Proyecto Final Registro de Pozos

Cochabamba – Cochabamba – Bolivia Bolivia Universidad Privada Boliviana

Nombre: García Zapata Marco Antonio Imana Sergio Materia: Evaluación con Registro de Pozos Docente: Mgr. Javier Alexandro Angulo Villarroel

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EVALUACIÓN CON REGISTRO DE POZOS CASA BLANCA 1 Y 2

1. Introducción: Los registros de pozos son técnicas geofísicas in situ, que se realizan en las operaciones petroleras para obtener una mayor información de los parámetros físicos y geológicos del pozo, tales como, la cantidad de petróleo móvil, saturación de agua en la formación, resistividad de las rocas, porosidades, presencia de gas, etc.

2. Descripción: El campo fue descubierto el año 1976 y el pozo Casa Blanca 2 se encuentra en el Mediterráneo español entre Mallorca y Valencia, se envía el crudo extraído a la refinería de Repsol en Tarragona a través de un oleoducto de 43 kilómetros.

3. Análisis 3.1 CASA BLANCA 1 Dentro de los logs que se obtuvieron se puede observar que los mismos tienen las siguientes características:

2660-2700 Se tiene un gamma ray que tiene la aproximación de una una roca clean con trazas de clay. Además de tener una densidad baja, alta resistividad. Por lo tanto se tiene un fluido con una saturación de agua baja. Dentro del análisis de la porosidad se puede observar valores altos lo cual indica presencia de micro fracturas, pero además de tener te ner una porosidad efectiva alta. Por lo cual se denota la presencia de Carbonatos en la formación





2700-2800 Se posee un gamma ray que arroja que la roca corresponde a un clean el cual tiene una densidad alta, además de tener una resistividad baja lo c ual indica a presencia de agua. Al igual que el intervalo de 2660 a2700 se tiene tie ne una porosidad secundaria alta y una porosidad efectiva bastante baja.

Logs a 2700-2800

2800-2920 Se observa que el gamma ray arroja que el fluido posee caracter ísticas de un clean el cual posee una densidad medianamente alta con una resistividad baja lo cual indica la presencia de una roca muy compacta o la presencia de ag ua en la formación posteriormente se denota de nuevo la presencia de porosidad secundaria lo cual confirma que la formación sigue correspondiendo a carbonatos





Logs a 2800-2920 2920-3040 Se tiene un fluido que posee características car acterísticas de un clean con alta densidad, con una resistividad promedio alta, lo cual muestra que la formación posee fluidos resistivos (hidrocarburos), con una porosidad efectiva alta y una porosidad secundaria alta lo cual muestra una roca r eservorio con características de carbonatos





3040-3085 Se tiene una roca con tendencia a ser un shale y bastante densa, además que posee resistividades altas lo cual nos indica que dicha roca corresponde a una roca sello al estar bien compactada, de igual manera posee una porosidad efectiva casi nula y una por osidad secundaria alta lo cual corresponde a una formación sello de carbonatos

3085-3140 Se tiene una roca que posee las características de tener a una roca clean con una densidad mediana con una resistividad alta la cual denota la posible presencia de hidrocarburos, además de poseer una alta porosidad efectiva y secundaria lo cual denota un reservorio con carbonatos.

3140-3155 Se tiene una roca que posee características de un c lean con intervalos de clay con una densidad alta y una resistividad baja lo cual indica la presencia de agua en dicho intervalo, además de poseer una porosidad efectiva baja y una porosidad secundaria alta lo cual sigue indicando la presencia de carbonatos

Logs a 3040-3155





3.2 Análisis de Casa Blanca 2:

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Analizando desde la profundidad 2550 hasta 2640 m. se pudo observar gran presencia de una roca densa, más específicamente de Clay y ligera presencia de Limestone, existe concordancia entre todos los Log y se puede observar que se está entrando a una zona de rocas reservorio.

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En los siguientes 20 metros (2640 – – 2660) pudimos encontrar en el Log de Gamma Ray gran presencia de “clean” es decir Limestone, una reducción de densidad y el resistivity nos indicaba presencia de Fluidos no conductivos. Los 5 logs coincidían en que existía presencia de Limestone y se podía observar grandes posibilidades de Hidrocarburos.

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En el tramo 2675 – – 2700 vuelve a aumentar la resistividad y aumenta la posibilidad de tener hidrocarburos, aumenta la presencia de Limestone en la zona y se reduce la presencia de Clay.

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En el tramo 2700-2800 se encuentra posibilidad de agua y alta presencia de clay. Podemos observar además una densidad muy fluctuante.







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Por la resistividad y la saturación de agua podemos observar que en el corto tramo de 2860-2870 hay presencia de hidrocarburos o de sal, pero debido a que existe porosidad notable y la sal es de carácter compacto, más tiende a ser hidrocarburo.

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Desde 2880 – 2880 – 2920 2920 se observa limestone con intervalos de clay, tiene resistividad baja y tiene unos pequeños picos, con presencia de limestone en 2900 .

RESULTADOS CASABLANCA 1 Porosidad Secundaria -

En general la porosidad secundaria es alta en ge neral en todo el log, por lo tanto e sto demuestra la presencia de carbonatos en todo el análisis de la formación.

Litología -

Dentro de la litología presente en e ste pozo se muestra que posee en su mayoría carbonatos formados por limestone, clay, sandstone e intervalos de dolomite.

Salinidad





WOC -

El wáter oíl contact corresponde corr esponde al intervalo de 3140 a 3155 ya y a que en ese intervalo se denota un cambio de la saturación brusco y que además en lo general permanece constante.

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Porosity-Saturation of water CS1

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Cut-off CB1





RESULTADOS CASA BLANCA 2 Porosidad Secundaria -

En general la porosidad secundaria es alta en ge neral en todo el log, por lo tanto e sto demuestra la presencia de carbonatos en todo el análisis de la formación.

Litología -

Dentro de la litología presente en e ste pozo se muestra que posee en su mayoría carbonatos formados por limestone y clay

Salinidad -

La salinidad en general se mantiene alta en todo el log por lo tanto dicho registro indica que el fluido presente en la formación corresponde a agua S alina

Tope y Fondo del Reservorio -

El tope y fondo de este reservorio muestra un reservorio entre las profundidades de 2640 a 2690 el cual es el más preferible debido a las características de este intervalo provenientes del análisis previo

Pay -

El pay correspondiente a esta formación corresponde a un pay entre las profundidades de 26402655 además de otro intervalo de 2 672 a 2680, utilizando los correspondientes cut-off de porosidad, saturación y volumen de clay

WOC -

El wáter oíl contact corresponde corr esponde al intervalo de 2680 a 2697 ya y a que en ese intervalo se denota un cambio de la saturación brusco y que además en lo general permanece constante.

Porosity-Saturation of water CS2





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Correlación de Pozos

Cut-off CB2

Proyecto Final Registro de Pozos

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