclusiones ........................................................................................................ 122

5.2 Recomendaciones ................................................................................................ 124

REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS. .............................................................................. 125

ANEXOS ............................................................................................................................ 127

xii

ÍNDICE DE FIGURAS

Figura 1: Representación de la porosidad en una roca .......................................................... 7

Figura 2: Representación de la explicación de la ley de Darcy que define el movimiento de

fluido a través del medio poroso............................................................................................. 9

Figura 3: Geometría de flujo radial ..................................................................................... 12

Figura 4: Representación de las permeabilidades relativas de agua y petróleo. ................. 13

Figura 5: Relación Presión-Volumen para los diferentes tipos de fluidos .......................... 19

Figura 6: Relación Presión-Densidad del fluido para los diferentes tipos de fluidos. ........ 19

Figura 7: Regimenes de flujo .............................................................................................. 21

Figura 8: Flujo lineal ........................................................................................................... 22

Figura 9: Flujo lineal ........................................................................................................... 22

Figura 10: Flujo radial hacia el pozo ................................................................................... 23

Figura 11: Flujo radial ......................................................................................................... 24

Figura 12: Flujo esférico debido a entrada limitada ............................................................ 24

Figura 13: Flujo esférico en un pozo parcialmente penetrado ............................................ 25

Figura 14: Flujo esférico y hemiesférico ............................................................................. 25

Figura 15: tipo de pruebas según su objetivo. ..................................................................... 28

Figura 16: Representación esquemática de prueba de declinación o caída de presión ....... 29

Figura 17: Representación esquemática de prueba de restauración de presión ................... 30

Figura 18: Representación esquemática real de prueba de restauración de presión ............ 30

Figura 19: Comparación esquemática entre prueba de declinación de presión y prueba de

restauración de presión ......................................................................................................... 31

Figura 20: Representación esquemática de prueba de interferencia ................................... 32

Figura 21: Representación esquemática de prueba Falloff .................................................. 33

Figura 22: Representación esquemática de prueba Falloff .................................................. 33

Figura 23: Elemento de volumen radial .............................................................................. 36

Figura 24: Curvas tipo para un pozo con almacenamiento constante y efectos de daño en

reservorio con comportamiento homogéneo. ....................................................................... 41

Figura 25: Ejemplo de la utilización de curvas tipo. ........................................................... 42

Figura 26: Gráfico de Horner para una prueba de restauración de presión de un pozo con

reservorio finito. ................................................................................................................... 43

Figura 27: Comportamiento de la presión – Gráfico Horner. ............................................. 44

xiii

Figura 28: Regiones de la curva de una prueba Build up. ................................................... 46

Figura 29: efecto del almacenamiento. ................................................................................ 47

Figura 30: factor de daño. .................................................................................................... 49

Figura 31: Comportamiento del daño en el pozo. ............................................................... 51

Figura 32: efecto del daño de formación en grafica log-log. .............................................. 51

Figura 33: comportamiento de un reservorio con doble porosidad. ................................... 54

Figura 34: derivada para reservorio con doble porosidad. ................................................. 54

Figura 35: Reservorio con doble permeabilidad. ............................................................... 55

Figura 36: Representación de la derivada para un reservorio multi-capa. ......................... 56

Figura 37: Representación de reservorio radial compuesto y reservorio lineal compuesto.

.............................................................................................................................................. 57

Figura 38: Perfil cerca de un límite sin flujo. ..................................................................... 58

Figura 39: Perfil cercano a un límite de presión constante. ............................................... 59

Figura 40: Perfil cercano a un límite permeable. ............................................................... 59

Figura 41: falla conductiva ................................................................................................. 60

Figura 42: Comportamiento de la derivada para un límite simple sellante. ....................... 60

Figura 43: Influencia de la distancia de límite. .................................................................. 61

Figura 44: Representación de fallas intersecnte.. ............................................................... 62

Figura 45: Representación fallas paralelas. ........................................................................ 62

Figura 46: Representación del sistema cerrado circular. .................................................... 63

Figura 47: Representación del sistema cerrado rectangular. .............................................. 63

Figura 48: Representación gráfica logarítmica para sistemas cerrados. ............................. 64

Figura 49: Diagrama de flujo de trabajo de Saphir NL. ..................................................... 66

Figura 50: Diagrama de flujo de trabajo............................................................................. 69

Figura 51: Pozos descartado para su utilización por presentar errores en la toma de tiempo.

.............................................................................................................................................. 71

Figura 52: Datos de permeabilidad relativa - pozo X1A-004, muestra 1. .......................... 74

Figura 53: Permeabilidades relativas.................................................................................. 75

Figura 54: Leyenda. ............................................................................................................ 76

Figura 55: Registro Eléctrico pozo X1A-003. .................................................................... 77

Figura 56: Registro Eléctrico pozo X1A-004. .................................................................... 79

xiv

Figura 57: Registro Eléctrico pozo X1A-004 con pozo X1A-007. .................................... 81

Figura 58: Registro Eléctrico pozo X1A-004 con pozo X1A-009. .................................... 83

Figura 59: Registro Eléctrico pozo X1A-004 con pozo X1F-020. ..................................... 85

Figura 60: Registro Eléctrico pozo X1A-004 con pozo X1B-012. .................................... 87

Figura 61: Registro Eléctrico pozo X1B-010. .................................................................... 89

Figura 62: Registro Eléctrico pozo X1B-010 con pozo X1D-014. .................................... 91

Figura 63: Pozos con su respectiva correlación. ................................................................ 93

Figura 64: Mapa de ubicación de los pozos - Campo X1................................................... 94

Figura 65: Gráfico log-log. Pozo X1A-003. ....................................................................... 96

Figura 66: Gráfico semi-log. Pozo X1A-003. .................................................................... 96

Figura 67: Gráfico ajuste histórico de producción y presión. Pozo X1A-003. .................. 97

Figura 68: Gráfico log-log. Pozo X1B-010. ..................................................................... 100

Figura 69: Gráfico log-log. Pozo X1D-014. ..................................................................... 100

Figura 70: Gráfico semi-log. Pozo X1B-010. .................................................................. 101

Figura 71: Gráfico semi-log. Pozo X1D-014. .................................................................. 101

Figura 72: Gráfico ajuste histórico de producción y presión. Pozo X1B-010.................. 102

Figura 73: Gráfico ajuste histórico de producción y presión. Pozo X1D-014. ................ 102

Figura 74: Gráfico log-log. Pozo X1A-007. ..................................................................... 109

Figura 75: Gráfico log-log. Pozo X1A-009. ..................................................................... 109

Figura 76: Gráfico log-log. Pozo X1B-012. ..................................................................... 110

Figura 77: Gráfico log-log. Pozo X1F-020. ..................................................................... 110

Figura 78: Gráfico semi-log. Pozo X1A-007. .................................................................. 111

Figura 79: Gráfico semi-log. Pozo X1A-009. .................................................................. 111

Figura 80: Gráfico semi-log. Pozo X1B-012. .................................................................. 112

Figura 81: Gráfico semi-log. Pozo X1F-020. ................................................................... 112

Figura 82: Gráfico ajuste histórico de producción y presión. Pozo X1A-007. ................ 113

Figura 83: Gráfico ajuste histórico de producción y presión. Pozo X1A-009. ................ 113

Figura 84: Gráfico ajuste histórico de producción y presión. Pozo X1B-012.................. 114

Figura 85: Gráfico ajuste histórico de producción y presión. Pozo X1F-020. ................. 114

Figura 86: Resultados de la interpretación de pruebas de restauración de presión. ......... 115

Figura 87: Permeabilidades relativas................................................................................ 116

xv

Figura 88: Mapa dividido por zonas - Campo X1. ........................................................... 117

Figura 89: división de los pozos analizados por zonas..................................................... 118

Figura 90: Permeabilidad relativa zona 1. ........................................................................ 119

Figura 91: Permeabilidad relativa zona 2. ........................................................................ 120

xvi

ÍNDICE DE TABLAS

Tabla 1: Calidad de la porosidad ........................................................................................... 7

Tabla 2: resumen de la validación de pozos que poseen datos de pruebas de presión –

campo X1 .............................................................................................................................. 71

Tabla 3: Información general de análisis de núcleos - campo X1 ....................................... 73

Tabla 4: Datos generales para la interpretación. Pozo X1A-003 ........................................ 95

Tabla 5: Modelo seleccionado. Pozo X1A-003 ................................................................... 97

Tabla 6: Resultados método de la derivada. Pozo X1A-003 ............................................... 97

Tabla 7: Datos generales para la interpretación. Pozo X1B-010 ......................................... 98

Tabla 8: Datos generales para la interpretación. Pozo X1D-014 ........................................ 99

Tabla 9: Modelo seleccionado. Pozo X1B-010 ................................................................. 103

Tabla 10: Resultados método de la derivada. Pozo X1B-010 ........................................... 103

Tabla 11: Modelo seleccionado. Pozo X1D-014 ............................................................... 103

Tabla 12: Resultados método de la derivada. Pozo X1D-014 ........................................... 104

Tabla 13: Datos generales para la interpretación. Pozo X1A-007 .................................... 105

Tabla 14: Modelo seleccionado. Pozo X1A-007 ............................................................... 105

Tabla 15: Resultados método de la derivada. Pozo X1A-007 ........................................... 105

Tabla 16: Datos generales para la interpretación. Pozo X1A-009 .................................... 106

Tabla 17: Datos generales para la interpretación. Pozo X1B-012..................................... 107

Tabla 18: Datos generales para la interpretación. Pozo X1F-020 ..................................... 108

xvii

ÍNDICE DE ANEXOS

Anexo 1 datos de permeabilidad relativa - pozo X1A-004, muestra 2 .............................. 127



Anexo 4 datos de permeabilidad relativa - pozo X1B-010, muestra 1............................... 129



xviii

ABREVIATURAS Y SIGLAS

API: instituto americano del petróleo (American Petroleum Institute)

BAPD: barriles de agua por día

BPPD: barriles de petróleo por día

Bo: factor volumétrico del petróleo

BSW: contenido de agua y sedimentos (basic sediment and wáter)

BUP: prueba de restauración de presión (build up)

cP: centipoise

Ct: compresibilidad total de la formación

ETR: región de tiempo temprano (early time región)

ft: pies

h: espesor

K: permeabilidad

Kr: permeabilidad relativa

LTR: región de tiempo tardío (late time region)

MD: profundidad medida (meassure depth)

mD: miliDarcys

MTR: región de tiempo medio (middle time region)

xix

Pi: presión inicial

ppm: partes por millón

PSI: libra por pulgada cuadrada (pounds per square inch)

pulg: pulgada

Q: tasa de producción

RCAL: análisis de núcleo de rutina (Routine Core Analysis)

rw: radio del pozo

SCAL: análisis especial de núcleo (Special Core Analysis)

Sw: saturación de agua

T: temperatura

TVD: profundidad vertical verdadera (true vertical depth)

𝝁𝒐: Viscosidad del petróleo

∅: Porosidad

xx

TEMA: Análisis de la relación entre permeabilidad efectiva y permeabilidad absoluta en el

reservorio Hollín del campo X1, mediante la interpretación de pruebas de presión y

correlación con pruebas de núcleos

Autor: Dario Javier Carlosama Vásquez

Tutor: Ing. Renán Gonzalo Ruiz Pozo

RESUMEN

El presente estudio técnico analiza la relación entre permeabilidad absoluta y efectiva en el

reservorio Hollín, basados en el estudio de pruebas de restauración de presión, análisis de

núcleos convencionales y especiales tomados en dicho reservorio. El estudio compara los

resultados obtenidos y determina la posible aplicación de este método en la medición de

propiedades petrofísicas del reservorio. Se seleccionó una muestra de 8 pozos basados en la

disponibilidad de información necesaria para el análisis, de los cuales 7 pozos poseen pruebas

de restauración de presión y 3 de los 8 pozos poseen información de pruebas de núcleos. Para

conocer la relación se realizó graficas de curvas de permeabilidades relativas a partir de la

información de análisis especial de núcleos y se sobrepuso los resultados obtenidos en el

estudio técnico de restauración de presión. Los resultados indican una fuerte correlación

zonal entre los tipos de pruebas, lo cual indica que el procedimiento puede ser aplicado en la

predicción de propiedades petrofísicas como la saturación de agua y la permeabilidad.

PALABRAS CLAVES

PERMEABILIDADES/ PRUEBAS DE RESTAURACIÓN DE PRESIÓN/ANÁLISIS DE

RUTINA DE NÚCLEOS/ANÁLISIS ESPECIAL DE NÚCLEOS

xxi

TITLE: Analysis of the relationship between effective permeability and absolute

permeability in the Hollin reservoir of field X1, by interpreting Build Up tests and correlation

with core tests

Author: Dario Javier Carlosama Vásquez

Tutor: Ing. Renán Gonzalo Ruiz Pozo

ABSTRACT

The present technical study analyzes the relationship between absolute and effective

permeability in the Hollin reservoir, specifies in the study of Build Up tests, the analysis of

standard and special cores taken in said reservoir. The study compares the results obtained

and determines the possible application of this method in the measurement of petrophysical

properties of the reservoir. A sample of 8 wells selected in the availability of information

necessary for the analysis can be selected, of which 7 specific wells pressure restoration tests

and 3 of the 8 wells containing core test information. To know the relationship, graphs of

specific permeability curves were made from the information of special nucleus analysis and

the results obtained in the technical study of pressure restoration were superimposed. The

results indicate a strong zonal correlation between the types of tests, which indicates the

procedure can be applied in the prediction of petrophysical properties such as water saturation

and permeability.

KEYWORDS

PERMEABILITIES/BUILD UP TESTS/ ROUTINE CORE ANALYSIS/ SPECIAL CORE

ANALYSIS

1

TEMA: ANÁLISIS DE LA RELACIÓN ENTRE PERMEABILIDAD EFECTIVA Y

PERMEABILIDAD ABSOLUTA EN EL RESERVORIO HOLLÍN DEL CAMPO X1,

MEDIANTE LA INTERPRETACIÓN DE PRUEBAS DE PRESIÓN Y CORRELACIÓN CON

PRUEBAS DE NÚCLEOS

ÁREA DE ESTUDIO: Ingeniería de Yacimientos.

CAPITULO I

GENERALIDADES

1.1 Introducción

A través de los años, la industria petrolera ha ido creando nuevos métodos y otros han sido

mejorados con la finalidad de caracterizar de mejor manera los yacimientos hidrocarburíferos, para

lo que se requiere un sin número de estudios, es así, que métodos tradicionales como el análisis

convencional de núcleos y la interpretación de pruebas de restauración de presión han sido

utilizados para la evaluación de condiciones del yacimiento y obtener parámetros como las

permeabilidades absolutas, efectivas y relativas.

Si bien es cierto que los métodos mencionados anteriormente miden valores de permeabilidades

diferentes, conocer la relación de dichas permeabilidades es importante para realizar predicciones

y de esta manera efectuar proyecciones de producción que sean lo más cercanos a la realidad.

El desarrollo del presente estudio técnico tiene como objetivo conocer la relación entre

permeabilidad efectiva y absoluta mediante la utilización de métodos de pruebas de presión y

2

análisis de núcleos en un campo de la Cuenca Oriente, en las unidades de Hollín Superior e

Inferior.

1.2 Planteamiento del Problema

En los campos productores de Hollín de la Cuenca Oriente, se ha observado que existe

diferencia de valores de permeabilidades obtenidas mediante el análisis de núcleos y las obtenidas

mediante la interpretación de pruebas de restauración de presión, si bien existen análisis de las

permeabilidades, no existe un trabajo que compare y relacionen dichas permeabilidades.

Al no tener una fuente confiable con que validar los valores de permeabilidad absoluta y

efectiva obtenidos a través de la evaluación de propiedades petrofísicas, se generan dudas al

momento de realizar proyecciones de producción o simulación de yacimientos, dando como

resultado que se tenga un alto grado de incertidumbre en la representación del comportamiento del

yacimiento.

1.3 Objetivos

1.3.1 Objetivo General

Determinar la relación existente entre la permeabilidad efectiva y la permeabilidad absoluta en

el reservorio Hollín del campo X1, mediante la interpretación de pruebas de presión y correlación

con pruebas de núcleos.

1.3.2 Objetivos Específicos

• Analizar la información existente para seleccionar los pozos candidatos del campo X1.

• Realizar la interpretación de las pruebas de Build Ups para determinar los parámetros de

presión de yacimiento y permeabilidad efectiva mediante la utilización del software

Saphir.

3

• Comparar los resultados de permeabilidad obtenidos en las pruebas de Build Up con los

valores obtenidos en las pruebas convencionales de laboratorio.

1.4 Justificación e Importancia

Los resultados del presente estudio permitirán integrar información de registros, de pruebas de

laboratorio y de análisis de pruebas de restauración de presión, a fin de establecer la relación

existente entre la permeabilidad efectiva y absoluta en los diferentes pozos analizados.

1.5 Entorno del Estudio

El presente trabajo técnico es un requisito para obtener el Título de Ingeniero de Petróleos en

la Facultad de Ingeniería en Geología, Minas, Petróleos y Ambiental de la Universidad del

Ecuador. Este trabajo es desarrollado con el apoyo y asesoría de Best Energy Services S.A. y se

realizará en el siguiente contexto:

1.5.1 Marco Institucional

Para el desarrollo del presente trabajo de investigación se cuenta con el apoyo de la carrera de

Ingeniería de Petróleos mediante las tutorías de los profesores y la asesoría técnica de la empresa

Best Energy Services S.A.

1.5.2 Marco Ético

El siguiente tema de investigación no afecta los intereses de la Universidad Central del Ecuador

ni los intereses de las personas que realizaron estudios similares previos, a los cuales se hace

referencia en la bibliografía, a su vez cabe indicar que se utilizará softwares petroleros con licencia

académica para la realización la investigación.

4

1.5.3 Marco legal

El estudio técnico se lo realizó bajo la normativa de titulación del Sistema de Educación

Superior del País y la Constitución de la República del Ecuador Art. 123 y 350 que regulan la

aprobación de títulos académicos que posean un análisis científico, humanista y técnico en relación

con el desarrollo del país. También se aplica la siguiente

• Art. 350 de la Constitución de la República del Ecuador.

• Art. 123 y 144 de la Ley Orgánica de Educación Superior.

• Art. 37 Reglamento de régimen Académico del Sistema Nacional de Educación Superior.

• Art. 212 del Estatuto Universitario de la Universidad Central del Ecuador.

• Guía de Procedimientos para Elaboración de Estudios Técnicos de la Unidad Titulación

5

CAPITULO II

MARCO TEÓRICO

2.1 Descripción de campo

El campo X1 está ubicado en el centro-occidente de la Cuenca Oriente.

2.1.1 Formación Hollín

La Formación Hollín se encuentra constituida por dos miembros de acuerdo con las

características del reservorio.

Arenisca Hollín Superior

Está compuesta principalmente por arenisca de grano medio a fino, cuarzosa, subredondeada a

subangular, buena selección, matriz no visible, cemento no visible, buena porosidad visible. Pobre

manifestaci6n de hidrocarburos con intercalaciones de lutita hacia el tope. La lutita presenta un

color café suave a moderadamente dura, blocosa, planar, textura terrosa a cerosa, sin manifestación

calcárea. (Petroamazonas EP, 2018b).

Arenisca Hollín Principal

Está compuesta principalmente por arenisca hialina, transparente, suelta, grano medio a fino,

cuarzosa, subredondeada a subangular, moderada selección, con intercalaciones de lutita hacia el

tope.(Petroamazonas EP, 2018b).

2.2 Propiedades Petrofísicas de la roca

Las propiedades petrofísicas de la roca como la porosidad y permeabilidad influyen

directamente en el comportamiento de los hidrocarburos en el yacimiento.

La porosidad y la permeabilidad son importantes propiedades secundarias, o derivadas, de las

rocas sedimentarias que están controladas en parte por los atributos de textura del tamaño del

grano, la forma, el empaque y la disposición. Debido a que la porosidad y la permeabilidad son, a

6

su vez, parámetros de control en el movimiento de fluidos a través de rocas y sedimentos, son de

particular interés para los geólogos, ingenieros petroleros e hidrólogos interesados en los

suministros de agua subterránea y la gestión de desechos líquidos. La porosidad y la permeabilidad

también desempeñan un papel extremadamente importante en la diagénesis de los sedimentos al

regular el flujo a través de rocas de fluidos que promueven la disolución, la cementación y la

autogénesis de minerales.(Boogs, 2009).

2.2.1 Porosidad

La porosidad se define como la proporción del espacio poroso en un sedimento o roca

sedimentaria al volumen total de la roca.(Boogs, 2009). Se expresa comúnmente en porcentaje

como:

∅ (%) =Vp

Vb∗ 100

( 1)

Donde:

∅ = Porosidad

𝑉𝑝 = Volumen poroso o espacio vacío

𝑉𝑏 = Volumen bruto de la roca

Con esta fórmula se calcula la porosidad total o absoluta. Los geólogos y petroleros a menudo

están más interesados en la porosidad efectiva, que es la relación entre el espacio poroso

interconectado y el volumen de una roca.(Boogs, 2009).

∅eff (%) =IVp

Vb∗ 100

( 2)

Donde:

∅𝑒𝑓𝑓 = Porosidad efectiva

7

𝐼𝑉𝑝 = Volumen poroso interconectado

𝑉𝑏 = Volumen total de la roca

Figura 1: Representación de la porosidad en una roca

Fuente: Recopilación Técnica Ingeniería de Yacimientos.(Halliburton, n.d.)

Tabla 1: Calidad de la porosidad

Muy Baja =< 5%

Baja >5% pero =<10%

Promedio >10% pero =<20%

Buena >20% pero =<30%

Excelente >30%

Fuente: Modificado de Recopilación Técnica Ingeniería de Yacimientos.(Halliburton, n.d.)

La porosidad máxima teórica que se puede encontrar es de 47.6%, la cual solo se daría en un

arreglo cúbico perfecto.

8

2.2.2 Saturación de fluido

La saturación es el porcentaje de un fluido ocupado en el espacio poroso (Halliburton,

n.d.).está definido como:

Sfluido (%) =Vf

Vp∗ 100

( 3)

Donde:

𝑆𝑓𝑙𝑢𝑖𝑑𝑜 = Porcentaje del fluido que satura el espacio poros

𝑉𝑓 = Volumen del fluido dentro del espacio poroso

𝑉𝑏 = Volumen poroso

Si se considera que en un yacimiento vamos a encontrar hidrocarburo, el volumen de una roca

estaría saturada con petróleo, gas y agua, por lo tanto, tenemos:

Sw + So + Sw = 1 ( 4)

𝑆𝑤 = Saturación de agua

𝑆𝑜 = Saturación de petróleo

𝑆𝑔 = Saturación de gas

2.2.3 Permeabilidad

La permeabilidad se define comúnmente como la capacidad de un medio para transmitir un

fluido. La permeabilidad de la roca puede considerarse más simplemente como la propiedad de

una roca que permite el paso de un fluido a través de los poros interconectados de la roca. El

científico francés Henry Darcy realizó un gran trabajo original sobre el flujo de fluidos a través de

medios porosos alrededor de 1856. Los trabajadores subsiguientes han cuantificado el paso de

fluidos a través de sustancias porosas y formularon una ecuación para el flujo de fluidos que

comúnmente se denomina ley de Darcy. (Boogs, 2009). Esta ecuación se expresa como:

9

q = −kAdp

μdl

( 5)

𝑘 = Permeabilidad (Darcys)

𝜇 = Viscosidad en del fluido (cPs=100 P = 100 g/cm*s)

𝑑𝑙 = Distancia que recorre el fluido

A = Sección transversal (cm2) h

𝑑𝑙 = Diferencia de presión (atm) (P2 – P1)

q = Tasa de producción (cm3/s)

Figura 2: Representación de la explicación de la ley de Darcy que define el movimiento de fluido a través del

medio poroso.


La permeabilidad cualitativa de una roca (pobre, regular, buena) puede adivinarse con técnicas

como poner una gota de agua en la roca y observar la velocidad a la que el agua es absorbida por

la roca. La permeabilidad cuantitativa se determina en el laboratorio con un instrumento que puede

medir la velocidad de flujo de un fluido de viscosidad conocida a través de una muestra de la

sección transversal A y la longitud L.(Halliburton, n.d.).

Se puede a la permeabilidad clasificar en:

10

2.2.3.1 Permeabilidad absoluta

Es aquella en la cual existe una sola fase, la cual satura 100% el medio poroso.

2.2.3.2 Permeabilidad Efectiva

Es la permeabilidad de una roca a un fluido en particular cuando la saturación de este es menor

al 100%.(Halliburton, n.d.). En un yacimiento se puede encontrar las tres fases como son petróleo,

agua y gas, por lo tanto, se puede determinar la permeabilidad para cada fluido.

qg = −kgAdp

μgdl

(5.1)

qo = −koAdp

μodl

(5.2)

qw = −kwAdp

μwdl

(5.3)

En un sistema de flujo lineal bajo saturación parcial de petróleo, a la ecuación (5) se lo puede

expresar de la siguiente manera:

qo = −koA(P1 − P2)

μoL

( 6)

Deducción de la ecuación (6)

μoqo ∫ dlL

L0

= koA ∫ dpP2

P1

(6.1)

μoqolL0L = koAPP1

P2 (6.2)

μoqo(L − L0) = koA(P2 − P1) (6.3)

11

L0=0

P1 > P2

qo = −koA(P1 − P2)

μoL

(6.4)

Es muy raro encontrar flujo lineal en un reservorio en las cercanías del pozo, generalmente se

encuentra flujo radial.

Para flujo radial, también se puede usar la Ley de Darcy para calcular el flujo dentro del pozo

donde el fluido converge radialmente a un cilindro relativamente pequeño. En este caso, el área

abierta al flujo no es constante, por tanto, deberá incluir en la integración de la ecuación la

geometría de flujo de la Figura 3 en la que se puede ver que la selección de área abierta al flujo en

cualquier radio.(Pérez, n.d.). Esta ecuación se expresa como:

q =2πhk(Pr − Pwf)

μ Ln [rerw

]

( 7)

𝑘 = Permeabilidad (Darcys)

𝜇 = Viscosidad en del fluido (cPs=100 P = 100 g/cm*s)

𝑃𝑟 = Presión estática

𝑃𝑤𝑓 = Presión de fondo fluyente

h = espesor del reservorio

𝑟𝑒 = radio de drenaje

𝑟𝑤 = radio del pozo

q = Tasa de producción

12

Figura 3: Geometría de flujo radial

Fuente: Modificado de análisis del reservorio para el cálculo Pseudopotencial. (Pérez, n.d.).

Deducción de la ecuación (7)

μq ∫dr

r

re

rw

= 2πhk ∫ dpPr

Pwf

(7.1)

μqLn[r]rwre = 2πhkPPwf

Pr (7.2)

μq(Ln[re] − Ln[rw]) = 2πhk(Pr − Pwf) (7.3)

q =2πhk(Pr − Pwf)

μ Ln [rerw

]

(7.4)

2.2.3.3 Permeabilidad relativa

Hace referencia a una relación entre la permeabilidad efectiva y absoluta, esta permeabilidad

también es función de la saturación del fluido y siempre será menor o igual a la

unidad.(Halliburton, n.d.)

𝑘𝑟𝑤 =𝑘𝑤

𝑘

𝑘𝑟𝑜 =𝑘𝑜

𝑘

𝑘𝑟𝑔 =𝑘𝑔

𝑘

13

Representación de las Permeabilidades Relativas

Las curvas que describen como varían con respecto a las saturaciones de los fluidos muestran

factores importantes en el yacimiento en estudio

Figura 4: Representación de las permeabilidades relativas de agua y petróleo.


Con la curva de permeabilidades relativas, en el caso del gráfico entre el agua y el petróleo,

podemos identificar cuatro puntos importantes: Swc (Saturación de Agua Connata), Soc

(Saturación Crítica de Petróleo), Kro (Permeabilidad Relativa del Petróleo en el punto de Swc) y

Krw´ (Permeabilidad Relativa del Agua en el punto de Soc) que constituyen los Ends Points o

Puntos Finales de las curvas.(Halliburton, n.d.).

2.3 Análisis de núcleos

Es el estudio de laboratorio de una muestra de formación geológica, generalmente roca

prospectiva, extraída durante o después de la perforación de un pozo. La producción económica y

14

eficiente de petróleo y gas dependen significativamente de la comprensión de las propiedades clave

de la roca yacimiento, tales como porosidad, permeabilidad, y mojabilidad. Los geocientíficos han

desarrollado una diversidad de enfoques, incluidas las técnicas de análisis de registros y núcleos,

para medir estas propiedades. El análisis de núcleos es particularmente importante en los

yacimientos debido a la heterogeneidad vertical y lateral de las rocas. El análisis de núcleos puede

incluir la evaluación de las propiedades de las rocas y su anisotropía; el contenido, madurez y tipo

de materia orgánica; el contenido de fluidos; la sensibilidad de los fluidos; y las propiedades

geomecánicas. Esta información puede ser utilizada para calibrar las mediciones sísmicas y las

mediciones derivadas de los registros y asistir en el diseño de pozos y terminaciones, el

emplazamiento de pozos, y otros aspectos de la producción de yacimientos.(Schlumberger, 2019a).

2.3.1 Análisis de núcleo de rutina (routine core analysis RCAL)

Es el conjunto de mediciones generalmente obtenidas en muestras de núcleos pequeños o en

núcleos enteros. Estas mediciones incluyen generalmente la porosidad, la densidad de granos, la

permeabilidad horizontal, la saturación de fluidos y una descripción litológica. Los análisis de

núcleos de rutina incluyen una medición de rayos gamma de núcleos y mediciones de la

permeabilidad vertical. Las mediciones se obtienen a temperatura ambiente y en condiciones de

presión de confinamiento atmosférico o presión de confinamiento de formación, o en ambas

condiciones. El análisis de núcleos de rutina es distinto del análisis especial de

núcleos.(Schlumberger, 2019b).

Los datos de rutina tomados en contexto pueden proporcionar una guía útil para el rendimiento

de pozos y depósitos, siempre que se aprecien sus limitaciones. Estas limitaciones surgen porque

las mediciones rutinarias de porosidad y permeabilidad siempre se realizan con gases en

condiciones de limpieza, secado y secado en el núcleo. Dichas condiciones son claramente

15

diferentes de la situación real del reservorio. Por lo tanto, los datos de rutina deben aplicarse al

estado del reservorio con precaución. Esto es especialmente cierto para las mediciones de

permeabilidad. Los datos de porosidad de rutina son generalmente confiables, y se ven poco

afectados por las interacciones entre los minerales y los líquidos del reservorio. Los resultados de

permeabilidad de rutina pueden tergiversar la situación del depósito ya que los fluidos del depósito

a menudo interactúan con los minerales que forman las paredes de los poros. Por lo tanto, la

corrección de Klinkenberg convierte la permeabilidad del gas a "permeabilidad líquida

equivalente" (KL), pero aún no supone una interacción fluido-roca.(Glover, 2006).

2.3.2 Análisis especial de núcleo (special core analysis SCAL)

El análisis especial de núcleos intenta extender los datos proporcionados por mediciones de

rutina a situaciones más representativas de las condiciones del yacimiento. Los datos de SCA se

utilizan para respaldar los datos de prueba de registro y pozo para obtener una comprensión del

rendimiento individual del pozo y del reservorio general. Sin embargo, las mediciones de SCA son

más costosas y, por lo general, solo se realizan en un pequeño grupo seleccionado de muestras, o

si se debe tomar una decisión de gestión estratégica del reservorio difícil. Las pruebas se llevan a

cabo para medir la distribución de fluidos, propiedades eléctricas y características de flujo de

fluidos en la situación de dos fases y ocasionalmente trifásica, y se realizan en núcleo preservado.

La porosidad y las permeabilidades de gas o líquido de fase única se miden en cargas de sobrecarga

para que los datos de la condición de yacimiento. Los datos de humectabilidad y presión capilar

se generan mediante el desplazamiento. La permeabilidad relativa intenta proporcionar datos sobre

los caudales relativos de las fases presentes (por ejemplo, petróleo y agua o gas y agua). El flujo

del fluido está fuertemente influenciado por las viscosidades del fluido y las características de

humectación. Se debe tener cuidado de que las mediciones se realicen bajo condiciones apropiadas,

16

que permitan comprender las características. Los datos generados permiten evaluar las tasas de

flujo relativas y la eficiencia de recuperación.(Glover, 2006).

2.4 Características Primarias del Reservorio

El flujo en medios porosos es un fenómeno muy complejo y no se puede describir

explícitamente como flujo a través de tuberías o conductos. Es bastante fácil medir la longitud y

el diámetro de una tubería y calcular su capacidad de flujo en función de la presión; sin embargo,

en medios porosos, el flujo es diferente en que no hay vías de flujo claras que se presten a la

medición. El análisis del flujo de fluidos en medios porosos ha evolucionado a lo largo de los años

en dos frentes: el experimental y el analítico. Físicos, ingenieros, hidrólogos y similares han

examinado experimentalmente el comportamiento de varios fluidos a medida que fluyen a través

de medios porosos que van desde paquetes de arena hasta vidrio Pyrex fusionado. Sobre la base

de sus análisis, intentaron formular leyes y correlaciones que luego pueden utilizarse para hacer

predicciones analíticas para sistemas similares. Las formas matemáticas de estas relaciones

variarán dependiendo de las características del reservorio. (Ahmed & McKinney, 2005).

Estas características primarias del yacimiento que deben considerarse incluyen:

2.4.1 Tipos de fluidos

El coeficiente de compresibilidad (c) isotérmica es esencialmente el factor que controla la

identificación del tipo de fluido del reservorio.(Ahmed & McKinney, 2005). Se describe

matemáticamente por las siguientes expresiones:

En términos de volumen

c =−1

V

∂V

∂p

( 8)

En términos de densidad

17

c =−1

ρ

∂ρ

∂p

( 9)

Donde, V es el fluido del volumen, 𝜌 es la densidad del fluido, 𝑝 es la presión, c es el coeficiente

de compresibilidad isotérmica.

2.4.1.1 Fluido incompresible (Incompressible fluids)

Un fluido incompresible se define como el fluido cuyo volumen o densidad no cambia con la

presión. Los fluidos incompresibles no existen; sin embargo, este comportamiento se puede asumir

en algunos casos para simplificar la derivación y la forma final de muchas ecuaciones de

flujo.(Ahmed & McKinney, 2005).

∂V

∂P= 0 y

∂ρ

∂P= 0

(10)

2.4.1.2 Fluido ligeramente compresible (Slightly compressible fluids)

Un fluido ligeramente comprensible presenta pequeños cambios en el volumen o densidad con

los cambios en la presión. Sistemas de petróleo y agua encajan en esta categoría.(Ahmed &

McKinney, 2005).

−c ∫ dpP

Pi

= ∫dV

V

V

Vi

(11)

c(Pi − P) = 𝑙𝑛 [V

Vi]

(11.1)

e[c(Pi−P)] =V

Vi

(11.2)

Vi e[c(Pi−P)] = V (11.3)

18

𝑉𝑖[1 + 𝑐(𝑃𝑖 − 𝑃)] = V (11.4)

𝑃𝑖[1 + 𝑐(𝑃𝑖 − 𝑃)] = P (11.5)

𝑃 = Presión (Psi)

𝑉 = Volumen a presión (ft3)

𝑃𝑖 = Presión inicial o referencia (Psia)

𝑉𝑖 = Volumen a presión inicial (ft3)

2.4.1.3 Fluido compresible (compressible fluids)

Estos fluidos experimentan grandes cambios en el volumen en función de la presión. Todos los

gases son considerados fluidos compresibles. (Ahmed & McKinney, 2005).

cg =1

P−

1

Z(

∂Z

∂P)

T

(12)

Donde 𝑐𝑔, es el factor isotérmico de compresibilidad del gas (Psi-1).

Las figuras 5 y 6 indican las ilustraciones de los cambios de volumen y densidad respecto a la

presión para los diferentes tipos de fluidos.

19

Figura 5: Relación Presión-Volumen para los diferentes tipos de fluidos

Fuente: Advanced Reservoir Engineering. (Ahmed & McKinney, 2005).

Figura 6: Relación Presión-Densidad del fluido para los diferentes tipos de fluidos.


2.4.2 Régimenes de flujo

Existen 3 tipos de regímenes de flujo para describir el comportamiento del flujo de fluido y la

distribución de la presión del reservorio en función del tiempo.(Ahmed & McKinney, 2005).

20

2.4.2.1 Flujo continuo (Steady state flow)

El régimen de flujo se identifica como un flujo de estado estable si la presión en cualquier

posición del reservorio permanece constante, es decir, no cambia con el tiempo. (Ahmed &

McKinney, 2005).

(∂P

∂t)

t= 0

(13)

Esta ecuación indica que la tasa de cambio de presión (p) con respecto al tiempo (t) en cualquier

ubicación (i) es cero. En los reservorios, la condición de flujo de estado estable solo puede ocurrir

cuando el reservorio está completamente recargado y sostenido por un acuífero fuerte o por

operaciones de mantenimiento de presión. (Ahmed & McKinney, 2005).

2.4.2.2 Flujo no continuo (Unsteady-state flow)

Frecuentemente llamado flujo transitorio se define como la condición de flujo de fluido en la

cual la tasa de cambio de presión con respecto al tiempo en cualquier posición en el reservorio no

es cero o constante. Esta definición sugiere que la derivada de presión con respecto al tiempo es

esencialmente una función tanto de la posición (i) como del tiempo (t). (Ahmed & McKinney,

2005).

(∂P

∂t)

t= ∱ (i, t)

(14)

2.4.2.3 Flujo semicontinuo (Pseudo steady-state flow)

Sucede cuando la presión en diferentes puntos del reservorio está declinando linealmente en

función del tiempo, es decir, a una tasa de declinación constante, es decir que la tasa de cambio de

la presión con respecto al tiempo en cada posición es constante. (Ahmed & McKinney, 2005).

21

(∂P

∂t)

t= cte

(15)

En la siguiente figura indica la ilustración de comparación de la declinación de la presión en

función del tiempo de los tres regímenes de flujo

Figura 7: Regimenes de flujo


2.4.3 Geometría del reservorio

La forma de un reservorio tiene un efecto significativo en su comportamiento de flujo. La

mayoría de los reservorios tienen límites irregulares y una descripción matemática rigurosa de su

geometría a menudo es posible solo con el uso de simuladores numéricos.(Ahmed & McKinney,

2005).

Cuando se analiza una prueba de presión, el paso más importante es el de definir la geometría

de flujo que existe en determinado periodo de tiempo, para la posterior aplicación de las ecuaciones

o modelo de yacimiento adecuado.(Escobar, 2009).

22

2.4.3.1 Flujo lineal

El flujo lineal se produce cuando las trayectorias de flujo son paralelas y el fluido fluye en una

sola dirección. (Figura 8) Además, el área de la sección transversal para fluir debe ser constante.

(Ahmed & McKinney, 2005).

Figura 8: Flujo lineal


El flujo lineal es identificado por una tendencia de pendiente positiva de valor 0.5 en el gráfico

de la derivada. Este régimen se presenta en pozos hidráulicamente fracturados, pozos horizontales

y yacimientos alongados (Figura 9). Puesto que las líneas de corriente convergen a un plano, los

parámetros asociados con el flujo lineal son la permeabilidad de la formación en la dirección de

las líneas de flujo y el área de flujo normal a las líneas de corriente. (Escobar, 2009).

Figura 9: Flujo lineal

Fuente: Production Engineering: Well Performance Fundamentals. (Paredes, 2017).

23

2.4.3.2 Flujo radial

En ausencia de heterogeneidades severas del yacimiento, fluyendo hacia dentro o lejos de un

pozo seguirá las líneas de flujo radial a una distancia sustancial del pozo. Debido a que los fluidos

se mueven hacia el pozo desde todas las direcciones y convergen en el pozo (Figura 10), el término

flujo radial se usa para caracterizar el flujo de fluido hacia el pozo. (Ahmed & McKinney, 2005).

Figura 10: Flujo radial hacia el pozo


El flujo radial es el régimen de flujo más importante en interpretación de pruebas de presión.

Este se reconoce por una extensión constante o tren plano en la derivada. La geometría de flujo

radial se describe como líneas de corriente que convergen hacia un cilindro circular. (Figura 10)

En pozos completados en todo el intervalo perforado, el cilindro puede representar la porción del

pozo interceptando toda la formación. En formaciones parcialmente penetradas, el flujo radial

podría estar restringido a tiempos tempranos a solo una sección del intervalo de la formación donde

el flujo es dirigido hacia el pozo (Figura 11). Cuando exista el flujo radial se puede estimar los

valores de permeabilidad y daño de la formación. Cuando el flujo radial toma lugar a tiempos

24

tardíos, se puede estimar la presión extrapolada del yacimiento en pruebas de restauración de

presión.(Escobar, 2009).

Figura 11: Flujo radial


2.4.3.3 Flujo esférico y hemiesférico

Dependiendo del tipo de configuración de terminación del pozo, es posible tener un flujo

esférico o hemisférico cerca del pozo. Un pozo con un perforado de intervalo limitado podría dar

lugar a un flujo esférico en las proximidades de las perforaciones (Figura 12), un pozo que solo

penetra parcialmente en la zona de pago, podría resultar en un flujo hemisférico (Figura 13). La

condición podría surgir cuando la conificación del agua del fondo es importante. (Ahmed &

McKinney, 2005).

Figura 12: Flujo esférico debido a entrada limitada


25

Figura 13: Flujo esférico en un pozo parcialmente penetrado


Figura 14: Flujo esférico y hemiesférico


Tanto el flujo esférico como el hemisférico son vistos en la curva de la derivada como una

pendiente negativa con valor de 0.5. Una vez determinada la permeabilidad del flujo radial, esta

puede usarse con la permeabilidad horizontal para determinar la permeabilidad vertical. Esta

última es importante para predecir conificación de gas o agua.(Escobar, 2009).

2.5 Pruebas de presión

El análisis de las pruebas de presión en pozos petroleros es una rama de la ingeniería de

yacimientos, la información obtenida de las pruebas transientes de presión sobre las condiciones

26

del yacimiento in situ es importante para determinar la capacidad productiva de un yacimiento, el

análisis de presión transitoria también arroja estimaciones de la presión promedio del yacimiento.

El ingeniero de yacimientos debe tener información suficiente sobre la condición y características

del yacimiento/pozo para analizar adecuadamente el rendimiento del yacimiento y para pronosticar

la producción futura en varios modos de operación. Las presiones son los datos más valiosos y

útiles en la ingeniería de yacimientos, directa o indirectamente, entran en todas las fases de los

cálculos de ingeniería de yacimientos. (Chaudhry, 2004).

2.5.1 Generalidades

Las pruebas de pozos y de formación, que consisten en la obtención de mediciones mientras se

hacen fluir fluidos del yacimiento, se efectúan en todas las etapas de la vida productiva de los

campos de petróleo y gas; desde la fase de exploración hasta las fases de desarrollo, producción e

inyección. Los operadores llevan a cabo estas pruebas para determinar si una formación producirá,

o seguirá produciendo, hidrocarburos con una tasa que arroje un retorno razonable sobre las

inversiones posteriores. Además, los operadores utilizan los datos de las pruebas para determinar

los límites del yacimiento y planificar los métodos más eficientes para los pozos y campos

productores.(Flatern, 2013).

Las pruebas de pozos y de formación constituyen fuentes primarias de datos críticos para los

modelos de yacimientos y representan los mecanismos principales con los que los ingenieros

confirman o ajustan los parámetros de los modelos de yacimientos. Los ingenieros utilizan estos

modelos para comprender cómo interactúan los fluidos de yacimiento, la formación y el pozo y

aplican ese conocimiento para optimizar las estrategias de terminación y desarrollo. (Flatern,

2013).

27

Las pruebas de presión pueden entenderse por aplicación de la tercera ley de Newton,

básicamente los objetivos del análisis de las pruebas de presión son:

• Evaluacion del Yacimiento: Entrega, propiedades, tamaño, permeabilidad por espesor (útil

para espaciamiento y estimulación), presión inicial (energía y pronóstico), límites (tamaño

y determinación de existencia de un acuífero).

• Administración del yacimiento

• Descripción del yacimiento

2.5.2 Tipos de pruebas de presión

El análisis de pruebas de presión tiene una variedad de aplicaciones durante la vida de un

yacimiento. Las pruebas DST y de restauración de presión en pozos únicos se usan principalmente

durante producción primaria y exploración, mientras que las pruebas múltiples se usan más a

menudo durante proyectos de recuperación secundaria. Las pruebas multicapa y de permeabilidad

vertical también se corren en pozos productores/inyectores. Pruebas de declinación, de

restauración, de interferencia y de pulso se utilizan en todas las fases de producción. Las pruebas

multitasas, de inyección, de interferencia y de pulso se usan en las etapas primaria y secundaria.

(Escobar, 2009).

En la figura 15 se presenta el tipo de pruebas según su objetivo y a qué tipo de pozos se aplica.

28

Figura 15: tipo de pruebas según su objetivo.

Fuente: Introducción al Análisis y Diseño de Pruebas de Presión. (Da Prat, n.d.)

Pozo Exploratorio: definir los parámetros del yacimiento y pozo en el área de drenaje

investigada y probar la comercialidad del pozo (de ser posible). La prueba es necesaria en todo

pozo exploratorio.(Da Prat, n.d.).

Pozo Productor: obtener el valor de la presión actual del área de drenaje, así como evaluar la

eficiencia de flujo del pozo. Determinar los límites del área de drenaje. Probar comunicación

hidráulica (interferencia) entre pozos. (Da Prat, n.d.).

Pozo Inyector: determinación de los parámetros de yacimiento que caracterizan el área de

inyección. El valor de la presión media del área de inyección permite monitorear la eficiencia del

proceso de inyección. Caracterización dinámica de los bancos de agua y petróleo. (Da Prat, n.d.).

A continuación, se detallan los tipos de pruebas de presión.

29

2.5.2.1 Prueba de declinación de presión (Drawdown Test)

Se le conoce como prueba de flujo. Luego de que el pozo ha sido cerrado por un tiempo

suficientemente largo para alcanzar estabilización, el pozo se coloca en producción, a caudal

constante, mientras se registra la presión de fondo contra el tiempo. Su principal desventaja es que

es difícil mantener el caudal constante.(Escobar, 2009).

Generalmente, se hace un cierre previo para lograr que la presión en el área de drenaje del pozo

se estabilice y sea uniforme. Se utiliza para hallar: Permeabilidad promedio en el área de drenaje

(k), Efecto Skin (s), Volumen poroso (Vp) de la región drenada, Presencia de Heterogeneidades

(Fallas, contactos, barreras estratigráficas). (Análisis de Pruebas de Transiente de Presión, 2009).

Figura 16: Representación esquemática de prueba de declinación o caída de presión

Fuente: Análisis Moderno de Pruebas de Presión. (Escobar, 2009)

2.5.2.2 Prueba de Restauración de presión (Build up Test)

Se le conoce como prueba de cierre. En esta prueba el pozo se cierra mientras se registra la

presión estática del fondo del pozo en función del tiempo. Esta prueba se cataloga como una prueba

multirata con dos caudales (cero y otro diferente de cero) y permite obtener la presión promedia

del yacimiento. Su principal desventaja es económica ya que el cierre ocasiona pérdida de

producción. (Escobar, 2009).

30

Se utiliza para hallar: Presión estática promedio en el área de drenaje o yacimiento (Pi),

Permeabilidad promedio en el área de drenaje (k), Efecto Skin (s), Presencia de Límites o

heterogeneidades (Fallas, contactos, barreras estratigráficas), Interferencia o comunicación entre

pozos / fallas. (Análisis de Pruebas de Transiente de Presión, 2009).

Figura 17: Representación esquemática de prueba de restauración de presión


Figura 18: Representación esquemática real de prueba de restauración de presión

Fuente: JUSTIFICATIVO TÉCNICO TASA PERMITIDA. (Petroamazonas EP, 2018a)

31

Figura 19: Comparación esquemática entre prueba de declinación de presión y prueba de restauración de presión

Fuente: Radius of Investigation for Reserve Estimation From Pressure Trasiente Well Tests. (Kuchuk, 2009).

2.5.2.3 Prueba de interferencia (Interference Test)

Involucran más de un pozo, un productor (o inyector) y un pozo de observación. La idea general

es producir en un pozo y observar la caída de presión en otro. Para realizar una prueba de

interferencia, todos los pozos involucrados se cierran hasta estabilizar sus presiones de fondo.

Luego, se bajan las herramientas de registro de presiones en el pozo de observación y se abre el

productor (o inyector) a producción (inyección). Si existe interferencia, se registra una caída de

presión en el (los) pozo(s) de observación dentro de una longitud de tiempo razonable. La mayoría

de las pruebas múltiples se efectúan en yacimientos cerrados. (Escobar, 2009).

Las pruebas de interferencia se llevan a cabo para determinar: Conectividad del yacimiento,

dirección de los patrones de flujo, capacidad de almacenaje, determinación de la naturaleza y

magnitud de la anisotropía. (Escobar, 2009).

32

Figura 20: Representación esquemática de prueba de interferencia


2.5.2.4 Prueba de pulso (Pulse Test)

Está técnica usa una serie de pulsos cortos de la rata de flujo. Los pulsos son periodos alternantes

de producción (o inyección) y cierre con el mismo caudal en cada producción. La respuesta de

presión a los pulsos se mide en el pozo de observación. La principal ventaja de las pruebas de

pulso estriba en la corta duración del pulso. Un pulso puede durar unas horas o unos pocos días,

lo cual interrumpe la operación normal ligeramente comparado con las pruebas de interferencia.

(Escobar, 2009).

2.5.2.5 Prueba de disipación en pozos inyectores (Fallof Test)

Considera una declinación de presión inmediatamente después de la inyección. Idéntico a una

prueba de restauración. Se puede determinar: movilidad, daño, presión del yacimiento, longitud de

fractura, fronteras. (Escobar, 2009).

33

Figura 21: Representación esquemática de prueba Falloff


2.5.2.6 Prueba de inyección (Inyectivity Test)

Es una prueba similar a la prueba de declinación de presión, pero en lugar de producir fluidos

se inyectan fluidos, normalmente agua. (Escobar, 2009).

Figura 22: Representación esquemática de prueba Falloff


2.5.2.7 Prueba DST (Drill Stem Test)

Esta prueba se usa durante o inmediatamente después de la perforación del pozo y consiste de

pruebas de cierre o flujo cortas y seguidas. Su propósito es establecer el potencial del pozo, aunque

34

el factor de daño estimado no es muy representativo porque puede ocurrir una limpieza del mismo

pozo durante la primera etapa productiva del mismo. (Escobar, 2009).

Se puede determinar parámetros como: permeabilidad, daño, longitud de fractura, presión del

yacimiento, límites del yacimiento, fronteras. (Escobar, 2009).

2.5.3 Principios Matemáticos aplicados en los Métodos de pruebas de pozos

Las técnicas de análisis de presión han sido originadas de las soluciones de las ecuaciones en

derivadas parciales, describiendo el flujo de fluidos a través de medios porosos para varias

condiciones de borde.(Halliburton, n.d.).

Eliminando posibles reacciones químicas, todos los problemas de flujo de fluidos a través de

medios porosos pueden ser resueltos por medio de una o más de las siguientes ecuaciones básicas

o leyes físicas. (Halliburton, n.d.). estas son:

• Conservación de la Masa

• Conservación de la Energía

• Conservación de Momento

• Ecuaciones de Transporte

• Condiciones de Equilibrio

• Ecuaciones de estado y propiedades de los fluidos y de las rocas

Las primeras tres leyes físicas son consideradas en conjunto y llamadas “Leyes de

Continuidad”. Estas establecen que un cierto ente o propiedad física no puede ser creada o

destruida, sino transformada.(Halliburton, n.d.).

35

2.5.3.1 Ecuación de Difusividad Radial

Al inicio de la producción, la presión en el pozo cae abruptamente y los fluidos cerca al pozo

se expanden y se mueven hacia el área de menor presión. Dicho movimiento es retardado por la

fricción contra las paredes del pozo y la propia inercia y viscosidad del fluido. A media que el

fluido se mueve se crea un desbalance de presión que induce a los fluidos aledaños a moverse

hacia el pozo. El proceso continúa hasta que la caída de presión creada por la puesta en producción

se disipa a lo largo del yacimiento. (Escobar, 2009).

La representación matemática del flujo de fluidos del reservorio al pozo se aproxima con la

ecuación de flujo radial, para así simular las condiciones de flujo de fluido en los alrededores del

pozo. Se pueden obtener soluciones analíticas de la ecuación bajo varias condiciones iniciales y

de borde para emplearlas en la descripción de las pruebas de pozo y del influjo del pozo, lo cual

tiene considerables aplicaciones prácticas en la ingeniería de yacimientos. Para una celda de

geometría radial, asumiendo los siguientes parámetros podemos obtener la ecuación básica de

difusividad radial.(Halliburton, n.d.). estos parámetros son:

• El yacimiento es considerado homogéneo en todas las propiedades de la roca e isotrópico

con respecto a la permeabilidad.

• El pozo productor está completado a través de todo el ancho de la formación para así

asegurar un flujo radial total.

• La formación está completamente saturada con un simple fluido.

El proceso físico que toma lugar en el yacimiento puede describirse mediante la ecuación de

difusividad cuya deducción se muestra a continuación.(Escobar, 2009).

Partiendo de la ecuación (5)

36

q = −kAdp

μdl

(5)

Para flujo radia A=2πrh

Masa que entra = q ρ = 𝐿3

𝑇

𝑀

𝐿3

Figura 23: Elemento de volumen radial


(caudal masa que entra) – (caudal masa que sale) = Tasa de acumulación del sistema; es decir

qρ|r+dr − qρ|r =∂

∂t(2πrh∅dr )

Donde 2πrh∅dr es el volumen de infinitésimo elemento de espesor dr; el lado

izquierdo de la ecuación puede ser expandido a:

(16)

qρ|r +∂(qρ)

∂rdr − qρ|r = (2πrh∅dr )

∂ρ

∂t

(17)

∂(qρ)

∂r= 2πrh∅

∂ρ

∂t

(18)

37

Aplicando la Ley de Darcy para flujo radial, el flujo horizontal es posible

sustituyendo por la tasa de flujo en la ecuación (18), se tiene

q = −2kπhrdP

μdr

(19)

∂

∂r(

2kπhr

μρ

∂P

∂r) = 2πrh∅

∂ρ

∂t

(20)

1

r

∂

∂r(

kρ

μr

∂P

∂r) = ∅

∂ρ

∂t

(21)

Donde, q es en bls/d, h y r en pies, P en lpc, 𝜇 en cp y k en Darcy

La derivada parcial de la densidad con respecto al tiempo que aparece en el lado derecho de la

ecuación de difusividad radial puede ser expresada como función de la derivada parcial de la

presión con respecto al tiempo usando la definición termodinámica de la compresibilidad

isotérmica.(Halliburton, n.d.). Se tiene el coeficiente de compresibilidad (c) isotérmica en las

ecuaciones (8) y (9); a la ecuación (9) se deriva respecto al tiempo, se tiene que:

cρ∂P

∂t =

∂ρ

∂t

Sustituyendo en la ecuación (23)

(22)

1

r

∂

∂r(

kρ

μr

∂P

∂r) = ∅ cρ

∂P

∂t

(23)

Así se obtiene la ecuación básica diferencial para el flujo radial para un fluido en el medio

poroso. La ecuación desarrollada no es lineal debido a la implícita dependencia de la presión de la

densidad, compresibilidad y viscosidad que aparecen en los coeficientes 𝑘𝜌

𝜇 y ∅ 𝑐𝜌.(Halliburton,

n.d.).

38

Despejando los coeficientes 𝑘𝜌

𝜇 y ∅ 𝑐𝜌 de la ecuación (23) a un solo lado

1

r

∂

∂r(r

∂P

∂r) =

∅cμ

k

∂P

∂t

(24)

Defina la constante de difusividad, n, como 1

𝑛=

∅𝑐𝜇

𝑘

1

r

∂

∂r(r

∂P

∂r) =

1

n

∂P

∂t

(25)

También la ecuación de difusividad puede ser expresada en la siguiente

∂2P

∂r2+

1

r

∂P

∂r=

1

n

∂P

∂t

(26)

La ecuación de difusividad puede ser más conveniente expresada como en la ecuación (24),

para flujo radial se lo puede expresar de la siguiente forma.

∂2P

∂r2+

1

r

∂P

∂r=

∅ctμ

0.0002637 k

∂P

∂t

(27)

2.6 Pruebas de restauración de presión

El uso de datos de pruebas de restauración de presión le ha proporcionado al ingeniero de

yacimientos una herramienta útil para determinar el comportamiento del yacimiento. El análisis

de pruebas de restauración de presión describe la acumulación de la presión del pozo con el tiempo

después de que se haya cerrado un pozo. Uno de los principales objetivos de este análisis es

determinar la presión estática del reservorio sin esperar semanas o meses para que se estabilice la

presión en todo el reservorio. Debido a que la acumulación en la presión del pozo generalmente

seguirá una tendencia definida.(Ahmed & McKinney, 2005).

Permite determinar:

• permeabilidad efectiva del yacimiento;

39

• alcance del daño de la permeabilidad alrededor del pozo;

• presencia de fallas y, hasta cierto punto, la distancia a las fallas;

• cualquier interferencia entre pozos productores;

• límites del reservorio donde no hay una impulsión de agua fuerte o donde el acuífero no

es más grande que el reservorio de hidrocarburos.

Las pruebas de restauración de presión requieren cerrar en un pozo productor y registrar el

aumento resultante en la presión del pozo como una función del tiempo de cierre. Las técnicas de

análisis más comunes y simples requieren que el pozo produzca a una tasa constante durante un

tiempo de flujo de ∆𝑡𝑝, ya sea desde el inicio o lo suficientemente largo para establecer una

distribución de presión estabilizada, antes de cerrarse. La presión se mide inmediatamente antes

del cierre y se registra como una función del tiempo durante el período de cierre. La curva de

acumulación de presión resultante se analiza para determinar las propiedades del yacimiento y el

pozo condición.(Ahmed & McKinney, 2005).

Una parte importante de una prueba de restauración de presión es que si la estabilización se

pasa por alto o es imposible, las técnicas de análisis de datos estándar pueden proporcionar

información errónea sobre la formación.(Ahmed & McKinney, 2005).

En términos generales, una prueba de restauración de presión requiere cerrar un pozo productor

después de que se ha producido durante algún tiempo en el que la estabilización de la rata se ha

alcanzado. Una prueba de restauración se corre de la siguiente manera:(Escobar, 2009).

1. Determinar la ubicación de los empaques, tamaño de la tubería de producción y la tubería

de revestimiento, profundidad del pozo.

2. Estabilizar el pozo a una rata de producción constante, q.

3. Cerrar el pozo y registrar el valor Pwf (justo antes del cierre).

40

4. Leer la presión de cierre, Pws, a intervalos cortos de 15 segundos para los primeros minutos

(10-15 min), entonces cada 10 min. Para la primera hora. Durante las siguientes 10 horas,

se deben tomar lecturas de presión cada hora. Cuando la prueba progresa, los intervalos de

tiempo se pueden expandir a 5 horas.

2.6.1 Métodos de Análisis

2.6.1.1 Curvas Tipo

La ecuación de flujo radial de acción infinita constituye un modelo matemático básico para el

análisis de pruebas de pozos, esta ecuación expresada en función del almacenamiento del pozo

“C” y daño “S” se la puede escribir mediante tres términos adimensionales

𝑃𝐷, (𝑡𝐷

𝐶𝐷) , 𝐶𝐷.(Schlumberger, 2002).

PD = 0.5 [𝑙𝑛 (tD

CD) + 0.80907 + 𝑙𝑛(CDe2s)]

(28)

Donde el coeficiente de almacenamiento de pozo sin dimensiones es

CD =0.8937 C

∅ h Ctrw2

(29)

La representación gráfica de 𝑃𝐷 y su derivado 𝑃𝐷 (𝑡𝐷

𝐶𝐷) frente a (

𝑡𝐷

𝐶𝐷) en un gráfico log-log es

una de las curvas de tipo más utilizadas. La derivada se calcula con respecto al registro natural del

tiempo ln 𝑡 y es representativa de la pendiente de la respuesta de presión en un gráfico semilog.

Amplifica los efectos que tienen las diferentes características de formación sobre la respuesta

transitoria de presión. La Figura 24 muestra un conjunto de curvas de tipo para diferentes valores

de 𝐶𝐷𝑒2𝑠. En el momento temprano, todas las curvas se fusionan en una línea recta de pendiente

unitaria correspondiente al flujo de almacenamiento puro del pozo. En los últimos tiempos, todas

41

las curvas derivadas se fusionan en una sola línea horizontal, que representa el flujo radial puro.

(Schlumberger, 2002).

Figura 24: Curvas tipo para un pozo con almacenamiento constante y efectos de daño en reservorio con

comportamiento homogéneo.

Fuente: Well Test Interpretation. (Schlumberger, 2002).

Los datos de prueba se representan gráficamente en términos del cambio de presión y su

derivada frente al tiempo transcurrido y se superponen sobre las curvas de tipo. Una vez que se

encuentra una coincidencia para el cambio de presión y su derivada, el valor de 𝐶𝐷𝑒2𝑠 del par de

curvas coincidentes, junto con el traslado de los ejes de la gráfica de datos con respecto a los ejes

de curva de tipo, se utiliza para calcular parámetros del reservorio y del pozo. El producto del

espesor y de la permeabilidad se deriva de la coincidencia de presión.(Schlumberger, 2002). Se la

representa en la siguiente ecuación:

kh = 141.2qBμ (PD

∆p)

M

(30)

Donde, M denota una coincidencia de la curva tipo.

El coeficiente de almacenamiento del pozo se deriva de la coincidencia de tiempo como:

42

C = 0.000295 k h

μ

∆t

(tDCD

)M

(31)

El factor de daño se evalúa a partir del término 𝐶𝐷𝑒2𝑠, de la curva seleccionada y la siguiente

ecuación:

S = 0.5 𝑙𝑛(CDe2s)M

CD

(32)

En la Figura 25 muestra cómo se usa la concordancia de curvas de tipo para determinar kh y el

efecto de daño. En este ejemplo, la prueba se terminó antes del desarrollo del flujo radial completo.

La curva superior roja representa los cambios de presión asociados con una perturbación abrupta

de la tasa de producción, y la curva inferior, denominada curva derivada indica la tasa de cambio

de presión con respecto al tiempo.(Schlumberger, 2002).

Figura 25: Ejemplo de la utilización de curvas tipo.

Fuente: Well Test Interpretation. (Schlumberger, 2002).

43

2.6.1.2 Método de Horner

La asunción de que los métodos de Horner y MBH son usados únicamente para analizar los

datos de las pruebas de restauración de presión para reservorios infinitos no es verdadera; El

método de Horner se puede usar para estimar los parámetros del reservorio en reservorios finitos

al igual que en reservorios de acción infinita. La diferencia se produce solo en los datos de última

hora cuando los efectos de los límites influyen en los datos.(Chaudhry, 2004) como se muestra en

la Figura a continuación.

Figura 26: Gráfico de Horner para una prueba de restauración de presión de un pozo con reservorio finito.

Fuente: Oil Well Testing Handbook.(Chaudhry, 2004).

Para un reservorio de acción infinita, se obtiene una estimación de Pi extrapolando la sección

de línea recta de la gráfica de Horner a un tiempo de cierre infinito. Para reservorios finitos y

desarrollados, la presión extrapolada no es una buena estimación de Pi y generalmente se ha

llamado presión falsa, P* esta presión es mayor que la presión promedio del reservorio en el

instante del cierre a menos que el área de drenaje esté muy sesgada. (Chaudhry, 2004).

44

El gráfico de Horner generalmente no se prefiere, porque requiere más trabajo que MDH. Este

método se usa preferiblemente en pozos nuevos porque tenemos Pi.(Escobar, 2009). A

continuación, se presentan las ecuaciones utilizadas en el método de Horner.

m =162,6qμB

kh

(33)

s = 1.1513 [P1hr − Pwf

m− 𝑙𝑜𝑔(

k

∅μCtrw2

) + 3.2275] (34)

Donde Pwf, es la presión justo en el cierre, m la pendiente, 𝑃1ℎ𝑟 =𝑡+1

𝑡

Figura 27: Comportamiento de la presión – Gráfico Horner.


2.6.1.3 Método de MBH (Matthews-Bronz & Hazebrock)

Este método es considerado el más exacto y fue corregido por Odeh. Utiliza un gráfico Horner.

Se aplica en la mayoría de situaciones donde se desea hallar la presión promedia en un yacimiento

cerrado para cualquier localización de pozo dentro de una variedad de formas de drene. El método

asume que no hay variaciones en movilidades de fluido o compresibilidades de fluido dentro de la

45

región de drene. Esta limitación se puede sobrellevar usando un tiempo de producción tp igual

tpss.(Escobar, 2009).

2.6.1.4 Método de MDH (Miller-Dyes-Hutchinson)

Este se basa en la suposición que el tiempo de producción es suficientemente largo para alcanzar

el estado pseudoestable, luego es más representativo usar presión promedia que presión inicial.

MDH se prefiere en pozos viejos o formaciones depletadas, por lo que se podría dificultar la

obtención de la estabilización antes del cierre.(Escobar, 2009).

Esta técnica fue elaborada para estimar la presión promedia en yacimientos de forma circular o

cuadrada. Se aplica solamente en pozos que operan bajo estado pseudoestable.(Escobar, 2009).

2.6.2 Identificación del Modelo

La validez de la interpretación de la prueba de pozo depende totalmente de dos factores

importantes, la precisión de los datos de campo medidos y la aplicabilidad del modelo de

interpretación seleccionado. La identificación del modelo correcto para analizar los datos de la

prueba de pozos se puede reconocer al trazar los datos en varios formatos para eliminar la

ambigüedad en la selección del modelo.(Ahmed & McKinney, 2005).

La selección de un correcto modelo de interpretación para el reservorio es un pre-requisito y un

paso importante antes de analizar los datos de la prueba de pozo e interpretar los resultados.

Mediante un adecuado diseño y una duración suficiente de la prueba para que una respuesta sea

detectada, la mayoría de pruebas transientes pueden proporcionar un indicador cierto de las

características del reservorio como la permeabilidad y el facto de daño.(Ahmed & McKinney,

2005).

46

(Gringarten, 1984) señaló que el modelo de interoperación consta de tres componentes

principales que son independientes entre sí y dominan en diferentes momentos durante la prueba

y siguen la cronología de la respuesta a la presión (figura 28). Estos son:

i. Límites internos: La identificación de los límites internos se lleva a cabo en los datos de

tiempo-temprano de los datos de las pruebas.

ii. Comportamiento del reservorio: la identificación del reservorio es interpretada en el

tiempo-medio de los datos de la prueba durante el comportamiento infinito.

iii. Límites externos: la identificación de los límites externos es interpretada en el tiempo-

tardío de los datos de la prueba.

Cada uno de los tres componentes anteriores exhibe una característica claramente diferente que

puede identificarse por separado y describirse mediante diferentes formas matemáticas.(Ahmed &

McKinney, 2005).

Figura 28: Regiones de la curva de una prueba Build up.

Fuente: Well Testing Fundamentals. (Fekete Associates Inc, 2009).

47

2.6.2.1 Región de tiempo temprano (ETR)

Los datos tempranos son significativos y se pueden usar para obtener información sin paralelo

en el reservorio alrededor del pozo. Durante este período temprano, el almacenamiento de los

pozos, las fracturas y otros regímenes de flujo de límites internos son las condiciones de flujo

dominantes y exhiben un comportamiento diferente distinto. (Ahmed & McKinney, 2005).

2.6.2.1.1 Efecto de almacenamiento

Es el flujo continuado de la formación hacia el pozo después de que el pozo ha sido cerrado

para estabilización. Se le denomina también postflujo, postproducción, postinyección, carga o

descarga. En pruebas de restauración de presión ocurre postflujo (afterflow) en la figura 29 se

indica lo anterior.(Escobar, 2009).

Figura 29: efecto del almacenamiento.


Cuando abra el pozo, la producción de la superficie inicial provendrá de la descompresión del

fluido atrapado en el pozo. En los segundos o minutos iniciales del flujo, la superficie de arena ni

siquiera "sabrá" que el pozo está abierto y la velocidad de la superficie de arena permanecerá

prácticamente en cero. Naturalmente, en alguna etapa llegamos a un equilibrio de masa, es decir,

la tasa de masa de la superficie de la arena alcanza la tasa de masa de la superficie. Este es el

momento del fin del almacenamiento del pozo. A la inversa, si el pozo está cerrado en la superficie,

48

la tasa de la superficie irá inmediatamente a cero mientras la superficie de la arena no lo sepa. El

tiempo de almacenamiento del pozo es este tiempo de transición entre el tiempo de cierre efectivo

y el momento en que el reservorio deja de fluir hacia el pozo.(Houzé, Viturat, & Fjaere, 2017).

El almacenamiento afecta el comportamiento del transiente de presión a tiempos tempranos.

Matemáticamente, el coeficiente de almacenamiento se define como el volumen total de los fluidos

del pozo por unidad de cambio de presión de fondo, o como la capacidad del pozo para descargar

o cargar fluidos por unidad de cambio de presión de fondo como se indica en la ecuación.(Escobar,

2009).

C =∆V

∆P

(35)

(Houzé et al., 2017) clasifica en do tipos a los efectos de almacenamiento:

El primero se presenta debido a la compresión o descompresión del fluido en el pozo y se

expresa:

C = VWCW (36)

Donde 𝑉𝑊, es el volumen en el pozo y 𝐶𝑊 es la comprensibilidad del fluido

El segundo tipo está relacionado con el aumento del nivel de líquido presente en el pozo y se

expresa:

C = 144A

ρ

(37)

La relación entre la tasa en fondo y la de superficie se expresa mediante la ecuación de efecto

de almacenamiento:

qsf = qB + 24C∂p

∂t

(38)

49

Donde 𝑞𝑠𝑓, es el caudal en superficie; 𝑞𝐵 caudal en fondo.

2.6.2.1.2 Factor de daño

La transmisión de presión no se realiza de manera uniforme en todo el reservorio, ya que se ve

afectada por las heterogeneidades locales. En su mayor parte, estos no afectan el cambio de presión

dentro del pozo, excepto aquellas heterogeneidades del yacimiento que se encuentran en las

inmediaciones del pozo. En particular, a menudo hay una zona que rodea el pozo que es invadida

por el filtrado de lodo o el cemento durante la perforación o la compleción del pozo, esta zona

puede tener una menor permeabilidad que el reservorio en general, y por lo tanto actúa como un

"daño" alrededor del pozo, causando una mayor caída de presión. (Horner, 1995). Esto se muestra

en la Figura 30.

Figura 30: factor de daño.

Fuente: Modern Well Test Analysis.(Horner, 1995).

50

El factor de daño cuantifica la diferencia entre la productividad de un pozo en un caso ideal y

la productividad en la realidad.(Houzé et al., 2017). Estos son:

• Si después de la perforación, completación, cementación y cañoneo, la caída de presión

para una producción dada, es idéntica a la pronosticada en un caso ideal para la misma

geometría, el daño es cero.

• Muy a menudo, el reservorio cerca de la cara del pozo ha sido invadido y la permeabilidad

efectiva alrededor del pozo disminuye, entonces resulta una caída de presión mayor para

una producción dada. Entonces el daño es positivo.

• Lo contrario, un pozo estimulado tendrá una mejor productividad, por lo tanto, una caída

de presión menor para una producción dada. El daño entonces se considera negativo.

El daño puede no ser constante en el tiempo. Durante el periodo inicial de limpieza en una

prueba de pozo, el daño tiende a disminuir. Lo opuesto ocurre durante largos periodos de tiempo,

los pozos completados pueden presentar un aumento en el daño, reduciendo la

productividad.(Houzé et al., 2017).

El pozo posee un daño constante cuando la caída de presión adicional ( ∆𝑝𝑠𝑘𝑖𝑛) es proporcional

a la tasa en la cara de la arena. El daño (s) es un factor adimensional representativo del cambio de

presión, e integra los mismos coeficientes que la Ley de Darcy, entonces la ecuación para un factor

de daño constante es: (Houzé et al., 2017).

∆pskin = p(rw, t) − pwf(t) = 141,2qsfμ

khs (39)

Donde p, es la presión en la formación a un tiempo dado, a una distancia 𝑟𝑤, lejos de la cara de

la arena, mientras 𝑝𝑤𝑓 a un tiempo dado, es la presión fluyente del pozo.

51

En las siguientes figuras se esquematiza el factor de daño que se da en los pozos.

Figura 31: Comportamiento del daño en el pozo.

Fuente: Dynamic Data Analysis. (Houzé et al., 2017).

Figura 32: efecto del daño de formación en grafica log-log.


2.6.2.1.3 Efecto de penetración parcial

Dependiendo del tipo de configuración de completación del pozo, es posible tener un flujo

esférico o hemisférico cerca del pozo. Si el pozo penetra en el reservorio por una corta distancia

debajo de la roca de la tapa, el flujo será hemisférico. Cuando el pozo reviste a través de una zona

de pago gruesa y solo una pequeña parte del casing está perforada, el flujo en las inmediaciones

del pozo será esférico. Lejos del pozo, el flujo es esencialmente radial. Sin embargo, durante una

52

corta duración de la prueba transitoria, el flujo permanecerá esférico durante la prueba.(Ahmed &

McKinney, 2005).

2.6.2.2 Región de tiempo medio (MTR)

MTR es una línea recta. Esta es la parte de la curva de acumulación que debemos identificar y

analizar. El análisis de esta porción solo proporcionará las propiedades confiables del yacimiento

del pozo analizado.(Chaudhry, 2004).

En esta región, la transiente de presión se ha alejado de la cara del pozo hacia la formación. La

identificación de las características básicas del reservorio es interpretada durante el periodo infinito

y mediante el uso de los datos del tiempo-medio. El flujo infinito ocurre después que los efectos

de límite interno desaparecen y antes de que los efectos de límite externo se generen.(Chaudhry,

2004).

2.6.2.2.1 Reservorios Homogéneos / Flujo Radial infinito (IARF)

El reservorio homogéneo es el modelo posible más simple asumiendo en todo lugar los mismos

parámetros de porosidad, permeabilidad y espesor. La permeabilidad se asume como isotrópica.

Esto es, la misma en todas las direcciones. (Houzé et al., 2017).

Una vez que se terminan los efectos de almacenamiento del pozo, la presión trasiente del pozo

refleja la transmisión de presión hacia afuera en el reservorio. A medida que avanza el tiempo, la

respuesta es característica de las condiciones cada vez más alejadas del pozo. En un tiempo tardío,

la respuesta de la presión se ve afectada por la influencia de los límites del reservorio, pero antes

de esos tiempos tardíos, la respuesta de la presión no "ve" los límites del reservorio, y el reservorio

actúa como si fuera infinito. Esta respuesta de tiempo intermedio, entre la respuesta dominada por

el pozo anterior y la respuesta dominada por el límite del tiempo tardío, se conoce como el período

de actuación infinito. (Horner, 1995).

53

IARF se caracteriza por la linealidad entre el cambio de presión y el logaritmo del tiempo,

dando lugar a una pendiente nula. (Figura 28). La pendiente de la respuesta permite el cálculo de

la permeabilidad-espesor, kh.(Houzé et al., 2017).

2.6.2.2.2 Reservorios con doble porosidad

Los reservorios naturalmente fracturados se caracterizan típicamente por un comportamiento

de doble porosidad; una porosidad primaria que representa la matriz ∅𝑚 y una porosidad

secundaria ∅𝑓 que representa el sistema de fisuras. Básicamente, las “fracturas” se crean

hidráulicamente para la estimulación del pozo, mientras que las “fisuras” se consideran fracturas

naturales. El modelo doble porosidad asume dos regiones porosas de porosidades y

permeabilidades claramente diferentes dentro de la formación.(Ahmed & McKinney, 2005).

Los modelos de doble porosidad (2∅) asumen que el reservorio no es homogéneo, sino que está

formado por bloques de matriz de roca con alta capacidad de almacenamiento y baja

permeabilidad. El pozo está conectado por fisuras naturales de baja almacenabilidad y alta

permeabilidad.(Houzé et al., 2017).

Los bloques de la matriz no pueden fluir directamente al pozo, por lo que, aunque la mayor

parte del hidrocarburo se almacena en los bloques de la matriz, tiene que ingresar al sistema de

fisuras para poder ser producido.(Houzé et al., 2017). En la figura 33 se esquematiza el

comportamiento de un reservorio con doble porosidad.

54

Figura 33: comportamiento de un reservorio con doble porosidad.


En teoría, hay dos estabilizaciones IARF en la derivada de presión; el primero está casi

invariablemente oculto por el almacenamiento del pozo. Si se ven, las dos líneas corresponderían

a kfh, flujo radial en el sistema de fisuras, ya que en el primer caso solo se produce el sistema de

fisuras. En el segundo caso, aunque el sistema total está produciendo, cualquier diferencia de

presión entre los bloques de matriz y el sistema de fisuras ahora es despreciable, y la única caída

de presión en el sistema está en las fisuras, ya que los fluidos fluyen hacia el pozo.(Houzé et al.,

2017). En la figura a continuación se muestra la respuesta de la derivada para el reservorio con

comportamiento de doble porosidad.

Figura 34: derivada para reservorio con doble porosidad.


55

2.6.2.2.3 Reservorios doble permeabilidad

En el supuesto del modelo analítico de doble permeabilidad (2K), el reservorio consta de dos

capas de diferentes permeabilidades, (figura 35) cada una de las cuales puede estar perforada

(contribuyendo) o no. El flujo cruzado entre las capas es proporcional a la diferencia de presión

entre ellas.(Houzé et al., 2017).

Figura 35: Reservorio con doble permeabilidad.


En el tiempo temprano, no hay diferencia de presión entre las capas y el sistema se comporta

como 2 capas homogéneas no cruzadas sin flujo cruzado. A medida que la capa más permeable

produce más rápidamente que la capa menos permeable, se desarrolla una diferencia de presión

entre las capas y comienza a ocurrir un flujo cruzado.(Houzé et al., 2017).

2.6.2.2.4 Reservorios multi-capas.

El modelo analítico de múltiples capas asume que las capas producen al pozo sin ningún flujo

cruzado de reservorio. Esta suposición es crucial y fundamental y nos lleva a matar

inmediatamente uno de los mitos más grandes en la prueba de pozos de yacimiento multicapa: si

las capas son homogéneas e infinitas, e incluso si las presiones iniciales de cada capa son

diferentes, no podremos diferenciarlas.(Houzé et al., 2017).

56

La respuesta de la pendiente de la unidad en el medio de esta acumulación refleja la capa

delimitada y la distancia (a los límites) se puede deducir. Este tipo de comportamiento también

puede ser descrito fácilmente por un modelo compuesto, ya que es un caso limitante del modelo

compuesto radial.(Houzé et al., 2017).

Figura 36: Representación de la derivada para un reservorio multi-capa.


2.6.2.2.5 Reservorios compuestos

Los supuestos de los modelos eran uniformes con saturaciones constantes, movilidad y

permeabilidad efectiva. En la mayoría de los casos, esta suposición es válida dentro de los límites

de tiempo de una prueba de pozo y el radio de investigación. Sin embargo, en algunos casos será

necesario considerar una variación en la movilidad en la dirección lateral. Los casos más comunes

en los que se puede observar un cambio en la movilidad en el área del reservorio son:(Houzé et

al., 2017).

• Inyección de un fluido diferente al líquido del reservorio

• Cambio en la saturación debido a un acuífero

• Cambio en la saturación debido a una tapa de gas

57

• Cambio en la saturación lateral debido a la producción por debajo de la burbuja o punto

de rocío

• Compartimentalización

• Cambios de facies

• Cambios reales en el reservorio características.

Las soluciones analíticas que modelan estos casos se denominan modelos compuestos. Su

geometría es bastante sencilla y se rigen por dos parámetros simples. Los modelos compuestos

analíticos más comunes son el compuesto radial y el compuesto lineal. (Figura 37) La geometría

compuesta radial se centra en el pozo, y (ri) es el radio del compartimiento interno Para un

reservorio lineal compuesto (de extensión infinita), el parámetro correspondiente será (Li), que es

la distancia desde el pozo hacia el cambio de movilidad. (Houzé et al., 2017).

Figura 37: Representación de reservorio radial compuesto y reservorio lineal compuesto.


2.6.2.3 Región de tiempo tardío (LTR)

En esta región, la presión transiente ha alcanzado los límites de drenaje del pozo.(Chaudhry,

2004).

La respuesta a la presión en el tiempo medio y / o tardío estará dominada por el Flujo Radial de

Acción Infinita, caracterizado por una estabilización del derivado de Bourdet. En muchas pruebas

58

de pozo, el análisis se detendrá en esta sección y será el comportamiento final detectado. La prueba

de restauración de presión debe ser de larga extensión para que los efectos de limites puedan ser

detectados.(Houzé et al., 2017).

2.6.2.3.1 Limite sin flujo

Ningún fluido pasará en ninguna dirección a través de un límite sin flujo ∑. La formulación

matemática de esta condición está dada por la ley de Darcy, aplicada a una tasa de cero en el límite,

en una dirección ortogonal. (Houzé et al., 2017).

Figura 38: Perfil cerca de un límite sin flujo.


2.6.2.3.2 Límite de presión constante

Un límite de presión constante es una superficie más allá de la cual hay suficiente soporte de

presión para mantener la presión en el límite constante, generalmente a la presión inicial del

reservorio. La siguiente figura muestra una sección transversal vertical del perfil de presión desde

el pozo hasta el límite. La pendiente en el límite corresponderá al flujo de fluido requerido para

mantener la presión constante.(Houzé et al., 2017).

59

Figura 39: Perfil cercano a un límite de presión constante.


2.6.2.3.3 Acuíferos

Los acuíferos son generalmente modelados analíticamente. Requieren una elección del modelo,

que definirá la fuerza del acuífero, y una tabla de permeabilidad relativa para modelar el barrido

del hidrocarburo por la fase de agua.(Houzé et al., 2017).

2.6.2.3.4 Límites Permeables

Un límite permeable es un límite interno del reservorio a través del cual se produce una caída

de presión. La caída de presión en un punto del límite será, típicamente, proporcional al flujo a

través de la falla permeable en ese punto. La siguiente figura muestra la sección transversal vertical

del perfil de presión desde el pozo hasta el límite.(Houzé et al., 2017).

Figura 40: Perfil cercano a un límite permeable.


60

2.6.2.3.5 Límites Conductivos

Resuelve el comportamiento de la presión en un pozo cerca de una falla o fractura de

conductividad finita que no se intersecta. La solución incluye una zona alterada alrededor de la

falla a través de la cual es posible agregar Skin. Las propiedades del yacimiento a cada lado de la

falla pueden ser diferentes.(Houzé et al., 2017).

Figura 41: falla conductiva


2.6.2.3.6 Falla simple sellante

El modelo más simple para un límite sin flujo es una falla sellante o de extensión infinita. El

efecto de una falla de sellado es equivalente a agregar un pozo simétrico con exactamente el mismo

historial de producción. Esto creará una caída de presión adicional que asegurará que no se

produzca un flujo ortogonal a la falla. (Houzé et al., 2017).

Figura 42: Comportamiento de la derivada para un límite simple sellante.


61

2.6.2.3.7 Influencia de la distancia límite

La siguiente figura muestra la sensibilidad de la respuesta a la distancia del límite. En cuanto a

cualquier problema de difusión radial, el grupo gobernante es t / r2. Al duplicar la distancia del

límite, se multiplicará por cuatro el tiempo en que se detectó este límite. Esta relación es válida

para todos los modelos de límites. Si el límite está muy cerca del pozo (por ejemplo, 100 pies en

el ejemplo a continuación), es posible que IARF no se desarrolle antes de que se detecte la falla.

Para límites muy cercanos, la respuesta de presión podría parecer una respuesta infinita homogénea

con un kh aparente igual a la mitad del kh verdadero.(Houzé et al., 2017).

Figura 43: Influencia de la distancia de límite.


2.6.2.3.8 Fallas intersecantes

El pozo A se encuentra localizado entre dos limites intersecantes lineales o de extensión infinita.

(Ɵ) es el ángulo entre las fallas, L1 y L2 son las distancias ortogonales entre el pozo y las dos

fallas. Un caso particular se presenta cuando el pozo está localizado en la bisectriz de las fallas en

donde L1=L2.(Houzé et al., 2017).

62

Figura 44: Representación de fallas intersecnte..

Fuente: Dynamic Data Analysis. (Houzé et al., 2017)

2.6.2.3.9 Fallas paralelas

Esta solución también se la denomina reservorio de canales, en este modelo el pozo se encuentra

ubicado en un canal limitado por dos fallas de sellado paralelas, donde L1 y L2 son las distancias

ortogonales entre el pozo y los dos límites, L = L1 + L2 es el ancho del canal.(Houzé et al., 2017).

Figura 45: Representación fallas paralelas.


2.6.2.3.10 Sistema cerrado

Un sistema cerrado será modelado cuando la prueba sea lo suficientemente larga, o el reservorio

sea pequeño, para detectar la extensión total del mismo. El modelo más común para un sistema

63

cerrado es un modelo circular en el cual asume que el pozo probado está en el centro de un

reservorio con forma circular (Figura 46). Este modelo es incorrecto para reflejar exactamente la

geometría del reservorio y la localización del pozo. (Houzé et al., 2017).

Figura 46: Representación del sistema cerrado circular.


El segundo modelo en un sistema cerrado es un reservorio rectangular. Usando el principio de

pozos imagen, esta solución nos permite definir una relación de aspecto entre el reservorio y la

posición del pozo en cualquier punto del rectángulo.(Houzé et al., 2017).

Figura 47: Representación del sistema cerrado rectangular.


64

En ambos modelos la información de presión se difundirá y alcanzará los límites

secuencialmente. Cuando se alcance el último límite, el perfil de presión se estabilizará y luego

caerá de manera uniforme. Esta fase particular del flujo se llama estado pseudoestable (PSS) y se

caracteriza por la linealidad entre la caída de presión y el tiempo (figura 48).(Houzé et al., 2017).

Figura 48: Representación gráfica logarítmica para sistemas cerrados.


2.7 Control de calidad de los datos

Es esencial verificar la confiabilidad de los datos antes de analizarlos para evaluar la presión.

La prueba preliminar consiste en una reducción de duración muy breve de varios segundos y una

breve acumulación de varios minutos. El resultado principal es el valor de la presión de formación

antes de cualquier producción, pero también le brindan al usuario los medios para verificar la

calidad de los datos. La secuencia de reducción / acumulación se puede repetir dos o tres veces

para mejorar la confiabilidad. Se puede generar una tabla de control de calidad con la calificación

y los comentarios realizados desde las pruebas preliminares de cada estación.(Houzé et al., 2017).

Se debe tener en cuenta los siguientes aspectos para validar los datos que reportan de una

evaluación de prueba de presión.

• Identificación de problemas operacionales.

65

• Validación de los sensores: identificación de fallas, falla de reloj, resolución, etc.

• En su caso, identificación y corrección de los efectos de las mareas.

• Discriminación de los efectos del pozo por los efectos del yacimiento.

El control de calidad se ha convertido, en una preocupación creciente. Anteriormente, un

ingeniero de interpretación a menudo consideraba los datos de Buildup y los comparaba, por

ejemplo, con un modelo compuesto radial; mientras que ignora demasiado fácilmente la

posibilidad de que el comportamiento de prueba pueda estar relacionado con la redistribución de

la fase del pozo. Una herramienta eficiente para diagnosticar los efectos del pozo es el cálculo

dinámico de la diferencia entre los sensores que miden los mismos datos. El valor de la diferencia

en sí es de poco interés, siempre y cuando se mantenga dentro de la precisión de los sensores. Sin

embargo, las variaciones de la diferencia pueden ser una fuente valiosa de información.(Houzé et

al., 2017).

2.8 Saphir NL

Saphir NL es el software estándar de la industria de PTA, utilizado por casi todas las principales

compañías de servicios de IOC, NOC, independientes y de servicios. Su sencilla interfaz de usuario

y flujo de trabajo permite una rápida capacitación y autoaprendizaje para usuarios ocasionales.

Para el usuario avanzado, ofrece una combinación única de herramientas de análisis, modelos

analíticos y modelos numéricos que pueden conectarse a otras aplicaciones de datos dinámicos

como Topaze NL para el Análisis de Transitorios de Tasa y Rubis para la comparación del historial

de campo completo.(Kappa, 2019).

En la figura a continuación se muestra el flujo de trabajo que emplea Saphir NL de manera

general.

66

Figura 49: Diagrama de flujo de trabajo de Saphir NL.

Fuente: Saphir NL - Pressure Transient Analysisic.(Kappa, 2019).

67

CAPITULO III

DISEÑO METODOLÓGICO

3.1 Tipo de estudio

El presente estudio técnico es de tipo analítico-descriptivo debido a que, a partir de los

diferentes datos entregados se procederá a realizar su respectivo análisis ya sea, de núcleos, de

pruebas de restauración de presión, los cuales se procederá a su interpretación y posteriormente a

la descripción de los resultados.

3.2 Universo y muestra

3.2.1 Universo

El universo del presente estudio es el campo X1 de la cuenca oriente ecuatoriana, en el cual

existen 59 pozos perforados.

3.2.2 Muestra

De los 59 pozos perforados se cuenta con datos de 22 pozos para la interpretación de las pruebas

de presión que interactuaron con diferentes fluidos y con datos de 7 pozos con información de

análisis de núcleos, por lo tanto la muestra estará conformada por pozos que tengan información

relevante de análisis convencional de núcleos y que posean información de pruebas de presión

representativas para su interpretación en el mismo pozo, en el caso que no se cuente con pruebas

de presión en el mismo pozo, se realizará una correlación con pozos cercanos.

El estudio se desarrollará en las Unidades de Hollín Superior e Inferior.

3.3 Métodos y técnicas de recopilación de datos

La información necesaria de los pozos para la ejecución del presente estudio se obtuvo

directamente de la empresa BestEnergy Services S.A. quienes entregaron la información en

68

archivos digitales, los cuales comprenden: pruebas de restauración de presión, petrofísica, análisis

convencional de núcleos, eventos operativos.

3.4 Procesamiento y análisis de información

Para el procesamiento y recolección de los datos se utilizó diferentes softwares cuyas licencias

fueron proporcionadas por la Universidad Central del Ecuador, también se utilizó Softwares de

licencia libre como LogView++.

Los archivos entregados por parte de la empresa BestEnergy Services S.A. correspondientes a

pruebas de presión de los pozos del campo X1 poseen diferentes extensiones como:.docx,. jpg,.

pdf,. txt,. csc, .xls; los archivos que se podían modificar fueron modificados a dos formatos (.xls y

.txt) con la finalidad de verificar los datos que serán empleados. Los archivos que tenían extensión

.jpg e informes del procedimiento de la toma de B Up’s fueron descartados por no poseer los datos

necesarios para ingresar en el Sotfware Saphir.

Para la creación de tablas, análisis de datos y la creación de gráficos se utilizó Microsoft Excel.

Para la revisión de los registros petrofísicos y el análisis básico de petrofísicas de los núcleos

se utilizó el software LogView++ de licencia libre.

Para la modificación del mapa de ubicación de los pozos del campo X1 se utilizó el software

Illustrator CC.

69

3.5 Flujo de trabajo

Figura 50: Diagrama de flujo de trabajo.

Elaborado por: Dario Javier Carlosama Vásquez.

An

ális

is d

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ació

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cleo

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Primera etapa

Revisión bibliográfica

Compilación de datos

Segunda etapa

Validación de datos

Datos de nucleos Construción de grafica de kr

Selección de pozos candidatos Correlaciones

Tercara etapa

Interpretacion de B Up's

Compilación de resultados

Cuarta etapa Análisis y Resultados

70

3.5.1 Primera etapa

Se realizó la recopilación de información necesaria para la teoría, tanto para la parte de análisis

de núcleos como para la parte de pruebas de presión, con la finalidad de la reinterpretación de

pruebas de presión.

Posteriormente se realizó la compilación de los datos necesarios para seleccionar los pozos

candidatos a ser analizados, esta información estuvo en formato .docx,. jpg,. pdf,. txt,. csc, .xls en

los cuales existía data de pruebas de presión, análisis especiales de núcleo, análisis rutinario de

núcleo, caudales de producción, registros corridos a hueco abierto.

3.5.2 Segunda etapa

3.5.2.1 Validación de datos

Una vez que se tuvo toda la data disponible, con la información de núcleos, se procedió a

verificar en cuales pozos se había tomado el núcleo y en que reservorio, adicionalmente se

identificó que tipo de análisis se había realizado al núcleo.

Con la información de pruebas de presión se procedió a validar los datos para su utilización

tomando en cuenta los siguientes criterios:

1) que la información entregada por parte de la empresa sea modificable para su posterior

utilización (la información no esté en formato .jpg)

2) información completa de la fecha y el tiempo en el que se realizó la prueba (datos de año, mes,

día, horas, minutos, segundos).

3) que los sensores hayan estado funcionando correctamente y que exista estabilización de la

presión al momento en que se realizó la prueba, esto se lo comprobó mediante la realización

de graficas en Excel.

4) información disponible de producción antes de realizar la prueba.

71

5) que no sea pozo horizontal.

Todo esto se lo realizó por medio de la construcción de graficas de presión y caudal vs tiempo

mediante la utilización de Excel, esto se ejecutó para todos los pozos, dando como resultado, que

algunos pozos fueron descartados por no cumplían los criterios 3 y 5. A continuación, se presenta

una figura de un pozo que no cumplió el criterio para validación.

Figura 51: Pozos descartado para su utilización por presentar errores en la toma de tiempo.


A continuación, se presenta una tabla de resumen de los pozos analizados.

Tabla 2: resumen de la validación de pozos que poseen datos de

pruebas de presión – campo X1

Pozo Cumple criterios de

validación

Criterio que no cumple

X1A-003 Si -

X1A-005 No 5

X1A-006H No 3

X1A-007 Si -

72

X1A-008HR1 No 5

X1A-009 Si -

X1B-010 Si -

X1B-011HR1 No 3

X1B-012 Si -

X1B-013H No 3

X1D-014 Si -

X1E-015H No 3

X1E-016H No 5

X1E-017 Si -

X1E-018 Si -

X1E-019 Si -

X1F-020 Si -

X1F-021 Si -

X1F-022H No 5

X1F-023H No 3

X1G-024 Si -

X1F-026H No 3

Autor: Dario Javier Carlosama Vásquez.

Una vez realizado la validación de los datos de los 22 pozos que se contaban se encontró que

10 pozos quedan descartados por no cumplir con todos los criterios, quedando un total de 12 pozos

que cumplen con todos los criterios y se los puede utilizar en el análisis.

3.5.2.2 Datos de núcleos

A los datos de núcleos se procedió a pasarlos a formato .xls para su utilización, se identificó los

tipos de análisis que se había realizado a los núcleos, siendo de dos tipos, el análisis rutinario de

núcleos y el análisis especial de núcleos.

73

Posteriormente se creó una tabla en Excel teniendo en cuenta dos criterios, el tipo de análisis

de núcleo y si tiene información completa para su utilización.

El término “Información Incompleta” en la tabla se refiere a que no se posee toda la

información, es decir que falta información del reservorio en el cual fue tomado el núcleo o no

tiene toda la información de las curvas de permeabilidades. A continuación, se muestra la tabla 3.

Tabla 3: Información general de análisis de núcleos - campo X1

Pozo Reservorio Tipo de análisis del núcleo

X1-001 - Información Incompleta

X1-002 - Información Incompleta

X1A-003 Hollín RCAL

X1A-004 Hollín RCAL y SCAL

X1B-010 Hollín RCAL y SCAL

X1F-020 - Información Incompleta

X1G-024 - Información Incompleta


Para la selección de los pozos se tomó en cuenta que se disponga de información completa de

análisis de rutina de núcleos y análisis especial de núcleos, que sean en el reservorio de Hollín.

Los pozos X1-001, X1-002, X1F-020, X1G-024 poseen información incompleta por lo que se los

descarto quedando solo 3 pozos para ser utilizados en el presente estudio técnico, los cuales son:

X1A-003, X1A-004, X1B-010.

3.5.2.2.1 Construcción de graficas de kr

Con los análisis especiales de núcleos, se recopilo la información de permeabilidades relativas

de las muestras que existían (existen 7 muestras que tienen SCAL: 4 muestras del pozo X1A-004

y 3 muestras del pozo X1B-010). A esta información de kr se desestandarizó debido a que estaban

74

estandarizadas a las permeabilidades efectivas del petróleo, posteriormente a estos datos se los

llevó a una misma saturación de agua para realizar las gráficas de permeabilidades relativas.

A continuación, se muestra los datos de la muestra 2 del pozo X1A-004. Los demás datos de

las muestras se presentan en los anexos.

Figura 52: Datos de permeabilidad relativa - pozo X1A-004, muestra 1.

Elaborado por: Darío Javier Carlosama Vásquez.

Una vez que se finalizó de dese estandarizar los datos de permeabilidad relativa, se procedió a

graficar en una sola figura las permeabilidades relativas y por último sacar una curva promedio

de permeabilidad relativa.

Saturación

de Agua

Fracción

Permeabilidad

Relativa Agua

estandarizada

Fracción

Permeabilidad

Relativa

petróleo

estandarizada

Fracción

Permeabilidad

Relativa Agua

dese

estandarizada

Fracción

Permeabilidad

Relativa Petróleo

dese

estandarizada

Fracción

Saturacion de

Agua

Estandarizado

Fracción

Permeabilidad

Relativa Agua

Estandarizado

Fracción

Permeabilidad

Relativa Petróleo

Estandarizado

Fracción

0.132 0.000 1.000 0.0000 0.7181 0.10 0.0000 0.8161

0.239 0.002 0.544 0.0006 0.3904 0.15 0.0001 0.6630

0.288 0.013 0.407 0.0093 0.2923 0.20 0.0004 0.5099

0.315 0.025 0.340 0.0180 0.2441 0.25 0.0026 0.3684

0.346 0.045 0.274 0.0323 0.1968 0.30 0.0132 0.2709

0.374 0.067 0.218 0.0481 0.1565 0.35 0.0346 0.1909

0.413 0.107 0.143 0.0768 0.1027 0.40 0.0673 0.1205

0.439 0.136 0.098 0.0977 0.0704 0.45 0.1062 0.0599

0.463 0.162 0.066 0.1163 0.0475 0.50 0.1440 0.0212

0.481 0.182 0.047 0.1307 0.0338 0.55 0.1770 0.0000

0.495 0.195 0.034 0.1400 0.0244

0.504 0.205 0.026 0.1472 0.0187

0.512 0.211 0.019 0.1515 0.0136

0.519 0.218 0.014 0.1565 0.0101

0.540 0.237 0.000 0.1702 0.0000

75

Figura 53: Permeabilidades relativas.


3.5.2.3 Selección de pozos candidatos

Al poseer información de solo dos pozos que tenían análisis de núcleos y pruebas de

restauración de presión se procedió a realizar correlaciones para ampliar la muestra, esto se lo

detalla en el capítulo IV

3.5.2.3.1 Correlaciones

Para las correlaciones se utilizó el software LogView++ para crear los registros

convencionales, en donde se puede identificar la curva de Gamma Ray, Resistividades y

porosidades, todos estos registros fueron correlacionados en TVDSS con la finalidad de tener un

mejor resultado al momento de comparar la litología, porosidad, curva de gamma ray.

3.5.3 Tercera etapa

Una vez que se determinó los pozos candidatos a ser estudiados, se procedió a la

interpretaciones de Build Up´s en el software Saphir NL, posteriormente se fue recopilando los

resultados en una tabla construida en Excel, y se realizó el análisis conclusivo.

76

CAPITULO IV

RESULTADOS

4.1 Selección de pozos para la interpretación de Build Ups

Para realizar la interpretación de pruebas de restauración de presión se seleccionaron los pozos

X1A-003 y X1B-010 los cuales también poseen información de propiedades básicas de la roca,

estos pozos sumado al X1A-004 (posee solo información de propiedades básicas de la roca)

sirvieron como guía para realizar las respectivas correlaciones en los demás pozos que cumplieron

los criterios en el punto 3.5.2.2. En el análisis se tomó en cuenta que su litología, porosidad,

Gamma Ray tengan similitud con uno de los 3 pozos guías.

A continuación, se presenta las correlaciones de los diferentes pozos.

4.1.1 Registro Eléctrico pozo X1A-003

En la siguiente gráfica, se presenta el registro eléctrico convencional con los intervalos

cañoneados y el intervalo donde se tomó el núcleo para su respectivo análisis.

En la figura 54 se presenta la leyenda para los registros de pozos, en la cual indica lo que

representa cada color.

Figura 54: Leyenda.


77

Figura 55: Registro Eléctrico pozo X1A-003.


El pozo X1A-003 es un pozo vertical en el cual la formación Hollín se presenta a una

profundidad de 7565’ MD/6252’ TVDSS, el núcleo (se representa de color gris-tercer track) fue

tomado en el intervalo 7550.3’-7685.2’ MD/6237.7’- 6372.6’ TVDSS, los intervalos perforados

(tercer track-rojo) cuando se realizó la prueba de Build Up fueron 7588’-7600’ 7610’-7650’ MD/

6275’-6287’ 6297’-6337’ TDVSS, posee buenas características de porosidad, la curva de Gamma

78

Ray en los intervalos perforados es baja, la mayor parte de la litología (tercer track) es arenisca

con una intercalación de lutita entre los perforados como se aprecia en la imagen.

4.1.2 Registro Eléctrico pozo X1A-004

En la siguiente gráfica, se presenta el registro de pozo con los intervalos cañoneados y donde

se tomó el núcleo para su respectivo análisis.

79

Figura 56: Registro Eléctrico pozo X1A-004.



profundidad de 7122’ MD/5892’ TVDSS, el núcleo (se representa de color gris-tercer track) fue

80

tomado en el intervalo 7385’-7620’ MD/6155’-6390’ TVDSS, posee buenas características de

porosidad, la curva de Gamma Ray presenta variación a lo largo de la formación que se presenta

en la imagen, la mayor parte de la litología (tercer track) es arenisca, a este pozo no se le realizo

pruebas de Build Up. A este pozo se realizó con los pozos X1A-007, X1A-009, X1B-012 y X1F-

020. A continuación, se presenta las respectivas correlaciones.

4.1.2.1 Correlación del pozo X1A-004 con el pozo X1A-007

En el pozo X1A-004 se realizó la toma del núcleo y cuenta con datos de propiedades básicas

de la roca, mientras que el pozo X1A-007 cuenta con datos de prueba de presión, al estar cercanos

se procede a realizar el respectivo análisis para su correlación.

En la figura 57, se presenta el registro de pozo con los intervalos de donde ha sido tomado el

núcleo para su respectivo análisis y el intervalo cañoneado tanto para el pozo X1A-004 y el pozo

X1A-007.

81

Figura 57: Registro Eléctrico pozo X1A-004 con pozo X1A-007.



profundidad de 7122’ MD/5892’, el núcleo (se representa de color gris-tercer track) fue tomado

en el intervalo 7385’-7620’ MD/6155’-6390’ TVDSS, los intervalos perforados del pozo X1A-

004 (tercer track) a la fecha que se realizó la prueba de Build Up en el pozo X1A-007 fueron

7392’-7420’ 7428’-7443’ 7450’-7468’ MD/6162’-6190’ 6198’-6213’ 6220’-6238’TVDSS. El

pozo X1A-007 es un pozo direccional en el cual la formación Hollín se presenta a una profundidad

X1A-004 X1A-007

82

de 7190’ MD/5888’ TVDSS, los intervalos perforados (tercer track) fueron 7472’-7482’ 7488’-

7540’MD/6169’-6179’ 6185’-6237’ TVDSS. Los dos pozos poseen buenas características de

porosidad, la curva de Gamma Ray en los intervalos perforados es baja y tienen similitud, la mayor

parte de la litología (tercer track) es arenisca con una intercalación de lutita entre los perforados

como se aprecia en la imagen.

4.1.2.2 Correlación del pozo X1A-004 con el pozo X1A-009


de la roca, mientras que el pozo X1A-009 cuenta con datos de prueba de presión, al estar cercanos




X1A-009.

83

Figura 58: Registro Eléctrico pozo X1A-004 con pozo X1A-009.


Al pozo X1A-004 se lo detallo anteriormente en la correlación con el pozo X1A-007, por lo

tanto solo de va a detallar el pozo X1A-009, el cual es un pozo direccional, la formación Hollín se

presenta a una profundidad de 8169’ MD/6147’ TVDSS ± 256’ en TVDSS más abajo que el pozo

X1A-004, los intervalos perforados (tercer track) fueron 8189’-8211’ 8217’-8235’ 8250’-

8276’MD/ 6168’-6190’ 6196-6214’ 6229’-6255’TVDSS. El pozo X1A-004 posee mejores

características de porosidad, la curva de Gamma Ray en los intervalos perforados es baja y se

X1A-004 X1A-009

84

mantiene constante en la zona de interés, mientras que en el pozo X1A-009 presenta una curva de

Gamma Ray que varía presentando una arenisca sucia, la mayor parte de la litología (tercer track)

es arenisca con una intercalación de lutita entre los perforados y con un sello de lutitas a unos pies

más abajo de los perforados como se aprecia en la imagen, esta litología se presenta en los dos

pozos.

4.1.2.3 Correlación del pozo X1A-004 con el pozo X1F-020


de la roca, mientras que el pozo X1F-020 cuenta con datos de prueba de presión, al estar cercanos




X1F-020.

85

Figura 59: Registro Eléctrico pozo X1A-004 con pozo X1F-020.



tanto solo de va a detallar el pozo X1F-020, el cual es un pozo direccional, la formación Hollín se


X1A-004, los intervalos perforados (tercer track) fueron 7500’-7520’ 7532’-7567’MD/6216’-

6236’ 6248’-6283’ TVDSS. El pozo X1A-004 posee mejores características de porosidad, la curva

de Gamma Ray en los intervalos perforados es baja y se mantiene constante en la zona de interés,

X1A-004 X1F-020

86

mientras que en el pozo X1F-020 presenta una curva de Gamma Ray que varía presentando una

arenisca sucia, la mayor parte de la litología (tercer track) es arenisca con una intercalación de

lutita entre los perforados y con un sello de lutitas a unos pies más abajo de los perforados como

se aprecia en la imagen, esta litología se presenta en los dos pozos.

4.1.2.4 Correlación del pozo X1A-004 con el pozo X1B-012


de la roca, a su vez el pozo X1B-012 cuenta con datos de prueba de presión, no están muy cercanos,

pero al momento de realizar su respectiva correlación se tomó en cuenta para su utilización.



X1B-012.

87

Figura 60: Registro Eléctrico pozo X1A-004 con pozo X1B-012.



tanto solo de va a detallar el pozo X1B-012 el cual es un pozo direccional, la formación Hollín se


X1A-004, los intervalos perforados (tercer track) fueron 7926’-7934’ 7937’-7972’ 7983’-

X1A-004 X1B-012

88

8015’MD/ 6206’-6214’ 6217’-6252’ 6263’-6295’TVDSS. El pozo X1A-004 posee mejores

características de porosidad, la curva de Gamma Ray en los intervalos perforados es baja y tiene

una tendencia a mantenerse constante, mientras que en el pozo X1B-012 presenta una curva de

Gamma Ray similar a la del pozo que se está tomando como referencia, aunque se aprecia que

tiene arenisca más sucia. En los dos pozos se presenta arenisca con una intercalación de lutita entre

los perforados y con un sello de lutitas pies más abajo de los perforados como se aprecia en la

imagen.

4.1.3 Registro Eléctrico pozo X1B-010

A continuación, se presenta el registro eléctrico convencional con los intervalos cañoneados y

donde ha sido tomado el núcleo para su respectivo análisis.

89

Figura 61: Registro Eléctrico pozo X1B-010.


El pozo X1B-010 es un pozo vertical en el cual la formación Hollín se presenta a una

profundidad de 7314’ MD/5951’TVDSS, el núcleo (se representa de color gris-tercer track) fue

tomado en el intervalo 7602.55’-7781.8’ MD/6240’-6419’TVDSS, los intervalos perforados

90

(tercer track) cuando se realizó la prueba de Build Up fueron 7588’-7660’MD/6225’-

6297’TVDSS, posee buenas características de porosidad, la curva de Gamma Ray presenta

variación a lo largo de la formación que se presenta en la imagen, la mayor parte de la litología

(tercer track) es arenisca.

4.1.3.1 Correlación del pozo X1B-010 con el pozo X1D-014

En el pozo X1B-010 se realizó la toma del núcleo y cuenta con datos de propiedades básicas de

la roca, además posee una prueba de presión realizada, a su vez el pozo X1D-014 cuenta con datos

de prueba de presión, al estar cercanos se procede a realizar el respectivo análisis para su

correlación.


núcleo para su respectivo análisis y el intervalo cañoneado tanto para el pozo X1B-010 y el pozo

X1D-014.

91

Figura 62: Registro Eléctrico pozo X1B-010 con pozo X1D-014.


Al pozo X1B-010 se lo detallo anteriormente en el punto 4.3.3, por lo tanto solo de va a detallar

el pozo X1B-012 el cual es un pozo direccional, la formación Hollín se presenta a una profundidad

de 7690’ MD/5825’ TVDSS ± 126’ en TVDSS más arriba que el pozo X1B-010, los intervalos

perforados (tercer track) fueron 7756’-7771’ 7778’-7809’MD/ 6214’-6229’ 6236’-6267’ TVDSS,

comparando los perforados de los dos pozos, el X1D-014 se presenta a profundidades menores. El

X1B-010 X1D-014

92

pozo X1B-010 posee una porosidad constante, la curva de Gamma Ray en los intervalos perforados

no tiene una tendencia a mantenerse constante lo que significa que es una arenisca sucia, el pozo

X1D-014 presenta una curva de Gamma Ray un poco menos variada a comparación del pozo antes

mencionado, la mayor parte de la litología (tercer track) es arenisca sucia, el motivo por los que se

tomó como válidos para hacer una correlación en los dos pozos es debido a que bajo los perforados

se presentan una litología de lutita y por encima de los mismo también se presenta lutitas (solo en

el X1D-014, en el X1B-10 no se puede realizar la interpretación del registro por problemas en la

toma de información).

También se realizó los debidos análisis con los demás pozos que disponían la información

necesaria para realizar la interpretación de Build Up, pero por presentar variaciones en la litología

con los pozos guías fueron descartados, en los anexos 1 y 2 se presentan los registros de dos pozos

que se realizaron la correlación respectiva.

4.2 Pozos seleccionados para la interpretación de Build Ups

Una vez que se realizó los respectivos análisis de correlación, se tuvo como resultado que se

seleccionaron 5 pozos para realizar su respectiva interpretación de Build Up, además de los 2 pozos

que se tiene información tanto de propiedades básicas de la roca como Build Up, dando un total

de 7 pozos los cuales se realizó su interpretación. En la siguiente figura se muestra los pozos

seleccionados y con cuales se realizó la respectiva correlación.

93

Figura 63: Pozos con su respectiva correlación.


4.3 Ubicación de los pozos

A continuación, se presenta la ubicación de los pozos en el mapa estructural. El pozo que posee

análisis de rutina de núcleo en color negro, los pozos que cumplen los criterios de validación de

pruebas de restauración de presión en color rojo, los pozos seleccionados que se realizó su

respectiva interpretación de color verde y los pozos que poseen información tanto de núcleos como

de Build Up en color azul que también se realizó su respectiva interpretación.

30-60 61-90 16-17.4 17.5-18.6Lutita-Arenisca-

Lutita-Arenisca

Lutita-Arenisca-

Lutita

X1A-003 - - - - - - -

X1A-007 x x x

X1A-009 x x x

X1F-020 x x x

X1B-012 x x x

X1B-010 X1D-014 x x x

X1A-004

Porosidad (%) Secuencia Litológica Gamma Ray

promedioPozo guía

Pozos

correlación

94

Figura 64: Mapa de ubicación de los pozos - Campo X1.


Pozos con Núcleo y Build Up

Pozo con Núcleo

Pozos seleccionados para la interpretación

Pozos con DATA de Build Up

95

4.4 Pozo X1A-003

El análisis consta de los resultados de la interpretación del Build Up específicamente el valor

de la permeabilidad y los valores reportados de permeabilidad absoluta en el análisis de núcleo

convención.

4.4.1 Build Up pozo X1A-003

Datos generales para la interpretación:

Tabla 4: Datos generales para la interpretación. Pozo X1A-003

Fecha (dd/mm/aaaa) 14/02/2007 h neto (ft) 58

Hora 23:51:15 h zona de pago (ft) 52

Prof. mitad de perf. (ft) TVD 7619 Ø (%) 16.5

Prof. sensor (ft) TVD 7503 rw (pulg) 3.5

Qo (BPPD) 211 T (°F) 182.7

Qw (BAPD) 1188 Bo (B/STB) 1.05

BSW (%) 85 µo (cP) 45

API 15.7 Ct (PSI-1) 6.32*10-6

SW (%) 20 Salinidad (ppm) 450


96

Figura 65: Gráfico log-log. Pozo X1A-003.


Figura 66: Gráfico semi-log. Pozo X1A-003.


97

Figura 67: Gráfico ajuste histórico de producción y presión. Pozo X1A-003.


Resultados de la evaluación:

Tabla 5: Modelo seleccionado. Pozo X1A-003

Almacenamiento Changing Hegeman

Pozo Vertical

Reservorio Homogéneo

Limite Falla


Tabla 6: Resultados método de la derivada. Pozo X1A-

003

Pi (PSI) al sensor 3038

Pi (PSI) mitad perf. 3088

k_eq (md) 715

Daño -3.9


Los resultados de la interpretación muestran un valor negativo de daño, dando a entender que

el pozo esta estimulado, cabe indicar que en la DATA se aprecia mucho ruido al momento de la

98

toma de los datos de presión y tiempo, por lo que previo a la interpretación se realizó una limpieza

de ruido utilizando la opción de smoothing con un valor de 0.5. Se interpretó la existencia de una

falla.

4.4.2 Permeabilidad absoluta pozo X1A-003

Los resultados entregados del análisis rutinario de núcleos del pozo X1A-003 indica que la

permeabilidad absoluta es de 964 md en el reservorio Hollín.

4.5 Pozo X1B-010 y Pozo X1D-014

El pozo X1B-010 es uno de los pozos que se tomó como guía para realizar la correlación debido

a poseer información tanto de propiedades básicas de la roca como prueba de restauración de

presión, mientras que el pozo X1D-014 es con el que se realizó la correlación, por lo tanto, se

presenta a continuación los respectivos parámetros de la interpretación de presión de los dos pozos.

4.5.1 Build Up pozo X1B-010


Tabla 7: Datos generales para la interpretación. Pozo X1B-010





Qo (BPPD) 401 T (°F) 182.3


BSW (%) 50 µo (cP) 360

API 19.3 Ct (PSI-1) 5.85*10-6



99

4.5.2 Build Up pozo X1D-014


Tabla 8: Datos generales para la interpretación. Pozo X1D-014





Qo (BPPD) 487 T (°F) 182


BSW (%) 22 µo (cP) 80

API 17.3 Ct (PSI-1) 6.11*10-6



100

4.5.3 Comparación de gráficas pozo X1B-010 y pozo X1D-014

Gráficas log-log

Figura 68: Gráfico log-log. Pozo X1B-010.


Figura 69: Gráfico log-log. Pozo X1D-014.


101

Gráficas semi-log

Figura 70: Gráfico semi-log. Pozo X1B-010.


Figura 71: Gráfico semi-log. Pozo X1D-014.


102

Gráficas ajuste histórico de producción

Figura 72: Gráfico ajuste histórico de producción y presión. Pozo X1B-010.


Figura 73: Gráfico ajuste histórico de producción y presión. Pozo X1D-014.


103

4.5.4 Resultados de la evaluación

Resultados de la evaluación pozo X1B-010:

Tabla 9: Modelo seleccionado. Pozo X1B-010

Almacenamiento Changin hegeman

Pozo Entrada vertical limitada


Limite Falla


Tabla 10: Resultados método de la derivada. Pozo X1B-010



k_eq (md) 779

Daño 0.71


Los resultados de la interpretación muestran un valor ligeramente positivo de daño, esto puede

ser que el pozo presenta un ligero taponamiento en los perforados, se interpreta la existencia de

una falla.

Resultados de la evaluación pozo X1D-014:

Tabla 11: Modelo seleccionado. Pozo X1D-014

Almacenamiento Changin hegeman



Limite Falla


104

Tabla 12: Resultados método de la derivada. Pozo X1D-014



k_eq (md) 562

Daño 0.40


Los resultados de la interpretación muestran un valor ligeramente positivo de daño, esto puede

ser que el pozo presenta un ligero taponamiento en los perforados, se interpreta la existencia de

una falla.

Para la interpretación de los pozos que se realizó la correlación, se seleccionaron los mismos

modelos de yacimiento.

4.5.5 Permeabilidad absoluta pozo X1B-010

Los resultados del análisis rutinario de núcleos del pozo X1B-010 indica que la permeabilidad

absoluta es de 1133 md en el reservorio Hollín.

4.6 Pozo X1A-004

El pozo X1A-004 posee solo datos de propiedades básicas de la roca y es pozo guía con el cual

se realizó correlaciones con otros pozos, el pozo más cercano que se realizó correlación es el pozo

X1A-007 que a continuación se presenta la interpretación de pruebas de presión.

105






Prof. mitad de perf. (ft) TVD 7451.7 Ø (%) 16.3

Prof. sensor (ft) TVD 5780.6 rw (pulg) 2.5

Qo (BPPD) 1004 T (°F) 181.7


BSW (%) 30 µo (cP) 44

API 18 Ct (PSI-1) 6.37*10-6



Resultados de la evaluación:

Tabla 14: Modelo seleccionado. Pozo X1A-007

Almacenamiento Changing Hegeman



Limite Falla


Tabla 15: Resultados método de la derivada. Pozo X1A-007



k_eq (md) 804

Daño -2.80


106

Los resultados de la interpretación muestran un valor negativo de daño, dando a entender que

el pozo esta estimulado, cabe indicar que en la DATA se aprecia mucho ruido al momento de la

toma de los datos de presión y tiempo, por lo que previo a la interpretación se realizó una limpieza

de ruido utilizando la opción de smoothing con un valor de 0.7. Se interpreta la existencia de una

falla. Las gráficas se presentan en el punto 4.8.6.








Qo (BPPD) 243 T (°F) 181.7


BSW (%) 72 µo (cP) 50

API 17.1 Ct (PSI-1) 6.24*10-6



Las gráficas de los resultados de la interpretación se presentan en el punto 4.8.6. Los valores de

los resultados se encuentran en la tabla general de resultados.

107

4.6.3 Build Up pozo X1B-012


Tabla 17: Datos generales para la interpretación. Pozo X1B-012





Qo (BPPD) 393 T (°F) 179.3


BSW (%) 44 µo (cP) 80

API 17.1 Ct (PSI-1) 6.11*10-6





108

4.6.4 Build Up pozo X1F-020


Tabla 18: Datos generales para la interpretación. Pozo X1F-020





Qo (BPPD) 544 T (°F) 181.8


BSW (%) 17 µo (cP) 56

API 17 Ct (PSI-1) 6.24*10-6





4.6.5 Permeabilidad absoluta pozo X1A-004

Los resultados entregados del análisis de propiedades básicas de la roca del pozo X1A-004

indica que la permeabilidad absoluta es de 1482 md en el reservorio Hollín.

109

4.6.6 Comparación de gráficas

Gráficas Log-Log



110

Figura 76: Gráfico log-log. Pozo X1B-012.

Figura 77: Gráfico log-log. Pozo X1F-020.

111

Gráficas semi-log



112

Figura 80: Gráfico semi-log. Pozo X1B-012.

Figura 81: Gráfico semi-log. Pozo X1F-020.

113

Graficas ajuste histórico de producción y presión



114

Figura 84: Gráfico ajuste histórico de producción y presión. Pozo X1B-012.

Figura 85: Gráfico ajuste histórico de producción y presión. Pozo X1F-020.

115

4.7 Relación entre permeabilidades

En la siguiente tabla se presenta los resultados de la interpretación de pruebas de restauración

de presión y los resultados de permeabilidades absolutas obtenidas del RCAL, además se incluye

el parámetro calculado de Ke/Kabs y otros que se necesitan para el análisis.

Figura 86: Resultados de la interpretación de pruebas de restauración de presión.


Para seguir con el análisis, a la figura 53 de permeabilidades relativas obtenidas en el análisis

especial de núcleos se sobrepuso los puntos de Ke/Kabs con su respectiva saturación de agua

obtenidas de las pruebas de restauración de presión y el análisis rutinario de nucleos, a

continuación, se presenta los resultados obtenidos.

Resultados

núcleos

Sw

(%)

X1A-003 964 715 -3.9 3088 0.74 20

1482 - - - -

X1A-007 - 804 -2.8 3313 0.54 19

X1A-009 - 473 0.33 3300 0.32 28

X1B-012 - 207 2.97 3296 0.14 19

X1F-020 - 356 2.19 2842 0.24 15

1113 779 0.71 3195 0.70 14

X1D-014 - 562 0.4 3296 0.50 15

X1A-004

X1B-010

Presión

mitad de

perforados

(PSI)

Pozo guía

Pozos

correlación

cercanos

Permeabilidad

absoluta (mD)

rcal

Permeabilidad

efectiva (mD)

Daño de

formaciónKe/Kabs

Resultados pruebas de presión

116

Figura 87: Permeabilidades relativas.


En la figura se muestra los puntos calculados de Ke/Kabs en color rojo los cuales abarcan la

mayor parte del campo de estudio, si bien es cierto que el Build Up determina la permeabilidad en

un radio de drenaje aproximado de 200 pies mientras que la permeabilidad de las pruebas

convencionales de laboratorio se determina en plugs de pequeños diámetros, este análisis es

referencial para diseñar un nuevo método para conocer la relación Ke/Kabs en el caso de que no

exista la información necesaria para realizar las simulaciones matemáticas. En el grafico se puede

observar que parte de estos puntos analizados siguen la misma tendencia al ser comparados con la

curva promedio de permeabilidad relativa de los pozos X1A-004 y X1B-010, pero si se compara

la curva promedio con los otros puntos, existe mucha dispersión por lo que no se puede asegurar

que existe una relación entre la información obtenida por los dos métodos, por lo que se procedió

nuevamente a analizar los pozos seleccionados aplicando el criterio de zonificación.

117

4.7.1 Criterio de Zonificación.

Figura 88: Mapa dividido por zonas - Campo X1.


Pozos con Núcleo y Build Up

Pozo con Núcleo

Pozos que se realizó la interpretación

Zona 1

Zona 2

Zona 3

118

Una vez que se analizó los resultados obtenidos de Ke/Kabs y la ubicación de los pozos, se

pudo observar que los valores de los puntos iban variando de acuerdo a ciertos sectores del campo,

por lo que se realizó una división en 3 zonas al campo; considerando la distancia de los pozos en

referencia al alto estructural. Si bien es cierto que esta división puede estar sujeto a varios criterios

adicionales, es válida para la interpretación de resultados.

A continuación, se presenta la tabla de la división de los pozos analizados por zonas.

Figura 89: división de los pozos analizados por zonas.

Posteriormente a la figura 86 se procedió a dividirla igualmente por zonas dando como resultado

lo siguiente.

X1A-004

X1A-007

X1A-009

X1B-010

X1D-014

X1B-012

X1F-020

Zona 3 X1A-003

Pozos

Zona 2

Zona 1

Zonas

119

4.7.2 Resultados de la zonificación.

Zona 1

Figura 90: Permeabilidad relativa zona 1.


En la figura se muestra las permeabilidades relativas de la zona 1 con los puntos obtenidos en

los resultados, se puede observar que la gran mayoría de puntos siguen la misma tendencia

sobreponiéndose en la curva promedio a excepción de un punto (pozo X1D-014) que solo tiende

acercarse, esta diferencia de error puede ser debido a que el pozo se encuentra cercano a la parte

más alta de la estructura.

En la zona 1 se conoce que hay una relación entre permeabilidad absoluta y permeabilidad

efectiva, la cual es de 0.69 a una saturación de agua del 14%.

120

Zona 2

Figura 91: Permeabilidad relativa zona 2.


En la figura se muestra las permeabilidades relativas de la zona 2 con los puntos obtenidos en

los resultados, si bien es cierto que solo se plotean 2 puntos se puede observar que siguen la misma

tendencia de la curva promedio, pero no se sobrepone sobre la curva promedio, solo tienden a

acercarse.

Las curvas de permeabilidades relativas de las muestras de la zona 2 se presentan dispersas a

comparación de la zona 1, los 2 puntos de los resultados tienden a acercarse más a la curva de

permeabilidad relativa de la muestra 1, lo que indica que la relación entre permeabilidades se

asemeja más a dicha muestra.

En la zona 2 se conoce que hay una relación entre permeabilidad absoluta y permeabilidad

efectiva, la cual es de 0.25 a una saturación de agua del 15%.

121

Zona 3: para la zona 3 al poseer solo un pozo el cual fue analizado y al estar en la parte más

alejada del campo se lo descarta.

4.8 Discusión de resultados.

Los primeros resultados indican que si se analiza la totalidad del campo, no existe una relación

clara entre permeabilidad efectiva y absoluta obtenidas mediante las pruebas de restauración de

presión y los obtenidos en el análisis de núcleos, por lo que para conocer la relación entre

permeabilidades se tuvo que realizar una zonificación del campo considerando el criterio

estructural, pero esta división puede estar sujeto a varios criterios adicionales, una de estos criterios

podría ser que se tome en cuenta la litología que posee cada pozo para ampliar o disminuir las

zonas planteadas en el presente estudio técnico.

Al ser un estudio nuevo y al poseer poca información de pozos, la relación de permeabilidades

se expresó en fracción a una determinada saturación en cada zona, pero bien podría ser expresada

en una ecuación para cada zona si se tendría mayor información, por lo que se debería seguir

realizando investigaciones adicionales sobre el procedimiento y zonificación planteada en este

estudio técnico, a fin de ir perfeccionando para su aplicación posterior.

122

CAPÍTULO V

5.1 Conclusiones

• Se seleccionó un total de 8 pozos para realizar el análisis de relación de permeabilidades

en el campo X1, de los cuales 2 de estos pozos poseen información de núcleos y de Build

Ups, 5 pozos solo poseen información de Build Ups y el pozo restante solo posee

información de núcleos.

• Se realizó la interpretación de Build Ups de 7 pozos para el campo X1 en los cuales la gran

mayoría de los pozos presentan un ligero daño de formación; las mejores permeabilidades

determinadas se encuentran en los altos estructurales de la formación y la presión de

yacimiento se encuentra alrededor de los 3000 PSI.

• Los resultados indican que, si se analiza la totalidad del campo, no existe una relación clara

entre la información de permeabilidad efectiva y absoluta obtenidas mediante las pruebas

de restauración de presión y los obtenidos en el análisis de núcleos, sin embargo, si existe

una relación cuando se realiza una zonificación del campo considerando el criterio

estructural.

• Se determinó mediante los análisis realizados de relación de permeabilidades que el campo

presenta 3 zonas que por motivo de estudio son consideradas como zona 1, zona 2, y zona

3 respectivamente, siendo la zona 1 la que cuenta con la mayor cantidad de pozos

analizados dando un total de 4 pozos, la zona 2 cuenta con 2 pozos analizados y la zona 3

solo un pozo analizado. Cada zona tiene su relación especifica entre permeabilidad absoluta

y efectiva.

123

• La relación entre la permeabilidad efectiva y permeabilidad absoluta por medio de la

interpretación de pruebas de presión y correlación con pruebas de núcleos en la zona 1 es

de 0.69 a una saturación de agua del 14%.

• La relación entre la permeabilidad efectiva y permeabilidad absoluta por medio de la

interpretación de pruebas de presión y correlación con pruebas de núcleos en la zona 2 es

de 0.25 a una saturación de agua del 15%.

• La zona 3 al ser la zona más alejada del campo y al poseer un solo pozo analizado no se

estableció la relación entre permeabilidad efectiva y permeabilidad absoluta.

• La relación de permeabilidades encontrada va a ir variando de acuerdo a la saturación de

agua, es decir, que en el transcurso del tiempo mientras se encuentre produciendo el campo,

la relación va a ir disminuyendo conforme la saturación de agua vaya aumentando.

• Las pruebas realizadas con núcleos tienen su valor especifico real para sus profundidades

y determinadas litologías, usualmente son tomadas como referentes para la interpretación

de datos obtenidos por otros métodos tradicionales y estos se proyectan a otras zonas de

similares características.

124

5.2 Recomendaciones

• Se recomienda seguir todos los procedimientos establecidos para una adecuada obtención

de data al realizar un Build Up, tomando en cuenta que todos los sensores estén

funcionando correctamente y que la prueba dure un mínimo de 12 horas en formaciones de

alta permeabilidad y de 48 horas en formaciones de baja permeabilidad para tener

suficiente información para realizar un análisis adecuado. Posteriormente realizar un

control de calidad de los datos obtenidos.

• Realizar investigaciones adicionales sobre el procedimiento y zonificación planteada en

este estudio técnico, a fin de ir perfeccionando para su aplicación posterior.

• Se recomienda realizar mapas isobáricos para el área a fin de determinar presiones iguales

en los estratos, además de clasificar estratos diferentes en la estructura.

125

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127

ANEXOS

Anexo 1 datos de permeabilidad relativa - pozo X1A-004, muestra 2

Saturación

de Agua

Fracción

Permeabilidad

Relativa Agua

estandarizada

Fracción

Permeabilidad

Relativa

petróleo

estandarizada

Fracción

Permeabilidad

Relativa Agua

dese

estandarizada

Fracción

Permeabilidad

Relativa

Petróleo dese

estandarizada

Fracción

Saturacion de

Agua

Estandarizado

Fracción

Permeabilidad

Relativa Agua

Estandarizado

Fracción

Permeabilidad

Relativa

Petróleo

Estandarizado

Fracción

0.101 0.000 1.000 0.0000 0.8212 0.10 0.0000 0.8247

0.243 0.005 0.395 0.0042 0.3247 0.15 0.0014 0.6498

0.259 0.006 0.354 0.0053 0.2907 0.20 0.0029 0.4750

0.282 0.008 0.306 0.0069 0.2513 0.25 0.0046 0.3098

0.311 0.011 0.249 0.0093 0.2045 0.30 0.0084 0.2222

0.339 0.015 0.205 0.0121 0.1683 0.35 0.0133 0.1565

0.366 0.018 0.169 0.0151 0.1388 0.40 0.0198 0.1099

0.394 0.023 0.139 0.0189 0.1141 0.45 0.0282 0.0751

0.428 0.030 0.108 0.0242 0.0887 0.50 0.0385 0.0480

0.468 0.038 0.078 0.0315 0.0641 0.55 0.0509 0.0260

0.504 0.048 0.056 0.0394 0.0460 0.60 0.0650 0.0112

0.536 0.058 0.038 0.0473 0.0312 0.65 0.0806 0.0000

0.559 0.065 0.028 0.0530 0.0228

0.577 0.071 0.021 0.0580 0.0173

0.601 0.080 0.013 0.0653 0.0110

0.617 0.086 0.008 0.0704 0.0070

0.628 0.090 0.005 0.0739 0.0041

0.648 0.097 0.000 0.0800 0.0000

Muestra 2

128



Saturación

de Agua

Fracción

Permeabilidad

Relativa Agua

estandarizada

Fracción

Permeabilidad

Relativa petróleo

estandarizada

Fracción

Permeabilidad

Relativa Agua

dese

estandarizada

Fracción

Permeabilidad

Relativa

Petróleo dese

estandarizada

Fracción

Saturacion de

Agua

Estandarizado

Fracción

Permeabilidad

Relativa Agua

Estandarizado

Fracción

Permeabilidad

Relativa

Petróleo

Estandarizado

Fracción

0.083 0.000 1.000 0.0000 0.8115 0.10 0.0002 0.7672

0.254 0.003 0.452 0.0024 0.3668 0.15 0.0010 0.6368

0.287 0.005 0.386 0.0045 0.3132 0.20 0.0017 0.5064

0.331 0.010 0.308 0.0081 0.2500 0.25 0.0024 0.3760

0.362 0.015 0.261 0.0118 0.2118 0.30 0.0055 0.2946

0.391 0.020 0.223 0.0159 0.1810 0.35 0.0143 0.2266

0.420 0.027 0.185 0.0219 0.1501 0.40 0.0178 0.1714

0.459 0.040 0.139 0.0321 0.1128 0.45 0.0297 0.1214

0.498 0.057 0.102 0.0459 0.0828 0.50 0.0466 0.0815

0.524 0.072 0.076 0.0582 0.0617 0.55 0.0712 0.0452

0.551 0.088 0.055 0.0717 0.0446 0.60 0.1000 0.0196

0.572 0.102 0.040 0.0828 0.0325 0.65 0.1339 0.0000

0.593 0.118 0.029 0.0958 0.0233

0.605 0.127 0.021 0.1031 0.0170

0.617 0.137 0.015 0.1112 0.0122

0.628 0.147 0.010 0.1193 0.0081

0.649 0.164 0.000 0.1330 0.0000

Muestra 3

Saturación

de Agua

Fracción

Permeabilidad

Relativa Agua

estandarizada

Fracción

Permeabilidad

Relativa petróleo

estandarizada

Fracción

Permeabilidad

Relativa Agua

dese

estandarizada

Fracción

Permeabilidad

Relativa

Petróleo dese

estandarizada

Fracción

Saturacion de

Agua

Estandarizado

Fracción

Permeabilidad

Relativa Agua

Estandarizado

Fracción

Permeabilidad

Relativa

Petróleo

Estandarizado

Fracción

0.103 0.000 1.000 0.0000 0.8115 0.10 0.0000 0.8503

0.232 0.007 0.488 0.0024 0.3668 0.15 0.0020 0.6840

0.253 0.010 0.433 0.0045 0.3132 0.20 0.0041 0.5176

0.273 0.013 0.385 0.0081 0.2500 0.25 0.0062 0.3698

0.309 0.021 0.307 0.0118 0.2118 0.30 0.0144 0.2743

0.343 0.029 0.243 0.0159 0.1810 0.35 0.0326 0.1953

0.381 0.042 0.184 0.0219 0.1501 0.40 0.0407 0.1346

0.422 0.060 0.132 0.0321 0.1128 0.45 0.0606 0.0867

0.455 0.076 0.098 0.0459 0.0828 0.50 0.0844 0.0519

0.489 0.095 0.071 0.0582 0.0617 0.55 0.1086 0.0211

0.516 0.110 0.048 0.0717 0.0446 0.60 0.1374 0.0000

0.541 0.125 0.031 0.0828 0.0325

0.560 0.136 0.018 0.0958 0.0233

0.570 0.143 0.009 0.1031 0.0170

0.585 0.153 0.000 0.1112 0.0122

Muestra 4

129

Anexo 4 datos de permeabilidad relativa - pozo X1B-010, muestra 1


Saturación

de Agua

Fracción

Permeabilidad

Relativa Agua

estandarizada

Fracción

Permeabilidad

Relativa

petróleo

estandarizada

Fracción

Permeabilidad

Relativa Agua

dese

estandarizada

Fracción

Permeabilidad

Relativa

Petróleo dese

estandarizada

Fracción

Saturacion de

Agua

Estandarizado

Fracción

Permeabilidad

Relativa Agua

Estandarizado

Fracción

Permeabilidad

Relativa

Petróleo

Estandarizado

Fracción

0.046 0.000 1.000 0.0000 0.3893 0.10 0.0003 0.3036

0.265 0.003 0.111 0.0012 0.0433 0.15 0.0006 0.2249

0.289 0.005 0.090 0.0018 0.0351 0.20 0.0008 0.1463

0.340 0.011 0.035 0.0043 0.0136 0.25 0.0011 0.0676

0.364 0.015 0.018 0.0059 0.0071 0.30 0.0024 0.0305

0.422 0.030 0.005 0.0115 0.0019 0.35 0.0050 0.0108

0.710 0.116 0.000 0.0452 0.0000 0.40 0.0094 0.0039

0.45 0.0148 0.0017

0.50 0.0206 0.0014

0.55 0.0265 0.0011

0.60 0.0323 0.0007

0.65 0.0381 0.0004

0.70 0.0440 0.0001

Muestra 1

Saturación

de Agua

Fracción

Permeabilidad

Relativa Agua

estandarizada

Fracción

Permeabilidad

Relativa

petróleo

estandarizada

Fracción

Permeabilidad

Relativa Agua

dese

estandarizada

Fracción

Permeabilidad

Relativa

Petróleo dese

estandarizada

Fracción

Saturacion de

Agua

Estandarizado

Fracción

Permeabilidad

Relativa Agua

Estandarizado

Fracción

Permeabilidad

Relativa

Petróleo

Estandarizado

Fracción

0.045 0.000 1.000 0.0000 0.4292 0.10 0.0003 0.3674

0.259 0.008 0.439 0.0011 0.1884 0.15 0.0005 0.3110

0.324 0.024 0.297 0.0033 0.1277 0.20 0.0008 0.2546

0.350 0.040 0.219 0.0054 0.0940 0.25 0.0011 0.1983

0.386 0.066 0.138 0.0089 0.0593 0.30 0.0025 0.1499

0.456 0.136 0.063 0.0185 0.0269 0.35 0.0054 0.0936

0.620 0.315 0.000 0.0426 0.0000 0.40 0.0108 0.0528

0.45 0.0177 0.0295

0.50 0.0250 0.0197

0.55 0.0323 0.0115

0.60 0.0396 0.0033

0.65 0.0470 0.0000

Muestra 2

130


Saturación

de Agua

Fracción

Permeabilidad

Relativa Agua

estandarizada

Fracción

Permeabilidad

Relativa

petróleo

estandarizada

Fracción

Permeabilidad

Relativa Agua

dese

estandarizada

Fracción

Permeabilidad

Relativa

Petróleo dese

estandarizada

Fracción

Saturacion de

Agua

Estandarizado

Fracción

Permeabilidad

Relativa Agua

Estandarizado

Fracción

Permeabilidad

Relativa

Petróleo

Estandarizado

Fracción

0.060 0.000 1.000 0.0000 0.6489 0.10 0.0000 0.6734

0.242 0.008 0.274 0.0055 0.1779 0.15 0.0012 0.5446

0.310 0.020 0.151 0.0127 0.0982 0.20 0.0027 0.4157

0.348 0.027 0.091 0.0176 0.0592 0.25 0.0042 0.2869

0.448 0.052 0.035 0.0341 0.0227 0.30 0.0063 0.1689

0.518 0.084 0.012 0.0547 0.0080 0.35 0.0116 0.1103

0.696 0.137 0.000 0.0891 0.0000 0.40 0.0180 0.0584

0.45 0.0262 0.0401

0.50 0.0347 0.0222

0.55 0.0496 0.0117

0.60 0.0610 0.0065

0.65 0.0706 0.0043

0.70 0.0802 0.0021

Muestra 3

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