MAPAS DE ISOPROPIEDADES DE LOS YACIMIENTOS PERIODO 2016-2 20% CORTE 3
REALIZADO POR: T.S.U MERVIN MELEAN C.I 14.846.338
INDICE
INTRODUCCION 1- POROSIDAD 1.1 TIPOS DE POROSIDAD 1.2 CLASIFICACION DE LA POROSIDAD 1.3 MAPAS DE POROSIDAD 1.4 INTERPRETACION DE MAPAS DE POROSIDAD
2- PERMEABILIDAD 2.1 TIPOS DE PERMEABILIDAD 2.2 MAPAS DE PERMEABILIDAD 2.3 INTERPRETACION DE MAPAS DE PERMEABILIDAD
3- SATURACION DE FLUIDOS 4- FUENTES DE INFORMACION PARA LA OBTENCION DE POROSIDAD, PERMEABILIDAD, SATURACIONES DE FLUIDOS. 5- MAPAS DE RESERVAS 5.1 METODOS DE CALCULO DE RESERVAS 5.2 TIPOS DE RESERVAS
CONCLUSION REFERENCIAS BIBLIOGRAFICAS
DATOS
DE
INTRODUCCION
En la exploración y explotación de un yacimiento petrolero se requiere la realización de diversas etapas de trabajo para poder llevarse a cabo en forma apropiada. Esas etapas comprenden la ejecución de gran variedad de estudios técnicos, uno de ellos es el que corresponde a la caracterización de yacimientos. Este estudio es crucial, ya que se enfoca a obtener la información necesaria para poder explotar de manera adecuada al yacimiento. Una de las actividades más importantes y desafiantes para los geocientistas y los ingenieros es mejorar las técnicas para describir un yacimiento. Es bien sabido que si existe una mejora en la descripción del yacimiento se incrementará la recuperación de hidrocarburos y se reducirá la cantidad de ellos que quedan como remanentes en el yacimiento. Muchos programas usados para la caracterización de yacimientos pasan por alto la descripción a una escala de garganta de poro, de geometría de poro o de tortuosidad, es decir, a nivel micro. Uno de los propósitos de la industria petrolera es en particular determinar las propiedades petrofísicas de los yacimientos para lograr una buena descripción de los mismos. Los yacimientos presentan variaciones complejas de continuidad, especialmente en sus propiedades relativas al espacio poroso (porosidad, permeabilidad, etc.). Estas variaciones reflejan el proceso de depósito srcinal y los cambios diagenéticos y tectónicos consecuentes y su grado de complejidad puede provocar que los modelos sencillos sean inadecuados para predecir el rendimiento del yacimiento y para diseñar unSe esquema demás administración de ingenieros la producción del campo que optimice el rendimiento. ha vuelto claro para los petroleros que la optimización del rendimiento depende de manera crucial de la calidad de la descripción del yacimiento. Una clave para una buena descripción es la utilización e integración máximas de los datos de todas las fuentes posibles, ya que ninguna fuente de datos por sí sola puede proporcionar una descripción completa del yacimiento. Cada fuente de datos está sujeta a limitaciones y errores. Sin embargo, se puede obtener cierta sinergia a partir de la incorporación inteligente de todos los datos existentes.
1- POROSIDAD
La importancia de la porosidad en el comportamiento físico y mecánico de las rocas sedimentarias es ampliamente reconocida, en especial cuando se trata de formaciones productoras de hidrocarburos. En la actualidad, casi toda la producción de petróleo y gas se extrae de acumulaciones en los espacios porosos de las rocas del yacimiento. El análisis del comportamiento de los parámetros que intervienen en el cálculo de reservas en un yacimiento petrolífero es de particular importancia. La cantidad de petróleo o gas contenida en una unidad volumétrica del yacimiento es el producto de su porosidad por la saturación de hidrocarburos. Además de estos parámetros, se requiere el volumen de la formación para calcular las reservas totales y determinar si es comercial o no.
La porosidad es una medida de la capacidad de almacenamiento de fluidos que posee una roca y se define como la fracción del volumen total de la roca que corresponde a espacios que pueden almacenar fluidos.
Como el volumen de espacios disponibles para almacenar fluidos no puede ser mayor que el volumen total de la roca, la porosidad es una fracción y el máximo valor teórico que puede alcanzar es 1. Muchas veces la porosidad es expresada como un porcentaje, esta cantidad resulta de multiplicar la ecuación 1.1 por 100.
Matemáticamente se puede explicar el concepto de porosidad con el siguiente ejemplo. Supongamos que un medio poroso se encuentra compuesto por esferas de radio R del mismo tamaño (estas esferas representan los granos o matriz de la roca), si las esferas se encontrasen dispuestas espacialmente de forma tal que los centros de cualquier grupo de esferas adyacentes corresponden a las cuatro esquinas de un cubo de lados iguales al diámetro de las esferas, como se puede ver en la figura 1.1, entonces el sistema total se encontraría formado por la repetición del espacio dentro del cubo y la porosidad de este sistema podría ser calculada obteniendo el volumen total de esferas (Ec. 1.2) y el volumen total del cubo (Ec. 1.3).
Figura 1.1 Arreglo cúbico
Como el volumen poroso (espacio que puede almacenar fluidos) es igual al volumen total del cubo menos el volumen de las esferas tenemos:
se dividedel el sistema. volumen poroso por el volumen total del cubo, se obtendría el valor de laSi porosidad
Este tipo de arreglo o disposición de los granos se conoce como arreglo cúbico y la porosidad de este arreglo es la máxima porosidad teórica que se puede obtener (47.64%). 1.1 TIPOS DE POROSIDAD
Porosidad absoluta=
Volumen total de poros x 100 Volumen de la roca Volumen de la roca
Desde el punto de vista petrolero lo que realmente es importante es la llamada porosidad efectiva o relativa. Es la relación que determina el volumen de aceite o de gas que se puede mover del yacimiento al pozo. Efectiva: es la fracción del volumen total correspondiente al volumen de poros conectados entre sí. Es la que se mide en la mayoría de los porosímetros y es en realidad la que interesa para la estimación de petróleo y gas en sitio No efectiva: es la fracción del volumen total correspondiente al volumen de poros no conectados entre si.
1.2 CLASIFICACION DE LA POROSIDAD
La porosidad de una roca puede ser clasificada de dos maneras:
*Según su srcen: De acuerdo a su srcen, la porosidad puede ser clasificada en primaria o intergranular y secundaria o inducida. La porosidad primaria o intergranular es aquella que se srcina durante el proceso de deposición de material que da srcen a la roca. Por otra parte la porosidad secundaria es aquella que se srcina por algunos procesos naturales o artificiales posteriores al momento en el cual los sedimentos que dieron srcen a la roca fueron depositados. En general las rocas con porosidad primaria presentan características más uniformes que aquellas que presentan parte de su porosidad secundaria o inducida. Algunos procesos que dan srcen a la porosidad secundaria de una roca son: la disolución, las fracturas y la dolomitización. Disolución: Es un proceso mediante el cual se srcina una reacción química entre los fluidos que saturan el medio poroso y la matriz de la roca. Este proceso srcina una modificación en el volumen poroso del sistema y por ende en la porosidad . Fracturas: Las fracturas también contribuyen a la generación de porosidad secundaria. Después de producirse la deposición de sedimentos y srcinarse la roca, esta se puede encontrar sometida a procesos geológicos de deformación srcinados por actividades tectónicas que pueden generar fisuras o desplazamiento de los granos que conforman la matriz de la roca. Estas fracturas srcinan un aumento en el volumen de espacios que pueden contener fluidos, lo que se traduce en un aumento en la porosidad. Dolomitización: Es un proceso mediante el cual la caliza se transforma en dolomita. La reacción química que permite visualizar el proceso de dolomitización se muestra a continuación:
El proceso de dolomitización ocurre cuando rocas carbonáticas (constituidas por calizas) entran en contacto con agua (con alguna cantidad de magnesio disuelto) que circula a través del medio poroso. Al entrar en contacto el magnesio desplaza al calcio, y debido a que el magnesio es considerablemente más pequeño que el calcio, la roca generada luego del desplazamiento puede presentar una porosidad mucho mayor. Es importante mencionar que la dolomita resultante de un proceso de dolomitización presentará generalmente una porosidad mayor a la caliza de donde se srcinó, sin embargo, desde el punto de vista teórico, si el proceso de dolomitización fuera total, es decir, el magnesio sustituyera completamente al calcio, la nueva roca podría presentar una porosidad menor a la de la roca srcinal. *Según la comunicación de sus poros: Debido a que el material cementante puede sellar algunos poros de la roca, aislándolos del resto del volumen poroso, los poros se pueden encontrar unidos entre si, o aislados.
1.3 MAPAS DE POROSIDAD Para realizar un mapa de Isoporosidad deben conocerse la litología de una formación porque: (1) los perfiles de porosidad requieren un valor de matriz (arenisca, caliza, o
dolomita) para determinar la porosidad; (2) el factor de la formación varía con la litología; (3) la variación del factor de formación produce cambios en los valores estimados de saturación de agua.
La descripción de la distribución de porosidad en un yacimiento es un aspecto muy importante en ingeniería de yacimientos, y tiene un impacto directo en las decisiones económicas que se realizan sobre los proyectos de exploración y producción. Una técnica desarrollada para aplicar métodos estadísticos a los problemas de las ciencias de la tierra es la geoestadística, la cual se encarga de estudiar la continuidad espacial de los atributos de un yacimiento, con la finalidad de proporcionar caracterizaciones heterogéneas de los yacimientos a través de diversos métodos de estimación.
La figura mostrada a continuación muestra un mapa de distribución de porosidad en un yacimiento, el cual fue generado a partir de técnicas geoestadísticas, utilizando la información de porosidad de los pozos presentes en el campo.
Un mapa de isopropiedades es la representación cartográfica de la variación de los valores de alguna propiedad del yacimiento petrolero. Las fuentes de información son, en primera instancia, los datos sísmicos, los registros de pozos, las muestras de roca, el conocimiento que se tenga de áreas cercanas, así como de los datos de producción y de presión de los pozos. El patrón estructural es uno de los mapas de control en una acumulación petrolífera. La preparación de mapas de isopropiedades conduce a disponer de una muy buena presentación areal de la información considerada, ya que permite su rápida visualización, lo cual ayuda a establecer mejor las formas de explotar el yacimiento. Un ejemplo de ésto es el diseño de la perforación de pozos. Tener un mapa de isopropiedades, por ejemplo de cimas de la formación objetivo, ayuda a establecer las profundidades de perforación, con el fin de encontrar con buena o muy buena aproximación el objetivo y programar mejor el pozo. En la siguiente figura se muestran mapas de isopropiedades.
1.4 INTERPRETACION DE MAPAS DE POROSIDAD
Existen varios factores que afectan la porosidad de un yacimiento incluyendo el tamaño de grano y su forma, el arreglo o empacamiento de los granos, el contenido de arcilla, el nivel de compactación y la cementación . Para poder comprender el impacto que tienen el tamaño de grano y el empacamiento en la porosidad, se considera primero un sistema con los sedimentos bien seleccionados y en un arreglo cúbico, éste tiene una porosidad del 47.64%, mientras que un arreglo romboédrico tiene una porosidad del 25.9%, como se muestra en la figura 2.3. Esto quiere decir que el tamaño de los sedimentos (bien clasificados) no afecta a la porosidad mientras el arreglo sea el mismo, por lo que la porosidad en este ejemplo es independiente del tamaño de grano pero depende mucho del arreglo.
Sin embargo, cuando los sedimentos están mal clasificados, es decir que clastos o granos de varios tamaños se encuentran mezclados, la porosidad se reduce. Si partículas muy pequeñas están mezcladas con granos más grandes, la porosidad se ve afectada. Otro factor que tiene influencia en la porosidad es la forma (esfericidad y redondez) de los sedimentos. Usualmente en la roca del yacimiento los sedimentos pueden llegar a tener diversas formas, ya generalmente no se encuentran
perfectamente redondeados. Los sedimentos irregulares, a diferencia de los redondeados, tienden a acomodarse de manera más separada y hasta cierto punto desordenado, permitiendo que el espacio vacío sea mayor, generando mayor porosidad. La compactación y la cementación, son factores que provocan la disminución de la porosidad y están relacionados con las porosidades primaria y secundaria.
2- PERMEABILIDAD
La permeabilidad es una propiedad del medio poroso que mide le capacidad y habilidad de la formación para transmitir fluidos, como se ve en la figura Esta propiedad de la roca es muy importante ya que controla el movimiento: dirección y gasto de flujo de los fluidos en la formación. A diferencia de la porosidad, que es una propiedad estática, la permeabilidad es una propiedad de flujo (dinámica).
Los factores que influyen en la porosidad efectiva, también influyen en la permeabilidad, es decir, el tamaño, la empaquetadura y la forma de los granos, la distribución de los mismos de acuerdo con el tamaño y el grado de litificación (cementación y consolidación). Al igual que la porosidad, la permeabilidad también se puede clasificar, de acuerdo a sus características, como permeabilidad absoluta, efectiva y relativa. Henry Darcy, un ingeniero civil francés desarrolló la expresión matemática que hasta la fecha se sigue utilizando para el cálculo de la permeabilidad.
2.1 TIPOS DE PERMEABILIDAD
Permeabilidad Absoluta (ka): La permeabilidad absoluta es una propiedad de la roca que permite el paso de un fluido cuando la roca está saturada 100% por este mismo fluido, que debe ser mojante y no modifique el medio poroso. Permeabilidad Efectiva (ke): La permeabilidad efectiva a un fluido se puede definir como una propiedad de la roca que permite el paso de un fluido cuando no se
encuentra saturada por este fluido al 100%, en otras palabras, hay presencia de más de un fluido en el medio poroso. Permeabilidad Relativa (kr): El concepto de permeabilidad relativa permita cuantificar el flujo de cada fluido en un sistema multifásico. Su estudio es fundamental en el estudio del flujo simultáneo de fluidos inmisibles a través del medio poroso. Se puede definir como la relación que existe entre la permeabilidad efectiva a un fluido y la permeabilidad absoluta.
2.2 MAPAS DE PERMEABILIDAD
2.3 INTERPRETACION DE MAPAS DE PERMEABILIDAD
Como herramientas los Mapas de Permeabilidad de métodos interpretativos están evolucionando en exactitud jugando un papel importante en lo que hace al proceso geológicas. Actualmente, los perfiles petrofísicos son una útiles e importantes disponible para un geólogo del petróleo.
pozo y sus respectivos y sofisticación, y están de toma de decisiones de las herramientas más
La permeabilidad es la propiedad que tiene una roca de permitir el tránsito de fluidos. Se relaciona a la porosidad pero no siempre es dependiente de ella. La permeabilidad es controlada por el tamaño de los pasajes (gargantas del poro o capilar) que unen los poros es medida en darcies o millidarcies, y se representa por el símbolo Ka. La
capacidad de una roca de transmitir un solo fluido, cuando esta 100% saturada con ese fluido, se llama permeabilidad absoluta. La permeabilidad eficaz se refiere a la presencia de dos fluidos en una roca, y es la capacidad de la roca de transmitir un fluido en presencia de otro fluido cuando los dos fluidos son inmiscibles
3- SATURACION DE FLUIDOS Normalmente, en los yacimientos de petróleo se encuentran presentes más de un fluido. Cuando se descubre un yacimiento puede haber petróleo, agua y gas distribuido a lo largo del yacimiento. El término de saturación de un fluido se define como la fracción del volumen poroso del yacimiento ocupado por determinado fluido. La saturación se vera afectada por las condiciones del yacimiento, así como por los fluidos presentes en el mismo. Su nomenclatura corresponde a las letras si, en donde el subíndice i corresponde a los fluidos agua (sw) petróleo (so) gas (sg). La saturación de un fluido se ve afectada matemáticamente por la siguiente ecuación So: volumen de petróleo/volumen poroso*100 Sw: volumen de agua/volumen poroso*100 Sg: volumen de gas/volumen poroso*100 En el medio poroso se cumplirá la siguiente relación: Sw + so + sg: 1 %sw + % so + %sg: 100% La saturación residual: es la fracción de petróleo que queda en la roca después de aplicar todas las técnicas de recobro posibles. Agua intersticial o connata: es aquella que esta presente en cualquier punto de todo yacimiento de hidrocarburos. Esta agua rodea a los granos y llena los pequeños poros, en general, los hidrocarburos ocupan la parte central de los poros grandes y las grietas. La saturación de agua depende de:
Tamaño y distribución de los poros La profundidad de la muestra por encima de la zona productora.
Tipos de saturación: 1. Saturación absoluta: cuando el volumen poroso lo ocupa un solo fluido 2. Saturación parcial: cuando hay más de un fluido presente en el yacimiento 3. Saturación crítica: es el valor mínimo de un fluido dentro de un yacimiento 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. Métodos directos: por medio de registros de pozos (miden propiedades eléctricas y radioactivas). 2. Métodos directos: son utilizados en el laboratorio tale como: el método de la retorta, método de extracción por solvente, método de destilación, método de la temperatura critica. Ventajas y limitaciones del método de extracción por solvente Ventajas
El procedimiento es simple y la requiere poca durante la destilación Puede medirse exactamente cantidad de atención agua La desincorporacion de minerales es insignificante, debido a las bajas temperaturas
Limitaciones El aumento en la cantidad de agua afecta al petróleo Temperaturas altas causan perdidas del agua de arcilla y temperaturas bajas dejan solventes residuales en la muestra. Cualquiera de estos 2 factores afecta el contenido de petróleo calculado Perdidas de granos de arena causan tan bien errores en el calculo del contenido de petróleo.
4-
FUENTES DE I NFORMACION PARA LA OBTENCION DE DATOS
DE
POROSIDAD, PERMEABILIDAD, S ATURACIONES DE FLUIDOS. Uno de los principales problemas en la Ingeniería Petrolera es conocer las características físicas de los yacimientos para explotarlos de manera óptima. Por tal motivo, es necesario desarrollar y aplicar técnicas que permitan conocer, tanto de manera directa como indirecta, toda la información que de una roca productora (o potencialmente productora) se pueda obtener para caracterizarla. El objetivo principal la caracterización de yacimientos petroleros es conocer las características de las rocas productoras de hidrocarburos y de los fluidos presentes en el yacimiento, tanto cualitativa como cuantitativamente, para así poder determinar la geometría del yacimiento y el volumen de hidrocarburos almacenados, las propiedades físicas de la roca y físico-químicas de los fluidos. Con esta información se puede elaborar, por ejemplo, el modelo que permite simular el comportamiento del yacimiento bajo
diferentes esquemas de producción, elegir aquel que conlleve a la óptima explotación técnico- económica, lo que implica minimizar tiempo, recursos humanos y financieros. La etapa inicial de un proceso de caracterización de yacimiento consiste en la generación de un modelo estático inicial. Los estudios de los yacimientos petroleros involucran diversas fuentes de información. Desde que se inicia la exploración, posteriormente con la perforación de los pozos y a lo largo de la vida productiva del yacimiento se realizan diversas actividades que proporcionan información valiosa para la caracterización del yacimiento. Entre las fuentes de información utilizada en la caracterización de los yacimientos, se tienen datos de perforación de pozos, muestras de roca, registros geofísicos, datos sísmicos y pruebas de formación y de variación de presión .
Durante la perforación del pozo se recuperan muestras de roca del subsuelo y se toman algunos registros especiales del pozo, los cuales son analizados para determinar el potencial de la formación y localizar los intervalos que pueden almacenar hidrocarburos. Los registros tomados durante la perforación son los siguientes:
Registro de lodo. El término registro de lodo es actualmente inapropiado, ya que bajo ese nombre se considera el continuo monitoreo de la operación de perforación, el análisis de los recortes, así como una gran variedad de datos. Estos datos se presentan usualmente en forma analógica contra la profundidad Registro de tiempo de perforación. Este es uno de los registros más rápidos de tomar, y que se refiere simplemente al tiempo requerido para perforar un espesor unitario de formación. Este registro proporciona, además, el primer dato disponible sobre las formaciones perforadas. El tiempo de perforación es principalmente función del tipo de roca y de las condiciones en que se realiza la perforación como el tipo de barrena y fluidos de perforación que se utilizan. Registro de temperatura. La temperatura en un pozo se incrementa con la profundidad. El índice actual de incremento dependerá del tipo de formación y su conductividad térmica. Para los propósitos de los registros de producción, se asume que este perfil es lineal y se llama “perfil geotérmico”. Las muestras de roca de los yacimientos petroleros se obtienen en la superficie en afloramientos, de los poroperaciones donde pasadeel corte lodo de del pozo, o en el subsuelo, porcedazos medio de de perforación núcleos. Enallasalir superficie se recuperan sólo pedazos pequeños, llamados recortes, en tanto que del subsuelo se recuperan volúmenes de roca relativamente grandes con el nucleo de fondo o muestras pequeñas con el nucleo de pared. Para una caracterización estática de yacimientos es necesario contar con muestras representativas de la roca almacenadora.
Registros Geofísicos de Pozos.
Un registro de pozo es una representación digital o analógica de una propiedad física de las rocas que se mide en función de la profundidad. La obtención de un registro con cable se realiza a partir de una sonda que va recorriendo la trayectoria del pozo y de un equipo superficial que transforma la información enviada por la sonda a través de un cable que se registra en una cinta magnética o película fotográfica. Los registros geofísicos son de las herramientas más útiles y poderosas en la obtención de información geológica y petrofísica necesaria para el proceso de caracterización de los yacimientos. Los principales parámetros geológicos y petrofísicos necesarios en la evaluación de los yacimientos, son: litología, porosidad, saturación de hidrocarburos, espesores de capas permeables y la permeabilidad. Estos parámetros pueden ser inferidos de los registros radioactivos, eléctricos, nucleares y acústicos. Los registros de pozos no identifican cuantitativamente el tipo de roca atravesada por el pozo, miden propiedades físicas de las rocas, las cuales se correlacionan con las muestras de canal y núcleos extraídos durante la perforación.
REGISTROS DE POROSIDAD Densidad: Es un registro radiactivo, de los denominados de pared. Puede tomarse tanto en agujeros llenos con lodo como en agujeros vacíos. El registro de densidad mide la densidad de la formación y la relaciona con la porosidad. Una fuente radioactiva emite radiación gamma hacia la formación, la cual interacciona con los electrones de la formación. Estos últimos rayos son detectados como una medida de la densidad de la formación. Los registros de densidad son herramientas de detección de porosidad. Otros usos de las mediciones de densidad, incluyen: Identificación de minerales en depósitos de evaporitas. Detección de gas. Determinación de la densidad de los hidrocarburos. Evaluación de arenas arcillosas y litologías complejas. Determinación de producción en lutitas
Neutrón: Los neutrones son partículas eléctricamente neutras; cada una tiene una masa casi idéntica a la masa de un átomo de hidrogeno. Una fuente radioactiva en la sonda emite constantemente neutrones de alta energía (rápidos). Estos registros responden a la cantidad de hidrógeno presente en la formación. Así, en formaciones limpias cuyos poros se encuentran saturados con aceite y/o agua, el registro neutrón refleja la cantidad de porosidad saturada de algún líquido. Las zonas de gas pueden ser identificadas mediante la comparación de registros neutrón con otro tipo de registros de porosidad.
Con este registro se puede: Delinearlas formaciones porosas, Determinar la porosidad de las formaciones
Sónico: Es una herramienta sónica consiste de un trasmisor que emite impulsos sónicos y un receptor que capta y registra los impulsos. El registro sónico es simplemente un registro en función del tiempo, t, que requiere una onda sonora para atravesar un pie de formación. Esto es conocido como tiempo de tránsito, delta t, t es el inverso de la velocidad de la onda sonora. El tiempo de tránsito para una formación
determinada depende de su litología y porosidad, esta dependencia dela porosidad hace que el registro sónico sea muy útil como registro de porosidad. La velocidad de la onda registrada, la matriz de la roca y el fluido in~situ, pueden ser relacionados de tal forma que proporcione un valor del espacio fraccional poroso (porosidad). Este espacio poroso decrementa la velocidad de las ondas sonoras. En una formación porosa, pero llena en su espacio poroso con algún tipo de fluido, existirá una relación lineal entre la porosidad y la velocidad del sonido. Si existe porosidad secundaria, tal como cavernas o fracturas, la onda no viajaría a través de la barrera si el ángulo de intersección no es el adecuado. También los registros sónicos sólo consideran la porosidad intergranular.
REGISTROS DE SATURACIÓN Eléctrico convencional Durante los primeros veinte años de los registros geofísicos de pozos, los únicos estudios eléctricos disponibles fueron los registros eléctricos convencionales (ES) y el SP. Miles de ellos se corrieron cada año en pozos perforados alrededor del mundo Desde entonces se han desarrollado nuevos métodos para medir diversos valores de resistividad como los cercanos al pozo, en la zona lavada por el filtrado de lodo (Rxo)y alejados del mismo, como la resistividad de la zona no invadida(Rt), la Figura 1.27 muestra un esquema de un pozo visto de planta, el cual indica la localización de dichas zonas. Sin embargo, el convencional, ES (electrical survey), aún se corre en muchas partes del mundo. En este tipo de registros se hace pasar corriente por la formación a través de ciertos electrodos, y los voltajes son medidos con algunos otros. Estas mediciones de voltajes proporcionan las determinaciones de resistividad. Así, existirá un camino de la corriente entre los electrodos y la formación, la sonda debe ser corrida en agujeros que contengan fluido conductivo o agua. La respuesta de estas herramientas es afectada en gran parte por efectos del agujero y las formaciones adyacentes, es por eso que deben realizarse algunas correcciones a este tipo de registros
5- MAPAS DE RESERVAS
Los mapas mostrarán de manera conjunta la información isópaca y estructural Los mapas deben ser presentados a escala 1:20.000. Los mapas deben ser presentados en idioma español y bajo el siguiente esquema: El Norte Geográfico Reticulado de Coordenadas UTM Nombre y número de las parcelas Deben usarse los símbolos presentados en la Leyenda Oficial La condición y características de cada pozo debe estar representada siguiendo la nomenclatura de la Leyenda Oficial Registro Tipo del área. Los volúmenes de Reservas Probadas deben identificarse con la palabra Yacimiento y los volúmenes de Reservas Probables o Posibles, deben identificarse con la palabra Prospecto Las curvas estructurales deben trazarse con líneas negras continuas y las profundidades deben indicarse en pies. El mapa isópaco deberá estar basado en los valores de Arena Neta, bien sea petrolífera (ANP) o gasífera (ANG), y no en la Arena Neta Total Yacimiento (ANT). Las curvas deben trazarse con líneas negras de segmentos cortos, indicando el espesor de la arena en pies. Los límites del yacimiento (fallas, acuñamientos de arenas, barreras de permeabilidad, etc.) deben estar claramente identificados en el mapa mediante los símbolos y código de colores incluidos en la Leyenda Oficial. En los yacimientos delimitados por contactos de fluidos, debe indicarse este contacto según las condiciones srcinales del yacimiento e indicar el valor de la profundidad a la cual se encuentran
.
5.1 METODOS DE CALCULO DE RESERVAS
5.2 TIPOS DE RESERVAS
Reservas contenidas en yacimientos delimitados estructural y estratigráficamente y/o por contactos de fluidos.
Reservas contenidas en áreas adyacentes a las ya perforadas cuando existe una razonable certeza de producción comercial Volúmenes producibles de áreas aun no perforadas, situadas entre yacimientos conocidos, donde las condiciones geológicas y de ingeniería indiquen continuidad. Desarrolladas: son aquellos yacimientos con todos sus puntos de drenaje perforados en producción o que sólo necesiten trabajos de guaya. Productoras: Es una porción de los yacimientos correspondientes al área de los pozos productores No Productoras: Es una porción de los yacimientos correspondientes al área de los pozos no productores o completados en otro horizonte No desarrolladas: Son porciones de un yacimiento correspondientes a puntos de drenaje no perforados o pozos que necesitan trabajos mayores
CONCLUSION
La preparación de mapas para representar no solo parámetros simples sino también parámetros compuestos, es un aspecto que debe ser aplicado de manera constante en la caracterización de yacimientos, ya que facilita la visualización de la distribución de las propiedades en el yacimiento a lo largo de su explotación. La toma de información debe realizarse de manera cuidadosa, ya que los parámetros simples tienen una influencia directa en el valor de los parámetros compuestos, y si los valores que se emplean no son correctos los valores que se obtendrán en la caracterización tampoco lo serán. La metodología de caracterización se desarrolla en dos etapas; una etapa de caracterización estática y otra de caracterización dinámica. En la primera se define las características físicas del volumen de roca a condiciones estáticas, mientras que en la segunda se describe la interacción de los fluidos dentro del volumen de roca a condiciones dinámicas. El uso simulador permite estudiar la mayoría de los tipos de fluidos de yacimientos y procesos de recuperación.
La buena elaboración e interpretación de los diferentes mapas nos permitirá mas similitud entre la teoría y la realidad existentes en los yacimientos.
REFERENCIAS BIBLIOGRAFICAS
http://monterolamachado.blogspot.com/2009/01/porosidad-de-la-roca.html http://www.lacomunidadpetrolera.com/cursos/propiedades-de-la-rocayacimiento/definicion-de-la-porosidad.php http://usuarios.geofisica.unam.mx/gvazquez/explotacionELIA/zonadesplegar/Clases/Cl ase%2012%20Rocas%20almacenadoras1.pdf http://www.lacomunidadpetrolera.com/cursos/propiedades-de-la-rocayacimiento/promedios-de-porosidad.php
http://www.ptolomeo.unam.mx:8080/xmlui/bitstream/handle/132.248.52.100/6694/Tesis .pdf?sequence=1 http://www.ptolomeo.unam.mx:8080/xmlui/bitstream/handle/132.248.52.100/5459/TESI S%20CARACTERIZACION%20INTEGRADA%20DE%20YACIMIENTOS.pdf?sequenc e=5
