PARÁMETROS PETROFÍSICOS
RESISITIVIDAD RESISITIVIDAD DE AGUA (Rw) Para el cálculo de la resistividad del agua de, se utiliza el método del potencial espontáneo, previas correcciones a temperatura de yacimiento.
Rmfe = 0.85 * Rmf Donde:Rmfe = resistividad del filtrado de lodo cuando Rmf @75°F >0.1 Rmf = resistividad del filtrado de lodo corregido @ 75°F e igual a: Rmf 75° 75° = Rmf Ts Ts * (Ts + 7) / 82 Rwe = Rmfe Rmfe / (10 (-SP / K)) Donde:Rwe = resistividad de agua agua equivalente cuando Rw @ 75°F>0.12 SP = seudo-potencial espontáneo leído, en mv
K
= constante de temperatura, calculada en base a la fórmula: K
Donde:Tf
= temperatura de formación, calculada en base a la fórmula: Tf
Donde:Pf
= (505 + Tf ) / 8
= Pf * GG + Ts
= profundidad de la formación, en pies Ts = temperatura de superficie, en °F GG = gradiente de temperatura, en °F/pie, calculado por la
fórmula: GG = (BHT - Ts) / TD Donde:BHT = temperatura de fondo del pozo, en °F TD = profundidad total del pozo, en pies Realizados todos estos cálculos preliminares,se procedió a determinar la resistividad del agua de formación, tomando en cuenta que en todos los casos Rwe @ 75°F 75°F >0.12, se aplicó la fórmula: Rw75° = -(0.58 - 10
(0.69 * Rwe - 0.24)
)
Y, finalmente corregir la resistividad del agua de formación a la temperatura del yacimiento: RwTf = Rw * 82 / (Tf + 7)
SALINIDAD DEL AGUA DE FORMACION (PPM) PPM
Donde:PPM
= 10
((3.562 - LOG ( Rw75° - 0.0123))
/ 0.955
= salinidad del agua de formación, en % Rw75° = resistividad del agua de formación a 75°F
POROSIDAD (φ) Como se conoce, en razón de que, las herramientas de porosidad son sensibles tanto a la matriz de la roca como al fluido presente en los poros, éstas herramientas miden no sólo la porosidad, sino también la litología, contenido de arcilla, tipo de fluido y la geometría de los poros, aunque algunas veces son afectadas por la forma y tortuosidad de los poros; esta limitación aparente, ha permitido realizar cálculos precisos de porosidad, mediante el empleo de combinaciones diferentes de las herramientas de porosidad que se describen a continuación:
Densidad (ΦD)
La herramienta de densidad mide la densidad electrónica, la misma que se convierte en densidad bruta, ρ b, en base a la relación z/A. Este valor de densidad, se utilizó en el cálculo de la porosidad, definiendo previamente la densidad de matriz, ρma y densidad de fluido,
ρf , aplicando la fórmula general:
− ρ b Φ D = ρ m a − ρ f ρ m a
(ec.4.10) Donde:ρma
= densidad de matriz = 2.71 gr/cc
ρ b ρf
= densidad de formación, en gr/cc = densidad del fluido = 1.0 gr/cc
Neutrón (Φ N)
Las diferentes herramientas neutrónicas existentes en el mercado, responden en primer lugar a la cantidad de hidrógeno presente en la formación. Sus lecturas están afectadas por la litología, salinidad, temperatura del fluido y presión de la formación. Luego de realizar correcciones por efecto de estos elementos, el perfil de neutrón da valores directos en unidades de porosidad, φ Ν. El perfil neutrónico, en formaciones limpias, cuyos poros están llenos de agua o petróleo da el valor real del espacio poral lleno de fluidos.
Sónico(ΦS)
La herramienta del registro sónico mide la velocidad del sonido en la formación. Los tiempos tardíos son convertidos a porosidad sónica, utilizando la fórmula más común, aunque no sea la más exacta, la ecuación del tiempo promedio de Wyllie:
Δ tma − Δ t BHC Φ S = Δ tma − Δ t f Donde:Δtma
= tiempo de tránsito de matriz = 47.6 µseg/pie ΔtBHC = tiempo de tránsito del registro, en µseg/pie Δtf = tiempo de tránsito del fluido = 189 µseg/pie
Porosidad en Calizas Para estimar la porosidad efectiva, cuando se tienen los dos perfiles de densidad y neutrón, lo más aconsejable es utilizar la combinación del par de registros, aplicando el método de los 2/3, mediante la relación:
Φe =
2 * Φ D + ΦN 3
El método de los 2/3, se aplicó en razón de que da mejores resultados que los obtenidos en base al método Gaymard, puesto que las calizas, objeto del presente trabajo son formaciones que tienen porosidades bajas.
En los casos, donde se tienen los tres perfiles de porosidad, densidad, neutrón y sónico, para estimar la porosidad efectiva se realizó una ponderación en base a la fórmula:
Φe =
Φ D + ΦN + ΦS 3
Donde existe tan sólo el registro sónico, la porosidad efectiva se estimó en base a la siguiente relación empírica:
Φe = 0.95 * ΦS Asumiendo que el tipo de fluido presente en los espacios porosos, es bastante liviano.
SATURACION DE AGUA (Sw, Sxo) La cantidad de agua (Sw) se utiliza para determinar sí un hidrocarburo es producible o no y así calcular el volumen de petróleo para un reservorio. Siendo que la saturación de agua está definida como la fracción del espacio poroso ocupado por el agua, la cantidad de agua presente en un volumen unitario de roca es el producto de ( * Sw); y, el volumen de hidrocarburos por la misma unidad de volumen de formación es [ (1-Sw)]. Metodo de Archie
Para determinar la saturación de agua de una formación, existen varios métodos, utilizándose en este trabajo el más común, el método convencional de Archie, aplicable en la evaluación de formaciones limpias, pues, la ecuación de Archie puede ser aplicable tanto para la zona no turbada (zona virgen) como para la zona lavada (zona invadida):
n
Sw =
F * Rw
Sxo n = Donde:Sw
Rt
F * Rw Rt
ZONA VIRGEN
ZONA LAVADA
= saturación de agua de la zona virgen Rw = resistividad del agua de formación Rt = resistividad verdadera, leída en tramos limpios Sxo = saturación de agua de la zona invadida
Rmf = resistividad del filtrado de lodo Rxo = resistividad de la zona lavada n = exponente de saturación = 2 F = factor de formación en función de la efectiva, definido por:
porosidad
a F = ----
φm Donde:a
= constante de porosidad =1 m = factor de cementación
Para determinar el factor de formación han sido propuestas varias relaciones, una de las fórmulas características para rocas carbonatadas con porosidades bajas es la relación de Shell: 1 F =-----
φm siendo m, el factor de cementación, su valor se incrementa en formaciones con porosidades bajas, y está definido por la siguiente relación: m = 187 . +
Donde:φ
0019 . φ
= porosidad efectiva obtenida de los perfiles.
Los valores de compactos.
a, m y n, arriba definidos son para yacimientos calcáreos y/o
En la mayoría de los pozos de los campos pre-seleccionados para fracturamiento hidráulico, el factor de cementación para las calizas “M-2”, “A” y “B” tiende a valores muy cercanos a 2 y en algunos casos a sobrepasar este valor.
Areniscas Arcillosas Para el cálculo de la saturación de agua se emplea el modelo de Simandux.
1 Rt
=
Vsh Rsh
× Sw +
1 FRw
Sw
2
Areniscas Glauconiticas
Debido a la presencia de glauconita, la resistividad aparente se ve disminuída, lo que causa una disminución en el cálculo de la saturación de agua. Para corregir la presencia de este se empleó la ecuación de Archi modificada.
1 Sw 2
Rt ⋅ (1 − Vga ) ⎤
Vga
F ⋅ Rw
0.4
= ⎡⎢ ⎣
⎥⎦ +
Donde: Vga{30%
T sup ; Porcentaje en Vol. aparente de glauconita
0.4 es Resistividad aparente para la glauconita
MOVILIDAD DE HIDROCARBUROS (MOV) La movilidad de hidrocarburos está calculada en función de las saturaciones de agua tanto de la zona virgen como de la zona invadida, mediante la razón: MOV =
Sw Sxo
Esta razón Sw/Sxo es muy valiosa en sí como índice de movilidad de petróleo, puesto que: Sí
Sw Sxo
≈1
⇒
Hidrocarburos no movibles o pesados
En razón de que no existe desplazamiento de hidrocarburos por la invasión del filtrado de lodo, sea que la formación contenga o no petróleo.
Sí
Sw Sxo
≤ 0.7
Los valores de Sw/Sxo , evaluar un reservorio.
⇒
y de
Indica que hay hidrocarburos movibles
Sw son tres elementos básicos y muy útiles para
