REPÚBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELA INSTITUTO UNIVERSITARIO POLITÉCNICO “SANTIAGO MARIÑO”
AMPLIACIÓN MARACAIBO
ESTUDIO DE LAS CARACTERISTICAS PETROFÍSICAS DEL GRUPO COGOLLO YACIMIENTO CRETÁCICO SUR CAMPO LA CONCEPCIÓN CUENCA DEL LAGO DE MARACAIBO.
Autor: David Martínez Tutor: Yency Pirela Asesora Metodológica: Alida Labarca
Maracaibo, Agosto 2017
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ESTUDIO DE LAS CARACTERISTICAS PETROFÍSICO DEL GRUPO
“
COGOLLO DEL YACIMIENTO CRETÁCICO SUR DEL CAMPO LA CONCEPCIÓN. CUENCA DE MARACAIBO” MARTINEZ, DAVID. RESUMEN El Campo La Concepción se encuentra ubicado geográficamente al Noroeste de la Ciudad de Maracaibo en el estado Zulia y lo conforman los yacimientos C0152, Cretácico Norte y Cretácico Sur. Este trabajo de investigación de tipo documental estará basado en estudios de campo de otros autores y complementado con las teoría pertinente al caso, comprende las calizas naturalmente fracturadas del Grupo Cogollo del Yacimiento Cretácico Sur y su sistema depósitos de roca y conglomerado estratificado que se define como plataforma carbonática, interna a media para el ciclo inferior, gradando a plataforma media para el ciclo superior, que a su vez pasa abruptamente a un ambiente de cuenca profunda representada por la Formación La Luna. La caracterización Petrofísica del Grupo Cogollo, se realizó a partir de los análisis convencionales y especiales del núcleo del pozo C-276, abarcando la determinación de los parámetros petrofísicos que se muestran en trabajos realizados para este sistema en el Campo La Concepción. Se identificaran las características del tipo de roca existente; de acuerdo con las investigaciones
realizadas con
anterioridad para elaborar un estudio que recabe toda la información pertinente para este tipo de formación de yacimiento petrolero, basado en las diversas pruebas de campo realizadas y según la la información sedimentológica obtener las características que se requieren para la elaboración del presente estudio.. Por último se hará un resumen 2
técnico petrofísico donde se ubicaran los mapas de isopropiedades que permitirán conocer para otros otros estudios referentes al tema como conocimiento general para otros tesistas la ubicación de las mejores propiedades petrofísicas a lo largo del yacimiento y se darán las limitaciones estructurales de la deformación. Palabras Claves: Núcleo, Porosidad, Permeabilidad, Petrofísica, Fracturas.
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INTRODUCCIÓN Con el objetivo de estudiar las características petrofísica del Yacimiento Cretácico Sur del Campo La Concepción, se estableció la siguiente investigación enfocada en el ámbito documental del perfil petrofísico del Grupo Cogollo, bajo diferentes criterios ya que el mismo cuenta con trabajos y análisis previos que involucran estudios de campo con pruebas específicas que se recopilaran para que el trabajo sea base para otros estudios posteriores, ya que se requiere considerar los nuevos pozos surgidos y cubra la carencia de información en cuanto a calidad de la roca en las formaciones de dicho grupo a nivel de todo el yacimiento, para así definir estrategias apropiadas para la re-evaluación de las reservas del yacimiento. Las actividades realizadas en este estudio incluyeron la validación de registros convencionales de pozos, correlación núcleo-perfil, cálculo de los parámetros petrofísicos con muestras tomadas del núcleo del pozo clave (C276), caracterización del tipo de roca, determinación de los minerales de arcilla presentes de diversos autores; recopilándose esta información y estableciendo luego las técnicas para la evaluación petrofísica que generaron los sumarios.
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CAPITULO I EL PROBLEMA Contextualización del problema Para los estudiantes de la carrera de ingeniería petrolera en el área de yacimiento, es importante mantenerse al día con las nuevas tecnologías para la interpretación de las características de los yacimientos, que permitan identificar, reestructurar y estudiar las reservas encontradas en el mismo, por lo tanto es necesario aplicar una metodología que permita la caracterización petrofísica del lugar a estudiar, y que nos ayuden en la evaluación de nuevos pozos perforados que posean información previa que pueda ser sustentada con un estudio petrofísico en dichos yacimientos. El estudio de las caracteristicasn petrofísica de un yacimiento comprende la recolección e interpretación de datos que determina la relación existente entre los fluidos y sus movimientos a través del medio poroso-permeable de la roca de un yacimiento determinado. Las propiedades petrofísicas proporcionan información para la definición de la calidad de la roca reservorio y del yacimiento en términos de: saturación de fluidos, arcillosidad, porosidad, resistividad, permeabilidad; ayudando a predecir su comportamiento. Para obtener conocimiento generales en esta area de estudio de la carrera se pueden conocer propiedades que pueden medirse directamente en el pozo, siendo necesaria la extracción de muestras de núcleos para completar el espectro de conocimiento de una roca. Así mismo, mediante la interpretación de los registros de pozo es posible determinar parámetros básicos a través de 5
los cuales se podrá definir la existencia o no de roca reservorio y de su contenido de fluido; condiciones necesarias y suficientes como para decidir el futuro desarrollo de un yacimiento. Los yacimientos comprendidos en la cuenca del lago de Maracaibo, de edad geológica cretácico, cuentan con un análisis petrofísico previo que comprende la evaluación de pozos, análisis de núcleos, muestras de canal, análisis de agua de formación, entre otros; sin embargo, se requiere de un nuevo modelo que considere los nuevos pozos perforados en dichos yacimientos con nuevas tecnologías de perfilaje y que permita identificar los intervalos de caliza neta petrolífera con el fin de re-evaluar las reservas en el yacimiento, de allí la importancia del presente trabajo que detallara la forma teórica cada uno de los estudios a realizar para definir las características estructurales de esta formacion.
Formulación del problema ¿Cuáles son las características petrofísicas del yacimiento cretácico sur, del grupo cogollo en el campo la concepción, cuenca del lago de Maracaibo?
Objetivos de la investigación Objetivo General Determinar las características petrofísicas de los yacimientos de edad geológica cretácica del grupo cogollo en la cuenca del lago de Maracaibo. Objetivos Específicos
Definir los parámetros petrofísicos para cada una de las formaciones del Grupo Cogollo tales como: exponente de cementación (m), coeficiente de tortuosidad (a), exponente de saturación (n) y densidad de matriz (ρ
información del núcleo existente.
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ma),
con la
Especificar las pruebas a realizar para conocer la mineralogía de arcillas presente en los intervalos de interés. Especificar las pruebas que nos permitan clasificar los tipos de roca del Yacimiento. Determinar cada una de las características petrofísicas de los yacimientos que definen la formación de la edad geológica cretácica del grupo cogollo en la cuenca del lago de Maracaibo.
Justificación de la investigación Los yacimientos naturalmente fracturados son un tipo de yacimiento no convencional, y han tomado suma importancia ante la creciente declinación de los yacimientos tradicionalmente conocidos, conduciendo al desarrollo de nuevas tecnologías para la explotación de este tipo de acumulaciones. Los yacimientos no convencionales carecen de altas porosidades y permeabilidades y pobres propiedades petrofísicas debido a su carácter de litología compleja y la dificultad en la toma de información; sin embargo, con la revisión y análisis de la información de los distintos métodos existentes (perforación, registros de pozos, análisis de núcleos, muestras de canal, análisis de agua de formación, registros de imagen y características litológicas), es posible la evaluación y la caracterización petrofísica del yacimiento. La carencia de una descripción petrofísica completa (Distribución de propiedades) en los yacimientos cretácicos de la cuenca del lago de Maracaibo, han servido de iniciativa para desarrollar una fuente que permita obtener una
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mejor visualización del yacimiento, razón por la cual la realización del presente trabajo.
Delimitación del área de estudio La presente investigación sobre la caracterización petrofísica del grupo cogollo se realizará en un periodo comprendido desde Noviembre del 2016 hasta Julio del 2017, bajo la línea de investigación de yacimientos en el área de caracterización dinámica bajo el esquema de investigación documental.
CAPITULO II 8
MARCO REFERENCIAL El marco teórico constituye la parte fundamental en el marco referencial ya que en él se hacen los enfoques teóricos, estudios y antecedentes en general que se refieren al problema de investigación. En tal sentido el marco teórico según Tamayo (2012) nos amplía la descripción del problema. Integra la teoría con la investigación y sus relaciones mutuas Examinando las diferentes teorías estudiadas, el marco de referencia se desarrollara con la propuesta de la caracterización petrofísica del Grupo Cogollo Sur Campo La Concepción, para dicho campo de yacimientos carbonatados por medio de estudios precedentes relacionados e investigaciones propias hechas del mismo.
Antecedentes de la Investigación YAGUAL, (2014) en su investigación titulada “Obtención de Parámetros Petrofísicos y Propiedades de Fluidos a partir de Datos de Campo y Correlaciones numéricas para predecir el Comportamiento del Yacimiento: Estimación del Factor Recobro en el Campo Pacoa” muestra
la obtención de los parámetros petrofísicos y propiedades físicas de los fluidos que gobiernan el comportamiento de cualquier yacimiento, en sí, estos datos son obtenidos a través de pruebas de laboratorio; muchas veces sin embargo no se dispone de información experimental, debido a que no se puede obtener mezclas representativas o por que el horizonte productor no garantiza el gasto en realizar estas pruebas, para estos casos, las propiedades Físicas de los fluidos deben de ser determinadas de otra manera; por medio de analogías, mediante el uso de correlaciones numéricas o el uso de correlaciones
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gráficas. Es así que para el efecto se utilizaron datos de: pruebas de pozos, registros eléctricos realizados a los mismos, mapas, cartas de producción del campo PACOA y correlaciones numéricas/graficas ya existentes. En si una gama de información que la empleamos de la mejor manera para la correcta interpretación de un yacimiento. Rangel, (2013), en su “Modelo Petrofísico para la Identificación de Petrofacies
en
Rocas
carbonáticas,
compararlas
con
Facies
S edimentari as y E xtrapolar el Modelo haci endo us o de R edes Neuronales”, genera un modelo petrofísico para rocas con características
complejas mediante el cálculo de parámetros petrofísicos e identificación del tipo de roca y a través del uso de redes neuronales artificiales del cual concluye que el Miembro “O” de la Formación Escandalosa del Campo Borburata de la
Cuenca Barinas – Apure, presenta una litología dominada por presencia de dolomías desarrolladas en ambientes de llanura de marea, donde los procesos diagenéticos dominaron el desarrollo de rocas con buenas características de unidades reservorio y unidades de flujo. Sánchez, (2014), en su trabajo titulado: “Caracterización Petrofísica de las facies carbonáticas del cretácico en los yacimientos DM-115 y DM151” , ubicados en el Campo Mara dentro de la Cuenca del Lago de Maracaibo;
muestra un modelo petrofísico basado en el análisis especial de núcleo existente en el pozo DM-152. Realizó la determinación de los parámetros petrofísicos tales como: Factor de formación (FF), índice de resistividad (IR), coeficiente de tortuosidad (a), factor de cementación (m), y corregido por arcillosidad (m*), exponente de saturación (n) y corregido por arcillosidad (n*); así también como la especificación de los tipos de roca, mediante la determinación del radio de garganta de poro predominante, el escalamiento núcleo-perfil del cual se definieron los modelos de arcillosidad, de saturación y de permeabilidad; y también ahondó en la clasificación de las litofacies.
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Baker, (2014), presentó la: “Caracterización Geomecánica de Yacimientos Cretácicos aplicando tecnologías modernas de perfilaje”
donde describe una metodología que define estimar las propiedades mecánicas estáticas de las rocas carbonáticas del Campo La Concepción por medio de registros acústicos, GR, resistividad, densidad, neutrón, entro otros, utilizando el programa Logging Mechanical Properties (LMP); permitiendo lograr un mejor entendimiento del comportamiento del material rocoso y un conocimiento de los distintos grados de resistencia y propiedades mecánicas presentes en el Grupo Cogollo del Campo La Concepción, con el objetivo de poder analizar cualquier problema de perforación, disminuir la incertidumbre en la estrategia de explotación del área y así definir las mejores zonas para la perforación de nuevas localizaciones para optimizar la explotación de los yacimientos de dicho campo. PETROWAYUU, (2013), en un trabajo denominado “Yacimientos No Convencionales en el Campo La Concepción, Cuenca de Maracaibo”,
muestra una síntesis de algunas oportunidades identificadas en el Campo La Concepción, dentro del marco de los yacimientos no convencionales, los cuales en este caso comprenden: las arenas compactas de gas de la Formación Misoa, la secuencia mixta siliciclástica-carbonática de la Formación Guasare, los carbonatos del Grupo Cogollo, algunos discretos niveles dolomíticos en el Grupo Cogollo, las lutitas generadoras de gas de la Formación La luna y las rocas graníticas fracturadas de basamento.
Bases teóricas Petrofísica La petrofísica consta del estudio de las propiedades de las rocas y de las interacciones de la roca con los fluidos que contiene (gases, hidrocarburos 11
líquidos y soluciones acuosas), mediante la integración de l entorno geológico, perfiles de pozos, análisis de núcleos el historias de producción, con énfasis en la detección y evaluación de las formaciones que contienen hidrocarburos. Con el objetivo de aplicar cualquier tipo de análisis cuantitativo en la evaluación de perfiles, resulta necesaria la adopción de caracterizaciones petrofísicas tal que relacionen la respuesta de los perfiles con los minerales y el contenido de fluidos presentes en las formaciones atravesadas en un yacimiento determinado para así obtener una información completa del mismo. (Fuente Stinco P., 2001) En general, el desarrollo de los adelantos hasta ahora logrados tanto teóricos como prácticos, respecto a perfiles de pozos, ha facilitado en gran manera el nivel de investigación de los Geólogos, Geofísicos e Ingenieros de Petróleo para interpretar las características de las rocas. Tiene aplicación en muchos aspectos de los estudios y trabajos de campo de exploración, perforación y producción. (Fuente Guillen Y. y Salas A., 2008).
Curvas de permeabilidades relativas Para un medio poroso determinado, las permeabilidades efectivas y por consiguiente, las permeabilidades relativas a un fluido específico, en un sistema saturado por más de un fluido, depende de las características de humectabilidad y de la saturación. Considérese un medio poroso saturado con dos fluidos, a uno de ellos se le denomina hume ctante y al otro no humectante. Si el sistema está saturado con gas y petróleo, la fase humectante o mojante será el petróleo, en cambio, en el caso de que existan petróleo y agua en el medio poroso, por lo general, se le considera al agua como fase humectante, aunque se conocen muchos casos de humectabilidad preferencial al petróleo o intermedia. Establecida la humectabilidad para un determinado medio poroso, las permeabilidades relativas son función únicamente de la saturación de uno de 12
los fluidos, referido por lo general a la fase humectante. Así se determina la permeabilidad relativa mediante la medida de los parámetros básicos y la aplicación de la ecuación de Darcy a cada una de las fases a las saturaciones de la fase humectante. (Fuente Talaal, op.cit.)
Saturación de los fluidos Para estimar la cantidad de hidrocarburos presentes en un yacimiento es necesario determinar la fracción del volumen poroso ocupado por cada uno de los fluidos presentes. Dicha fracción de volumen de poros, ocupando por agua, petróleo o gas es precisamente lo que se denomina saturación del fluido (Saturación de petróleo, So; saturación de agua, Sw y saturación de gas, Sg). (fuente Talaal, op.cit.) Matemáticamente dichas saturaciones serán:
ó ∗100 = ∗100 = ∗ 100 = Donde la sumatoria:
+ + = 1
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(Ecuación 1)
(Ecuación 2)
Figura 1. Saturación del medio poroso. Fuente Talaal, (2009).
La determinación de la saturación de los fluidos presentes en los diferentes estratos de un yacimiento puede realizarse, al igual que la Porosidad y la Permeabilidad de dos formas diferentes: 1. Mediante Registros de Pozos, los cuales miden propiedades eléctricas y radioactivas (registros eléctricos, neutrón, FDC entre otros) que permiten identificar los fluidos contenidos en el yacimiento. 2. En el Laboratorio, haciendo uso de los métodos de la Retorta y de Extracción por Solvente.
Tensión superficial e interfacial La tensión superficial (o tensión interfacial) es el resultado de las fuer zas moleculares que causan que la superficie de un líquido asuma el tamaño más pequeño posible, y que actúe como una membrana bajo tensión. Estas fuerzas causan atracción entre las moléculas de la misma sustancia (cohesión) y entre moléculas de diferentes sustancias (adhesión). La tensión de adhesión la cual es función de la tensión interfacial determina cual fluido preferentemente moja al sólido. La combinación de todas estas fuerzas determina la humectabilidad y la presión capilar de las rocas. La tensión superficial está reservada a la tensión ejercida en la superficie de un líquido, el cual está en contacto con su vapor o con el aire, y puede medirse mediante la observación de la fuerza requerida para jalar un alambre delgado a través de la superficie. El término de tensión interfacial 14
es utilizado para definir la tensión de la superficie de separación o interfase entre dos líquidos inmiscibles, pero ensentido estricto la tensión superficial es también tensión interfacial. (Fuente Talaal, op.cit.)
Humectabilidad Se refiere a la tendencia de un fluido a adherirse a una superficie sólida, en presencia de otro fluido inmiscible, tratando de ocupar la mayor área de contacto posible con dicho sólido. Esta tensión de adhesión ocurre cuando existe más de un fluido saturando en el yacimiento, y es función de la tensión interfacial. Otro término sinónimo utilizado es el de mojabilidad, denominando fluido mojante o humectante al que presenta mayor tensión de adhesión con la roca del yacimiento. (Fuente Talaal, op.cit.)
Presión Capilar Se define presión capilar como la diferencia de presión a través de la interfase, o también como las fuerzas retentivas, que impiden el vaciamiento total del yacimiento. Las fuerzas capilares presentes en el yacimiento se originan por la acción molecular de dos o más fluidos inmiscibles (petróleo, agua y gas) que coexisten en dicho medio. (Fuente Talaal, op.cit.)
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La figura 2 muestra un recipiente que contiene petróleo y agua. El agua ascenderá en el capilar a una altura h por encima de su nivel en el recipiente.
Figura 2. Ascenso de Agua en un Capilar, Fuente Sánchez D., (2008).
Este ascenso se debe a la fuerza de adhesión entre el tubo y los líquidos inmiscibles y es balanceado por la acción de la gravedad sobre la masa de petróleo y agua. Así, si A y B son dos puntos, justo por encima y debajo de la interfase, la diferencia de presión PA – PB, sería el resultado la presión capilar. Dicha diferencia puede evaluarse de consideraciones hidrostáticas:
Luego:
= − ℎ = − ℎ − = − ℎ =
O sea que la presión capilar puede calcularse también por la fórmula:
= 144ℎ −
(Ecuación 4)
Dónde: h = distancia entre el contacto agua petróleo y el nivel de agua libre, pies
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ρw = densidad del agua, lbs/pie3 ρo = densidad del petróleo, lbs/pie3
144 = factor de conversión Los datos de presión capilar proveen información muy útil sobre el radio de la garganta de poro efectivo, permeabilidad y al ser convertidos a condiciones de superficie, también proveen un estimado de la elevación de la columna de hidrocarburos necesaria para producir una saturación de agua determinada en un tipo de roca determinado. Pruebas de presión capilar por inyección de mercurio, pruebas en sistemas agua-petróleo y airesalmuera son corridas en diferentes combinaciones para determinar los parámetros antes mencionados. (Fuente Sánchez D., op. cit.) Métodos para medir la presión capilar
Existen varios métodos para medir la presión capilar en el laboratorio entre los cuales se tienen: Método de inyección de Mercurio: En este método se emplea mercurio
como fase no-humectante (el vacío, o vapor de Hg actúa como fase humectante). Método de la Centrífuga: En este método se emplea una centrífuga de
alta velocidad para aumentar la diferencia de presión entre las fases. (Fuente Sánchez D., op. cit.) Radio de garganta poral
El tamaño de los poros puede ser estimado a partir de datos de porosidad y permeabilidad obtenidos de análisis convencionales de núcleos a condiciones ambientales. Winland (1972) desarrolló una relación empírica (utilizando análisis de regresión lineal múltiple) entre porosidad, permeabilidad al aire y apertura del poro correspondiente a una saturación
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de mercurio de 35 % (R35). La ecuación que se presenta a continuación atribuida a Winland fue utilizada por Kolodgie en 1980:
35 = 0.732+0.588−0.864ɸ
(Ecuación 5)
Donde R35 es el radio de apertura del poro (micrones) correspondiente a una saturación de mercurio de 35 %, Kaire es la permeabilidad al aire no corregida (md), y
es la porosidad en porcentaje. El radio de garganta poral
R35 se define como el tamaño de la garganta del poro obtenido a partir de la curva de presión capilar donde el fluido no humectante se encuentra saturando el 35 % de la porosidad; y es una función del tamaño de la apertura y el escogimiento de las gargantas de los poros. 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 vez es introducido el 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.
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Figura 3. Clasificación propuesta por Coalson, Hartmann y Thomas, de acuerdo al tamaño de apertura de poro (1985), Fuente Sánchez D., op. cit.
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. Posteriormente el concepto de Winland fue modificado por Pittman en el año 1992, quien aplicó un método similar a un conjunto de datos de doscientos dos (202) muestras de arenisca con un rango de edades del Ordovícico al Terciario. Pittman estableció catorce correlaciones empíricas para radios de apertura de poro correspondientes a saturaciones de mercurio de 10 a 75 %. (Fuente de Sánchez D., op. cit.)
10 = 0.459+0.500−0.385ɸ 15 = 0.333+0.509 −0.344ɸ 20 = 0.218+0.519−0.303ɸ 25 = 0.204+0.531−0.350ɸ 30 = 0.215+0.547 −0.420ɸ 35 = 0.255+0.565 −0.523ɸ 40 = 0.360+0.582−0.680ɸ 45 = 0.609+0.608 −0.974ɸ 50 = 0.778+0.626 −1.205ɸ 19
55 = 0.948+0.632−1.426ɸ 60 = 1.096+0.648 −1.666ɸ 65 = 1.372+0.643−1.979ɸ 70 = 1.664+0.627−2.314ɸ 75 = 1.880+0.609 −2.626ɸ Resistividad eléctrica de la formación La resistencia eléctrica es la propiedad de un material de impedir el paso de una corriente eléctrica. Es definida como la relación entre el voltaje aplicado y la corriente que fluye:
= /
Donde r es la resistencia en ohmios, E es el voltaje aplicado en voltios e I la corriente en amperios. La resistividad es la resisten cia de una unidad de volumen de un material. Al duplicarse la longitud del elemento conductor, se duplica su resistencia y al duplicarse la sección transversal per pendicular al flujo de corriente, la resistencia se reduce a la mitad, de donde se deduce que la resistividad se define como:
∗ ℎ ∗ = =
(Ecuación 6)
Donde L es la longitud del conductor considerado y A como el área de su sección transversal. En el sistema métrico la unidad de longitud es el metro y la de área el metro cuadrado. Por lo tanto la resistividad se mide en ohmio-metro cuadrado por metro (ohm-m2/m), casi siempre abreviado como ohm-m. La resistividad de las formaciones es indicativa de su litología y de su contenido de fluidos. Las formaciones geológicas conducen la corriente
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eléctrica sólo mediante el agua que contienen. La mayoría de los minerales que constituyen las partes sólidas de los estratos, cuando están absolutamente secos son aislantes. Las pocas excepciones a esta regla son los sulfuros metálicos, como la pirita, que son conductores de la electricidad. De la misma manera, cualquier cantidad de petróleo o gas puros que se encuentren en las formaciones, son eléctricamente no conductoras. Las formaciones porosas de más baja resistividad indican incrementos tanto en la cantidad de agua como en su salinidad. Otros factores importantes en la resistividad de las formaciones son la forma e interconexión de los espacios de los poros que están ocupados por el agua. (Fuente Talaal, op.cit.)
Resistividad del agua de 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. El espacio poroso de los sedimentos marinos inicialmente está lleno por agua de mar, pero la composición química del agua de mar no permanece constante con cambio de profundidad, ni en grandes áreas geográficas, ni a través de largos períodos de tiempo. Sin embargo, en muchas partes el agua de mar probablemente no sufre cambios significantes con el paso del tiempo geológico. Variaciones considerables en la salinidad del agua pueden o currir 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. La resistividad del agua de formación (Rw) es
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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: Medición directa a muestras de agua. Análisis físico-químico de muestras de agua. A partir de la curva de SP. Método de Rwa. Métodos gráficos (cross-plot). Archivos o catálogos de resistividad de aguas. (Fuente Talaal, op.cit.)
Método gráfico de Stiff
Es un método muy utilizado de representación gráfica a par tir de análisis físico-químicos a muestras de agua que está considerado como un método de gran utilidad, sencillo y de cómoda representación gráfica. Está basado en las relaciones de concentración propuesta por Sulin y relaciona la composición química del agua de formación, con una figura característica (patrón) que permite identificar el comportamiento y tenden cia de las aguas para distintos niveles estratigráficos. La elaboración del gráfico puede hacerse en forma cartesiana o logarítmica. Las concentraciones se expresan en unidades de miliequivalentes por litros. Los iones positivos (Na+, Ca++, Mg++, Fe++) se colocan a la izquierda y los iones negativos (Cl-, HCO3-, SO4 -, CO3 -) a la derecha. En ambas escalas el área a los lados de la línea cero debe ser equivalente. En casos cuando
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las concentraciones son bajas, se utiliza una escala lineal, siendo necesario el uso de multiplicadores de los números debajo de cada ion de los extremos, estos multiplicadores pueden ser variados y no sistemáticos. La desventaja de usar ésta escala lineal, está en que no se sepa interpretar y dar una evaluación errónea. Es entonces cuando se hace necesario el uso de una escala logarítmica, en la cual no existe el cero y los valores menores que un miliequivalente (1) se ubican en el uno de la escala, usada para aguas con concentraciones mayores a 7000 mgrs / lts. (Fuente Talaal, op.cit.)
Resistividad verdadera de la formación Para determinar valores petrofísicos aceptables para un reservorio virgen, un valor confiable de resistividad de la zona no invadida de la formación es requerido. En una zona limpia, que esté libre de arcilla y se encuentre 100% saturada de con agua de la formación, la lectura de resistividad de investigación profunda en la formación es definida como Ro. Si petróleo y/o gas ocupan algo del espacio poroso, este valor de resistividad es llamado Rt. Virtualmente todos los especialistas en evaluación de formaciones se refieren a la resistividad de la zona inalterada como Rt y raramente se refieren al término Ro. El ambiente en el hoyo h oyo hace imposible medir un valor preciso de la resistividad de la formación virgen (Rt). El tamaño del hoyo y el fluido de perforación al igual que la profundidad de la invasión y el tipo de fluido que invade la formación afectan los dispositivos de resistividad de investigación profunda. (Fuente Sánchez D., op. cit.)
Ambiente de hoyo
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Antes de tratar lo concerniente a los registros eléctricos es necesario describir el ambiente del hoyo. Cuando se hablaba anteriormente sobre la resistividad del agua, se indicaba que la temperatura influía sobre ella. Mientras más alta sea la temperatura menor será la resistividad de un agua con una salinidad dada. La temperatura de las formaciones se determina a partir de la siguiente ecuación:
= + ∗/100 (Ecuación 7) Donde, Tf = es la temperatura de la formación, (ºF). Ts = es la temperatura promedio de superficie, (ºF). GG = es el gradiente geotérmico del área en grados farenheits/100 pies. El divisor de 100 es para compensar las unidades de expresión del gradiente geotérmico. D = la profundidad de la formación. Debido a que el filtrado del lodo invade a las formaciones porosas durante la perforación es necesario conocer la resistividad del lodo. Esta es medida en superficie por el ingeniero de lodo o el ingeniero de la compañía de perfiles utilizando un resistómetro de copa, y esa resistividad debe ser ajustada a la temperatura de las formaciones a evaluar . A tal efecto se utiliza la fórmula de Arps:
2 = 1∗1+6.77/2+6.77 24
(Ecuación 8)
Donde T1 es la temperatura de medición de la resistividad del lodo en superficie, T2 es la temperatura de la formación a la que se quiere calcular la resistividad del lodo R2, y R1 es la resistividad medida a la temperatura T1. Esta misma fórmula se aplica para calcular resistividades de agua de formación. La resistividad del lodo que llena el hoyo de diámetro dh se expresa como Rm. Rmc es la resistividad del revoque o costra de lodo, cuyo espesor se representa como hmc. El diámetro de la zona lavada por el filtrado del lodo con resistividad Rmf se denomina di y la resistividad de esta zona es Rxo. (Ver figura 4)
Figura 4. Representación esquemática de ambiente del ho yo. (Fuente Talaal, op.cit.)
En la zona no invadida o virgen de la formación la resistividad verdadera (Rt) depende de la fracción del volumen poroso saturada de agua, (Sw), y de su resistividad, (Rw). Entre ambas zonas existe una zona de transición o ánulo de diámetro dj hasta donde se extiende la influencia del filtrado, cuya resistividad se expresa como (Ri), la cual depende de la resistividad (Rz) de la mezcla de filtrado de lodo y fluidos de formación, siendo la saturación de
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agua de esta zona Si. La resistividad de las capas adyace ntes es denotada con el símbolo (Rs). (Fuente Talaal, op.cit.)
Parámetros petrofísicos Factor de Cementación (m) y Coeficiente de Tortuosidad (a)
La fórmula empleada para el cálculo del factor de formación es la siguiente:
=
(Ecuación 9)
Dónde: F = factor de formación, adimensional Ro = Resistividad de la muestra saturada 100 % de agua de formación Rw = Resistividad del agua de formación, ambas en ohm -m. Como el factor de formación viene en función de porosidad, se grafica en papel logarítmico F vs. ɸ, donde la pendiente de la línea recta será el factor de Cementación “m” y “a” será el intercepto a la porosidad fraccional
en el eje X. 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 cementación y varía con la porosidad, distribución de
los granos y su tamaño, la intercomunicación de los poros y la litología. Este factor es muy importante obtenerlo con la mayor precisión posible, debido a
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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:
= 1.87+ 0.0ɸ19
(Ecuación 10)
Para formaciones fracturadas m varía entre 1.3 y 1.4, en formaciones compactas hasta 2.5. A continuación se presentan valores de m para diferentes tipos de roca:
Figura 5. Valores de m según tipo de roca. (Fuente Sánchez D., op. cit .)
Por otra parte, “a” es una relación que se determina empíricamente; este
valor permite compensar las variaciones e compactación, estructura de poros, tamaño y distribución en la relación entre F y phi (intercepto cuando la porosidad es igual a uno). El valor numérico para la constante a esta generalmente entre 0.6 y 1. (Fuente Sánchez D., op. cit.)
Exponente de saturación (n)
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La fórmula empleada para el cálculo de Índice de resistividad y el exponente de saturación “n” de cada muestra es:
=
(Ecuación 11)
La resistividad de las muestras a diferentes saturaciones se obtiene, cuando se realiza la prueba de presión capilar por el método del plato poroso, con este valor de la resistividad verdadera de la formación Rt y como se conoce el valor de la resistividad de la muestra 100 % saturada de agua de formación Ro, se calcula el índice de resistividad a diferentes saturaciones de agua obtenidas. Ahora bien, como el valor de índice de resistividad es función de la saturación de agua, se gráfica en papel logarítmico IR vs. Sw y la pendiente de la línea recta será el exponente de saturación “n” y el intercepto de la gráfica es igual a 1.0 y esto ocurre cuando
Rt = Ro. El parámetro n, llamado exponente de saturación varía levemente según la roca-yacimiento que se trate. Se ha dicho que el factor fundamental en el control de su magnitud es la humectabilidad de la roca, en las rocas mojadas completamente por petróleo n puede alcanzar valores mayores de 2 (3.4 o aún mayores, pudiendo en algunos casos pasar de 10); pero este tipo de rocas es muy raro. En general, la mayoría de las rocas son mojadas por agua, o sea, aunque la mayor parte del fluido poral sea petróleo, las paredes de los poros está cubierta por una película de agua con gotas de petróleo suspendidas en el medio, pero puede ocurrir, a veces, una condición de humectabilidad dalmática, cuando el petróleo toma contacto ocasionalmente con la matriz de la roca. En rocas mojadas por agua, n toma valores de 2, siendo ésta la
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condición más común de las formaciones venezolanas. (Fuente Sánchez D., op. cit. ) Densidad de la matriz (ρma)
La densidad del grano de una roca está definida como el peso de la roca, excluyendo el peso de los fluidos contenidos en el espacio poroso, dividido entre el volumen de la parte sólida de la roca, excluyendo el espacio poroso. (Fuente Guillen Y. y Salas A., op. cit.)
Cálculo de arcillosidad de las formaciones El volumen de arcilla puede estimarse a partir de registros tales como: Rayos Gamma. Potencial Espontáneo. Resistividad. Densidad. Neutrón. Sónico. De estos registros el más utilizado es el perfil de Rayos Gamma. A continuación se presentan las ecuaciones para el cálculo del Índice de Arcillosidad: Rayos Gamma: La estimación del volumen de los minerales arcillosos a
partir del registro de GR se hace sobre la base de la siguiente relación:
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ℎ = − −
(Ecuación 12)
Dónde: GRl = Gamma Ray leído en la zona a evaluar. GRarena = Gamma Ray en la arena más limpia en el mismo intervalo geológico. GRsh = Gamma Ray en las arcillas. (Fuente Sánchez D., op. cit.)
El índice de arcillosidad obtenido a partir del GR se ve afectado por la presencia de minerales radiactivos que no están relacionados con los minerales arcillosos (por ejemplo, uranio). Frente a la presencia de éstos, se hace necesario el uso del registro de GR espectral. Esta herramienta registra en forma separada la existencia del potasio (K40) y torio (Th). Los contenidos de potasio y torio en los minerales arcillosos son altamente dependientes del tipo de mineral, a saber: illita, glauconita, biotita y muscovita exhiben altos valores de potasio y bajos de torio. En tanto que altas concentraciones de Th y bajas de K40 se encuentran ante la presencia de caolinita, montmorillonita, bentonita y bauxita. La determinación del índice de arcillosidad a partir de la información brindada por el GR espectral puede realizarse según la siguiente relación:
ℎ = {ℎ − ℎℎ − ℎ} Donde,
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(Ecuación 13)
CKlog = Registro de potasio del GR espectral en la zona de interés. CThlog = Registro de torio del GR espectral en la zona de interés. CKc = Registro de potasio del GR espectral en un intervalo limpio cercano. CThc = Registro de torio del GR espectral en un intervalo limpio cercano. CKsh = Registro de potasio de acuerdo con el GR en la zona arcillosa. CThsh = Registro de torio de acuerdo con el GR espectral en la zona arcillosa. Este indicador es el más apropiado de todos al momento de estimar el volumen de minerales arcillosos. (Fuente Stinco P., op. cit .) Potencial Espontáneo: Poco utilizado pues es muy afectado por la invasión
de lodo en base aceite. (Fuente Sánchez D., op. cit.)
ℎ = 1−( )
(Ecuación 14)
Donde: SSP = Potencial espontáneo estático. PSP = Potencial espontáneo seudo-estático. El valor del SSP puede determinarse directamente a partir de la curva del SP, si en un horizonte dado hay capas gruesas, limpias, con agua; se traza una línea que pase por el máximo SP (negativo) frente a las capas gruesas permeables; y se traza otra línea base de lutitas a través del SP frente a las capas de lutitas. La diferencia en milivoltios entre estas dos líneas es el SSP. El SP seudo-estático (PSP) es el valor registrado como la máxima deflexión del SP en una arena arcillosa . La arcilla reduce el valor del SP. El PSP en zonas de agua se determina mediante:
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= −( )
(Ecuación 15)
Dónde: K = 61+0.133Tf (Tf = temperatura de fondo F). Rxo = Resistividad en la zona lavada. Rt = Resistividad de la formación. Otra forma de determinar el índice de arcillosidad mediante el registro SP, es utilizando la siguiente ecuación:
ℎ = − −
(Ecuación 16)
Dónde: SPl = Potencial espontáneo leído en la zona a evaluar. SParena = Potencial espontáneo en la arena más limpia en el mismo intervalo geológico. SPsh = Potencial espontáneo en las arcillas. Resistividad: No aplica en crudos pesados y arenas de baja porosidad.
ℎ = √ Dónde: Rsh = Resistividad de la arcilla. Rt = Resistividad en la zona virgen.
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(Ecuación 17)
Densidad-Neutrón: La combinación densidad-neutrón es un buen indicador
de arcilla, salvo en el caso de arenas gasíferas, debido al hidrógeno asociado a la arcilla, en una arena no gasífera el neutrón siempre leerá una porosidad mayor que la del densidad.
ℎ = ɸ ɸ −−ɸɸ
(Ecuación 18)
Donde, el numerador representa la diferencia de porosidad (neutrón – densidad) en la arena arcillosa y el denominador la diferencia en una lutita cercana. Neutrón-Sónico:
ℎ = ɸ ɸ −−ɸɸ
(Ecuación 19)
Donde el numerador representa la diferencia de porosidad (neutrón – sónico) en la arena arcillosa y el denominador la diferencia en una lutita cercana. Densidad-Sónico:
ℎ = ɸ ɸ −−ɸɸ
(Ecuación 20)
Donde el numerador representa la diferencia de porosidad (neutrón – sónico) en la arena arcillosa y el denominador la diferencia en una lutita cercana. (Fuente Sánchez D., op. cit.)
Yacimientos naturalmente fracturados
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Los Yacimientos Naturalmente Fracturados son un componente importante para las reservas y producción mundial de hidrocarburos, son difíciles de representar debido a que son medios heterogéneos compuestos por aberturas como fisuras y fracturas que al ser de gran tamaño forman cavernas y canales interconectados donde existen grandes acumulaciones de fluidos, así como también finas grietas que forman un sistema de bloques que constituye un cuerpo principal pero podrían estar ocupadas por minerales que precipitaron luego de la diagénesis de la formación y de los esfuerzos que han afectado los yacimientos. Las rocas que comprenden este tipo de yacimientos son pobres en porosidad primaria y por ende la permeabilidad de ellas es muy cercana a cero. En los yacimientos carbonatados, las fracturas naturales aportan una porosidad
secundaria
y
estimulan
la
comunicación
entre
los
compartimientos del yacimiento. El fracturamiento de estas rocas es generalmente de origen tectónico que se desarrolla en capas delgadas o en conexiones con patrones de falla; también puede ser causado por diferenciales de diagénesis y litificación. Estos conductos que se forman de alta permeabilidad no siempre favorecen los yacimientos carbonatados, ya que de acuer do a la orientación que tengan las fracturas o estas cavidades pueden entorpecer el flujo de los fluidos dentro del yacimiento, ocasionando una producción apresurada de agua o gas y haciendo que los esfuerzos de recuperación secundaria sean ineficientes. (Fuente D., op. cit.) El fracturamiento natural está presente también en los yacimientos siliciclásticos, complicando su aparente comportamiento de producción cuando es dominado por matriz; y en yacimientos poco convencionales, en yacimientos de rocas de basamento y volcánicas constituye el factor de productibilidad principal. (Fuente Schlumberger, 2006)
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La caracterización de un yacimiento fracturado, requiere un análisis que comprende la relación entre los procesos de fracturamiento y los eventos geológicos que los produjeron; sumado a la integración con toda la información proveniente de datos de perforación, registros, núcleos, sísmica; y el modelo sedimentológico y geomecánico del yacimiento a estudiar. Al momento de desarrollar y modelar los yacimientos fracturados, la capacidad de comprender y predecir las características de fracturas y fallas es esencial. El conocimiento de los tipos de fracturas mejora la simulación del flujo de fluidos a través de ellas, ya que los diversos tipos de fracturas conducen el fluido en forma distinta. Sin embargo, es necesario recordar que la evaluación de fracturamiento es mucho más compleja que la evaluación de la porosidad y de la permeabilidad en un yacimiento convencional. Para evaluar este tipo de yacimiento, es necesario conocer algunos términos y la clasificación de los mismos. (Fuente Sánchez D., op. cit.) Fracturas
Cuando las rocas se encuentran en condiciones de presiones de confinamiento y temperaturas bajas las mismas se comportan frágilmente. El comportamiento frágil se manifiesta con la formación de fracturas. Existen dos tipos principales de fracturas: fallas y diaclasas. Desde el punto de vista geomecánico, una fractura es la superficie donde hubo una pérdida de cohesión. Mientras que la rotura se refiere a un proceso que resulta de la pérdida de cohesión de un material dado, la fractura es en tonces el resultado de una rotura. En general, una fractura en donde haya ocurrido un desplazamiento relativo puede ser definida como una falla, mientras que una fractura donde
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haya ocurrido un desplazamiento no notable puede ser definida como una diaclasa. Una fractura puede también ser definida, de una manera general, como una discontinuidad que rompe los estratos de roca en bloques por medio de grietas, fisuras, diaclasas, o cualquiera que pueda hacer referencia a esto, y a través del cual no hay desplazamiento paralelo con el plano de discontinuidad. Las fallas tectónicas se forman a los largo de una amplia gama de escalas, con desplazamientos que varían desde milímetros de kilómetros. Las imágenes sísmicas permiten la detección de las fallas más grandes, mientras que se requieren datos de pozos para identificar y caracterizar las fallas más pequeñas. El ambiente geológico juega un papel esencial en el desarrollo de fracturamiento de yacimientos. El origen de las fracturas y su relación con eventos tectónicos-estructurales ha sido muy debatido, especialmente con respecto a la intensidad de la fractura y su significado para los yacimientos. Del estudio de casos históricos de yacimientos fracturados, los más comunes se espera que ocurran en yacimientos de rocas quebradizas de baja porosidad donde se han desarrollado eventos tectónicos favorables. En este caso, las fracturas resultantes son largas y muy extendidas y son por ello, llamadas macrofracturas. Si la roca es menos quebradiza y tiene una alta porosidad intergranular, las fracturas son generalmente de extensión limitada con aperturas relativamente pequeñas y son, por ello, llamadas microfracturas o fisuras. (Fuente Sánchez D., op. cit.)
Evaluación de fracturas
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El estado de esfuerzos es importante en los yacimientos naturalmente fracturados porque determina en gran medida si las fracturas e stán abiertas para conducir los fluidos de yacimiento. Además, la magnitud y dirección de los esfuerzos horizontales desempeñan roles cruciales en el diseño de los fracturamientos hidráulicos; el conocimiento de la orientación general de los sistemas de fracturas durante la planeación de los pozos aumenta significativamente la posibilidad de que un pozo intercepte fracturas. La información sobre las fraturas naturales también es importante en la etapa de construcción de pozos. Durante las operaciones de disparos en condiciones de sobrebalance y de cementación, las fracturas naturales abiertas pueden producir problemas de pérdidas de circulación, pérdida de costosos fluidos de perforación, y la pérdida potencial de pozos. El empleo de técnicas de perforación en condiciones de bajo balance y la utilización de fluidos de perforación o de cementación que producen menos daño, son formas posibles de reducir los problemas de pérdida de circulación y su daño asociado. Para la mayoría de los yacimientos naturalmente fracturados con matrices de baja permeabilidad, se requiere alguna forma de estimulación. El bombeo de fluidos reactivos (acidificación, utilizando diversas formulaciones de ácido clorhídrico o agentes quelantes) en las fracturas naturales es más común en los yacimientos carbonatados para remover el daño producido en la región vecina al pozo y mejorar la conectividad y conductividad del sistema. Durante la estimulación de las rocas carbonatadas utilizando fluidos reactivos, las zonas con permeabilidades más altas comúnmente admiten la mayor parte del fluido de tratamiento y las zonas con permeabilidades más bajas quedan sin tratar. En consecuencia, la clave del éxito a la hora
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de acidificar carbonatos radica en controlar la divergencia, la pérdida de fluido y la velocidad de reacción. (Fuente Sánchez D., op. cit.) Clasificación de fracturas
Fractura natural y fractura inducida : una fractura natural es cualquier
rotura o grieta ocurrida en la roca, incluyendo estas grietas las cuales pueden ser identificadas por la presencia de estrías o mineralización. Mientras que las fracturas inducidas son todas aquellas grietas que resultan durante la perforación de un pozo o su toma y manejo de núcleos. Fr acturas limitadas y no limitadas : las fracturas limitadas son las fracturas
visibles las cuales pueden ser definidas por anchura, longitud y orientación (buzamiento y ángulo) Las fracturas no limitadas son solo trazos a través del núcleo, cualquier referencia para densidad o intensidad de fractura debería referirse a la fractura natural visible, la cual indica un cierto ángulo de buzamiento y dirección. Micr ofracturas y macrofracturas: la principal diferencia entre estas dos
categorías concierne a las dimensiones de la fractura. Las macrofracturas corresponden a una fractura con una anchura sobre los 100 micrones y longitud considerable, mientras que las microfracturas aplican a una fractura de largo y ancho limitado (algunas veces las microfracturas forman una retícula, la cual es hidrodinámicamente muy similar a un medio poroso).En base a esta clasificación es usual encontrar como macrofractura = fractura, mientras microfractura = fisura. (Fuente Sánchez D., op. cit. ) Clasificación de fracturas basada en criterios geológicos
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Fracturas asociadas con plegamientos: las fracturas están relacionadas
al eje de plegamiento, y por esta razón son denominadas: a. Fracturas longitudinales; a lo largo del eje de plegamiento b. Fracturas transversales; perpendiculares al eje de plegamiento c. Fracturas diagonales; en relación a su posición con respecto al eje de plegamiento. Fr acturas y el estado de esfuerzo: si las fracturas están asociadas a uno
o más estados de esfuerzo, ellas están divididas en dos grupos:
a. Fracturas conjugadas; las cuales han sido desarrolladas por un único estado de esfuerzo. b. Fracturas no conjugadas; (Ortogonales). La totalidad de las fracturas pueden asociarse según su dirección y por esta razón se tiene lo siguiente: a. Sistema de fractura: formado por todas las fracturas con la misma dirección o mutuamente paralela. b. Retícula de sistema de fracturas: es el resultado de varios sistemas de fracturas. Fracturas as ociadas con es tratig rafía: las variaciones de las dimensiones
y de la densidad de fracturas dependen de la litología y espesor de la capa
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en la cual las fracturas son desarrolladas. Los resultados obtenidos dividen a las fracturas en dos categorías: a. Fracturas de primer orden: las cuales cortan varias capas de roca b. Fracturas de segundo orden: están limitadas a una única cap a de roca. (Fuente Sánchez D., op. cit.) Propiedades físicas de las rocas fracturadas
El estudio de las propiedades físicas de las rocas fracturadas se ha formulado para examinar y discutir el flujo de fluidos en los poros de la roca, dándose la mayor atención a la evaluación de propiedades, tales como permeabilidad, porosidad y saturación de fluidos. Las características físicas especiales de las rocas (presión capilar, permeabilidad relativa) se desarrollan simultáneamente con el comportamiento de los fluidos (a través de las relaciones de presión-volumen-temperatura) por el uso de análisis PVT. (Fuente Sánchez D., op. cit.) Porosidad secundaria
Las rocas en yacimientos fracturados están compuestas por dos sistemas de porosidad, uno intergranular formado por los espacios entre los granos de la roca, y el segundo formado por los espacios de las fracturas y vacuolas. El primer tipo es llamado porosidad primaria y es típico de las areniscas o calizas (con valores muy bajos para este tipo de rocas). El segundo tipo es llamado porosidad secundaria, cuando se refiere solamente a las vacuolas o fracturas, porosidad de vacuolas/ porosidad de fractura. La porosidad secundaria es encontrada generalmente en rocas frágiles, compactas de relativamente baja porosidad intergranular; tales como calizas compactas, lutitas, areniscas arcillosas, limolitas, esquistos, etc. La
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porosidad secundaria normalmente es causada por frac turamiento de rocas, plegamientos y disolución por circulación de agua. Generalmente la porosidad secundaria se reduce con el tiempo llenándose parcialmente con minerales más jóvenes de los que está normalmente compuesta la matriz. Estos minerales son el resultado de disoluciones y precipitación. En las rocas carbonatas tales como calizas y dolomitas, los canales y las vacuolas se formaron durante la erosión y depositación de los sedimentos. Una orientación preferencialmente vertical de las fracturas o diaclasas ocurridas en largas estructuras formadas por calizas, dolomitas, limolitas, pueden ser el resultado de la tectónica o tensiones de sobrecar ga las cuales reducen la cohesión de la roca. (Ver Figura 6).
Figura 6. Porosidad secundaria. (Fuente Sánchez D., op. cit.)
Doble porosidad: En yacimientos fracturados la porosidad total es el resultado de una simple suma de las porosidades primarias y secundarias. Esta porosidad total es equivalente a la definición estática de almacenaje en la roca o al espacio total de la roca ocupado por un fluido. La doble porosidad juega también un papel importante en la evaluación dinámica donde, en lugar de la capacidad de almacenamiento de la roc a, el término “capacidad de almacenamiento” es usado. La evaluación de la
porosidad total por un procedimiento indirecto (registros) o por un procedimiento directo (análisis de núcleo) no presenta dificultades particulares pero es difícil distinguir la porosidad primaria de la porosidad secundaria.
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Los valores de porosidad secundaria generan diferentes valores en el caso de vacuolas o fracturas y por ende se hace un tanto impredecible el cálculo del volumen de un fluido contentivo en un yacimiento caracterizado principalmente por porosidad secundaria. Resultados diferentes también se generan cuando las fracturas son de uno u otro tipo. (Fuente Sánchez D., op. cit.)
Permeabilidad
Los fundamentos de permeabilidad establecidos para el caso de un yacimiento convencional permanecen válidos para el caso de un yacimiento fracturado. Pero en presencia de dos sistemas (matriz y fractura), la permeabilidad puede ser redefinida como una permeabilidad de la matriz, permeabilidad de la fractura y permeabilidad del sistema (matriz-fractura). Esta redefinición puede crear alguna confusión especialmente en lo concerniente a la permeabilidad de la fractura, la cual puede interpretarse como una permeabilidad de fractura simple o como permeabilidad de una red de fracturas, o algunas veces como permeabilidad de fractura del volumen total de fractura. Por lo tanto, es importante la evaluación de estas expresiones de permeabilidad: Permeabilidad de fractura intríns eca, Kff: Está asociada con la pérdida de
conductividad durante el influjo de fluidos a través de fracturas simples o a través de una red de fracturas, independiente de las rocas de los alrededores (matriz). Es de hecho la conductividad de un canal simple (fractura) o de un grupo de canales (red de fracturas). En este caso la sección a través de la cual de hace el flujo está representada solo por la áreas vacías de las fracturas (excluyen el área alrededor de la matriz).
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Permeabilidad de fractura convencional, Kf: La permeabilidad de fractura
intrínseca, descarta el volumen de la roca asociada a la fractura simple o al grupo de fracturas; por el contrario, en la permeabilidad de fractura convencional (basado en la definición clásica de Darcy) la fractura está asociada con el volumen total de la roca formando una unidad hidrodinámica. (Fuente Sánchez D., op. cit.) Saturación de fluidos
En un yacimiento fracturado, el fluido que satura la matriz es un problema similar al de un yacimiento convencional. La evaluación de la saturación es obtenida por el mismo procedimiento, a través de registros (indirectamente) o en el laboratorio mediante medidas directas. Un valor bajo de la porosidad secundaria (red de fracturas, vacuolas) comparada con la porosidad primaria no influye en la saturación de hidrocarburos por unidad de volumen. En cualquier caso la saturación en la fractura puede ser considerada 100% con los fluidos de las zonas respectivas (agua en la zona de agua, petróleo en la zona de petróleo). Pero el problema de la saturación de fluidos en yacimientos fracturados debe ser examinado en el marco de un sistema de porosidad doble. En este caso la relación entre la saturación de la matriz en función de la saturación de la fractura es evidenciada por una serie de peculiaridades. A us encia de zona de trans ic ión en yaci miento fracturado: una explicación
del aspecto paradójico es simple cuando se compara con el concepto de yacimientos convencionales. La demarcación en yacimientos fracturados es determinada por la distribución de fluidos en la red de fracturas. Ya que las fuerzas capilares en la red de fracturas son despreciables si se comparan con las fuerzas gravitacionales, los tres contactos de fluidos (agua-petróleo, gaspetróleo, agua-gas) pueden representarse por un plano horizontal muy distinto. Consecuentemente el contacto agua-petróleo o gas-petróleo en un sistema 43
fracturado será delimitado sobre el yacimiento entero en la zona de agua cerc a de la zona de petróleo y de la zona de petróleo cerca de la zona de gas. Zona de altas s aturaciones de ag ua que no es tán relacionadas con el contacto agua-petróleo: Si el fracturamiento de la roca en un yacimiento
fracturado tomó lugar antes de la migración del hidrocarburo, es posible encontrar dentro de la zona de hidrocarburos variaciones de la saturación de agua las cuales son independientes del plano de agua y la zona de transición. La porosidad de la matriz se supone constante, pero el promedio de la altura del bloque de la matriz varia como un resultado del proceso de fracturamiento. Las altas saturaciones en el agua se encuentran en los bloques pequeños lejanos a la zona de transición por lo que cualquier correlación del contacto agua-petróleo como un efecto de la zona de transición es despreciable. La explicación es simple durante la fase de migración donde las fuerzas capilares ofrecen resistencia a la entrada de la fase no mojante (petróleo), no pueden ser invadidas por la fuerza de gravedad pequeñas generadas por los bloques de altura pequeña. Para todos los bloques con alturas mayores, las fuerzas gravitacionales son mayores que las fuerzas capilares, entonces los bloques de la matriz están saturados con hidrocarburos. Por lo tanto se puede concluir que la magnitud de la presión capilar, la altura del bloque-matriz y la densidad de fractura juegan un papel importante en la distribución de saturación de un yacimiento fracturado. (Fuente Sánchez D., op. cit.)
Capacidad de almacenamiento
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En cuanto a la capacidad de almacenamiento en rocas fracturadas se han manejado dos fuertes hipótesis: Las fracturas tienen una capacidad de almacenaje negligente y solo son canales de alta permeabilidad que permiten el flujo de los fluidos. La matriz tiene una importante capacidad de almacenamiento, pero muy baja permeabilidad. La primera suposición ha permitido muchos fiascos en el desarrollo de estos yacimientos. De hecho muchos yacimientos que producen a una tasa inicial alta declinan drásticamente después de un corto período de tiempo. Esto ocurre debido a que el petróleo producible se ha almacenado en el sistema de fracturas. Debido a esto es importante estimar el petróleo en sitio, razonablemente en el sistema de fracturas. La segunda suposición se debe considerar cuidadosamente, ya que si la permeabilidad de la matriz es muy baja entonces el aporte de la matriz hacia las fracturas es también muy bajo, por lo que en un tiempo razonable solo se producirá el petróleo que originalmente estaba en las fracturas; mientras que si la matriz tiene una permeabilidad razonable, entonces su capacidad de almacenamiento obtiene relevancia. Es importante destacar que la capacidad de almacenamiento de estos yacimientos, varía dependiendo del grado de fracturamiento de la formación y del valor de la porosidad primaria, ya que a mayor valor de porosidad primaria, mayor posibilidad de éxito en este tipo de yacimiento. (Fuente Sánchez D., op. cit.)
Comportamiento de producción
Con respecto al comportamiento de producción de los sistemas naturalmente fracturados se puede decir que este depende en gran parte del 45
tamaño de las fracturas que atraviesan el pozo y de la distancia que estas fracturas se extienden dentro de la formación. Si las fracturas se extienden solo una corta distancia del pozo este puede experimentar alta producción inicial la cual declinará rápidamente debido a que la matriz de baja permeabilidad no puede suministrarle petróleo al sistema de fracturas lo suficientemente rápido para alimentar el pozo. Cuando las fracturas se extienden a grandes distancias, se pueden mantener altas producciones, ya que el área de contacto entre las fracturas y la matriz es tan grande que puede suministrar suficiente petróleo a los pozos a través de las fracturas. Sin embargo, a medida que la p resión del yacimiento declina y las saturaciones de petróleo disminuyen con la producción deben ser reducidos para mantener una presión de flujo mínima en el cabezal del pozo. (Fuente Sánchez D., op. cit.)
Yacimientos carbonáticos fracturados Los yacimientos carbonáticos en la mayoría de los casos existen en el mismo lugar donde se han formado. Se podría suponer que este hecho debería hacer que sean más fáciles de entender. Sin embargo, el caso es todo lo contrario. Debido a que sus orígenes son fenómenos más bioquímicos que mecánicos, los yacimientos carbonáticos son abrumadoramente complejos. Cada reservorio es multifacético y heterogéneo en todos los niveles. No existen dos yacimientos semejantes. Aun cuando las acumulaciones de hidrocarburos puedan encontrarse en dos yacimientos carbonáticos de aspectos similares, podrían requerirse enfoques diferentes para producirlas. Las rocas carbonatadas se diferencian de las rocas sedimentarias siliciclásticas de varias maneras:
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Las rocas siliciclásticas se forman a medida que los sedimentos son desplazados se depositan y litifican, o se compactan y cementan en roca sólida. La mayor parte de los carbonatos se desarrollan a partir de los sedimentos biogénicos formados por actividad biológica, como la creación de arrecifes y la acumulación de restos orgánicos en el fondo marino. Otros tipos se forman a medida que el agua se evapora de las cuencas poco profundas, o como precipitados de las aguas marinas. Normalmente, los fragmentos que componen la mayor parte de los carbonatos han viajado mucho menos que los sedimentos siliciclásticos. Las rocas siliciclásticas son predominantemente areniscas y lutitas que contienen una gran variedad de minerales y partículas, incluidos el cuarzo, el feldespato, los minerales de arcilla, fragmentos de rocas preexistentes y restos de plantas o animales. Los carbonatos están compuestos por un grupo más limitado de minerales, preferencialmente calcita y dolomita. Otros minerales que normalmente están menos presentes en los carbonatos son el fosfato y la glauconita; entre los minerales secundarios se incluyen la anhidrita, el horsteno, el cuarzo, los minerales de arcilla, la pirita, la anquerita y la siderita. Las rocas clásticas se distinguen por la composición y el tamaño de los granos, y los carbonatos se diferencian por factores como la textura depositacional, los tipos de grano o de poro, la composición de la roca, o la díagénesis. Los carbonatos son altamente susceptibles a la disolución; los granos se pueden disolver para formar un nuevo espacio entre por os, y la disolución a lo largo de las fracturas y planos de estratificación puede producir grandes cavidades. Normalmente la diagénesis clástica no implica un cambio de
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mineralogía. Sin embargo la diagénesis de los carbonatos generalmente implica reemplazar la calcita y la dragonita originales por la dolomita mineral, un proceso denominado dolomitización, que puede mejora r las características productoras de hidrocarburo.
Clasificación de rocas carbonáticas según Dunham La clasificación de rocas carbonáticas hecha por Dunham en el año 1962, reconoce los tres elementos básicos (aloquímicos, lodo calcáreo y calcita – esparita rellenando los poros), similar a la clasificación de Folk, además para simplificar la terminología se basa en los conceptos del soporte lodoso y soporte granular de la matriz. De acuerdo con esto Dunhan llamó a las rocas carbonáticas Mudstone si ellas están compuestas por granos carbonáticos finos menores de 20 micrones de diámetro y teniendo menos de 10% de granos en su matriz. Empleó el término Wackestone para rocas soportadas por lodo pero que tienen más del 10% de granos. A las rocas soportadas por granos, con buena selección y libre de lodo las llamo Grainstone, si estas contienen algo de lodo pero no lo suficiente para ser lodo soportada, entonces uso el término de Packestone. A las rocas formadas por el intercrecimiento de materia esquelétal, laminaciones o sedimentos de varios tipos con cavidades, formadas por materia orgánica de mayor tamaño a los intersticios las llamo Boundstone. (Fuente Rangel J., 2003)
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Figura 7. Clasificación de rocas carbonáticas de acuerdo a la textura depositacional. Dunham, Fuente Rangel J., (2003).
Las técnicas de evaluación que tienen éxito en los yacimientos de arenisca a veces fallan en los yacimientos carbonatados. Estas variaciones complican tanto la evaluación de los yacimientos como la recuperación de hidrocarbur os. Sin embargo, los investigadores están trabajando para superar estos problemas, debido a la importancia económica que reviste la producción de petróleo de los yacimientos carbonatados. Los beneficios potenciales son grandes alrededor de 60% de las reservas mundiales de petróleo se encuentran en los yacimientos carbo natados, con un enorme potencial de reservas de gas adicionales. La evaluación de los yacimientos carbonatados se realiza mediante registros de pozos y de núcleos, así como también a través de métodos que van desde ensayos probados y verificados hasta ensayos experimentales y representan un subconjunto, y no una revisión completa, de las iniciativas en curso.
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Frente a las muestras de núcleos o registros de imágenes de rocas carbonatadas, los observadores se dan cuenta de la enorme variedad de tipos y tamaños de poros, y de la irregular distribución de éstos. Los poros intergranulares están presentes en los carbonatos. La porosidad intergranular puede ser común en los granos como tipo de poro principal o se puede desarrollar cuando los granos, tales como los fragmentos de conchas. La porosidad móldica conserva las formas de los fragmentos de conchas disueltos u otros componentes. Es evidente que en un yacimiento carbonatado pueden coexistir varios tipos de porosidad, desde el nivel microscópico hasta el tamaño de una cavidad, lo que hace que la estimación de la porosidad y la permeabilidad, y el cálculo de las reservas sean una tarea extremadamente difícil. Los expertos advierten que las relaciones entre la porosidad y permeabilidad en los carbonatos no se pueden determinar sin comprender la distribución del tamaño de los poros. Puesto que los yacimientos carbonatados presentan enormes retos, durante décadas han impulsado grandes iniciativas de investigación en Schlumberger y en la industria del petróleo. Estas iniciativas varían a medida que los expertos tratan de resolver los difíciles problemas de los yacimientos carbonatados. (Fuente Sánchez D., op. cit.) Descripción del área de estudio
El campo La Concepción se encuentra ubicado al Noroeste de la Cuenca del Lago de Maracaibo, en el estado Zulia, específicamente en el Municipio Jesús Enrique Lossada, a 20 Km. de la Ciudad de Maracaibo. El campo limita con los campos La Paz, Mara, Sibucara y Boscán, y comprende un área de 214 Km2. Comprende dos tipos de yacimientos superpuestos: un yacimiento Eoceno Campo (Formación Misoa) y un yacimiento Cretáceo natu ralmente fracturado. 50
El yacimiento cretáceo está constituido por las calizas naturalmente fracturadas del Grupo Cogollo (Formaciones Apón, Lisure y Maraca), y representado por tres yacimientos en el área: Cretácico Norte, Cretácico Sur y Cretácico C0152; y su roca generadora proviene de la Formación La Luna, suprayacente al Grupo Cogollo. Hasta la fecha, los yacimientos del cretácico han acumulado más de 109 MMBls de crudo liviano. (Fuente Petrobras, 2004) El pozo clave seleccionado para esta investigación fue el C-276, ubicado en las Calizas Naturalmente Fracturadas del Grupo Cogollo (Calizas; Calizas Glauconíticas, Dolomíticas, arenosas, Oolíticas, Criptocristalinas; areniscas y lutitas), su sistema deposicional se puede definir como plataforma carbonática, interna a media para el ciclo inferior, gradando a plataforma media para el ciclo superior, que a su vez pasa abruptamente a un ambiente de cuenca profunda representada por la Formación La Luna. Se encuentra conformado predominantemente por granos silicoclásticos y carbonáticos, con baja porosidad de matriz pero alta porosidad secundaria generada por fisuras.
Figura 8. Ubicación del Campo La Concepción, Fuente Petrobras, (2004)
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Figura 9. Mapa al tope del Grupo Cogollo, Fuente Petrobras, (2004)
CAPITULO III MARCO METODOLÓGICO Modalidad de la investigación Por el manual de Trabajo Especial de Grado (TEG) del Instituto Universitario Politécnico Santiago Marino, EPSM, (2015). La modalidad empleada en esta investigación es de diseño de tipo documental, documental
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permite el estudio de un problema con el objeto de ampliar y profundizar el conocimiento inherente a su naturaleza y, a propósito de su realización, el estudiante – investigador ha de utilizar procedimientos lógicos y mentales demandados por el proceso investigativo, como: análisis, síntesis, deducción e inducción. Además, como lo refieren S. Palella Strocuzzi y F. Martins Pestana (2004), hay también “un proceso de abstracción científica, generalizando sobre lo fundamental” (p.81), y se efectúa “una recopilación
adecuada de datos [contenidos en libros, revistas, informes, películas, CD, dibujos, fotografías, etc.] que permiten redescubrir he chos, sugerir problemas, orientar hacia otras fuentes de investigación, descubrir formas para elaborar instrumentos de investigación, elaborar hipótesis…” (ibid). Los datos o
información incluidos en los diferentes documentos estudiados se consideran de segunda mano o secundarios. Sin embargo, la originalidad del Trabajo de Grado, por consiguiente de la investigación, donde se utiliza el diseño en referencia viene dado por el enfoque, criterios, conceptos, conclusiones y recomendaciones expuestos por el autor. Según los objetivos a lograr, la investigación basada en el diseño de tipo documental puede ser: exploratoria, descriptiva, analítica, de revisión crítica del estado del conocimiento en determinados campos del saber, y los resultados obtenidos deben orientar hacia la elaboración de modelos, enfoques teóricos, conclusiones novedosas, hipótesis, etc. La siguiente investigación es del tipo documental, Según el autor (Fidias G. Arias (2012), es un proceso basado en la búsqueda, recuperación, análisis, crítica e interpretación de datos secundarios, es decir, los obtenidos y registrados por otros investigadores en fuentes documentales: impresas, audiovisuales o electrónicas. El propósito de este diseño de investigación es el aporte de nuevos conocimientos.
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Tipo de investigación La presente investigación, de acuerdo a la manera de recopilación de los datos e información, puede clasificarse como: documental científica de fuentes primarias y secundarias. Definición fuentes primarias
Bounocore (1980) define a las fuentes primarias de información como “l as que
contienen información original no abreviada ni traducida: tesis, libros, nomografías, artículos de revista, manuscritos. Se les llama también fuentes de información de primera mano…” 229 p. Incluye la producción documental
electrónica
de
calidad. Buonacore,
Domingo
(1980)
Diccionario
de
Bibliotecología. (2 ed.). Buenos Aires, Argentina: Marymar. Definición fuentes secundarias
Fuentes derivadas. Bounocore (1980) las define como aquellas que “contienen datos o informaciones reelaborados o sintetizados…” 229p. Ejemplo de ella lo
serían los resúmenes, obras de referencia (diccionarios o enciclopedias), un cuadro estadístico elaborado con múltiple fuentes entre otros. Se interpretaran y analizaran las fuentes primarias. Las fuentes secundarias como textos basados en fuentes primarias, e implican generalización, análisis, síntesis, interpretación
o
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evaluación
Unidad de Análisis En palabras de Hernández, Fernández y Baptista (2006) la Unidad de Análisis está referida a las personas, organizaciones, periódicos, comunidades, situaciones, eventos, etc. la cual debe ser definida previamente a la selección de la muestra . Una vez recopilada la información, se definieron los pozos del yacimiento en estudio, basado en los pozos que tuviesen la mayor y más confiable información; es decir, se clasificó aquellos pozos con análisis convencionales y especiales de núcleo como Pozos Clave; con registros especiales, y cualquier otra información que se consideró importante como Pozos Control, y así poder diferenciarlos del resto de los pozos que no tuviesen dicha información a los que se denominó Pozos No Control.
Matriz de Análisis
Determinar las características petrofísicas del yacimiento cretácico sur, del grupo cogollo en el campo la concepción, cuenca del lago de Maracaibo. Objetivos específicos
Variable
Determinar la resistividad del agua (Rw) mediante análisis
Características petrofísicas del yacimiento
Sub-variable
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Resistividad del agua.
Unidad de análisis
Análisis Fisicoquímico disponible de
Definir los parámetros petrofísicos para cada una de las formaciones del Grupo Cogollo tales como: exponente de cementación (m), coeficiente de tortuosidad (a), exponente de saturación (n) y densidad de matriz (ρma), con la información del núcleo existente. Estudiar la composición
Gráficos de FF vs Porosidad; IR vs Sw e histogramas de densidad de matriz
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Características petrofísicas
Análisis especiales de núcleos disponibles
Técnicas de recolección y análisis y datos Tamayo y Tamayo (2002), define las técnicas e instrumentos de recolección de datos como el medio al través el cual el investigador se relaciona con los participantes para obtener la información necesaria que le permitan lograr los objetivos de la investigación La búsqueda y recopilación de toda la información disponible, tanto en formato digital (archivos .LAS), como en papel (Centro de información técnica y OPENWORKS), fue el primer paso aplicado en la investigación. La información encontrada comprendía análisis convencionales y especiales de 57
núcleos, perfiles de pozos, análisis físico-químico de aguas de formación, historias de producción/presión y estudios que como éste, fueron realizados anteriormente en el campo o en otros yacimientos con características similares. Debido a que la información del núcleo del pozo no estaba completa, se buscó en la nucleoteca La Concepción todo lo referente al mismo, y se enviaron a hacer los análisis respectivos y necesarios para la evaluación posterior del pozo C-276. Para los antecedentes y estudios similares del tema o del área en estudio, se recopilo la información en la biblioteca digital de la escuela de Ingeniería Geológica así como también información base encontrada en la biblioteca de la universidad del Zulia y el Instituto Universitario Politécnico Santiago Mariño.
Fases de la investigación Según Arias (2008), las fases de una investigación son las diferentes partes en las que se dividen los pasos para la realización de un trabajo o investigación, describiéndolos de manera ordenada y explicita hasta su
culminación
obteniendo o resolviendo el problema u objetivo a investigar. Fase i: La primera fase de esta investigación fue definir y ordenar los objetivos que se planean cumplir al momento de realizar la Caracterización Petrofísica del Grupo Cogollo Yacimiento Cretácico Sur Campo la Concepción Cuenca del Lago de Maracaibo, así como explicar la investigación en si como el problema que conlleva su desarrollo Fase ii: Este paso consistió en la revisión de diferentes fuentes de información, tanto físicas como digitales, para así, encontrar antecedentes relacionados a la investigación. Fase iii: luego de recolectar toda la información disponible se procedió a la
validación de las curvas certificadas, de la información del núcleo y a la información de yacimiento/producción, así como también se establecieron los 58
términos asociados e información relacionadas a la investigación, definiendo el tipo y modalidad de la misma.
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