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REPÚBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELA UNIVERSIDAD DEL ZULIA
FACULTAD DE INGENIERÍA DIVISIÓN DE POSTGRADO
PROGRAMA DE POSTGRADO EN GEOLOGÍA PETROLERA
SISTEMA PARA LA DEFINICIÓN DE PETROFACIES A PARTIR DEL ANÁLISIS DE PRUEBAS DE PRESIÓN CAPILAR POR EL MÉTODO DE MERCURIO
Trabajo de Grado presentado ante la Ilustre Universidad del Zulia
Para optar al Grado Académico de
MAGÍSTER SCIENTIARUM EN GEOLOGÍA PETROLERA
Autor: Ing. Francisco Reynaldo Salazar Cedeño
Tutor: MSc. Américo Perozo
Maracaibo, Febrero de 2013.
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Salazar Cedeño, Francisco Reynaldo. Sistema Para La Definición De Petrofacies A Partir Del Análisis De Pruebas De Presión Capilar Por El Método De Mercurio. (2013) Trabajo de Grado. Universidad del Zulia. Facultad de Ingeniería. División de Postgrado. Maracaibo, Venezuela. 155 p. Tutor: MSc. Américo Perozo.
RESUMEN
El radio de garganta poral controla las propiedades de flujo dentro del medio poroso y los tipos de rocas existentes dentro del yacimiento. El mismo puede ser estimado siguiendo las metodologías propuestas por Pittman o Winland, basado en datos de presiones capilares estimadas en laboratorios, por los diferentes métodos conocidos. El objetivo es calcular por medio de la presión capilar el radio de garganta de poro promedio existente en una muestra, a partir de los valores de porosidad y permeabilidad obtenidos para la misma, apoyándose en gráficos de diagnósticos y análisis de datos. Posteriormente, se analizan los resultados obtenidos en un grafico Uno a Uno (Garganta poral proveniente de presión capilar vs garganta poral proveniente de la ecuación empírica según el modelo utilizado), y se define la ecuación que representa las gargantas porales en los diferentes tipos de roca, apoyando dicha selección en indicadores estadísticos que permitan estimar la validez de los resultados. Partiendo de la necesidad de analizar múltiples muestras y pozos asociados a diferentes unidades estratigráficas en un área de estudio para determinar calidad de roca basada en el procedimiento descrito anteriormente, se desarrollo un sistema automatizado en Visual Studio. Net, que permite al usuario realizar dos aspectos vitales en un análisis petrofísico; manejar el dato de forma práctica e interactiva, y calcular paso a paso todas las variables consideradas en la caracterización de la calidad de roca, que permita una interpretación más ajustada a las características geológicas observadas en el área. Estos dos aspectos proporcionados por el sistema automatizado, se traducen en optimización del tiempo de interpretación de los resultados, logrando con ello respuestas más rápidas, eficaces y de alta calidad técnica. En el desarrollo del sistema se tomaron 140 muestras del Mioceno y 319 muestras del Eoceno, todas de areniscas y pertenecientes a 28 núcleos de La Cuenca del Lago de Maracaibo, Estado Zulia, Venezuela, a las cuales se realizaron pruebas de presión capilar por el método de mercurio Palabras claves: Petrofacie, Tipo de Roca. E-mail del autor: [email protected]
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Salazar Cedeño, Francisco Reynaldo. Automated System For The Estimation Of Petrophysical Rock Types Using Mercury Injection Capillary Pressure. (2013) Trabajo de Grado. Universidad del Zulia. Facultad de Ingeniería. División de Postgrado. Maracaibo, Venezuela. 155 p. Tutor: MSc. Américo Perozo.
ABSTRACT Pore throat radius controls the flow properties in the porous media and the rock types within the reservoir. It can be estimated following the methodologies proposed by Pittman or Winland, based on capillary pressure data estimated in the laboratory. The objective is to estimate the average pore throat in a sample from the porosity and permeability values obtained for the same sample, based on diagnostics graphs and data analysis. Subsequently, the results are analyzed in a graph One on One (pore throat radius from capillary pressure data vs. pore throat radius from the empirical equation depending on the model used), in order to define the best equation for the pore throats estimation in different rock types. The selection is supported by statistical indicators to estimate the validity of the results. Based on the need to analyze multiple samples and wells associated with different stratigraphic units in the study area, an automated system was developed in Visual Studio.Net, which allows the user to perform two vital aspects in petrophysical analysis, manage the data in a practical and interactive basis, and calculate step by step all the variables considered in the characterization of rock quality, hence a more accurate interpretation of the geological features observed in the area. These two aspects provided by the automated system, represents time optimization results interpretation, thereby achieving effective and quicker responses of high technical quality. For the development of the automated system 459 sandstones samples of mercury injection capillary pressure were selected (140 samples Miocene and 319 samples Eocene) from 28 cores of Maracaibo Lake Basin, Zulia State, Venezuela Keywords: Rock types, pore throat radius, mercury injection capillary pressure, automation. Author’s e-mail: [email protected]
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DEDICATORIA
A Jehová dios y Jesús Cristo Rey por encima de todas las cosas.
A mi Vidita, mi esposa amada por estar siempre a mi lado.
A mi Hija bella y adorada, luz y razón de mi vida.
A mis padres, hermanos y amigos.
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AGRADECIMIENTO
A Jehová dios y Jesús Cristo rey por encima de todas las cosas.
A las ilustres Universidad de Oriente y Universidad del Zulia.
A mi esposa por impulsarme a culminar esta meta.
A EEIIYY PDVSA, a mi supervisores y a mis compañeros por su apoyo.
A mi tutor académico Américo Perozo.
A mis tutores profesionales Jesús Arrioja, Dalia Sánchez y Javier González porque
siempre han estado dispuestos a enseñarme y apoyarme en todas mis metas.
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TABLA DE CONTENIDO
Página
RESUMEN ........................................................................................................ 2
ABSTRACT ....................................................................................................... 3
DEDICATORIA.................................................................................................. 4
AGRADECIMIENTO.......................................................................................... 5
TABLA DE CONTENIDO .................................................................................. 6
LISTA DE TABLAS............................................................................................ 10
LISTA DE FIGURAS ......................................................................................... 11
CAPÍTULO I ...................................................................................................... 14
EL PROBLEMA ........................................................................................ 14
1.1. ............................................................................... 14 Introducción
1.2. ...................................................... 14 Planteamiento del problema
1.3. ..................................................... 14 Objetivos de la investigación
1.3.1. ....................................................................... 14 Objetivo general
1.3.2. ............................................................... 15 Objetivos específicos
1.4. ................................................ 15 Justificación de la investigación
1.5. ................................................ 15 Delimitación de la investigación
1.5.1. .................................................................................... 15 Espacial
1.5.2. .................................................................................. 15 Temporal
CAPITULO II ..................................................................................................... 16
MARCO TEÓRICO ................................................................................... 16
2.1. ............................................... 16 Propiedades físicas de las rocas
2.1.1. ................................................... 16 Resistividad de la Formación
2.1.2. .................................... 17 Resistividad del Agua de la Formación
2.1.3. .................................................. 18 Temperatura de la Formación
2.1.4. ................................................................................. 18 Porosidad
2.1.5. ............................................................... 19 Saturación de Fluidos
2.1.6. .......................................................................... 19 Permeabilidad
2.2. ............................... 21 Distribución de los fluidos en el yacimiento
2.2.1. ......................................................................... 21 Presión Capilar
2.2.2. ....................................... 21 Saturación de Agua Irreducible (Swi)
7
2.3. ................................................................... 22 Análisis de núcleos
2.3.1. .............................................................. 23 Análisis Convencional
2.3.2. ...................................................................... 23 Análisis Especial
2.4. ...................................................................... 24 Perfiles de pozos.
2.4.1. .................................................................... 26 Perfiles Resistivos
2.4.1.1. .............................. 26 Perfil de Potencial Espontáneo (SP)
2.4.1.2. ............................................. 26 Perfiles de Inducción (IEL).
2.4.1.3. ................................................ 26 Perfil de Inducción Doble
2.4.1.4. ............................................................... 27 Microperfil (ML)
2.4.1.5. ...................................... 27 Perfil Esférico Enfocado (SFL).
2.4.1.6. ........................ 27 Perfil de Enfoque Microesferico (MSFL).
2.4.2. ..................................................................... 28 Perfiles Acústicos
2.4.2.1. .................................. 28 Perfil Sónico Compensado (BHC)
2.4.3. ................................................................ 28 Perfiles Radioactivos
2.4.3.1. ................... 28 Registros de Rayos Gamma (Gamma Ray)
2.4.3.2.
..................................................... 29
Registros de Densidad. Formation Density
Compensade (FDC) .
2.4.3.3. ................................................. 30 Perfil de Neutrón (NPHI)
2.4.3.4. ........................ 30 Captura Spectroscopy Elemental (ECS)
2.4.3.5. ......................... 30 Perfil de Resonancia Magnética (MRIL)
2.4.4. ................................................ 31 Registros en Pozos Entubados
2.4.4.1. ................................................................................ 31 CBL
2.4.4.2. ................................................................................ 31 VDL
2.4.4.3. ................................................................................ 31 CBT
2.4.4.4. ........................................ 32 Registro de Producción (PLT)
2.4.4.5. ............................. 32 Perfil de Decaimiento Térmico (TDT)
2.4.4.6.
.............................................................................. 32
Perfil de Espectroscopia de Rayos Gamma Inducido
(GST)
2.4.4.7. ............... 32 Evaluación de formaciones de rocas clásticas
2.5. ............................................................. 32 Formaciones Arcillosas
2.5.1. ............................................................................... 34 Arcillosidad
2.5.1.1. .. 34 Determinación del Vsh a partir del GR (Modelo Lineal)
2.5.1.2. .......... 35 Determinación del Vsh a partir de la curva de SP
8
2.5.1.3. .... 35 Determinación del Vsh a partir de Densidad-Neutrón
2.5.1.4. ....................... 36 Determinación de Vsh a partir de Clavier
2.5.1.5. ....................... 36 Determinación de Vsh a partir de Steiber
2.5.1.6. ...................... 36 Determinación de Vsh a partir de Larinov
2.5.2. .............................................................. 38 Modelos de Porosidad
2.5.2.1. ............................................................... 38 Arenas Limpias
2.5.2.2. ............................................................ 38 Arenas Arcillosas
2.5.3. .................................................................. 39 Saturación de Agua
2.5.3.1.
............................................................... 40
Factor de Cementación “m” y Coeficiente de
Tortuosidad “a”
2.5.3.2. ......................................... 42 Exponente de Saturación “n”.
2.5.3.3. ................ 42 Capacidad de Intercambio de Cationes. CIC.
2.5.3.4. .................................................... 43 Modelo de Simandoux
2.5.3.5. ............................................. 44 Modelo de Waxman-Smith
2.5.3.6. ........................ 45 Modelo de Indonesia (Poupon-Leveaux)
2.6. ................................................................ 46 Formaciones Limpias
2.6.1. ........................................................ 46 Técnica Gráfica de Pickett
2.6.2. ........................................................ 47 Técnica Gráfica de Hingle
2.7. ................... 48 Propiedades de roca a partir de análisis de núcleo
2.7.1. ......................................................................... 48 Presión Capilar
2.7.2. ............................ 49 Petrofacies y Radio de Gargantas de Poros
2.7.3. ............................... 52 Unidades de Flujo o Unidades Hidráulicas
CAPÍTULO III .................................................................................................... 53
GENERALIDADES DEL ÁREA DE ESTUDIO.......................................... 53
3.1. ............................................................................... 53 Introducción
3.2.
................................................................. 54
Origen y evolución tectónica estratigráfica de la Cuenca del
Lago de Maracaibo
3.3. ................................................... 66 Marco Estratigráfico Regional
CAPÍTULO IV.................................................................................................... 70
MARCO METODOLÓGICO...................................................................... 70
4.1. ................................................................. 70 Tipo de investigación
4.2. ......................................................... 70 Diseño de la investigación
4.3. .................................................................. 70 Población y muestra
9
4.4. ................................................................ 71 Metodología aplicada
4.4.1. ............................................................................ 71 Base Teórica
4.4.1.1. ..................... 71 Análisis de las pruebas de presión capilar
4.4.1.2.
................................................................ 71
Determinación del Ri a partir de las pruebas de
presión capilar
4.4.1.3.
...................................................... 72
Radio de Garganta Poral a partir de las ecuaciones de
Pittman & Windland
4.4.1.4. .......................................... 72 Gráfico de Ápice (Apex Plot)
4.4.1.5. ............. 72 Gráfico de Saturación Incremental de Mercurio
4.4.1.6. ................................................... 72 Gráficos “UNO a UNO”
4.4.2. .............. 73 Recopilación y validación de la información existente
4.4.2.1. ......... 73 Análisis Especiales y Convencionales de Núcleos
4.4.2.2. ............... 73 Visual Studio. Net (Última Versión Disponible)
4.4.2.3. ............................................................ 73 Microsoft Access
4.4.3. ................................................... 73 Desarrollo de Base de Datos.
4.4.3.1. ........................................ 73 Creación de la Base de Datos
4.4.4. ............................................................. 74 Desarrollo del Sistema
4.4.4.1. ....... 75 Formulario de Presentación y sus diferentes vistas
4.4.5. ........................................... 83 Carga masiva de datos al sistema
CAPÍTULO V..................................................................................................... 86
ANÁLISIS DE RESULTADOS .................................................................. 86
5.1.
................................................................. 86
Comportamiento de las pruebas de presión capilar por el
método de mercurio.
5.2.
............................................................. 88
Validación de las petrofacies obtenidas a partir del sistema
con registros de pozos.
CONCLUSIONES.............................................................................................. 92
RECOMENDACIONES ..................................................................................... 93
REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS .................................................................. 94
ANEXOS ........................................................................................................ 96
10
LISTA DE TABLAS
Tabla Página
1. Modelo de Análisis Convencional...................................................... 23
2. Modelo de Análisis Especiales de núcleos....................................... 24
3. Densidades conocidas para diferentes formaciones. ........................ 30
4. Diferentes litologías con su respectivo valor de exponente de
cementación. ................................................................................. 41
5. Clasificación propuesta por Coalson, Hartmann y Thomas,de
acuerdo al tamaño de apertura de poro. ........................................... 51
6. Datos de presión capilar recopilada. ................................................. 96
11
LISTA DE FIGURAS
Figura Página
1. Permeabilidad de los fluidos. Tomado y Modificado de Bracho
1999. ................................................................................................. 20
2. Elevación capilar de un fluido mojante y depresión capilar de un
fluido no mojante. Tomado de Schlumberger 1980........................... 21
3. Encabezado del Registro de Pozo MGB-39.Fuente PDVSA 2013.... 25
4. Densidad de la Formación. Tomado de Bracho 1999. ...................... 29
5. Influencia de las Arcillas en la Conductividad de las Formaciones.
Tomado de Hernandez y Urdaneta 2002. ......................................... 33
6. Relación entre Ish y Vsh. Tomado de Schlumberger 1980. .............. 37
7. Factor de Resistividad de Formación vs. Porosidad. Tomado de
Schlumberger 1980. ....................................................................... 41
8. Curva de Presión Capilar. Tomado de Acosta 2002. ........................ 49
9. Mercurio en un medio poroso y permeable. Tomado de Hernandez
y Urdaneta 2002................................................................................ 50
10. Marco estructural regional de la Cuenca del Lago de Maracaibo.
Fuente PDVSA/International Reservoir Technologies, IRT 2002. ..... 54
11. Distribución geográfica de los terrenos precámbricos y paleozoicos
para el Norte de Suramérica. Fuente PDVSA/International
Reservoir Technologies, IRT 2002. ................................................... 55
12. Configuración estructural de la Cuenca del Lago de Maracaibo.(1),
Durante Triásico –Jurásico temprano, donde se observa el
supercontinente pangea. (2), Durante el Jurásico tardío se
observan estructuras producto de la apertura de pangea. Fuente
PDVSA/International Reservoir Technologies, IRT 2002. ................. 56
13. Configuración estructural de la cuenca de Maracaibo durante el
Cretácico Temprano. Fuente PDVSA/International Reservoir
Technologies, IRT 2002. ................................................................... 57
14. Configuración estructural de la cuenca de Maracaibo durante el
Cretácico Temprano (Barremiense). Fuente PDVSA/International
Reservoir Technologies, IRT 2002. ................................................... 58
12
15. Configuración estructural de la cuenca de Maracaibo durante el
Cretácico Tardío (Maestrichtiense). Fuente PDVSA/International
Reservoir Technologies, IRT 2002. ................................................... 59
16. Configuración estructural de la cuenca de Maracaibo durante el
Paleoceno. Fuente PDVSA/International Reservoir Technologies,
IRT 2002. ........................................................................................ 60
17. Configuración estructural de la cuenca de Maracaibo durante el
Eoceno Medio. Fuente PDVSA/International Reservoir
Technologies, IRT 2002. ................................................................... 61
18. Configuración estructural de la cuenca de Maracaibo durante el
Oligoceno Temprano.Fuente PDVSA/International Reservoir
Technologies, IRT 2002. ................................................................... 63
19. Configuración estructural de la cuenca de Maracaibo durante el
Mioceno Temprano.Fuente PDVSA/International Reservoir
Technologies, IRT 2002. ................................................................... 64
20. Configuración estructural de la cuenca de Maracaibo durante el
Mioceno Tardío. Fuente PDVSA/International Reservoir
Technologies, IRT 2002. ................................................................... 66
21. Columna Estratigráfica de la Cuenca del Lago de Maracaibo.
Fuente: Archivo Digital U.E. Lagocinco. ............................................ 69
22. Tablas creadas en la Base de Datos y sus relaciones. ..................... 74
23. Pantalla de presentación Visual Studio 2008 Express. ..................... 74
24. Formulario de presentación inicial..................................................... 75
25. Pestaña de Datos de Presión Capilar activa. .................................... 76
26. Cálculos de la Saturación de Mercurio / Presión Capilar. ................. 76
27. Cálculos de la Saturación Incremental. ............................................. 77
28. Cálculos de las Presiones Interpoladas. ........................................... 77
29. Radios de garganta de poro calculados por la ecuación empírica de
Pittman. ............................................................................................. 78
30. Radios de garganta de poro calculados por la ecuación empírica de
Winland. ............................................................................................ 78
31. Factores ejemplo para la ecuación personalizada. ........................... 79
13
32. Radios de garganta de poro calculados por las ecuación empírica
de Personalizada............................................................................... 79
33. Configuración de las muestras a ser graficadas................................ 80
34. Gráfico de Presión Capilar vs Saturación de Mercurio...................... 81
35. Gráfico de Saturación de Mercurio / Presión Capilar contra
Saturaciones de Mercurio. ................................................................ 81
36. Volumen Incremental de Mercurio contra el Radio de Garganta
Poral. ............................................................................................... 82
37. Radio de garganta poral calculado por ecuaciones empíricas contra
el Radio de garganta poral calculado por presión capilar.................. 82
38. Opción Formato Para Importar.......................................................... 83
39. Selección de la dirección donde se creara el archivo Excel con el
formato para importar........................................................................ 83
40. Formato Excel generado por el sistema para la carga de datos. ...... 84
41. Opción Importar................................................................................. 84
42. Selección del Formato Para Importar................................................ 85
43. Datos disponibles cargados 28 núcleos/ 459 muestras. ................... 85
44. Presiones Capilares del La Cuenca del Lago de Maracaibo. ............ 86
45. Gráficos Ápice de La Cuenca del Lago de Maracaibo. ..................... 87
46. Gráficos Incremental de La Cuenca del Lago de Maracaibo............. 87
47. Gráficos Uno a Uno de La Cuenca del Lago de Maracaibo. ............. 88
48. Configuración de los resultados obtenidos para el pozo CLD0072. .. 88
49. Presiones Capilares del Pozo CLD0072. .......................................... 89
50. Gráficos Ápice del Pozo CLD0072. ................................................... 89
51. Gráficos Incremental del Pozo CLD0072. ......................................... 90
52. Gráficos Uno a Uno del Pozo CLD0072............................................ 90
53. Petrofacies Calculadas para del Pozo CLD0072............................... 91
14
CAPÍTULO I
EL PROBLEMA 1.1. Introducción
Para la determinación de las petrofacies existentes en un yacimiento se emplean
diferentes metodologías tales como Pittman y Winland. Dichas metodologías se basan
en el uso de las porosidades y permeabilidades así como de las presiones capilares por
el método de mercurio. Previo a este trabajo de investigación no existía un Sistema que
permitiera el cálculo e interpretación de petrofacies de una forma automatizada, y que
además consolidara y resguardara toda la información en una base de datos.
El sistema se generará en Visual Basic Studio Express. NET, junto con una base de
datos de Microsoft Access.
1.2. Planteamiento del problema
Ante la ausencia de un sistema que permita la caracterización de petrofacies, surgió
la necesidad de proponer el desarrollo de un sistema computarizado en Visual Basic
Studio Express. NET, que permita el cálculo e interpretación de las petrofacies
existentes en un yacimiento.
1.3. Objetivos de la investigación 1.3.1. Objetivo general
Desarrollar un Sistema para el cálculo e interpretación de petrofacies utilizando las
pruebas de presión capilar en núcleos de pozos petrolíferos.
15
1.3.2. Objetivos específicos Describir el comportamiento de las pruebas de presión capilar por el método de
mercurio de los pozos existentes en la cuenca del lago de Maracaibo.
Analizar las petrofacies obtenidas a través de registros y análisis sedimentológicos
en función de su precisión y rapidez.
Desarrollar el Sistema en Visual Studio. Net para la determinación de Petrofacies a
través de con las pruebas de presión capilar, validándolo con los registros de pozo.
1.4. Justificación de la investigación
La Cuenca del Lago de Maracaibo, actualmente cuenta con un total de 28 pozos
con núcleos en los cuales se hicieron análisis de pruebas de presión capilar por el
método de mercurio de diferentes campos como Barua, Bachaquero, Lagunillas, Ceuta,
Urdaneta, Lagomar, Punta Benítez, etc. Un total de 459 muestras de Presión Capilar.
En este sentido era necesario desarrollar un sistema que permitiera la caracterización
de petrofacies de forma automatizada y que su vez unificara las metodologías
existentes.
1.5. Delimitación de la investigación 1.5.1. Espacial
El estudio propuesto se realizará en las instalaciones de PDVSA 5 de Julio
Maracaibo, el cual estará sustentado con información proveniente de 28 núcleos (459
muestras de Presión Capilar) ubicados en la Cuenca del Lago de Maracaibo.
1.5.2. Temporal
El tiempo estimado para la ejecución de este proyecto se estima en un lapso de seis
(6) meses comprendido entre Agosto de 2012 y Enero de 2013.
CAPITULO II
MARCO TEÓRICO 2.1. Propiedades físicas de las rocas
El conocimiento de las propiedades físicas de las rocas es de fundamental
importancia en la evaluación de formaciones. A continuación se van a definir las
siguientes propiedades de las rocas:
2.1.1. Resistividad de la Formación
La resistividad que ofrece un material al flujo eléctrico es directamente proporcional
a la longitud del material e inversamente proporcional a su área, como se expresa a
continuación:
ALR
r
(1)
Despejando.
LAr
R
(2)
Donde:
r= Resistencia, Ohm.
R= Resistividad, mmOhm 2 .
L= Longitud, m.
A= Área, 2m .
Basado en la ecuación anterior, se puede definir entonces, que la resistividad de un
material es la resistencia eléctrica que ofrece un cubo de un material cuyas
dimensiones son de un metro cuadrado de área transversal por un metro de largo, o la
que ofrece una unidad volumétrica de dicho material. La unidad de la resistividad es
Ohm-m.
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La resistividad de la formación constituye una propiedad muy importante para indicar
litología y contenido de fluido. La mayoría de los minerales constituyentes de las rocas
al igual que los hidrocarburos, no son conductores de la electricidad o sea que son
resistivos. En las rocas sedimentarias la parte sólida esta formada por minerales no
conductores de la electricidad tales como cuarzo, silicatos, carbonatos, etc. Estas rocas
conducen la electricidad solamente debido a la presencia de fluidos conductivos dentro
de los espacios porosos interconectados, como es el agua de formación.
2.1.2. Resistividad del Agua de la Formación
La resistividad del agua de formación es uno de los parámetros más importantes en
el análisis de registros a hoyo abierto, puesto que el valor de Rw es requerido para
calcular la saturación de fluidos en el espacio poroso de la roca reservorio.
Variaciones considerables en la salinidad del agua pueden ocurrir dentro de una
cuenca. Ocasionalmente; la salinidad es totalmente diferente en la misma roca
reservorio o en ambos lados de la falla sellada. Las variaciones de salinidad pueden
ocurrir en cortas distancias, tanto verticales como horizontales. La filtración a través de
las arcillas es aparentemente uno de los mecanismos primarios causantes de cambios
inusuales de la salinidad.
Las resistividades del agua pueden oscilar de 0,01 ohm-m a varios ohm-m a la
temperatura del reservorio. La resistividad del agua de formación (Rw) es
frecuentemente más fácil de determinar, pero ocasionalmente se hace difícil encontrar
un valor exacto para este importante parámetro petrofísico. Varias fuentes o métodos
son usados para determinar la resistividad del agua de formación (Rw) tales como:
Catálogos de información de resistividades del agua.
Mediciones de resistividad y temperatura de una muestra de agua producida en el
reservorio.
Análisis químico de una muestra de agua producida en el reservorio.
Cálculo de Rw partiendo de la curva SP.
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Cálculo de Rw partiendo de valores reales de Ro y en un horizonte conocido lleno
de agua.
2.1.3. Temperatura de la Formación
En vista de que la resistividad de las soluciones acuosas está en función de la
temperatura y para interpretar cuantitativamente los registros, es necesario conocer la
resistividad del agua de la formación y del barro de perforación a la profundidad de la
formación que nos interesa, por consiguiente, es preciso determinar la temperatura de
un pozo a cualquier profundidad.
La temperatura de las formaciones es función de la profundidad a la cual se
encuentra un determinado estrato y del gradiente geotérmico (la proporción en que
aumenta la temperatura de acuerdo a la profundidad) del área considerada. En un pozo
de petróleo, la temperatura del fondo se obtiene colocando un termómetro de máxima
lectura junto con el dispositivo de registro y se anota la temperatura una vez sacado el
dispositivo del pozo. Suponiendo que la temperatura entre la superficie y la profundidad
máxima cambia linealmente o sea que el gradiente geotérmico es lineal, la temperatura
a cualquier punto del pozo puede ser determinada partiendo de estas dos lecturas.
2.1.4. Porosidad
Es el porcentaje o fracción de los espacios vacíos o poros entre granos en relación
con el volumen total de la roca y representa la capacidad que tiene una roca de
almacenar fluidos. Para que un yacimiento sea comercialmente productivo debe tener
una porosidad suficiente para almacenar un volumen apreciable de hidrocarburos. Por
tanto, la porosidad es un parámetro muy importante de las rocas productivas.
En los cálculos la porosidad puede expresarse en porcentaje o en fracción decimal.
Por definición, la porosidad es el volumen vacío de roca (aquel lleno de fluido) dividido
por el volumen total de roca.
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2.1.5. Saturación de Fluidos
Los sedimentos al depositarse lo hacen conteniendo agua del ambiente
sedimentario correspondiente en el espacio poroso intergranular, es decir, que se
depositan conteniendo cien por ciento de agua connata en el espacio poroso. La
saturación de fluidos de una roca es, por lo tanto, la relación entre el volumen de fluidos
contenido en su espacio poroso y su volumen poroso total.
La fracción del espacio poroso ocupado por el agua se denomina “Saturación de
Agua” ó Sw, la fracción restante, contentiva de petróleo o gas, se denomina
“Saturación de Hidrocarburo” o Sh, como uno es el complemento del otro, entonces Sh
= (1 – Sw).
2.1.6. Permeabilidad
La permeabilidad de una roca de acumulación puede definirse como la capacidad de
la roca para permitir que los fluidos se muevan a través de la red de poros
interconectados. Si los poros de la roca no están interconectados no existe
permeabilidad; por consiguiente, es de esperar que exista una relación entre la
permeabilidad de un medio y la porosidad efectiva, aunque no necesariamente con la
porosidad absoluta.
Los factores que influyen en la porosidad efectiva también influyen en la
permeabilidad, es decir, el tamaño, el empaquetamiento y la forma de los granos, la
distribución de los mismos de acuerdo con el tamaño, y el grado de litificación
(cementación y consolidación). La cantidad, distribución y clase de arcilla presente en
la roca de acumulación tiene un efecto considerable sobre la permeabilidad a los
líquidos, especialmente si el fluido reacciona con las arcillas.
La permeabilidad de la roca, representa la facilidad con que los fluidos se desplazan
a través del medio poroso, no obstante que no existe una determinada relación de
proporcionalidad entre porosidad y permeabilidad.
20
En la industria petrolera, las normas API para determinar la permeabilidad (K) de las
rocas definen permeabilidad como “el régimen de flujo en mililitros por segundo de un
fluido de 1 centipoise de viscosidad que pase a través de una sección de 1 cm 2 de
roca, bajo un gradiente de presión de una atmósfera (760 mm Hg) por centímetro
cuadrado, y en condiciones de flujo viscoso”. En la industria se emplea el milidarcy,
equivalente a 0,001 darcy. Las rocas pueden tener permeabilidades que van desde 0,5
hasta 3.400 milidarcys.
Son muy importantes también la viscosidad (µ) del petróleo y la presión, que como
podrá apreciarse en la ecuación, entran en el cálculo de flujo. En el laboratorio, la
determinación de permeabilidades vertical y horizontal se hace utilizando especímenes
de núcleos, debidamente cortados y limpiados, que se introducen en un tipo de
permeámetro seleccionado. Datos de perfiles y pruebas directas de presión de fondo y
de producción pueden ser utilizadas para obtener valores de permeabilidad. Como
podrá apreciarse, la magnitud universal de la permeabilidad de un estrato o formación
debe obtenerse de un muestreo estadístico de laboratorio y de campo para lograr la
mayor aproximación real posible.(Figura 1.).
Figura 1. Permeabilidad de los fluidos. Tomado y Modificado de Bracho 1999.
21
2.2. Distribución de los fluidos en el yacimiento 2.2.1. Presión Capilar
La presión capilar puede ser definida como una fuerza por unidad de superficie
resultante de la interacción de estas fuerzas superficiales y la geometría del medio en el
cual actúan. Para un tubo capilar, la presión capilar es definida en términos de la
tensión interfacial entre los fluidos,, el ángulo de contacto de la interfase entre los dos
fluidos y el tubo c , y el radio del tubo rt. Esta relación se expresa en la siguiente
ecuación:
t
c
rcos2
Pc
(3)
Figura 2. A) Elevación capilar de un fluido mojante; B) Depresión capilar de un fluido no mojante.
Tomado de Schlumberger 1980.
2.2.2. Saturación de Agua Irreducible (Swi)
Está representada por el en el contacto entre los granos y en los intersticios más
pequeños. Su valor varía entre 0.05 (5%) en las formaciones de granos muy gruesos,
hasta 0.4 (40%) o más en las formaciones de granos muy finos con alta superficie
22
especifica. El agua irreducible no fluirá cuando la formación se somete al proceso de
producción de agua retenida por la tensión superficial sobre la superficie de los granos,
2.3. Análisis de núcleos
El análisis de núcleos constituye la base para la caracterización petrofísica de las
formaciones. El petrofísico puede contar con los mejores conocimientos, con una vasta
experiencia y con los sistemas computarizados más modernos de su profesión, pero si
no cuenta con los datos de núcleo que le permitan corroborar los parámetros estimados
de los perfiles, su función no deja de ser más que un ejercicio profesional empírico sin
suficiente basamento científico. De hecho, el inicio de la ciencia de la petrofísica se
deriva de la correlación de datos de núcleos con perfiles realizados por Archie (1942-
1952).
Los resultados de los análisis de núcleos dependen en gran medida de la calidad de
estos, por esta razón los ensayos de laboratorio y las mediciones realizadas deben
tener adecuados controles de calidad y mantenimiento adecuado de los equipos de
medición.
Los análisis petrofísicos rutinarios de formaciones que pueden realizarse, tanto en
tapones cortados del núcleo o en segmentos completos del núcleo.
Los datos de núcleos permiten identificar la presencia de petróleo, la capacidad de
almacenamiento de los fluidos del yacimiento (porosidad) y la capacidad y distribución
del flujo (permeabilidad) esperada. Las saturaciones residuales de los fluidos permiten
la interpretación de la producción probable de petróleo, gas o agua.
El análisis de núcleos es parte muy importante del programa general de evaluación
de un yacimiento, pues facilita la evaluación directa de sus propiedades y provee bases
para la calibración de otras herramientas de evaluación, como los perfiles de pozos
mediante las correlaciones entre estos y el “Core Gamma” del núcleo (registro del
núcleo). No se le puede tomar núcleos a todos los pozos porque tal operación es
23
costosa; sin embargo, los planes iniciales de desarrollo de un yacimiento deben tomar
en cuenta la extracción de núcleos en un número razonable de pozos. Los análisis de
núcleo pueden ser Convencionales y Especiales.
2.3.1. Análisis Convencional
Para este tipo de análisis las medidas de volúmenes de líquidos extraídos de los
tapones o núcleos y la sumatoria de los mismos permiten estimar la saturación de los
fluidos y la porosidad. La permeabilidad absoluta se mide utilizando aire o agua como
fase fluyente aplicando la Ley de Darcy. La densidad de los granos se mide pesando la
muestra previamente limpia y luego saturándola con un fluido de densidad conocida: la
diferencia de peso da la porosidad total y la densidad de la roca. Todos estos análisis
básicos se realizan a condiciones atmosféricas. (Tabla 1).
Tabla 1. Modelo de Análisis Convencional.
2.3.2. Análisis Especial
Los análisis especiales comprenden pruebas que suplementan a los análisis
básicos, e incluyen análisis de ingeniería de yacimientos, de perforación y completación
(pruebas de daños de formación utilizando lodos y aditivos), petrofísicos y petrográficos
(Core Lab, 1982). Los más utilizados se muestran en la Tabla 2.
24
Los análisis de ingeniería de yacimientos comprenden pruebas de presión capilar,
permeabilidad relativa, comprensibilidad del volumen poroso y humectabilidad, los
cuales son utilizados para la predicción y evaluación del comportamiento del yacimiento
y en la implementación de métodos de recobro mejorado.
Tabla 2. Modelo de Análisis Especiales de núcleos.
2.4. Perfiles de pozos.
Los dispositivos de perfilaje que bajan al pozo son diseñados para medir las
propiedades eléctricas, acústicas y radiactivas de un registro a lo largo de todo el pozo.
Una gran cantidad de dispositivos basados en estos principios de medición han sido
diseñados y utilizados en la industria petrolera desde el año 1927, muchos de ellos
están fuera de uso, otros han sido mejorados con las nuevas tecnologías.
25
Un perfil de pozo, es la representación gráfica de la medida de ciertos parámetros o
propiedades físicas de la roca mediante herramientas especiales a profundidades
registradas, siguiendo principios físicos según el comportamiento de la roca, a través
del cual podemos obtener la respuesta de la formación.
Los perfiles de pozos, gráficamente son registros dispuestos sobre diversos tracks,
en los cuales se busca plasmar a través de las características inherentes a la roca y los
fluidos contenidas en estas, la ubicación de los posibles reservorios de hidrocarburos
comercialmente explotables. En el encabezado de los registros de pozos (Figura 4.) se
encuentran datos básicos acerca de las condiciones iniciales a las cuales fue tomado,
como por ejemplo: la profundidad total, la resistividad del filtrado de lodo de perforación,
la temperatura y presión de fondo, la densidad, viscosidad del lodo, etc. Estos datos
son utilizados para complementar la información requerida por los diferentes software
para realizar la evaluación petrofísica
Para llevar a cabo una evaluación petrofísica se requiere como mínimo: registros de
densidad (FDC), registros Gamma Ray, registros Eléctricos o inducción y de todos
aquellos que puedan existir en el pozo.
Figura 3. Encabezado del Registro de Pozo MGB-39.Fuente PDVSA 2013.
26
2.4.1. Perfiles Resistivos 2.4.1.1. Perfil de Potencial Espontáneo (SP)
Es un registro continuo de diferencia de potencial entre dos electrodos, uno móvil
dentro del pozo (el capta la señal) y el otro electrodo es fijo y esta colocado en la
superficie el cual esta a un potencial constante, todo el registro continuo es función de
la profundidad y expresado en milivotio.
Para que el SP pueda desarrollarse en el pozo tiene que haber un fluido conductor
(lodo a base de agua), y además que el agua del lodo sea mas dulce que el agua de
formación.
2.4.1.2. Perfiles de Inducción (IEL).
Estos registran la resistividad de los fluidos contenidos en la roca, al paso de la
corriente. Las lecturas pueden obtenerse por medición directa de la corriente eléctrica
o por la inducción de los campos magnéticos de estas.
Estos registros representan una combinación de curvas eléctricas o de inducción,
por lo tanto miden la conductividad de la formación. En este se usan múltiples
electrodos los cuales hacen que la corriente fluya en forma lateral hacia la formación y
ayuda a tener un mayor diámetro de investigación. La propiedad que determina es la
conductividad y permite determinar la resistividad de la zona virgen y la zona invadida
con una invasión menor de 100”.
2.4.1.3. Perfil de Inducción Doble
Es una de las mediciones mas utilizada especialmente cuando los diámetros de
invasión son grandes. Este registro incluye entre sus curvas una de rayos gamma
además de tres curvas de resistividad con penetraciones diferentes.
27
La curva de penetración poco profunda se obtiene con un instrumento que mide la
resistividad de la zona limpia e invadida (Rxo).
La curva intermedia mide las resistividades combinadas de las zonas limpia e
invadida (Ri).
La curva profunda mide principalmente la resistividad de la zona no contaminada o
zona virgen. (Rt).
2.4.1.4. Microperfil (ML)
Esta curva registra dos registros, la microinversa y la micronormal, su principal
funciones indicar si existe movilidad en el yacimiento, además permiten determinar el
tope y la base de la formación.
2.4.1.5. Perfil Esférico Enfocado (SFL).
El instrumento SFL mide la conductividad de la Formación cerca del pozo y
proporciona la investigación a un nivel relativamente poco profundo, que es requerida
para evaluar los efectos de la invasión en mediciones de resistividad de mayor
profundidad.
2.4.1.6. Perfil de Enfoque Microesferico (MSFL).
Este dispositivo, con los electrodos de enfoque esférico montados en una
almohadilla tiene dos ventajas: en primer lugar hay un mejoramiento en la medición de
Rxo, en caso de invasiones somera y revoques de bastante espesor y en segundo lugar
en combinación con otros aparatos, específicamente el doble lateroperfil y el densidad
de formación.
28
2.4.2. Perfiles Acústicos 2.4.2.1. Perfil Sónico Compensado (BHC)
Es el registro continuo del tiempo que emplea una onda sonora compresional en
atravesar un pie lineal de formación, ese tiempo empleado por la onda en realizar ese
viaje se denomina tiempo de tránsito y se expresa en t ( microseg/seg ). Es un perfil
que sirve para determinar la porosidad.
2.4.3. Perfiles Radioactivos 2.4.3.1. Registros de Rayos Gamma (Gamma Ray)
La curva de rayos gamma es simplemente una medición de la radiación natural de la
formación y generalmente refleja el contenido de arcilla o lutita de las rocas
sedimentarias. Los elementos altamente radiactivos tienden a concentrarse en las
arcillas o lutitas; por consiguiente, lutitas y arenas lutiticas muestran una radioactividad
alta, en tanto que arenas limpias generalmente exhiben niveles bajos de radioactividad.
En otras palabras la curva de rayos gamma (impulsos de ondas electromagnéticas de
energía alta) permite diferenciar las lutitas y posibles rocas almacenadoras. Entre los
elementos radiactivos más frecuentes en la formación tenemos el Torio, Potasio,
Uranio, etc. ya sea en mayor o menor proporción.
Este tipo de registro introdujo la innovación de ser corridos a hoyo desnudo o a hoyo
entubado y que el fluido conductor no tiene incidencia en la curva, solo que cuando se
utilizan los registros a hoyo revestido debe hacerse la corrección por efecto de hoyo ya
que la excentricidad de la herramienta limita la cantidad de rayos gamma que pueda
detectar cuando el espesor del cemento es mayor. Las lutitas son las formaciones más
radiactivas que existen, por lo tanto la curva de GR lee los más altos valores.
29
2.4.3.2. Registros de Densidad. Formation Density Compensade (FDC).
Los registros Formation Density Compensated, son capaces de mostrar la densidad
de la formación pie a pie a través de principios radioactivos y a partir de estas
determinar la porosidad, la litología atravesada, etc. Esto ocurre cuando los rayos
gamma de mediana energía comienzan a chocar con los electrones que constituyen el
volumen de la formación ya sea roca matriz o los fluidos de la formación, los rayos
gamma cuando chocan con los electrones van perdiendo energía y se dispersan, lo que
se conoce como el “Efecto Compton”. Estos rayos dispersos son los detectados por la
herramienta.
Ningún registro permite determinar la porosidad directamente por lo cual a partir de
la densidad de la matriz y el fluido que contiene se determina el espacio poroso de la
siguiente manera (Figura 4 y Tabla 3).
Figura 4. Densidad de la Formación. Tomado de Bracho 1999.
30
Tabla 3. Densidades conocidas para diferentes formaciones.
2.4.3.3. Perfil de Neutrón (NPHI)
Permite evaluar la porosidad total de las formaciones bombardiandolas con
neutrones para que ellas misma envíen rayos gamma. La herramienta responde a la
concentración de hidrogeno presente en la formación, sirven para evaluar formaciones
arcillosas, litología compleja y para detectar gas en combinación con el perfil de
densidad.
2.4.3.4. Captura Spectroscopy Elemental (ECS)
Mide las concentraciones de los elementos Si, Ca, Fe, S, Ti y Gd en el subsuelo.
Estas concentraciones son usadas para realizar el computo de la mineralogía
formacional expresada en concentraciones de arena (cuarzo, feldespato, mica), arcilla y
carbonatos.
2.4.3.5. Perfil de Resonancia Magnética (MRIL)
Responde solamente a los fluidos hidrogenados en el espacio poroso y descarta
automáticamente los efectos mineralógicos de la roca que los contiene. Obteniendo
resultados como:
Porosidad total, agua en arcilla, efectiva, producible y del agua irreducible.
Distribución de los acuíferos o zonas positivamente invadidas con filtrado de agua.
31
Estimaciones de permeabilidad y viscosidad.
Saturaciones residuales de hidrocarburos en la zona lavada sin ayuda de otros
perfiles.
2.4.4. Registros en Pozos Entubados
Una vez cementada la tubería de revestimiento es necesario verificar la calidad de la
cementación para saber si las diferentes zonas están debidamente aisladas. Así se
constata que no existe comunicación a través del espacio anular comprendido entre el
revestidor y la pared del pozo.
2.4.4.1. CBL
Es un registro continuo de la amplitud de la primera onda de sonido que llega al
receptor a través de la tubería. Esta amplitud viene representada en milivotio. Dicho
registro permite la evaluación cuantitativa del estado de la cementación en la tubería.
2.4.4.2. VDL
Es un perfil de densidad acústica que representa el comportamiento de la
atenuación de la amplitud del tren de ondas recibidas. Permite evaluar cualitativamente
el estado de la calidad de la cementación tanto en la tubería como en la formación.
2.4.4.3. CBT
Es una herramienta con dos transmisores acústicos separados por tres receptores y
permite la evaluación cuantitativa del estado de la cementación de la tubería, pero en
una forma más sofisticada.
32
2.4.4.4. Registro de Producción (PLT)
Los registros de producción suministran una información completa de la cantidad y
tipo de fluidos presentes en los intervalos abiertos a producción/inyección, así como,
determinación de anomalías de la completación, flujos cruzados, soporte para
diseño/evaluación de fracturamientos, etc.
2.4.4.5. Perfil de Decaimiento Térmico (TDT)
Mediante detectores de rayos gamma, mide los cambios relativos en la población de
neutrones térmicos en el medio, con el fin de evaluar las formaciones en los pozos que
están en producción.
2.4.4.6. Perfil de Espectroscopia de Rayos Gamma Inducido (GST)
La función es realizar una evaluación cuantitativa en el pozo revestido, ya sea para
la evaluación de intervalos o para detectar cambios del contenido de fluidos con el
tiempo.
2.4.4.7. Evaluación de formaciones de rocas clásticas
A través de las técnicas de interpretación de los perfiles puedan evaluar la
capacidad de almacenamiento y de producción de hidrocarburos de las rocas clasticas,
específicamente de las formaciones limpias y arcillosas.
2.5. Formaciones Arcillosas
La presencia de arcillas en las rocas de yacimiento ejerce influencias muy
importantes en las lecturas de todos los dispositivos de perfilaje. Estas causan una
reducción en la resistividad de las arenas, porque son buenos conductores eléctricos, y
generalmente, causan un aumento en las lecturas de los perfiles de porosidad.
33
Una formación arcillosa con hidrocarburos que puede exhibir una resistividad muy
similar de aquella mostrada por una arena limpia y acuífera cercana, o por una lutita
adyacente. Esto significa que arenas arcillosas prospectivas pueden ser difíciles de
distinguir en los perfiles de resistividad y, aún si pueden ser localizadas, la aplicación de
la relación de Archie puede dar saturaciones de agua muy pesimistas. Demasiada
arcilla en la roca-yacimiento puede matar su permeabilidad; sin embargo, una cantidad
modesta, si está diseminada por los poros, puede ser beneficiosa al atrapar agua
intersticial y permitir una producción comercial de las zonas de alta Sw. El efecto de la
arcillosidad en la conductividad eléctrica es ilustrado en la Figura.5
Figura 5. Influencia de las Arcillas en la Conductividad de las Formaciones. Tomado de Hernandez y
Urdaneta 2002.
En la Figura 6, se muestra la conductividad de una arena saturada con agua, Co,
como una función de la conductividad del agua saturante, Cw. Si la arena fuese limpia,
el gráfico sería una línea recta pasando a través del origen, con una pendiente de 1/F
como predice la relación que define al factor de formación.
34
Si algo de la matriz de la roca es remplazada por lutita, manteniendo la misma
porosidad efectiva, la línea se desplazará hacia arriba y la porción recta interceptará el
eje de Co en algún valor, C exceso. Esta será la conductividad en exceso producida por
la arcillosidad. Esto significa que el uso de la relación de Archie producirá Sw
demasiado altas debido a que Ct será anómalamente alta para una porosidad dada.
Una relación modificada de saturación de agua, que incluya un término de arcillosidad,
debe ser usada.
2.5.1. Arcillosidad
Se presenta en arenas que tiene en su composición mineralógica granos, láminas,
etc., de arcilla, que afectan o no ciertas propiedades de la formación. Las arcillas son
componentes comunes de las rocas sedimentarias, son aluminosilicatos. Dependiendo
del medio en que se han desarrollado, pueden ser de distintos tipos básicos:
Montmorillonita (Esmectita), illita, clorita o caolinita.
Los tamaños de las partículas de las arcillas son muy pequeños. Por este motivo las
arcillas pueden captar de manera muy efectiva grandes cantidades de agua, las cuales
no fluyen, pero contribuyen a las respuestas de los perfiles. Si por una parte pueden
tener una buena porosidad, por otra, su permeabilidad es esencialmente cero. Por lo
tanto, las lutitas puras son de escaso interés para la producción de hidrocarburos. Por
otro lado, las arenas o carbonatos que contiene cantidades modestas de arcilla, pueden
ser productoras importantes de hidrocarburos.
A continuación se describen las diferentes maneras para establecer los modelos de
arcillosidad, los cuales sirven para realizar sensibilidades que permitan seleccionar el
modelo más adecuado:
2.5.1.1. Determinación del Vsh a partir del GR (Modelo Lineal)
El volumen de arcilla calculado a partir de la curva GR recibe el nombre de Índice de
Gamma Ray (IGR) y está definido por:
35
arenaarcilla
arenaleidoGR GRGR
GRGRI
(4)
Donde:
IGR: Índice de arcillosidad por GR
GRleido: GR leído en la zona a evaluar
GRarena : GR en la arena más limpia en el mismo intervalo geológico
GRarcilla: GR en las arcillas del intervalo geológico
2.5.1.2. Determinación del Vsh a partir de la curva de SP
El volumen de arcilla calculado a partir de la curva SP está dado por:
arenaarcilla
arenaleidoSP SPSP
SPSPVsh
(5)
Donde:
VshSP: Volumen de arcilla de SP
SPleido: SP leído en la zona a evaluar
SParena : SP en la arena más limpia en el mismo intervalo geológico
SParcilla: SP en las arcillas del intervalo geológico
Esta metodología se empleara para pozos con información de perfiles antiguos,
dependiendo en alto grado de la condición del registro para cada pozo evaluado.
2.5.1.3. Determinación del Vsh a partir de Densidad-Neutrón
El volumen de arcilla calculado a partir de las curvas de Densidad y Neutrón, está
definido por:
DshNsh
DNDNVsh
(6)
Donde:
VshDN: Volumen de arcilla a partir de las curvas Densidad-Neutrón
N: Porosidad neutrón leída en la zona a evaluar
D: Porosidad densidad leída en la zona a evaluar
36
Nsh: Porosidad neutrón de la lutita
Dsh: Porosidad densidad de la lutita
2.5.1.4. Determinación de Vsh a partir de Clavier
El volumen de arcilla a partir de Clavier está definido por:
5.02GRCLAVIER 7.0I38.37.1Vsh (7)
Donde:
VshClavier: Volumen de arcilla por Clavier
IGR: Indice de arcillosidad por GR
2.5.1.5. Determinación de Vsh a partir de Steiber
El volumen de arcilla a partir de Steiber está definido por:
GR
GRSTEIBER I5.1
I5.0Vsh
(8)
Donde:
VshSteiber: Volumen de arcilla por Steiber
IGR: Índice de arcillosidad por GR
2.5.1.6. Determinación de Vsh a partir de Larinov
El volumen de arcilla a partir de Larinov está definido por:
12083.0Vsh GRI7.3LARINOV (9)
Donde:
VshLarinov: Volumen de arcilla por Larinov
IGR: Índice de arcillosidad por GR
Se ha observado que Vsh calculado a partir de estas vías, generalmente resulta ser
mayor que el volumen de arcilla real de la formación, por eso muchos petrofisicos los
llaman indicadores de arcillosidad, Ish y no volumen de arcilla. Existe la tendencia de
37
calcular varios indicadores, según la disponibilidad de los perfiles, y escoger el menor
de ellos para usarlo como volumen de arcilla Vsh. También hay quien opina que la
relación entre Ish y Vsh, especialmente el determinado con el perfil de rayos gamma,
(Vsh)GR depende de la relación entre b y sh, (b/sh) y propone que el volumen de
arcilla puede calcularse con Vsh=Ish(b/sh)3 donde b es la densidad promedia de la
arena y sh es la densidad de la lutita vecina y el exponente 3 es empírico.
Tomando en cuenta que la densidad de las lutitas varía según la edad de la roca,
algunos petrofisicos, basado en este concepto, han propuesto relaciones empíricas
entre Vsh e Ish en función de la edad de la roca. La Figura 7 muestra algunas de las
relaciones que se usan actualmente. De todos los indicadores de arcillosidad anteriores
los considerados como los de mayor confiabilidad es el rayos gamma y el de la
combinación densidad-neutron. Teóricamente el de D-N parece ser el mejor, siempre y
cuando no exista ninguna influencia de gas o de hidrocarburos livianos en sus lecturas,
ya que esta (la influencia del gas) reduce el valor calculado de Ish, haciendo parecer
una arena arcillosa como si fuera limpia, en algunos casos.
Figura 6. Relación entre Ish y Vsh. Tomado de Schlumberger 1980.
38
2.5.2. Modelos de Porosidad 2.5.2.1. Arenas Limpias
La porosidad se determina directamente a partir de uno de los registros de porosidad
mediante las siguientes ecuaciones:
Registros de Densidad:
)(
)(
fma
bmad
(10)
Registro Sonico:
)(
)(
tmatf
tmatS
(11)
Registro Neutrónico:
SNPN (12)
CNLN (13)
2.5.2.2. Arenas Arcillosas
Las arcillas dentro del cuerpo de las arenas, en diferentes grados, causan un
aumento en la porosidad. Esto se debe a que las arcillas tienden a disminuir la
densidad total de la formación medido por el registro de Densidad, aumentar el tiempo
de transito de la onda acústica y aumentar la concentración de hidrogeno de la
formación medido por el registro de Neutrón. Por lo tanto, la porosidad obtenida a partir
de las ecuaciones anteriores, deben ser corregidas por la presencia de las arcillas
mediante las siguientes ecuaciones:
Registro de Densidad:
shDsh VD (14)
Registro Sonico:
shSsh VS (15)
39
Registro Neutronico: :
shNsh VN (16)
onde es la porosidad (corregida por arcilla) de la formación, D, S y N las
por
uando se disponen de dos de los registros de porosidad, la porosidad se puede
det
ensidad - Neutrón:
D
osidades determinadas a partir de los perfiles, Dsh, ssh y Nsh las porosidades
determinadas frente a las lutitas vecinas por los distintos dispositivos y Vsh es el
volumen de arcillas.
C
erminar con la combinación de ellos mediante las siguientes ecuaciones:
D
)NshDsh(
)NshDDshN(
(17)
Densidad - Sónico:
)sshDsh(
)sshDDshS(
(18)
Sónico - Neutrón:
)sshNsh(
)sshNNshS(
(19)
Esta porosidad que resulta de la combinación de dos registros recibe también el
nom
.5.3. Saturación de Agua
bre de porosidad crossplot y es el resultado de la solución del sistema de dos de
las ecuaciones de corrección por arcillosidad anteriores, eliminando la incógnita Vsh,
sin la necesidad de calcular Vsh a partir de una tercera curva o fuente. Ya que si se
resuelve el sistema de dos de las tres ecuaciones para Vsh, eliminando la incógnita ,
se obtiene el valor de Vsh de la combinación de dos de los registros mostrados
anteriormente.
2
El valor de la saturación de agua puede servir tanto para determinar la probabilidad
de producción de hidrocarburos de una formación como para determinar el volumen de
40
hid
ca en papel
garítmico F vs. y la pendiente de la línea recta será el factor de Cementación “m” y
“a”
entación y varía con la porosidad, distribución de los granos y
su tamaño, la intercomunicación de los poros y la litología. Este factor es muy
imp
rocarburos existente en un tamaño determinado de yacimiento, o sea, calculo de
reservas. La saturación de agua, Sw, se define como la fracción del volumen poroso
ocupado por el agua o la relación entre el volumen de agua y el volumen poroso.
2.5.3.1. Factor de Cementación “m” y Coeficiente de Tortuosidad “a”
Como el factor de formación viene en función de porosidad, se grafi
lo
será el intercepto a la porosidad fraccional. Para valores de porosidades menores de
10 % se recomienda esta prueba a presión de sobrecarga, las cuales pueden indicar
diferencias insignificantes en las relaciones de Factor de formación- porosidad, pero la
constante de cementación “m” es mayor bajo condiciones de sobrecarga, y aunque la
porosidad cambia ligeramente, la reducción en el espacio poroso origina diferencias
bastantes notables en la resistividad; siendo la máxima presión aplicable igual a la
mitad de la profundidad.
“m” es el factor de cem
ortante obtenerlo con la mayor precisión posible, debido a su relación directa con la
saturación de agua. En areniscas normales este valor está alrededor de 2, para calizas
o formaciones carbonatadas o con baja porosidad, la Shell propone la siguiente
relación:
019.087.1m (20)
Para formaciones fracturadas m varía entre 1.3 y 1.4, en formac
hasta 2.5. A continuación se presentan valores de m para diferentes tipos de roca.
(Ta
iones compactas
bla 4)
41
Tabla 4. Diferentes litologías con su respectivo valor de exponente de cementación.
La Figura 8 muestra las relaciones de F y más usados comúnmente, obsérve
que las relaciones F = 0.81/2 y F = 0.62/2.15 , dentro del rango de porosidad de 11%
a 2
se
8% las dos curvas se sobreponen indicando que dan el mismo resultado.
Figura 7. Factor de Resistividad de Formación vs. Porosidad. Tomado de Schlumberger 1980.
42
2.5.3.2. Exponente de Saturación “n”.
La fórmula empleada para el cálculo de índice de resistividad y el exponente de
saturación “n” de cada muestra es:
o
t
R
RI (21)
La resistividad de las muestras a diferentes saturaciones se obtiene, cuando se
realiza la prueba de presión capilar por el método del plato poroso, con este valor de la
resistividad verdadera de la formación Rt y como se conoce el valor de la resistividad de
la muestra 100 % saturada de agua de formación Ro, se calcula el índice de resistividad
a diferentes saturaciones de agua obtenidas. Ahora bien, como el valor de índice de
resistividad es función de la saturación de agua, se gráfica en papel logarítmico IR vs.
Sw y la pendiente de la línea recta será el exponente de saturación “n” y el intercepto
de la gráfica es igual a 1.0 y esto ocurre cuando Rt = Ro.
El parámetro n, llamado exponente de saturación varía levemente según la roca-
yacimiento que se trate. Se ha dicho que el factor fundamental en el control de su
magnitud es la humectabilidad de la roca
s de 2 (3.4 o aún mayores, pudiendo en
lgunos casos pasar de 10); pero este tipo de rocas es muy raro. En general, la
a
os poros está cubierta por una película de agua con
gotas de petróleo suspendidas en el medio, pero puede ocurrir, a veces, una condición
de humectabilidad dalmática, cuando el petróle
ma
, en las rocas mojadas completamente por
petróleo n puede alcanzar valores mayore
a
m yoría de las rocas son mojadas por agua, o sea, aunque la mayor parte del fluido
poral sea petróleo, las paredes de l
o toma contacto ocasionalmente con la
triz de la roca. En rocas mojadas por agua, n toma valores de 2, siendo esta la
condición más común de las formaciones venezolanas.
2.5.3.3. Capacidad de Intercambio de Cationes. CIC.
En la superficie de las arcillas se produce un intercambio de iones que puede alterar
la porosidad y reducir la permeabilidad y la resistividad de la formación, dando origen a
valores erróneos de la saturación de agua calculada.
43
El CIC varia con el tipo y cantidad de arcillas presentes. Se expresa en
mil
nentes más importantes de la
ca en el análisis de registros. Además de sus efectos en la porosidad y la
s eléctricas que tienen una
ran influencia en la determinación de la saturación de fluidos.
a parte complica la determinación
de
ión viene expresado por la ecuación:
iequivalentes por 100 gr. de roca seca y se determina mediante titracion. Su uso en
las ecuaciones de Waxman-Smits permite calcular la saturación de agua en
formaciones arcillosas.
2.5.3.4. Modelo de Simandoux
Este modelo empírico está basado en el concepto de la fracción volumétrica de
arcilla y es utilizado para el cálculo de la saturación de agua en arenas arcillosas.
Tiene la ventaja de no necesitar parámetros determinados a partir de análisis
especiales de núcleos. La arcilla es uno de los compo
ro
permeabilidad, está importancia surge por sus propiedade
g
La presencia de arcilla en la roca reservorio es un factor extremadamente
perturbador en la evaluación de formaciones. Por un
los hidrocarburos en el lugar, y por otra parte afecta la habilidad del reservorio para
producir estos hidrocarburos.
El modelo de saturac
2Rt
Swm
em
e
Rsh2
VshRwa
Rsh
VshRwaRwam
e
n1
2
(22)
on
a: Coeficiente de tortuosidad
m: Factor de cementación
Rt: Resistividad verdadera de la formación, ohm-m
D de:
Sw: Saturación de agua
n: Exponente de saturación
Rw: Resistividad del agua de formación, ohm-m
44
Rsh: Resistividad frente a la arcilla, ohm-m
Vsh: Volumen de arcilla (Larinov), fracción
e: Porosidad efectiva, fracción
trabajos de laboratorio y estudios teóricos, Waxman y
Smith propusieron en 1968, una relación de saturación-resistividad para formaciones
arc la lutita con la resistividad
total de la formación y la capacidad de intercambio catiónico de la lutita (CEC, Caption
Exchange Capacity).
s para calcular la saturación de agua en arenas
2.5.3.5. Modelo de Waxman-Smith
Teniendo como base extensos
illosas que vinculaban la contribución de la resistividad de
La ecuación de Waxman Smit
arcillosas es la siguiente:
n1
m
Sw
Qv*B*Rw1
A*Rw
*RtSw (23)
, ohm-m.
m-m.
: Factor de cementación corregido por arcilla.
arcillosidad.
: Constante de Archie.
Qv
Donde:
Sw: Saturación de agua en la zona virgen, fracción.
Rt: Resistividad verdadera en la zona virgen
Rw: Resistividad del agua de formación, oh
: Porosidad, fracción.
m
n: Exponente de saturación corregido por
A
: Capacidad de intercambio catiónico en la zona virgen, meq/cc
B: Conductancia equivalente de la zona (calculada en base a la temperatura y Rw). La
cual se obtuvo a partir de la siguiente ecuación:
27.0T045.0Rw1
28.1T000406.0T225.0B
2 (24)
23.1
45
Do
ación
Rw: Resistividad del agua de formación, ohm-m.
Modelo de Indonesia (Poupon-Leveaux)
para resolver algunos problemas
egión del sudeste asiático (Indonesia),
y es a menudo referida como la ecuación de Indonesia. La formula esta integrada en 3
una porción llamada mecanismo
y arena arcillosa). La formula de
abreviada es la siguiente:
nde:
T: Temperatura de la form
2.5.3.6.
La relación de Poupon-Leveaux fue desarrollada
en él calculo de las saturaciones de agua en la r
partes: una porción de arena, una porción arcillosa y
de vínculo cruzado entre los dos tipos de roca (arena
Indonesia en una versión
2wshsh
2w
shshw2w
wt S.C.VS
C.V.C2S
CC
FF
La expresión a la izquierda de la raíz represe
(25)
nta la porción de arena y la expresión a
la derecha de ésta representa la porción arcillosa. El término dentro de la raíz se
considera como el vínculo entre la arena y la arcilla.
La ecuación de Indonesia provee de relativamente buenos resultados de saturación
de agua excepto a altos valores de saturación de agua. La ecuación de Indonesia
puede también reescribirse en términos de resistividad:
2/nw
w
2/m
sh
)2
V1(
shV1sh
t
SaRRR
(26)
en Indonesia ya que allí las
lativamente frescas aguas formacionales y los altos grados de arcillosidad,
evi
Esta ecuación fue desarrollada para usarse
re
denciaban los inconvenientes presentados por otros modelos. Posteriormente ha
resultado ser útil en otras áreas y por lo tanto ha sido ampliamente usada por los
analistas de registros de pozos.
46
2.6. Formaciones Limpias
ismos ver numerales pudiéndose
tomar valores de m en un rango entre 1.5 y 3.0 y de n entre 1.3 y 8.0. La dispersión de
los
El parámetro a se considera constante para una litología dada y
para areniscas cuando m = 2.0; lo que equivale a a = 0.62 cuando m = 2.15; y en
car
lo son los gráficos de Pickett y Hingle. Ambos métodos
enen la versatilidad de no solo arrojar un valor muy preciso de saturación de agua
w), sino de también ayudar a calcular otros parámetros necesarios para lograr una
xitosa evaluación durante el perfilaje.
.6.1. Técnica Gráfica de Pickett
Como se ha venido mencionando, los parámetros más críticos en la evaluación de
Sw, son m y n. De acuerdo a numerosos estudios realizados en núcleos de arenisca se
han reportado considerables variaciones de los m
valores es significante, aunque el promedio de los yacimientos más comunes tiende
a 2.0 para ambos parámetros. En términos generales se asume que ambos parámetros
son iguales.
su valor es de 0.8 1
bonatos se utiliza a = 1.0, pero siempre entendiendo que los valores mas confiable
de a, m y n son aquellos obtenidos a partir mediciones de muestras de núcleo.
De igual manera, estos valores pueden ser obtenidos con cierto grado de error, a
partir de técnicas gráficas como
ti
(S
e
2
erdadera
Basándose en un análisis logarítmico básico, Pickett tuvo como único propósito
convertir la data distorsionada en una cercana estimación de la saturación de agua, sin
necesidad de conocer muchos parámetros del yacimiento (m, Rw).
La aproximación de Pickett se basa en la consideración de la ecuación básica de la
resistividad v
mnT SwR
Rwa
(27)
47
Si tomamos logaritmos en ambos lados de la ecuación anterior tendremos:
SwLognLogmRwaLogRLog T (28)
n un gráfico Log-Log de Rt vs. , la ecuación de los puntos de la zona con Sw igual
a 1
E
00% (Log(Sw)= 0), representará la familia de líneas rectas con pendiente de -m,
cuyo intercepto es de “aRw” en la abscisa de = 100%. Los puntos de la zona con Sw
menor a 100% caerán por encima de la línea recta. La ecuación de la línea recta para
una zona Acuífera es la siguiente:
LogmRwaLogORLog (29)
Los errores en conjunto de todos estos parámetros pueden dar una variación de
onsecuentemente, es deseable hacer todo lo posible
ara minimizar la incertidumbre, tal como medir Rw de muestras de agua, calibrar las
por
±20% en la estimación de Sw. C
p
osidades con núcleos, chequear los perfiles con los de pozos vecinos y derivar m y a
de ser posible de los análisis de núcleos. Este gráfico puede usarse también para
calcular Rw, o m el caso de no conocerlos.
2.6.2. Técnica Gráfica de Hingle
Originalmente, era un gráfico de resistividad/con
tránsito, pero rápidamente se extendió su aplicación a gráficos de resistividad vs.
porosidad del dens ad
vs. porosidad, etc.
ductividad vs. valores de tiempo de
ity, resistividad vs. porosidad del neutrón, micro y mesoresistivid
Hingle combina la relación del factor de formación con la ecuación de saturación,
ambas de Archie, trabajando con valores para m y n de 2, y a de 1, llevando la ecuación
a la expresión que se muestra a continuación:
21
TW R
RwS
(30)
Si de la ecuación anterior Rw permanece constante, entonces Sw. será
proporcional a 1/(Rt)1/2. Utilizando este método de Hingle con la escala apropiada se
puede estimar gráficamente la saturación de agua, u otro parámetro como Rw, de ser
necesario.
48
Las limitaciones del método gráfico son: Rw debe ser constante para los intervalos a
analizar, no deben existir intervalos acuíferos con muchas variaciones de porosidad,
ambios en la litología de un intervalo a otro y que las formaciones analizadas sean
2.7
c
relativamente arcillosas.
. Propiedades de roca a partir de análisis de núcleo 2.7.1. Presión Capilar
Las curvas de presión capilar obtenidas en núcleos de yacimientos, constituyen una
for
o agua. En estos métodos la cantidad de
fluido que entra en el sistema poroso, mediante una definida presión externa aplicada,
es medida. El volumen de fluido y la presión determin
cap
determinado “tamaño” a la presión usada. El
fluido) a la máxima presión puede ser
onsiderado como el valor de porosidad efectiva.
ma de medir la distribución del tamaño de los poros. Tales curvas se obtienen
mediante la inyección (forzamiento) de mercurio en el núcleo conteniendo aire o la
inyección de petróleo en la muestra conteniend
an un punto de la curva de presión
ilar. La presión entonces se incrementa y un nuevo valor de la cantidad de fluido
inyectado es medido. En esta forma suficiente información es obtenida para determinar
una curva que relaciona volumen y presión.
Esta curva, señalada en la Figura 9 se llama “Curva de Presión Capilar” y puede ser
interpretada como una medida de la distribución del tamaño de los poros presentes en
el núcleo. Esto es, el volumen de fluido que entra en la roca a una determinada presión
es igual al volumen de poros que tiene un
máximo volumen de fluido entrante (todo el
c
49
Figura 8. Curva de Presión Capilar. Tomado de Acosta 2002.
2.7.2. Petrofacies y Radio de Gargantas de Poros
En 1952, H. D. Winland descubrió que el radio de las gargantas de los poros medido
de la ecuación básica de presión capilar, podía ser estimado a partir de los datos de
porosidad y permeabilidad de los análisis convencionales de núcleos a condiciones de
superficie. Combinando estos datos con las pruebas de presión capilar, él desarrolló
para 56 muestras de areniscas y 26 de carbonatos, una relación empírica entre
porosidad, permeabilidad al aire y radio de la garganta de poros correspondiente a una
saturación de mercurio de 35% (R35). La ecuación de Winland fue usada y publicada
por Kolodzie en 1980, y se escribe de la siguiente forma:
Log864.0KairLog.588.0732.035RLog (31)
50
Donde:
R35 = es el radio de apertura de poro correspondiente a un 35% de espacio poroso
ocu
e las gargantas de los poros,
y es una buena medida de las gargantas de poros conectadas más g
n una roca con porosidad intergranular. En la Figura 10 se muestra el mercurio en un
edio poroso y permeable.
pado por el mercurio en micras (m).
Kair = es la Permeabilidad Absoluta al aire sin corregir en (md).
= es la Porosidad en porcentaje.
El radio de garganta de poro R35 se define como el tamaño de la garganta del poro
obtenido a partir de la curva de presión capilar donde el fluido no mojante (mercurio) se
encuentra saturando el 35 % de la porosidad. El radio de la garganta de poro R35 es
una función del tamaño de la apertura y el escogimiento d
randes que existen
e
m
Figura 9. Mercurio en un medio poroso y permeable. Tomado de Hernandez y Urdaneta 2002.
En 1985, Coalson, Hartmann y Thomas propusieron una clasificación de la
geometría de poros basada en el tamaño de las gargantas de poros obtenidos a partir
de pruebas de presión capilar por inyección de mercurio. Es aquí, donde por primera
51
vez es introducido en concepto de Petrofacies definiéndose como una unidad de roca
con propiedades petrofísicas similares y una relación consistente entre porosidad,
permeabilidad, saturación de agua y radio de gargantas de poros, éstas representan
unidades con capacidad de flujo similar. (Tabla 5).
Tabla 5. Clasificación propuesta por Coalson, Hartmann y Thomas,de acuerdo al tamaño de
apertura de poro.
De manera gráfica se ha acostumbrado a identificar las Petrofacies con un color,
siendo el rojo para la Petrofacies Megaporosa, Azul para la Macroporosa, Verde para la
Mesoporosa, Amarillo para la Microporosa y por último Marrón para la Nanoporosa.
El concepto de Winland fue modificado en 1992 por Pittman, quien aplicó un método
similar a un conjunto de muestras de núcleos tomados en formaciones comprendidas
en Edades desde el Ordovísico hasta el Terciario, estableciendo 14 correlaciones
10 a 75%:
empíricas para radios de gargantas de poros correspondientes a saturaciones de
mercurio (Ri) de
Log385.0KairLog.500.0459.010RLog (32)
Log344.0KairLog.509.0333.015RLog (33)
Log303.0KairLog.519.0218.020RLog (34)
Log350.0KairLog.531.0204.025RLog (35)
Log420.0KairLog.547.0215.030RLog (36)
Log523.0KairLog.565.0255.035RLog (37)
Log680.0KairLog.582.0360.040RLog (38)
52
Log974.0KairLog.608.0609.045RLog (39)
Log205.1KairLog.626.0778.050RLog (40)
Log426.1KairLog.632.0948.055RLog (41)
Log666.1KairLog.648.0096.160RLog (42)
Log979.1KairLog.643.0372.165RLog (43)
Log314.2KairLog.627.0664.170RLog (44)
Log626.2KairLog.609.0880.175RLog (45)
2.7.3. Unidades de Flujo o Unidades Hidráulicas
Las unidades hidráulicas están definidas como elementos representativos del
volumen total del yacimiento en los cuales las propiedades geoló
que afectan el flujo de fluidos son internamente consistentes
diferentes a las propiedades de otros volúmenes de rocas.
Las unidades hidráulicas están relacionadas con la distribución de facies geológicas
pero no necesariamente coinciden con los límites de facies. De
unidades hidráulicas no son verticalmente contiguas.Las unidades
definidas por:
Atributos geológicos de textura, mineralogía, estructuras sedim
de capas y naturaleza de barreras de permeabilidad.
Propiedades petrofísicas de porosidad, permeabilidad y presión
gicas y petrofísicas
y predeciblemente
esta manera, las
hidráulicas quedan
entarias, contactos
capilar.
CAPÍTULO III
xtensión y
compresión) entre las placas tectónicas de Norteamérica, Sudamérica, Caribe y
Pacifica.
La Cuenca del Lago de Maracaibo, está enmarcada por tres alineamientos
orogénicos mayores: La Sierra de Perijá al Oeste, Los Andes de Mérida al Sureste y la
Serranía de Trujillo al Este. Estos elementos tectónicos mayores fueron clasificados por
Miller et al. (1958) como "Cinturones Móviles"; dentro de los cuales, se desarrolla un
amplio sinclinorio que integra estructuralmente a la Cuenca Petrolífera del Lago de
Maracaibo.
Además de estos elementos, dicha cuenca se encuentra limitada por tres sistemas
de fallas que se ubican de manera aproximadamente triangular, integrada por el
sistema de la Falla de Boconó al este y sureste, el sistema de la Falla de Santa Marta al
oeste y suroeste y el Sistema de la Falla de Oca hacia el norte, conformando así el
denominado Bloque de Maracaibo.
Otros elementos de importancia son los anticlinorios de Falcón hacia el noreste, la
Falla de Valera al este, la Falla del Tigre al noroeste y las fallas que se ubican dentro de
la Cuenca, siendo las más importantes la Falla Lama - Icotea, las fallas de Urdaneta,
Pueblo Viejo y VLE-400.
GENERALIDADES DEL ÁREA DE ESTUDIO 3.1. Introducción
La Cuenca del Lago de Maracaibo corresponde a un dominio Intracratónico
relativamente estable cuyos rasgos estructurales son el resultado de un lago ciclo
evolutivo de interacción compleja (regímenes superimpuestos de e
54
Fig
y la evolución tectónica estratigráfica de la Cuenca del Lago de Maracaibo
es el resultado de un largo ciclo evolutivo de interacción compleja de las placas
tectónicas de Norteamérica,
amiento de la parte central de lo que hoy es
la Cuenca del Lago de Maracaibo, este levantamiento fue originado principalmente por
las orogénesis Her
ormación Mucuchachi y equivalentes de edad
Ordovícico.
ura 10. Marco estructural regional de la Cuenca del Lago de Maracaibo. Fuente PDVSA/International
Reservoir Technologies, IRT 2002.
3.2. Origen y evolución tectónica estratigráfica de la Cuenca del Lago de
Maracaibo
El origen
Sudamérica, Caribe y Pacifica que finalizó durante el
terciario superior.
Inicialmente, antes de comenzar a desarrollarse de forma marcada la Cuenca del
Lago de Maracaibo (CLM), hubo un levant
ciniana y Caledoniana este evento fue el responsable del
adosamiento de terrenos Precámbricos y Paleozoicos al Oeste de Venezuela los cuales
actualmente constituyen el basamento de la cuenca del Lago de Maracaibo, ejemplo de
esto son los metasedimentos de la F
55
Cinturón Orogénico del Paleozoico Inferior.
Cinturón Orogénico del Paleozoico Superior.
Cinturón Orogénico del Paleozoico Inferior.
Cinturón Orogénico del Paleozoico Superior.
Figura 11. Distribución geográfica de los terrenos precámbricos y paleozoicos para el Norte de
Suramérica. Fuente PDVSA/International Reservoir Technologies, IRT 2002.
el Triásico – Jurásico (Mesozoico Temprano); un periodo tectónico
xtensional, es decir, de agrietamiento inicial, la apertura de Pangea y desarrollo del
pro
uyeron en la evolución de las cuencas sedimentarias venezolanas,
ejemplo de dichas estructuras es la ubicada en el subsuelo de la Cuenca del Lago de
Ma
Durante
e
tocaribe que indujo el desarrollo de estructuraciones producto de la separación de
las placas Norteamericana y Suramericana como lo son los valles de extensión y
grabenes de tendencia Noreste (NE) formados a lo largo del territorio Venezolano, que
posteriormente infl
racaibo.
Estas estructuras fueron rellenadas durante el Jurásico por sedimentos tipos capas
rojas como es el caso de la Formación La Quinta en el subsuelo de la Cuenca del Lago
de Maracaibo.
56
Figura 12. Configuración estructural de la Cuenca del Lago de Maracaibo.(1), Durante Triásico –
Jurásico temprano, donde se observa el supercontinente pangea. (2), Durante el Jurásico tardío se
observan estructuras producto de la apertura de pangea. Fuente PDVSA/International Reservoir
Technologies, IRT 2002.
los grandes surcos anteriormente generados controlaron la
sedimentación durante este tiempo y finalmente fueron rellenados durante el Cretácico
temprano por los clásticos arenosos de la Formación Río Negro, evidencia de esto son
los espesores de la Formación antes mencionada, que van desde 2 Km. en el surco de
Machiques hasta unos pocos metros en algunas localidades en el flanco Norandino.
Durante el Cretácico, en general, la cuenca se comporta como un margen pasivo,
principalmente
57
Figura 13. Configuración estructural de la cuenca de Maracaibo durante el Cretácico Temprano. Fuente
PDVSA/International Reservoir Technologies, IRT 2002.
En la figura 13 continua la apertura continental y Norteamérica siendo separada de
Sudamérica, en la cuenca de Maracaibo es depositada la formación Río Negro
ipo
ma a
carb llo.
(Formaciones Apón, Lisure y Maraca).
A finales del Barremiense la cuenca comienza a comportarse como una cuenca t
rgen pasivo, se establece una subsidencia, se desarrolló una extensa plataform
onática donde se depositaron las formaciones correspondientes al Grupo Cogo
En la figura 14 se muestra como continua la apertura continental comenzando la
sedimentación del grupo Cogollo
58
Figura 14. Configuración estructural de la cuenca de Maracaibo durante el Cretácico Temprano
(Barremiense). Fuente PDVSA/International Reservoir Technologies, IRT 2002.
crónica
hacia el oeste de Venezuela, la invasión marina que llego a cubrir extensas zonas hacia
el
ón a un régimen compresivo, este régimen es el
resultado de la colisión del arco volcánico del pacifico al oeste de la placa
Su
s respecto a los ambientes más profundos de
Formación La Luna, estas unidades regresivas están representadas por las
formaciones Colon y Mito Juan.
En el cretácico tardío se inicia desde el este de Venezuela y de manera dia
sur del país, y se deposito durante este tiempo la espesa secuencia clástica
carbonática de la Formación La Luna.
El Cretácico tardío marca la transici
ramericana. El ciclo marino del cretácico sufre un cambio gradual evidenciado por los
depósitos de unidades regresiva
59
Durante este tiempo, la cuenca fue sometido a una serie de compresiones producto
del choque de la placa caribe con la de Sudamérica en el oeste de Colombia, al mismo
tiempo una convergencia Norte Sur entre la placa norteamericana y suramericana
produjo deflexiones al oeste de la cuenca.
Figura 15. Configuración estructural de la cuenca de Maracaibo durante el Cretácico Tardío
(Maestrichtiense). Fuente PDVSA/International Reservoir Technologies, IRT 2002.
no a medio, continua la deflexión, Venezuela sufre de
forma mas severa el Choque oblicuo de la placa Caribe y Suramericana, lo que genero
En la figura 16 se muestra la continuación del avance de la placa del Caribe hacia el
oeste produciendo deformación en toda la cuenca, en la zona occidental de Colombia
se produce una marcada retirada del mar, evidenciada en la sedimentación de la
formación Colon.
Durante el paleoceno Tempra
60
un
ordillera central de Colombia, esta orogenia
produce la exposición de la Formación Guasare erosionándose asociada la secuencia
depositada generándose la discordancia Paleoceno Eoceno Temprano.
levantamiento en la periferia del cartón de Guayana y al suroeste de la Cuenca del
Lago de Maracaibo creando una fuente de sedimentos para que se depositara la
Formación Guasare. Posteriormente la subducción de la placa caribe debajo de
Colombia produce el levantamiento de la c
Figura 16. Configuración estructural de la cuenca de Maracaibo durante el Paleoceno. Fuente
PDVSA/International Reservoir Technologies, IRT 2002.
En la figura 17 se muestra el avance de la placa del Caribe hacia el oeste
produciendo deformación y flexuramiento en toda la cuenca, se produce el
levantamiento de la cordillera central Colombiana.
61
Durante el Eoceno Temprano continua la rápida subsidencia creada por la tectónica
del caribe y el marco de sedimentación se caracterizo por sistemas Delticos Estuarinos,
Fluvio Costeros y Marinos en diferentes ubicaciones geográficas delante de los frentes
de corrimientos, ya sea el de Perijá o el relativamente más joven del Estado Lara. Hacia
el noroeste de la Placa Suramericana, la colisión oblicua del arco de las Antillas
Menores provocó una sucesiva generación de escamas tectónicas (napas) con
vergencia hacia el sur y sureste. Durante el eoceno temprano medio son sedimentadas
las formaciones Misoa y Paují.
F
as las formaciones Misoa y Paují.
igura 17. Configuración estructural de la cuenca de Maracaibo durante el Eoceno Medio. Fuente
PDVSA/International Reservoir Technologies, IRT 2002.
En la figura 18 se sigue mostrando el avance del frente de la placa de la placa del
Caribe sobre la cuenca de Maracaibo donde se produce adosamiento de las napas de
Lara bajo un sistema transpresivo, son sedimentad
62
Durante el Eoceno Tardío, comienza el levantamiento Andino, aumenta la carga
litoestática producto del frente de deformación. Como las Napas del Caribe son
expuestas, se incrementa la carga de sedimentos causada por un marcado sistema
compresivo que produce una trasgresión a través de la Cuenca de Maracaibo
evidenciado en lutitas fluvio-deltáicas, areniscas y capas de carbón de la Formación
Carbonera. Cercano al final del Eoceno, continua la migración al norte y oeste de la
placa de Sudamérica resultando la aparición del sistema de fallas El Tigre producto del
sistema transpresivo. Una serie de fallas con orientación norte-sur son originadas en la
cuenca. Este conjunto de fallas normales originadas durante la fase extensional en el
Jurásico, fueron reactivadas periódicamente hasta el Eoceno Temprano. Las mayores
fallas son de oeste a este, Tigre, Icotea, Pueblo Viejo y Valera. Algunos
desplazamientos a lo largo de estas fallas mayores, cambian su carácter extensional a
fallas transcurrentes con componente sinestral durante el Eoceno Medio-Inferior,
periodo en el cual se origina una compresión oblicua producida entre las placas del
Caribe y Suramérica.
Durante el Oligoceno las Napas de Lara adquieren su posición actual y el mar
Proto-Caribe se retira creando una mayor discordancia. Esta retirada esta marcada por
el comienzo de la orogénesis Andina. En el Oligoceno Superior como la placa de
Suramérica continua su migración hacia el oeste, y fallas transcurrentes se desarrollan
a lo largo del aloctono obducido (Napas de Lara). En la siguiente figura se muestra el
avance de las napas del Caribe (napas de Lara) donde se producen un sistema
transpresivo con fallas transcurrentes en la cuenca de Maracaibo produciendo una
inversión de la cuenca.
63
Figura 18. Configuración estructural de la cuenca de Maracaibo durante el Oligoceno Temprano.Fuente
de Flacón (noreste de la Cuenca de Maracaibo), producto del
comienzo de fallamiento transcurrente.
Durante Oligoceno Tardío, la orogénesis andina es producida por la Placa del Caribe
al subducir por debajo de la Placa suramericana aproximadamente a través de la
Cuenca de Maracaibo. El noreste de la Cuenca de Maracaibo, y la isostasia de la
Cuenca de Falcón producen fallamiento normal. En el oeste, la Proto-Sierra de Perijá
aporta sedimentos a la Cuenca de Maracaibo evidenciado por los depósitos
continentales de la Formación Peroc. El levantamiento de la Sierra de Perijá y los
PDVSA/International Reservoir Technologies, IRT 2002.
La discordancia del Eoceno (Formación Misoa) continúa durante el Oligoceno
removiendo toda la sedimentación previa del Miembro Santa Bárbara de la Formación
La Rosa del Eoceno Superior. Varias hipótesis plantean que la falta de sedimentos del
Oligoceno en la Cuenca de Maracaibo. Una de estas hipótesis, propuesta por Pindell
(1998) plantea que la erosión es el resultado de los cambios isostáticos alrededor del
flanco sur de la Cuenca
64
Andes comienza y son depositadas espesas secuencias continentales de abanicos
aluviales. El Lago de Maracaibo es expuesto y continua la erosión hasta el final del
Oligoceno. Se estima que 3 Km de sedimentos fueron erosionados en el nor-este de la
Cuenca de Maracaibo.
Durante el Mioceno inferior, el equilibrio isostático se produce y la erosión de la
topografía originada por la orogénesis andina producen una marcada subsidencia en la
Cuenca de Maracaibo, depositándose la Formación La Rosa.
En la figura 19 se muestra como comienza a levantarse la sierra de Perijá y se
generan numerosos sistemas de fallas en la cuenca donde se sedimenta la Formación
La Rosa.
Figura 19. Configuración estructural de la cuenca de Maracaibo durante el Mioceno Temprano.Fuente
PDVSA/International Reservoir Technologies, IRT 2002.
65
Para el Mioceno Medio se deposita sobre la Formación La Rosa sedimentos fluviales
correspondientes a la Formación Lagunillas. La espesa secuencia sedimentaria de la
Formación Lagunillas es contemporánea al levantamiento y erosión de la Sierra de
Perijá al oeste del Lago de Maracaibo, y aproximadamente 3 o 4 Km de sedimentos son
dep
ío. El sistema compresivo
generado al sureste y el sistema de fallas destrales de los Andes evidencian el
mo
on el oeste de la Cordillera central de Colombia, continuando la compresión
de las placas del Caribe y Suramérica. Como resultado de este levantamiento se
produce un influjo adicional de sedimentos en la Cuenca de Maracaibo produciendo su
vasculamiento.
Para finales del Mioceno, el movimiento relativo entre las placas de Suramérica y del
Caribe este-oeste, originan una gran falla de componente destral conocida como falla
de Oca. La falla de Oca separa la Cuenca de Maracaibo del arco de sedimentos
alóctonos derivados por el frente de deformación al pasar la Placa del Caribe al norte
de la Cuenca de Maracaibo durante el Paleoceno -Eoceno Medio
En la figura 20 también se muestra el progresivo avance del frente de deformación
de la placa del Caribe representado por las napas del Caribe en la cuenca de
Maracaibo y el avance del arco de Panamá sobre Colombia producen el levantamiento
andino aumentando en el espesor de sedimentos en la cuenca produciendo
vasculamiento hacia el sur, se generan los tres importantes sistemas de fallas que
conforman la cuenca de Maracaibo.
ositados.
La posición relativa de las placas durante el Mioceno Tard
vimiento relativo al sureste del la Placa del Caribe. La plataforma de Maracaibo
migra al norte y este hasta su posición actual causado por la colisión del Arco de
Panamá c
66
Figura 20. Configuración estructural de la cuenca de Maracaibo durante el Mioceno Tardío. Fuente
PDVSA/International Reservoir Technologies, IRT 2002.
Durante el plioceno al holoceno los movimientos de la placa caribe están asociados
con
La columna estratigráfica de la Cuenca de Maracaibo está integrada desde el
Basamento Pérmico ígneo-metamórfico hasta la Formación El Milagro de edad
Pleistoceno.
Los sedimentos que constituyen la Cuenca de Maracaibo alcanzan un volumen total
de aproximadamente 250.000 Km3 (Martínez 1976, en González de Juana et al. 1980),
un decrecimiento en la contracción y un incremento en la deformación rumbo
deslizante, la relación entre las placas es un movimiento tipo horizontal, y predominio
de sedimentación tipo continental.
3.3. Marco Estratigráfico Regional
67
estos sedimentos fueron depositados en un rango de edades que van desde el Jurásico
hasta el Holoceno. Sin embargo, es durante el Cenozoico es cuando la cuenca recibe el
mayor volumen de sedimentos.
Para la región occidental de Venezuela los terrenos Precámbricos y Paleozoicos son
de tipo aloctonos que comenzaron su adosamiento a Sur América durante el Paleozoico
Temprano (Orogenesis Caledoniana, 570 a 385 Millones de años) y el Paleozoico
Superior (Orogénesis Herciniana, 385 a 245 Millones de años) y un ultimo adosamiento
que tuvo lugar a fines del Mesozoico (Cretácico). Estos terrenos conforman, junto a los
sedimentos tipos capas rojas como los de la Formación La Quinta de edad Jurasico el
basamento de la Cuenca del Lago de Maracaibo.
Sobre este basamento parcialmente erosionado se depositó la siguiente secuencia
de sedimentos:
Durante el Cretácico inicialmente la sedimentación fue controlada en su inicio por las
estructuras generadas durante el Jurasico, ejemplo de este tipo de sedimentación son
los e
genero un sistema d sí el grupo Cogollo
(Formaciones Apon, Lisura y Maraca). La subsidencia se hace mas marcada y se inicia
una
es regresivas respecto a los ambientes más
rofundos de la Formación La Luna, pasando verticalmente a calizas glauconiticas
(M
urante el Paleógeno Inferior (Paleoceno – Eoceno) se depositaron los sedimentos
del
clásticos arenosos de la formación Río Negro. Posteriormente por subsidencia s
epoitacional tipo carbonatito conformándose a
gran invasión marina que cubre grandes extensiones hacia el Sur del país
depositándose rocas de tipo carbonaticas, lutiticas y staniticas ricos en materia orgánica
como es el caso de la Formación La Luna en subsuelo del la Cuenca del Lago de
Maracaibo.
El Cretácico finaliza con unidad
p
iembro Socuy), lutitas oscuras y areniscas delgadas de las Formaciones Colon y Mito
Juan.
D
Grupo Orocue posiblemente las Formaciones Guasare y Marcelina cuya
68
sedimentación posiblemente fue controlada por frentes de deformación debido a la
colisión de la placa de Nazca y el Occidente de Colombia.
En el Eoceno el marco de sedimentación fue bastante compleja caracterizado por
sis
urante el Paleógeno Superior (Oligoceno) la sedimentación fue preservada
prin
clásticos arenosos del Grupo Fausto (Formaciones Carbonera y
Ceibote), al Sur y el Este los Clásticos finos de la Formación León y en la parte central
de
n el plioceno la orogenesis en toda Venezuela termino de definir las Cuencas
pet
a Puerta y El Milagro) que alcanzaron grandes espesores tanto en el Flanco
Norandino como en el Surandino. Hacia el Centro y Oeste del Lago de Maracaibo,
uni
temas deltaicos, fluvio costeros y marinos en diferentes ubicaciones geográficas
delante de los frentes de corrimientos. Las Formaciones Barco, Los Cuervos, y Mirador
– Carbonera representan dos flujos semejantes de ambientes fluvio deltaicos entre
Paleoceno y Eoceno Medio (65 – 40 Ma) en el occidente de la cuenca del Lago de
Maracaibo, en la parte central, Las formaciones Guasare, Trujillo, Misoa, Caús y Pauji
constituyen los equivanles mas marinos que los antes mencionados.
D
cipalmente hacia los Flancos de la Cuenca del Lago de Maracaibo, al Oeste se
encuentran los
la Cuenca del Lago de Maracaibo se tiene a la Formación Icotea, la cual a sido
asignada por diversos autores al Ologoceno cuyo depocentro estuvo controlado por
depresiones estructurales.
Durante el Neógeno la sedimentación estuvo controlada por la interacción de la
placa Caribe con la placa Suramericana, lo cual comenzó a favorecer al desarrollo de
las Cuencas de Venezuela como es el caso de la Cuenca antepais del Lago de
Maracaibo.
E
rolíferas actuales levantándose extensas zonas constituyendo el Sistema Montañoso
del Caribe y El ramal de los Andes Venezolanos. El levantamiento Andino generó la
sedimentación de importantes espesores de Molasa (Grupo Guayabo, Formaciones La
Vila, L
dades como Las Formaciones La Rosa y Lagunillas anteceden a los ambientes
dístales de la molasa Andina y Perijanera.
69
El ciclo sedimentario en la Cuenca de Maracaibo termina con la depositación de los
sedimentos de El Milagro y los aluviones recientes.
En la siguiente figura se muestra len forma esquemática la columna estratigráfica de
la cuenca del Lago de Maracaibo, donde se muestra formaciones, edades, miembros,
se presenta en el orden de depositación como fue anteriormente descrita.
MIEMBRO BASAL (STA.BARBARA)
M
SEDIMENTOS RECIENTES
SUPERIO R
IO MEDIO
POST-
FORMACIÓN LA PUERTA
MIEMBRO BACHAQUERO
CENO
INFERIOR
OCENO
MIEMBRO OJEDA
MBRO.LAGUNILLAS INFERIOR
FO RMACI
E MIEMBRO LAGUNA
ÓNLA ROSA
MIEMBRO SUPERIOR
EOCEN
MEDIO
OINFERIOR
PALEOCENO FORMACIÓN GUASARE
FORMA
CIÓN
CRE
SUPERIO R
FORMACI
TACICO
INFERIOR
ÓNCOLÓN
FO RMACIÓN LA LUNA
GRUPOCOGOLLO
FO RMACIÓN RIO NEGRO
FO RMACIÓN MARACA
FO RMACIÓN LISURE
FO RMACIÓN APÓN
PRECRETACICO B A S A M E N T O
MIEMBRO SUPERIOR
MISO
A
MIEMBRO SOCUY
ENAS
SUPERIOR C-2
AR
“C”
INFERIOR
C-3
C-4C-5
C-21
C-22
C-23
C-20
C-23L
FM.LAGUNILLAS
ARENAS “B”
C-1
EOCENO
C-20
C-2C-21
C-22
C-23U
C-23
Figura 21. Columna Estratigráfica de la Cuenca del Lago de Maracaibo. Fuente: Archivo Digital U.E.
Lagocinco.
Este tipo de investigación es proyectiva ya que propone soluciones a una situación
determinada a partir de un proceso de indagación. Implica explorar, describir, explicar y
proponer alternativas de cambio, mas no necesariamente ejecutar la propuesta. En esta
categoría entran los “proyectos factibles” (Upel, 2003). Todas las investigaciones que
implica el diseño o creación con base en un proceso investigativo, también entran en
esta categoría.
No se deben confundir las investigaciones proyectivas con los proyectos especiales
o los proyectos de acción (Barrera, 2006). Un proyecto especial consiste en diseñar
algo que permita resolver un problema práctico, pero ese diseño no requiere de una
investigación previa para ser elaborado, puesto que el diseñador basa su trabajo en su
conocimiento profesional y en la experiencia previa (Hurtado de Barrera, 2007).
4.2. Diseño de la investigación
De acuerdo a Hurtado de Barrera, 2007, la investigación es transeccional ya que el
investigador estudia el evento en un único momento del tiempo. Puede haber diseños
históricos evolutivos, o diseños históricos transeccionales, contemporáneos evolutivos o
contemporáneos transeccionales.
4.3. Población y muestra
s
que concuerdan con determinadas especificaciones”. Se define como población de esta
CAPÍTULO IV
MARCO METODOLÓGICO 4.1. Tipo de investigación
Según Sampieri Roberto (2006): “Una población es el conjunto de todos los caso
71
investigación un total de 28 análisis especiales de núcleos de los cuales se obtuvieron
59 muestras de Presión Capilar. (An
4.4. Metodología aplicada
4 exo A)
4.4.1. Base Teórica 4.4
4.4.1.2. Determinación del Ri a partir de las pruebas de presión capilar
dos en
dio de garganta poral por medio de la siguiente ecuación:
.1.1. Análisis de las pruebas de presión capilar
En este proceso se grafican las diferentes pruebas de presión capilar en función del
espacio poroso ocupado por el mercurio en un gráfico lineal, con el objeto de
visualizar si la formación es homogénea o heterogénea.
Para determinar el radio de garganta poral (Ri) a partir de las muestras de presión
capilar es necesario interpolar los valores de presión capilar para las saturaciones de 5,
10, 15, 20, 25, 30, 35, 40, 45, 50, 55, 60, 65, 70 y 75 porciento del espacio poroso
ocupado por el mercurio. Luego estos valores de presión capilar son transforma
ra
Pc
cosC2Ri
(46)
o
m2)
= ángulo de contacto (140 grados)
oro en (m)
= Constante de conversión (0.145)
D nde:
Pc = Presión Capilar en Lbs/pulg2
= Tensión Superficial (480 dinas/c
Ri = Radio de garganta de p
C
72
4.4.1.3. Radio de Garganta Poral a partir de las ecuaciones de Pittman & Windland
Para determinar el radio de garganta poral (Ri) a partir de las ecuaciones de Pittman
ular el radio de garganta poral, con la ecuación de Winland
e 35 y con las ecuaciones de Pittman de 5, 10, 15, 20, 25, 30, 35, 40, 45, 50, 55, 60,
r de los valores de porosidad y permeabilidad obtenidos de los
pones de núcleo a los cuales se le realizo la prueba de presión capilar.
.4.1.4. Gráfico de Ápice (Apex Plot)
ual se relaciona con el radio de
arganta poral dominante “Ri”. Para elaborar el gráfico de Apice, se grafica la relación
ión/Presión
apilar) contra la saturación de la fase no mojante, determinando así el punto de mayor
fl
Este gráfico permite determinar el valor del radio
muestra, en el que ocurre el mayor incremento en la saturación de la fase no mojante y
las petrofacies de cada muestra. En éste se grafica el volumen desplazado de
ercurio contra el tamaño de garganta poral (provenientes de las pruebas de presión
rganta poral donde ocurre el mayor desplazamiento
Los gráficos Uno a Uno permiten comparar los valores de Ri obtenidos a partir de
s curvas de presión capilar, con los Ri calculados usando las relaciones empíricas
stablecidas por Winland y Pittman, para cada nivel de saturación de mercurio,
y Winland es necesario calc
d
65, 70 y 75, a parti
ta
4
Es una herramienta que permite identificar el rango de saturación de la fase no
mojante donde se alcanza el mayor desplazamiento, el c
g
entre la saturación de la fase no mojante y la presión capilar (Saturac
C
in exión, el cual representa la saturación de mercurio donde se alcanza el mayor
desplazamiento que se relaciona con el radio de garganta poral “Ri” dominante.
4.4.1.5. Gráfico de Saturación Incremental de Mercurio
de garganta de poro, para cada
por ende
m
capilar) identificando el rango de ga
de mercurio.
4.4.1.6. Gráficos “UNO a UNO”
la
e
73
perteneciente al rango de saturación previamente establecido a través del gráfico de
Apice. Se elaboran los Uno a Uno, graficando los “Ri” calculados del perfil de Garganta
de
.4.2. Recopilación y validación de la información existente
Poro contra los “Ri” calculados con las ecuaciones empíricas de Winland y Pittman,
ambos en escala lineal. La tendencia lineal de los puntos se cotejan con una recta de
pendiente uno y se escoge el “Ri” que presente mayor correspondencia entre ambos
valores, lo que determina la saturación de mercurio (SHg) que se corresponda al Ri de
mejor ajuste para el muestreo (RSHg).
4
.4.2.1. Análisis Especiales y Convencionales de Núcleos
La última versión disponible al momento de inicial este trabajo de grado
.4.3. Desarrollo de Base de Datos.
4
Se recopilaron un total de 28 análisis especiales y convencionales de núcleos
existentes en la Cuenca del Lago de Maracaibo. Obteniéndose 459 muestras de
Presión Capilar calculadas en laboratorio por el método de mercurio. (Anexo A).
4.4.2.2. Visual Studio. Net (Última Versión Disponible)
correspondió a Visual Studio .NET 2008 Express.
4.4.2.3. Microsoft Access
La última versión disponible al momento de iniciar este trabajo de grado
correspondió a Microsoft Access 2007.
4
.4.3.1. Creación de la Base de Datos
4
Se creó una base de datos Access con el nombre BDRockType.mdb en la cual se
construyeron 21 tablas de datos relacionadas entre sí.
74
Figura 22. Tablas creadas en la Base de Datos y sus relaciones.
4.4.4. Desarrollo del Sistema
Para el desarrollo del sistema se utilizo el ambiente integrado de desarrollo Visual
tu
as a la base de datos.
S dio .NET 2008 Express, donde se crearon las ventanas y las diferentes vistas de la
aplicación, se desarrollaron los diferentes algoritmos de cálculo necesarios, así como
las consult
Figura 23. Pantalla de presentación Visual Studio 2008 Express.
75
4.4.4.1. Formulario de Presentación y sus diferentes vistas
Cuando iniciamos la aplicación se despliega el formulario inicial con la pestaña de
inicio activa, se puede visualizar la barra de menú y las diferentes pestañas que
constituyen la aplicación.
Figura 24. Formulario de presentación inicial.
Si activamos la pestaña Datos de Presión Capilar, se puede observar la lista de los
pozos cargados en la aplicación, sus muestras. Así como el detalle de cada muestra:
Presión Capilar por el método de mercurio, porosidad, permeabilidad, Profundidad,
Campo y Bloque. También podemos visualizar un sub-menu en el cual podemos
importar datos nuevos, crear un pozo nuevo, crear una muestra dentro de un pozo
existente, eliminar un pozo existente, eliminar una muestra existente, actualizar los
cálculos, guardar y cancelar algún cambio no guardado.
Si seleccionamos un pozo dentro de la lista de pozos que se visualiza, la lista de
muestras se actualiza automáticamente mostrando solo las muestras correspondientes
a ese pozo, de igual manera al seleccionar una muestra dentro de la lista de muestras,
se despliegan los valores de porosidad, permeabilidad, profundidad, yacimiento, campo
y Bloque. Datos cies. necesarios para el cálculo e interpretación de las petrofa
76
Figura 25. Pestaña de Datos de Presión Capilar activa.
Al activar la pestaña Cálculos, se puede observar la lista de los pozos cargados en
la aplicación y sus muestras; así como el detalle del cálculo de la Saturación de
Mercurio / Presión Capilar necesario para construir el gráfico de Ápice, el cálculo de la
Saturación Incremental de Mercurio necesaria para construir el gráfico de Saturación
Incremental, el cálculo de las Presiones Interpoladas y sus Radios de garganta de poro
a diferentes saturaciones de mercurio, los Radios de garganta de poro calculados por
las ecuaciones empíric zada, necesarias para
construir el gráfico uno a uno en el cual se determina la ecuación de mejor ajuste a los
dat
as de Pittman, WinLand y Personali
os, la cual define las petrofacies existentes .
Figura 26. Cálculos de la Saturación de Mercurio / Presión Capilar.
77
Figura 27. Cálculos de la Saturación Incremental.
Figura 28. Cálculos de las Presiones Interpoladas.
78
Figura 29. Radios pírica de Pittman. de garganta de poro calculados por la ecuación em
Figura 30. Radio írica de Winland. s de garganta de poro calculados por la ecuación emp
79
Figura 31. Factores ejemplo para la ecuación personalizada.
Fig a. ura 32. Radios de garganta de poro calculados por las ecuación empírica de Personalizad
80
Al activar la pestaña Gráficos, se puede observar en la pestaña configuración la lista
de los pozos cargados en la aplicación, sus muestras y yacimientos. Así como el detalle
de las muestras a ser graficadas.
Figura 33. Configuración de las muestras a ser graficadas.
Al activar la pestaña Gráficos, se puede observar en la pestaña Presión Capilar el
gráfico de Presiones Capilares contra Saturaciones de Mercurio.
81
Figura 34. Gráfico de Presión Capilar vs Saturación de Mercurio.
Al activar la pestaña Gráficos, se puede observar en la pestaña Ápice el gráfico de
Saturación de Mercurio / Presión Capilar contra Saturaciones de Mercurio.
Figura 35. Gráfico de Saturación de Mercurio / Presión Capilar contra Saturaciones de Mercurio.
82
Al activar la pestaña Gráficos, se puede observar en la pestaña Incremental el
gráfico de Volumen Incremental de Mercurio contra el Radio de Garganta Poral.
Figura 36. Volumen Incremental de Mercurio contra el Radio de Garganta Poral.
Al activar la pestaña Gráficos, se puede observar en la pestaña Incremental el
gráfico de Volumen Incremental de Mercurio contra el Radio de Garganta Poral.
F
poral calculado por presión capilar.
igura 37. Radio de garganta poral calculado por ecuaciones empíricas contra el Radio de garganta
83
4.4.5. Carga masiva de datos al sistema
Con el objetivo de facilitar la carga de datos se creó la opción en el sistema de
generar un formato para importar. Esta opción genera un archivo Excel en una dirección
dada por el usuario, luego en este archivo se cargan los datos según el formato
establecido y se importan de forma masiva al sistema.
Figura 38. Opción Formato Para Importar.
Figura 39. Selección de la dirección donde se creara el archivo Excel con el formato para importar.
84
Figura 40. Formato Excel generado por el sistema para la carga de datos.
Figura 41. Opción Importar.
85
Figura 42. Selección del Formato Para Importar.
Figura 43. Datos disponibles cargados 28 núcleos/ 459 muestras.
CAPÍTULO V
ANÁLISIS DE RESULTADOS 5.1. Comportamiento de las pruebas de presión capilar por el método de mercurio.
Una vez finalizado el sistema para el cálculo de petrofacies y cargada toda la
información disponible de pruebas de presión capilar, se observa que en la Cuenca del
Lago de Maracaibo debido al alto grado de heterogeneidad es necesario determinar
para cada área o yacimiento las petrofacies existentes.
Fi . gura 44. Presiones Capilares del La Cuenca del Lago de Maracaibo
87
Figura 45. Gráficos Ápice de La Cuenca del Lago de Maracaibo.
Figura 46. Gráficos Incremental de La Cuenca del Lago de Maracaibo.
88
Figura 47. Gráficos Uno a Uno de La Cuenca del Lago de Maracaibo.
5.2. Validación n registros de
pozos.
Para la validación de los resultados obtenidos por el sistema desarrollado se
seleccionaron los resultados del pozo CLD0072.
de las petrofacies obtenidas a partir del sistema co
Figura 48. Configuración de los resultados obtenidos para el pozo CLD0072.
89
Figura 49. Presiones Capilares del Pozo CLD0072.
Figura 50. Gráficos Ápice del Pozo CLD0072.
90
Figura 51. Gráficos Incremental del Pozo CLD0072.
Fi gura 52. Gráficos Uno a Uno del Pozo CLD0072.
91
Luego de obtenida la ecuación de mejor ajuste en el gráfico Uno a Uno para el pozo
CLD0072, la cual fue la de Winland. Se procedió a calcular por medio de esta ecuación
y los modelos de porosidad y permeabilidad, el radio de garganta de poros para todo el
pozo. A partir de la curva de radio de garganta de poro calculada se clasificaron las
diferentes petrofacies por medio de los límites establecidos, dando como resultado el
cotejo de las propiedades petrofísicas con el radio de garaganta de poro como se
muestra en la figura 53.
Figura 53. Petrofacies Calculadas para del Pozo CLD0072
CONCLUSIONES Debido al alto grado de heterogeneidad en la Cuenca del Lago de Maracaibo es
necesario determinar para cada área o yacimiento las petrofacies existentes.
El sistema para la determinación de petrofacies desarrollado proporciona resultados
confiables acortando los tiempos de cálculos y mejorando la interpretación del usuario.
La base de datos Access desarrollada permitirá resguardar todos los datos de
pruebas de presión capilar disponibles.
RECOMENDACIONES
os ajustes
necesarios con flexibilidad, lo cual garantiza reproducir las petrofacies con bastante
eterminar las petrofacies a través del sistema desarrollado para el área de estudio
ar los procesos y regulaciones internas para la
incorporación de nuevos yacimientos, tener un comportamiento representativo de las
petrofacies en aquellos yacimientos en lo que no fue posible tomar muestras
representativas o no tienen análisis de núcleos disponibles, así como también realizar
evaluaciones de nuevas estrategias y diseños de equipos que soporten los planes de
explotación del área garantizando el máximo recobro eficiente de las reservas.
El uso del sistema desarrollado se traduce en mayores horas hombres de ganancias
que aunadas a la explotación óptima de los yacimientos garantizarán una mayor
cantidad de ingresos a la nación, permitiendo soportar los planes de desarrollo.
El uso del sistema presentado en el estudio es útil para desarrollar correlaciones y
caracterizar diversos tipos de petrofacies. Adicionalmente, permite realizar l
precisión.
D
permitirá mayor comprensión en el análisis del comportamiento de los yacimientos,
certificar el volumen de reservas, agiliz
REFE ICAS
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