Modelo Estatico de Yacimientos Geologia II

FACULTAD DE INGENIERÍA ESCUELA DE INGENIERÍA DE PETRÓLEO CICLO FORMA FORMATIVO TIVO

GEOLOGÍA II


GEOLOGÍA II

Modelo Estático


GEOLOGÍA II

Modelo Estático


GEOLOGÍA II

FACULTAD DE INGENIERÍA ESCUELA DE INGENIERÍA DE PETRÓLEO CICLO FORMATIVO

GEOLOGÍA II


GEOLOGÍA II


GEOLOGÍA II

FACIES Conjunto de Características Litológicas Paleontológicas que definen una Unidad Estratigráfica y que permiten diferenciarlas de los demás.


GEOLOGÍA II

Facies S: Areniscas de Grano Grueso a Conglomerático, pueden presentar Restos de Plantas y Clastos de Arcilla. Localmente pueden observarse Estratificaciones Cruzadas.

Facies S3: Areniscas de Grano Medio a Grueso, subangular redondeado, de moderada a bien escogida. Presentan Intercalaciones esporádicas de Lente de lutitas.


GEOLOGÍA II

Facies S1: Areniscas de Grano Fino a Medio, pueden presentar intercalaciones de Lentes continuos de Lutitas. Localmente pueden observarse Estratificaciones Horizontales.

Facies S11: Areniscas de Grano Fino a Medio, no muestra Intercalaciones de Lentes de Lutitas. Localmente pueden observarse Estratificaciones.


GEOLOGÍA II

Facies S2: Arenisca de Grano muy Fino a pueden presentar Intercalaciones discontinuos de Lutitas. Estratificaciones Tipo Ripple, Estructuras de Carga.

Limolítico, de Lentes Presentan Flasser y

Facies ST: Limolita, Color Verdoso, Rojizo o Marrón. Pueden estar bioturbadas.


GEOLOGÍA II

Facies H: Lutita gris, muy Finamente Laminada. Común ocurrencia de Estructuras Lenticulares caracterizan estas facies. También se puede observar Estructuras de Carga y la presencia de Bioturbación.

Facies L: Lutitas gris oscuro, muy Finamente Laminada, con Intercalaciones locales de Lentes Limolíticos.


GEOLOGÍA II


GEOLOGÍA II

Electrofacies


GEOLOGÍA II

Porque el uso de registros?


GEOLOGÍA II

Interpretación de facies a través de Perfiles


GEOLOGÍA II

Interpretación de facies a través de Perfiles


GEOLOGÍA II


GEOLOGÍA II


GEOLOGÍA II


GEOLOGÍA II


GEOLOGÍA II


GEOLOGÍA II

Principales Actividades del Modelo Sedimentológico 

Describir Núcleo Macroscópicamente:



Seleccionar Muestras para el Análisis Bioestratigráfico y Petrográfico



Determinar Calidad Física de la Roca:

Consiste en la Descripción de los Aspectos Físicos, Químicos y Bioestratigráficos del Núcleo, mediante la Visualización de los diferentes Tipos de Litologías y sus Relaciones Verticales.

Análisis Petrográficos, Análisis de Difracción de Rayos-X, determinar la Mineralogía, Textura, Tipo y Tamaño de Poro y Diagénesis, los cuales influyen directamente en la Movilidad de los Fluidos.


GEOLOGÍA II



Definir Unidades Sedimentarias:

Se realiza analizando la Evolución Vertical de las Secuencias Sedimentarias (Facies, Contactos) 

Interpretar Ambiente Sedimentario:

Permite Establecer las Analogías y por tanto descifrar el Ambiente Sedimentario responsable del Origen de la Secuencia bajo Estudio 

Calibrar Registros del Pozo con Núcleos con Unidades Sedimentarias

Consiste en observar la Respuesta que los Perfiles tomados en los Pozos tienen con respecto a la Información Sedimentológica extraída de los Núcleos. 

Identificar Unidades de Flujo:

Consiste en Identificar aquellos Volúmenes de Rocas con Propiedades Geológicas internamente consistentes y que afectan al Movimiento de los Fluidos. Las Unidades de Flujo son, por lo tanto, las Vías de Circulación de los hidrocarburos.


GEOLOGÍA II



Correlacionar Unidades Sedimentarias :

Definir la Extensión Areal de las Unidades Sedimentarias y de las Unidades de Flujo, en base a Criterios Sedimentológicos, Bioestratigráficos, Petrofísicos, de Yacimientos y Geoquímica

 Cotejar

con los Otros Modelos:

Comparar y Realizar los Ajustes necesarios, entre otros, entre el Modelo Sedimentológico y el Resto de los Modelos, para lograr la Correspondencia entre ellos.


GEOLOGÍA II

Informe de Análisis Macroscópico de Facies


GEOLOGÍA II

Informe de Análisis Macroscópico de Facies


GEOLOGÍA II


GEOLOGÍA II


GEOLOGÍA II


GEOLOGÍA II


GEOLOGÍA II

Representación Grafica del Modelo Sedimentológico

Ing Carlos Martinez ING. PABLO E. CHINCHILLA P.


GEOLOGÍA II

Canales con Alta Sinuosidad Gradiente Hidráulico fluvial

N

Canal de de Marea

Barras de Anteplaya

Complejo de Marea

Pantano

Representación Grafica del Modelo Sedimentológico a r M l d e e n c v a A s s v a a s i n r e r e A s g n r a T

Llanura de Inundación Húmeda

t e e n a l i r r o r o i t C L

Complejo de Estuarios



GEOLOGÍA II

Geología II Modelo Estratigráfico



GEOLOGÍA II

ESTRATIGRAFIA Rama de la Geología que se encarga del Estudio, Análisis o Interpretación, de la Naturaleza de las Secuencias Rocosas y de las Relaciones Recíprocas que se establecen entre sí. Estudio Científico de las Relaciones Laterales y Verticales de los Estratos.


GEOLOGÍA II

Estrato Es un cuerpo tabular en donde las capas están

depositadas

y

separadas

sucesivamente una después de la otra, el cual tiene una base y un tope plano de estratificación definido


GEOLOGÍA II

Estratificación

Es la formación, acumulación o depósito de materiales (sedimentos) en capas. Este término se refiere al aspecto geométrico o disposición en capas, y al genético o intervalos sucesivos de sedimentación.


GEOLOGÍA II

MODELO ESTRATIGRAFICO Definir Arquitectura Interna del Yacimiento, mediante la Interpretación de Marcadores de interés o Unidades Cronoestratigráficas: Límites de Secuencias, Superficies de Máxima Inundación. Los cuales permitirán establecer las Unidades de Flujo presentes y Elaborar Mapas de Distribución de Arenas.


GEOLOGÍA II

MODELO ESTRATIGRAFICO


GEOLOGÍA II

MODELO ESTRATIGRAFICO


GEOLOGÍA II

Tipos de Unidades Estratigráficas Se dividen de acuerdo al Estudio a desarrollar, entre éstas se tienen: 

Litoestratigráficas:

En la cual se Definen y Correlacionan Estratos en base a sus Características Físicas (Color, Composición, Mineralogía). Son reconocidas y definidas por sus Caracteres Litológicos. Están limitadas por Contactos o por Zonas de Gradación, dadas por Cambios Litológicos. Son las Unidades Prácticas de Campo, definidas en base a una Sección Tipo .


GEOLOGÍA II

Bioestratigráfica: Donde se utilizan el Contenido



de Fósiles para ayudar a definir los diferentes Estratos ( Biozonas)


GEOLOGÍA II

 Morfológicas:

Se aplica generalmente a los depósitos superficiales y están representadas por superficies erosivas o deposicionales reconocible por su forma ( terrazas, mesetas)  Crono estratigráfica:

En la cual se establece la extensión temporal de una unidad litoestratigráfica o bioestratigráfica a partir de las

características

presentan las rocas.

paleontológicas

fósiles

que


GEOLOGÍA II

OBJETIVOS DEL ANALISIS ESTRATIGRAFICO

1. Establecer la Sucesión de Rocas en cada Área ‘’Columna Estratigráfica’’ 

Identificar cada Capa o Estrato mediante sus Características esenciales (Litología, Espesor, Textura, Estructuras, Contenido Biológico, etc.).  Realizar un Ordenamiento Temporal de las Capas en la Serie Estratigráfica Local, mediante el Análisis del Contenido Biológico y al de las Estructuras.


GEOLOGÍA II

2. Realizar la Interpretación Estratigráfica

3. Identificar e Interpretar Estratigráficos (SB, FS, MSF)

los

Marcadores MFS SB

CONCEPTOS


GEOLOGÍA II

Transgresión Fenómeno Natural en el cual el mar invade las Superficies emergidas de la Tierra, dando como resultado que un Ambiente sometido a Erosión pase a uno donde domine la Sedimentación. Normalmente se identifica por la presencia de Discordancias, Lagunas Estratigráficas, Conglomerado Basal, Paleosuelos.


GEOLOGÍA II

Regresión

Fenómeno natural en el cual el mar se retira de Àreas Continentales, dejando emerger las Zonas inundadas, dando paso a Procesos Erosivos que comenzarán la Destrucción de las Superficies depositadas.


GEOLOGÍA II


GEOLOGÍA II

Sistema Regresivo

Discordancia

Sistema Transgresivo


GEOLOGÍA II


GEOLOGÍA II


GEOLOGÍA II


GEOLOGÍA II


GEOLOGÍA II


GEOLOGÍA II

Regresiva

Transgresiva


GEOLOGÍA II


GEOLOGÍA II


GEOLOGÍA II


GEOLOGÍA II


GEOLOGÍA II


GEOLOGÍA II


GEOLOGÍA II


GEOLOGÍA II


GEOLOGÍA II


GEOLOGÍA II


GEOLOGÍA II


GEOLOGÍA II


GEOLOGÍA II


GEOLOGÍA II


GEOLOGÍA II

Representación Grafica del Modelo Estratigráfico



GEOLOGÍA II


GEOLOGÍA II S E C C I Ó N ENERO 1972

E S T R A T I G R Á F I C A 2 ENERO 1972

NOVIEMBRE1972

JUNIO 1971

DICIEMBRE 1969

JULIO 1967

TOPE LAGUNA

TOPE LAGUNILLAS INF

DATUM

TOPE STA BARBARA DISCORDANCIA EOCENO

YAC. LGI BA 200

MAPA DE UBICACIÓN LOCAL COLUM NA GEOLÓGICA SITUACIÓN RELATIVA NACIONA L N

SITUACIÓN RELATIVA REGI ONAL

ÁREA INTERCAMPO

N

SECCIÓN ESTRATIGRÁFICA 2, (O-E) VERTICA L SECCIONESTRATIGRAFICA3

ESCALA:

1:2500

UNIDADES: REFERENCIA:

HORIZONTAL ESCALA:

1:2500

PIES

UNIDADES:

METROS

TOPE LAGUNILLAS INF

ELABORADOPOR:

ING.HERMESROSALES

NOTA: La escala vertical esta dibujada enpies, pero fue calculada en metros

ANEXO 12


GEOLOGÍA II


GEOLOGÍA II

Geología II Modelo Estructural



GEOLOGÍA II



GEOLOGÍA II



GEOLOGÍA II

DATOS EMPLEADOS PARA LA INTERPRETACION ESTRUCTURAL

1. Información Geofísica   

Gravimétrica Magnetometría Sismográfica

2. Información durante la perforación   

Muestra de canal Muestra de núcleos Tiempo de perforación

3. Registro o perfiles de pozos



GEOLOGÍA II



GEOLOGÍA II



GEOLOGÍA II



GEOLOGÍA II



GEOLOGÍA II



GEOLOGÍA II



GEOLOGÍA II



GEOLOGÍA II

Representación Grafica del Modelo Estructural



GEOLOGÍA II

falla F_789

f alla Int Int _SN6 _SN6 BA836

falla F_1841

BA790

f alla Int Int _ SN5 BA1164 BA634

Falla PV

BA1025

falla ICO ICO


O

S E C C I Ó N E S T R U C T U R A L

1

E

AREA BACH02

BACHAQUERO

LAGUNA

AREA INTERCAMPO

BACHAQUERO

BACHAQUERO

LAGUNA

LAGUNA

MAPA DE U BICACIÓN LOCAL

SITUACIÓN RELATIVA NACIONAL

ExploraciónyProducción

SITUACIÓNRELATIVAREGIONAL

División Occidente Estudios Integrados U.E. Bachaquero Lago

Sección Estructural 1 (O,E) ÁREAINTERCAMPO

N

Escala Vertical:

N 3 S N I n t_

O C I

F _2634

F _ 1 1 7 4

2 S N I n t_

Yacimiento:

SECCIÓNESTRUCTURA L1, (O-E) 1:2500

Unidadde Profundidad: VERTICAL ESCALA: P U E B L O V I E J O

1:250

LGIBA200 HORIZON TAL

Pies

ESCALA:

1:250

UNIDADE UNIDAD 0 de referencia: 0 Datum S: PIES MET ES:estratigráfico REFERE Nivel del Mar ROS NCIA: NIVELDELMAR Elaborado por: ELABORADO ING.HERMES ROSALES POR: Ing. Hermes Rosales NOTA:La escala vertical esta dibujada enpies, perofue calculada enmetros

ANEXO 13

Informe Técnico: “

REVISIÓN DEL MODELO GEOLÓGICO E INGENIERÍA CONVENCIONAL DE LOS YACIMIENTOS LGINF-11 Y LGINF-13, MIEMBRO LAGUNILLAS INFERIOR, FORMACIÓN LAGUNILLAS, MIOCENO, ÁREA INTERCAMPO, CAMPO BACHAQUERO LAGO “

Fecha: Abril, 2010

O


2

E

AREA INTERCAMPO

BACHAQUERO

LAGUNA

LAGUNILLASINFERIOR LAROSA

MAPA DE UBI CACIÓN LOCAL

COLUM NA GEOLÓG ICA

F A L L A D E P U E B L O V I E J O

6 N S t_ n I


ExploraciónyProducción

Sección Estructural 2 (O,E)


N

5 N S t_ n I

N


Yacimiento: ÁREAINTERCAMPO

EscalaVertical: O I C


1:2500

SECCIÓNESTRUCTURAL2, (O-E) LGIBA200

Unidadde Profundidad: ESCALA:

O

9 8 7 _ F

1 4 8 1 _ F

E

VERTICAL Pies

ESCALA:

1:250

HORIZON TAL

1:250

REVISIÓN DEL MODELO GEOLÓGICO E INGENIERÍA CONVENCIONAL DE LOS YACIMIENTOS LGINF-11 Y LGINF-13, MIEMBRO LAGUNILLAS INFERIOR, FORMACIÓN LAGUNILLAS, MIOCENO, ÁREA INTERCAMPO, CAMPO BACHAQUERO LAGO

DatumUNIDAD estratigráfico de referencia: UNIDADE 0 0 S: del MarMET PIES ES: Nivel REFERE ROS NCIA: NIVELDELMAR Elaborado por: ELABORAD Ing. Hermes Rosales OPOR: ING.HERMES ROSALES

NOTA:La escala vertical esta dibujada enpies, perofue calculada enmetros

ANEXO 15

“

Fecha: Abril, 2010

O


3

E

AREA INTERCAMPO

BACHAQUERO

LAGUNA

LAGUNILLAS INFERIOR

MAPA DE U BICACIÓN LOCAL

COLUM NA GEOLÓG ICA

Exploracióny Producción

I n t _S N 8


Sección Estructural 3 (O,E)



Escala Vertical: I C O

N

Yacimiento:

1:2500

Informe Técnico:

ÁREAINTERCAMPO “

SECCIÓNESTRUCTURA L3, (O-E) LGIBA200

N

Unidadde Profundidad: Int _SN7/ 8

ESCALA:

VERTICAL Pies

ESCALA:

1:250

7 N S t_ I n

DatumUNIDAD estratigráfico de referencia: UNIDADE 0 S: PIES ES: Nivel del Mar REFERE NCIA: NIVELDELMAR Elaborado por: ELABORADO POR: ING.HERMES ROSALES Ing. Hermes Rosales

REVISIÓN DEL MODELO GEOLÓGICO E INGENIERÍA CONVENCIONAL DE LOS YACIMIENTOS LGINF-11 Y LGINF-13, MIEMBRO LAGUNILLAS INFERIOR, HORIZONFORMACIÓN LAGUNILLAS, MIOCENO, ÁREA INTERCAMPO, CAMPO TAL BACHAQUERO LAGO “

1:250 0 MET ROS

Fecha:

NOTA:La escala vertical esta dibujada enpies, perofue calculada enmetros

ANEXO 17

Abril, 2010

S E C C I Ó N

E S T R U C T U R A L

5

BACHAQUERO

CAPO @ -7600

MAPA DE UBICACIÓN LOCAL COLUMNA GEOLÓGICA

División Occidente Estudios Integrados U.E. Bachaquero Lago ÁREA INTERCAMPO Sección Estructural 5 (SO-NE)

Exploracióny Producción


SITUACIÓN RELATIVA REGIONAL

N

N

N

NE

Escala Vertical:

SECCIÓN ESTRUCTURAL 5, (SO-NE) Yacimiento:

1:2500VERTICAL 1:2500 LGI BA 200 Unidad de Profundidad: ESCALA:

UNIDADES Pies : REFERENCIA:

SO

PIES


REVISIÓN DEL MODELO GEOLÓGICO E

HORIZONTAL INGENIERÍA CONVENCIONAL DE LOS YACIMIENTOS LGINF-11 Y LGINF-13, ESCALA: MIEMBRO LAGUNILLAS INFERIOR,

1:2500

FORMACIÓN LAGUNILL AS, MIOCENO, ÁREA INTERCAMPO, CAMPO BACHAQUERO LAGO

UNIDADES: “

NIVEL DEL MAR Datumestratigráfico de referencia: ELABORADO POR: Nivel del Mar ING.HERMESROSALES Elaborado por: Fecha:

METROS

NOTA: La escala vertical esta dibujada en pies, pero Ing. Hermes Rosales Abril, 2010 fue calculada en metros

ANEXO 22


GEOLOGÍA II

Geología II Modelo Petrofísico



GEOLOGÍA II



GEOLOGÍA II

MODELO PETROFISICO Generalidades Mediante la caracterización petrofísica de la formación se definen las propiedades de la roca e identifican las zonas prospectivas del área en estudio. La petrofísica se basa en los resultados cuantitativos de las propiedades petrofísicas de calidad de roca y saturación de fluidos. A partir de estas propiedades es posible obtener los mapas de isopropiedades, los cuales permiten optimar la selección del área e intervalos de cañoneo, además de implantar en conjunto con otras disciplinas el mejor plan de extracción de las reservas remanentes de un yacimiento.



GEOLOGÍA II

En general, la Petrofísica nos ofrece una cantidad de datos fundamentales para una explotación óptima de los yacimientos tales como:  Control de profundidad del pozo.  Determinación del tope y base de un estrato.  Cálculo de valores de porosidad y permeabilidad de las rocas.  Determinación de la presencia de fluidos, saturación de petróleo, agua y gas, así como su distribución en las rocas.  Detección de fracturas.  Calibración núcleo-perfil.  Cuantificación del POES y de las reservas. La evaluación petrofísica de los pozos se realiza mediante los registros o perfiles. Su objetivo es identificar, localizar y evaluar los yacimientos contentivos de hidrocarburos e identificar los avances de los acuíferos o de los contactos aguapetróleo (CAP).



GEOLOGÍA II



GEOLOGÍA II



GEOLOGÍA II



GEOLOGÍA II

VALIDACIÓN Y RECOPILACIÓN DE LA INFORMACIÓN Se debe realizar un inventario de los registros y análisis de núcleos que posee el área a estudiar, para así clasificar los pozos de acuerdo a la información disponible:

Pozo Clave: Se define como el pozo que posee el conjunto completo de registros ( Eléctricos, Radioactivos y Acústicos) y además análisis de núcleos( Convencionales y Especiales). Pozo Control: Se define como el pozo que posee solamente la información de registros ( Eléctricos, Radioactivos y Acústicos). Pozo Petrofísico: Se define como el pozo que posee solamente los registros de resistividad.



GEOLOGÍA II

DETERMINACIÓN DE PARÁMETROS PETROFÍSICOS Determinación de Exponente de Cementación (m). Determinación de Coeficiente de Tortuosidad (a). Determinación de Exponente de Saturación(n). Determinación de Densidad de la Matriz ( ma). A partir de Análisis de Núcleo

Cuando no se dispone de núcleo



GEOLOGÍA II

RADIO DE GARGANTA DE POROS Es el espacio creado por el contacto y agrupación de granos que conforman una roca que controla la permeabilidad y las características de flujo en un yacimiento. PETROFACIES Son unidades de rocas con propiedades petrofísicas similares y una relación consistente de porosidad, permeabilidad, saturación de agua y radio de garganta de poro, que las diferencian del resto de las rocas adyacentes.

Grano


Radio

Grano


GEOLOGÍA II

UNIDAD DE FLUJO Elementos representativos del volumen total del yacimiento en los cuales las propiedades geológicas y petrofísicas que afectan el flujo de fluidos son internamente consistentes y diferentes a las propiedades de otros volúmenes de rocas. UNIDADES HIDRÁULICAS LITOFACIES

PETROFACIES T i p od e R o c a a p a r t i r d e l a E c u a c i ó nd e R 3 0 d e P i t t m a n RMicrones 10000 40 E G

20

A

1000

) d m ( d a d i l i b a e m r e P

10

M A

5

C R O

100

2

1 0,5

10

M E S O M I C R

0,1

1

O

A N O

0.1

0.01 0

5

10

15

20

25

30

Porosidad (%)

Tipo deRocaapartir delaEcuación deR30dePittman RMicrones 10000 40

M E G A

20 1000 10

M A C R O

5

) 100 d m ( d a d i l 10 i b a e m r e 1

2

M E S O

1 0,5

M I C R O

0,1

N A N O

0.1

0.01 0

5

10

15

20

25

30

Porosidad(%)

Tipo de Roca a partir de la Ecuación de R30 de Pittman RMicrones 10000 40 E G A

20 1000

10

M A C R O

5

) d 100 m ( d d i l 10 i b

2

0,5

M E S O

0,1

M I C R O

1

m r 1

A N O

0.1

0.01 0

5

10

15

20

25

30

Porosidad (%)

Tipo de Roca a partir de la Ecuación de R30 de Pittman R Micrones 10000 40 20 1000

10

M E G A

1 0,5

M A C R O M E S O

0,1

M I C R O

5

) d 100 m ( d a d i l i 10 b a e m r e 1 P

2

N A N O

0.1

0.01 0

5

10

15

20

25

30

Porosidad(%)



GEOLOGÍA II

Modelo Petrofísico Parámetros Básicos Factor de Formación Es aquel que depende de la microestructura de la roca, es decir, es función únicamente de la porosidad y geometría de los poros. Se puede definir como la relación entre la resistividad de una roca 100 % saturada de un fluido entre la resistividad del agua.

Donde Ro es la resistividad de la formación saturada totalmente de agua de formación, Rw la resistividad del agua de formación y F es una constante para una muestra de arenisca dada, la cual se denomina Factor de Formación.



GEOLOGÍA II

Factor de Tortuosidad El término a recibe el nombre de factor de tortuosidad. Este parámetro se considera constante para una litología dada y su valor puede tomarse como 1 para areniscas limpias con valores de “m” cercanos a 2. Índice de Resistividad Archie demuestra que la saturación de agua Sw, se relaciona con la resistividad de la roca Rt, mediante la expresión:

Donde “n” es el exponente de saturación y el término “IR” se define como Índice de Resistividad.



GEOLOGÍA II

Exponente de Cementación El exponente de cementación m indica el grado de compactación o consolidación de una roca. Para la mayoría de las rocas sedimentarias, el valor de este exponente se encuentra en el rango 1.5 < m < 2.5. En particular, la mayoría de las areniscas tienen el exponente m muy cercano a 2. De acuerdo a la siguiente tabla se puede observar la variación de este parámetro: Descripción de la Roca No consolidadas (arenas sueltas)

Valor de “m”

1.3

Pobremente cementadas

1.4 – 1.5

Ligeramente cementadas ( media)

1.6 – 1.7

Moderadamente cementadas ( baja)

1.8 – 1.9

Altamente cementadas ( muy baja)

2.0 – 2.2



GEOLOGÍA II

Exponente de Saturación El exponente de saturación n depende de muchos factores tales como tipo de roca, tipo de fluidos, presión confinante y humectabilidad. La mayoría de los yacimientos en areniscas presentan valores de n que oscilan entre 1.5 y 2.1, promediando valores de 1.85. Rocas preferencialmente “mojadas” por agua, reflejan un “n” igual a 2 o menos, y para rocas “mojadas” por petróleo, “n” es siempre mayor que 2 y en algunos casos

excepcionales puede pasar de 10. La mayoría de los yacimientos son hidrófilos, es decir, mojados por agua, por lo tanto exhiben valores de “n” menores de 2.



GEOLOGÍA II

Resistividad del Agua de Formación Es la medida de la resistencia que ofrece el agua de formación al paso de la corriente eléctrica, con la cual se mueven los diferentes iones componentes del agua. El agua de formación es conductiva, debido a que contienen sales ionizadas en solución. La concentración y movilización de los iones que contengan es la responsable por la mayor o menor resistividad que manifieste. El valor de la resistividad del agua de formación Rw es fundamental para cualquier evaluación petrofísica ya que es muy importante en la determinación de la saturación de agua de la formación. Es por eso que el valor de Rw debe ser lo más real posible para que los valores arrojados por la evaluación petrofísica tengan un alto grado de confiabilidad. Para determinar la resistividad del agua de formación puede trabajarse de diferentes maneras, dependiendo de la información que se tenga, a saber:



GEOLOGÍA II

     

Medida directa de una muestra representativa. A través de análisis químico de una muestra representativa. A partir de la curva de potencial espontáneo SP. A partir de un perfil de resistividad de investigación profunda. A partir de un perfil de resistividad de investigación mediana. Archivos o catálogos de muestras de agua a interpolando en mapas de igual salinidad (mapas isosalínicos o isoconnáticos) de formaciones geológicas específicas.



GEOLOGÍA II

DETERMINACION DE LA RESISTIVIDAD DEL AGUA (Rw)

Métodos Análisis Físico-Químico de una muestra representativa de agua de formación. A partir de registros (Potencial Espontáneo- SP, Resistividad (Rt) y Porosidad). Aplicando Técnicas Gráficas (Hingle y Picket). Mediante Mapas de Isosalinidad y Catálogos de Resistividad de aguas de formación.



GEOLOGÍA II CARACTERIZACION DEL AGUA DE FORMACION A PARTIR DE ANALISIS FISICO-QUIMICOS DE LABORATORIO DISEÑADO POR L EONARDO BRICEÑO /07/2001

ORIGEN DE LA MUESTRA: CUMAREBO

FECHA DE TOMA:

LUGAR DE TOMA:

FECHA ANALISIS:

OBSERVACIONES: MIOCENO

ANALIZADO POR: 11379,00

p.p.m.

p.p.m.

CALCIO

40,00

CRUDO EN AGUA

0,00

MAGNESIO

17,00

SOLIDOS SUSPENDIDOS

0,00

SODIO

4119,00

SOLIDOS TOT. DISUELTOS

BICARBONATOS

1674,00

ALCALINIDAD TOTAL

CARBONATOS

0,00

SULFATOS

113,00

CLORUROS

5416,00

DUREZA CARBONATICA

11379,00 1372,00 169,87

DUREZA NO CARBONATICA

0,00

DUREZA TOTAL

0,00

SULFURO

0,00

TEMP. LABORATORIO ºF

HIDROXIDOS

0,00

RESISTIVIDAD Ohm-m

0,70

0,00

INDICE DE LANGELIER

0,00

SILICE

0,60

pH @ TEMP. LABORATORIO

8,20

POTASIO

0,00

TURBIDEZ (U.N.T.)

0,00

HIERRO TOTAL

10082,8

BALANCE IONICO

METEORICA 0,03

meq/lt

#### K mult. Ca Mg Na HCO3 CO3 SO4 Cl Fe K

1,140 1,244 1,000 0,254 0,550 0,493 1,000 1,000 0,924

Factor de Escala

TEMP. Tr

150

Rw @ 7 5 º F

0 ,5 60

Rw @ Tr ºF

0,292

Na Ca Mg Fe

0,20

BALANCEADA

ppm Equivalente de NaCl

CLASIFICACION SULIN

75,00

20-nov-89

TOLERANCIA

10 10 10 1

Cl HCO3 SO4 CO3

DIAGRAMA DE STIFF 20 -20

Na

Ca

15 -15

10 -10

5 -5

-17,91 -0,2 -0,14 0 0 0,2353 2,7437 15,273 B al an ce

Mg

Fe

0

5

0 10

182,49 20

5

10 20 30 40 40 30 20 10

Na Ca Mg Fe CO3 SO4 HCO3 Cl

10 10

15

20

15

20

Cl

HCO3

182,52 -0 ,0 3 30

40

SO4

CO3



GEOLOGÍA II

Modelo de Arcillosidad La arcillosidad está referida al cálculo de la cantidad de arcilla presente en el espacio poroso. La composición mineralógica en las rocas sedimentarias varía significativamente y la relación litológica arenisca-arcilla es de gran importancia para la evaluación de las propiedades de una formación. Petrológicamente como arcillas se definen a los silicatos complejos hidratados de alúmina que constituyen la caolinita, ilita, montmorillonita, clorita y vermiculita, cuyo tamaño de partícula es inferior a 1/256 mm. Tanto la composición como el tamaño de partícula son intrínsecas a la definición, pero también es cierto que otras partículas minerales pueden adquirir un tamaño inferior a 4 micras y caer en el rango del tamaño de los minerales de arcilla, aunque de hecho no constituyen minerales de arcilla. La lutita es la roca compuesta de minerales de arcilla más esa otra variedad de minerales de grano muy fino como cuarzo, óxidos de hierro, micrita y materia orgánica. De hecho, los minerales de arcilla muy raramente constituyen capas puras. Las lutitas pueden tener hasta 50 % de cuarzo y otros minerales en el rango de tamaño del limo (1/16 o 1/256 mm) o aún menor.



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Volumen de Arcillosidad (Vsh) El establecimiento de un modelo apropiado para el cálculo del volumen de arcillosidad (Vsh) es de gran importancia para la determinación del espesor de arena neta total. Lineal Vsh = Ish Clavier

Steiber

Larionov (Terciario)

Larionov (Rocas Viejas)



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Cálculo de Espesor Total y Arena Neta Total (ANT) Para el cálculo del espesor total y arena neta total (ANT) se realiza la lectura directa de los perfiles Microlog, SP y Rayos Gamma disponibles en los pozos pertenecientes al yacimiento. Es necesario el empleo del parámetro de corte Vsh para discriminar arenas de lutitas. Se considera como límite aceptable un valor conocido como Vsh cutoff (parámetro de corte de volumen de arcillosidad) para contabilizar la arena neta total en cada uno de los pozos del yacimiento.

Índice de Arcillosidad (Ish)

Donde “GRcl” es el valor de GR correspondiente a la arena limpia (clean), “GR sh” es el valor de GR correspondiente a la arena arcillosa (shale), “SPcl” es el valor de SP correspondiente a la arena limpia (clean) y “SPsh” es el valor de SP correspondiente A la arena arcillosa

(shale.



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Modelo de Porosidad ( ) La porosidad de la roca se refiere a la medida del espacio existente entre grano y grano, es la capacidad que tiene una roca de almacenar fluidos y se define como la relación entre el volumen poroso y el volumen total de la roca. Matemáticamente está expresada mediante la siguiente ecuación:

Donde “” es la porosidad, Vp es el volumen poroso y “Vt” es volumen total. “

”

La porosidad es una propiedad muy importante de las rocas productoras de hidrocarburos. Para que un yacimiento sea comercialmente productivo es obvio que debe tener una porosidad suficiente para almacenar un volumen apreciable de hidrocarburos. La porosidad puede medirse de las siguientes formas: Haciendo uso de perfiles eléctricos. Midiéndola directamente en núcleos extraídos de los pozos.



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Porosidad Efectiva ( e) Se conoce como porosidad efectiva al total de espacios vacíos interconectados a través de los cuales puede haber potencial movilización de fluidos.

Previo a la corrección de la porosidad por arcillosidad, se debe conocer la Porosidad Total ( total), la cual se determina como un promedio de las curvas neutrón y densidad; para la primera se lee la porosidad directamente en el registro, mientras que para la curva de densidad, la porosidad se calculó mediante la relación:



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Donde “ma” es la densidad de la matriz en gr/cc, “b” es la densidad leída en el registro frente a las arenas en gr/cc y “f ” es la densidad del fluido de perforación en gr/cc. Este último es igual a 1 gr/cc para lodos en base agua y 0.95 gr/cc para lodos en base aceite. Si se dispone de perfiles sónicos es posible calcular la porosidad mediante la ecuación:

Donde “t” es el tiempo de tránsito leído del registro, “tma” es el tiempo de tránsito de la matriz y “tf ” es el tiempo de tránsito del fluido.



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Es necesario calcular la porosidad corregida por arcilla para utilizarla en el cálculo de las saturaciones de agua e hidrocarburos, mediante las ecuaciones:

Donde “total” es la porosidad total, “sh” es la porosidad leída frente a las arcillas y “Vsh”

es volumen de arcillosidad.



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Modelo de Permeabilidad (K) La permeabilidad es una medida inherente a la roca que da una idea de la habilidad a dejar fluir un fluido a través de los canales que constituyen el volumen poroso interconectado. La permeabilidad se expresa mediante una unidad denominada Darcy, en honor al francés Henry Darcy quien fue el primero en estudiar el paso del fluido (agua) a través de un medio poroso (filtro de arena). Se dice que dicho medio tiene una permeabilidad de un Darcy, un fluido de una sola fase con una viscosidad de un centipoise y que llena completamente el espacio poroso intergranular, fluye a través de éste bajo condiciones de flujo viscoso a una tasa de un centímetro cúbico por segundo, por un área transversal de un centímetro cuadrado, por centímetro de longitud; y bajo un diferencial de presión de una atmósfera. La expresión matemática de la Ley de Darcy es la siguiente:



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Donde “V” es la velocidad aparente de flujo en cm/seg, “Q” es la tasa de flujo en cc/seg, “A” es el área perpendicular al flujo en cm 2, “k” es la permeabilidad en Darcy, “” es la viscosidad en cps y “dP/dL” es el gradiente de presión en la dirección del flujo en atm/cm. La permeabilidad puede medirse de las siguientes formas:  Medidas en sitio.  Haciendo uso de las pruebas de restauración de presiones, declinación de presiones, etc.  Medidas en el laboratorio. Para que un yacimiento sea comercial es necesario no sólo que la roca contenga petróleo o gas sino que estos fluidos puedan desplazarse dentro de la roca y salir a la superficie. Por consiguiente, también es obvio que la roca sólo es permeable cuando los poros están conectados. Si esta interconexión no existe, la roca puede ser porosa pero no tiene permeabilidad. En general, las rocas más porosas de granos con tamaño homogéneo tienen una mayor permeabilidad que las menos porosas, y aunque la porosidad puede ser alta en algunas rocas de grano fino, la reducción en el tamaño de los poros trae como resultado una disminución en la capacidad de flujo dentro de la roca, en consecuencia la permeabilidad disminuye.



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Modelo de Saturación de Agua y Petróleo (Sw, So) Determinar las saturaciones de hidrocarburos es uno de los objetivos básicos del petrofísico. No es suficiente conocer la existencia de una arena con buena porosidad y permeabilidad si no se posee ninguna información que señale la presencia de hidrocarburos explotables. La saturación de agua teniendo como información los registros ha sido calculada como el porcentaje de agua contenido en el espacio poroso de un volumen de roca. Es conveniente calcular la saturación de agua a partir de los registros, porque los instrumentos que miden la resistividad responden inicialmente a la conductividad de los fluidos en el espacio poroso, la saturación de petróleo (So) se calcula por el complemento:



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La estimación in situ de los valores de saturación de agua se basa en las mediciones de resistividad combinadas con un modelo de saturación. Existen diversos modelos matemáticos para el cálculo de las saturaciones de agua, a saber: Indonesia, Simandoux, Waxman-Smits, Doble Agua, Archie, entre otros. Para la aplicación de los mismos se necesitan los parámetros siguientes:  Coeficiente de tortuosidad  Factor de cementación  Exponente de Saturación  Resistividad del agua de formación.



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Modelo de Simandoux Este modelo empírico está basado en el concepto de la fracción volumétrica de arcilla y es utilizado para el cálculo de la saturación de agua en arenas arcillosas Tiene la ventaja de no necesitar parámetros determinados a partir de análisis especiales de núcleos. La arcilla es uno de los componentes más importantes de las rocas en el análisis de registros, además de sus efectos en la porosidad y la permeabilidad, esta importancia surge por sus propiedades eléctricas que tienen una gran influencia en la determinación de la saturación de fluidos. La presencia de arcilla en la roca reservorio es un factor extremadamente perturbador en la evaluación de formaciones. Por una parte esta complica la determinación de los hidrocarburos en el lugar, y por otra parte afecta la habilidad del reservorio para producir estos hidrocarburos. La ecuación es la siguiente:



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Donde “Sw” es la saturación de agua en fracción, “a” es el coeficiente de tortuosidad, “Rw” es la resistividad del agua de formación en ohm-m, “e” es la porosidad efectiva de la formación en fracción, “Vsh” es el volumen de arcillosidad en fracción, “Rsh” es la resistividad de la arcilla en ohm-m, “m” es el factor de cementación, “n” es el exponente de saturación y “Rt” es la resistividad real o verdadera de la formación en ohm-m.



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Modelo de Archie Todas las determinaciones de saturación de agua a partir de registros de resistividad en formaciones limpias (sin arcilla) con porosidad intergranular homogénea se basan en la ecuación de saturación de agua de Archie. La ecuación es la siguiente:



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Modelo de Waxman-Smits Teniendo como base extensos trabajos de laboratorio y estudios teóricos, Waxman y Smits propusieron en 1968 una relación de saturación – resistividad para formaciones arcillosas que vinculaba la contribución de la resistividad de la lutita con la resistividad total de la formación y la capacidad de intercambio catiónico de la lutita (CEC, Cation Exchange Capacity). La ecuación es la siguiente:

Donde “Sw” es la saturación de agua en fracción, “Rw” es la resistividad del agua de formación en ohm-m, “t” es la porosidad total de la formación en fracción, “m*” es el factor de cementación corregido por arcillosidad, “n*” es el exponente de saturación corregido por arcillosidad, “Qv” es la cantidad de cationes intercambiables presentes en la arcilla en meq/ml, y “Rt” es la resistividad real o verdadera de la formación en ohm-m y “B” es la conductancia específica equivalente la cual se obtiene de la siguiente ecuación:



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Donde “T” es la temperatura de la formación y “Rw” es la resistividad del agua de

formación en ohm-m.



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Cálculo de Espesor de Arena Neta Petrolífera (ANP) La arena neta petrolífera (ANP) es el número de pies de la columna de arena del pozo que puede ser considerada como productora de hidrocarburos. El contaje de arena neta petrolífera se realiza estableciendo parámetros de corte de porosidad  y saturación de agua Sw para contabilizar la arena neta petrolífera de cada uno de los pozos del yacimiento.



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Representación Grafica del Modelo Petrofísico



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Modelo Estatico de Yacimientos Geologia II

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