Variable m Calculo

“ METODOLOGÍA METODOLOGÍA PRÁCTICA EN LA OBTENCIÓN OBTENCIÓN DE “m” VARIABLE PARA CARBONATOS CON ESTRUCTU ESTRUCTURA RA POROSA POROSA COMPLEJ COMPLEJA” A” Delegación Cd. Del Del Carmen Ing. Osc ar Darío Xoch Xo chipa ipa L ópez, óp ez, PEME PEMEX X R.M.S. R.M.S.O. O. Ing. Eduardo Viro, Schlumberger Oilfield Services

RESUMEN Con el propósito de obtener la mayor producción de hidrocarburos y maximizar maximizar el valor económico del campo Taratunich. El Activo de Explotación Abkatún de la Región Marina Suroeste, realizó el estudio integral del campo Taratunich. El campo Taratunich se localiza a 140 kilómetros al NO de Dos Bocas, Paraíso Tabasco dentro del Golfo de México, se conforma de dos yacimientos principales y un yacimiento yacimiento potencial.

Los intervalos intervalos principales son el Jurásico Superior Superior

Kimeridgiano (JSK) y la Brecha Paleoceno Cretácico Superior (BPT-KS). Un yacimiento potencial es el Cretácico Medio (KM). Durante la etapa del estudio petrofísico del campo Taratunich, se desarrolló una nueva metodología de interpretación petrofísica para el cálculo de la saturación de agua. Considerando que la producción proviene de carbonatos complejos, los que presentan una combinación heterogénea de porosidad intergranular ó de matriz, fracturas, vúgulos conectados y no conectados, y agua de arcilla. Este tipo de sistema poroso complejo requiere valores variables del exponente de saturación ‘m’ para calcular la saturación de agua con una aproximación razonable. La metodología propuesta tiene aplicación en casos como el del campo Taratunich, donde no se disponen de registros modernos que permitan la determinación de valores representativos para el exponente ‘m’, por lo cual se utilizaron los registros convencionales para obtener dichos valores. El método propuesto fue denominado de “m -pivote” y puede ser utilizado para obtener valores de saturación de agua en

METODOLOGÍA PRÁCTICA EN LA OBTENCIÓN DE “ m” VARIABLE PARA CARBONATOS CON ESTRUCTURA ESTRUCTURA POROSA COMPLEJA COMPLEJA

yacimientos carbonatados con estructura porosa compleja, especialmente si solamente se dispone de registros convencionales.

INTRODUCCION El campo Taratunich se localiza a 140 kilómetros al NO de Dos Bocas, Paraíso Tabasco dentro del Golfo de México. El primer pozo y descubridor del campo fue el Taratunich 201, perforado en 1989, el cual encontró producción de hidrocarburos en las dolomías del Jurásico Superior Kimeridgiano y en la brecha sedimentaria del paleoceno. El propósito de éste estudio fue caracterizar los yacimientos del campo, generando con ello un modelo geológico, con el objetivo final de realizar la simulación del mismo. Todo esto mediante el empleo de sísmica 3D, perfiles de pozos, núcleos, muestras de pared y datos de producción. La configuración estructural del Campo Taratunich es un antiforme con dos fallas inversas paralelas de tendencia NNO-SSE y con una estructura de sal intrusiva en el centro del campo. Estas fallas inversas y sellantes limitan el campo al norte y al sur respectivamente. El campo está formado por tres bloques principales 101, 201 y 301 y un cuarto bloque 401 aún no perforado, divididos por las dos fallas inversas paralelas con dirección NNO-SSE y por dos fallas normales subparalelas que limitan el área del domo salino , Figura No.1 .1.. El campo Taratunich incluye dos yacimientos principales y un yacimiento potencial. Los principales son el Jurásico Superior Kimeridgiano (JSK) y la Brecha Paleoceno Cretácico Superior (BPT-KS), el yacimiento potencial es el Cretácico medio (KM) que probó aceite en un pozo dentro del bloque 301. En el JSK se encuentra el yacimiento principal del campo, y consiste en su mayoría de dolomías vugulares en el bloque occidental (Bloque 301) y calizas y lutitas en los bloques orientales (Bloques 201 y 101). El BPT-KS está compuesto principalmente por brechas de caliza y grainstones. El bloque central (Bloque 401),

2

METODOLOGÍA PRÁCTICA EN LA OBTENCIÓN DE “ m” VARIABLE PARA CARBONATOS CON ESTRUCTURA POROSA COMPLEJA

podría tener potencial en las formaciones BTP-KS y Cretácico, el JSK se interpreta ausente en éste bloque debido al desplazamiento de la sal.

BLOQUE 301 BLOQUE 101

BLOQUE 201

Figura No. 1 (Regresar) Debido a la naturaleza compleja de los yacimientos, el parámetro de Archie, m, fue variado para explicar los cambios verticales y laterales en el tipo de porosidad. El exponente de cementación “m” fue reducido para explicar la presencia de fracturas naturales en intervalos densos, también fue incrementado para tener en cuenta el efecto de la porosidad secundaria (oomóldica) en el JsK.

3


METODOLOGÍA DE CÁLCULO El cálculo de saturación de agua puede generar resultados incorrectos cuando se usa el valor de 2 para el exponente “ m” de cementación de la formación, si la estructura porosa es compleja, como se puede ver fácilmente en la siguiente tabla, donde se muestran los resultados de saturación de agua obtenidos en una formación limpia (sin arcillosidad) que tiene los siguientes parámetros: Rt = 50

!"m

Rw=0.05

!"m

(resistividad verdadera de la formación, del registro profundo). (resistividad del agua de formación, a temperatura de formación).

φ e = 0.1 (porosidad efectiva – o total – debido a la ausencia de arcilla, 10%).

Junto con los resultados de saturación de agua, Sw, se muestran los pronósticos de producción, obtenidos al variar el exponente “ m” de cementación de la formación dentro de los límites observados en formaciones con estructura porosa compleja: “ m”

Sw

Pronóstico

1.5

18 %

Hidrocarburos

2.0

32 %

?

3.0

100%

Agua

La falta de conocimiento del valor correcto del exponente “m” de cementación, podría dar fácilmente resultados incorrectos de saturación de agua con las consecuencias catastróficas correspondientes. El efecto obtenido al cambiar el valor de “m” aumenta conforme la porosidad disminuye. El objetivo del presente documento es ofrecer una metodología que mejore la calidad de la determinación de litología, porosidad y saturación de agua en

4


carbonatos con una estructura porosa compleja, en la cual, la porosidad intergranular generalmente coexiste con la porosidad secundaria (porosidad de fractura y vugular). Por lo regular, estos carbonatos tienen porosidades menores a 10 unidades de porosidad (10% ó 10 pu). A continuación se describen tres pasos significativos, para la determinación de la saturación de agua: 1. Determinación de la litología y la porosidad sin usar el registro de resistividad. 2. Cálculo de la curva de “m” variable (incluye tres sub-pasos). 3.Determinación de Sw usando la curva “m” variable proveniente del paso anterior. Paso 1: Determinación de la litología y porosidad. La litología y porosidad pueden ser determinados de gráficas cruzadas o de un programa de interpretación sin emplear el registro de resistividad y sin hidrocarburos en el modelo con el fin de evitar la obtención de resultados incorrectos de litología, porosidad y saturación de agua, debido a la incorporación de valores de resistividad, hidrocarburos y un valor desconocido de “m” en el modelo (ya que no hay conocimiento previo de las variaciones de “m”). Al hacerlo así, la litología y porosidad se determinan ya sea ignorando los efectos de hidrocarburos en los registros de densidad-neutrón para el cálculo de la porosidad total (aceptable para tipos de hidrocarburos de medianos a pesados), o usando para la porosidad total una ecuación tipo “dos novenos más siete novenos”:  2   7  θ T =  φ NL +  φ DL  9   9 

donde φ NL es porosidad de neutrón en matriz de caliza y φ DL es porosidad de densidad también en matriz de caliza. Esto es más adecuado en caso de que el hidrocarburo sea aceite ligero o gas.

5


Paso 2: Cálculo de la curva “m” variable. Se describen los siguientes tres subpasos. a) Se calculan los límites de mmax y mmin de “m” y control de calidad en los datos. b) Uso de un valor conocido constante o cálculo de una curva “m” variable. c) Restricción para mantener la curva “m” entre las de mmax y mmin. Paso 2-a: Cálculo de los límites de mmax y mmin de “m” y control de calidad. Este paso involucra, básicamente, el uso de la ecuación de saturación imponiéndole un valor conocido de saturación de agua, con el fin de calcular cuál debe ser el valor correspondiente del exponente de cementación “m”. Si no se tiene arcilla, ó Vsh=0 en la formación, se aplica la ecuación simple de Archie: n

S w =

Ro Rt

donde: Ro = F ⋅ Rw

y F =

1 φ em

Sw = Saturación de agua de formación. n = Exponente de Sw, relacionado a la mojabilidad de la roca (por lo regular se

utiliza un valor igual a 2). Ro = Resistividad de la formación saturada de agua y a temperatura de formación. Rt = Resistividad verdadera de la formación, del registro de resistividad profunda. F = Factor de resistividad de la formación (relación entre la resistividad de la roca

saturada de agua y la resistividad del agua, ó sea Ro/Rw). Rw = Resistividad del agua de formación a temperatura de formación. φ e =

Porosidad efectiva de la formación (o porosidad total tal como se determina en

el Paso 1). m = Exponente de cementación de la formación, relacionado a la tortuosidad en la

roca (es cercano a 2 en clásticos, pero varía de 1.4 a 3.8 en carbonatos). Por lo regular, el volumen de lutita en los yacimientos carbonatados es muy pequeño; por lo que, uno puede aproximar la ecuación de saturación con la ecuación simple de Archie, suponiendo que el volumen de lutita es cero (V sh=0).

6


No obstante, se puede usar el Modelo de Doble Agua para lograr mayor generalidad. Las siguientes ecuaciones del Modelo de Doble Agua aplican para el caso general de las formaciones arcillosas:

R weq =

1 C weq

donde C weq =

(Cw ⋅ φ e + C wb ⋅ φ wb ) φ T

donde: Rweq = Resistividad equivalente de agua a temperatura de formación. Cweq = Conductividad equivalente del agua a temperatura de formación. Cw = Conductividad del agua de formación a temperatura de formación. φ e = Porosidad efectiva, determinada en el Paso 1.

Cwb = Conductividad del agua ligada a la formación, a temperatura de formación. φ wb =

Porosidad del agua ligada a la formación (volumen) tal como se explica a

continuación. φ T = Porosidad total, tal como se determinó en el Paso 1.

Determinación del valor de Cwb: La siguiente expresión se emplea para la determinación de la conductividad del agua ligada a la formación: C wb =

1 Rtsh ⋅ φ wb

La ecuación de Archie para el Modelo de Doble Agua establece, para la saturación total de agua SwT, lo siguiente: n

S wT =

RoT Rt

donde RoT = F ⋅ Rweq y F =

1 m

φ T

donde: SwT = Saturación total de agua. n = Exponente de SwT.

7


RoT = Resistividad de una formación arcillosa saturada, a temperatura de

formación. Rt = Resistividad real de la formación arcillosa. F = Factor de la resistividad de la formación. Rweq= Resistividad equivalente del agua. φ T = Porosidad total de la formación.

m = Exponente de cementación de la formación.

Cálculo de la curva mmax: La curva con valores máximos de “m” se obtiene al suponer que la porosidad efectiva está saturada de agua (esto corresponde a la cantidad máxima de agua en la roca). A partir de la ecuación de Archie para el Modelo de Doble Agua, se establece que la saturación total de agua es SwT=1 y el exponente “m” (denominado mmax), de lo que resulta: log mmax =

Rweq

Rt log φ t

donde: mmax = Límite máximo del exponente de cementación de la formación. Rweq = Resistividad equivalente del agua. Rt = Resistividad verdadera de la formación. φ T = Porosidad total de la formación.

Cálculo de la curva mmin (suponiendo que Sw = Swirr ): Para obtener la curva de valores mínimos de “m”, se supone que la zona está a una saturación de agua irreductible (esto corresponde a la cantidad mínima de agua en la roca). Representa el volumen de agua en la formación que no se moverá (que no se puede desplazar mediante las fuerzas capilares). De manera

8


ideal, se dispone de una curva de valores de volumen de agua irreductible, por ejemplo, de un registro de resonancia magnética. Si éste es el caso, sólo habrá que aplicar la siguiente ecuación para mmin. De manera más frecuente, dicha curva no se tiene disponible. Por lo tanto, este valor deberá de ser supuesto. Para generar la curva SwiT, se supone que la formación contiene el máximo volumen posible de hidrocarburos. Esto significa que el volumen de agua irreductible en la formación es el menor posible. Los resultados obtenidos con volúmenes de agua irreductible en la porosidad efectiva, tan bajos como 1 unidad de porosidad (1% ó 1 pu) en los carbonatos de México de baja porosidad, nunca entraron en conflicto con los resultados finales. Los valores típicos de los volúmenes de agua irreductible en la porosidad efectiva de formaciones clásticas son mucho mayores, entre 6 y 12 unidades de porosidad. La definición de “Saturación Total de Agua Irreductible” se aplica con el fin de obtener la curva de valores SwiT. Ésta se obtiene al dividir la cantidad total de agua ( φ wT = φ wb + 1 unidad de porosidad) entre el valor de la porosidad total (φ T ) : S wiT =

φ wb + 1 pu φ T

Entonces, al usar la ecuación de Archie para el Modelo de Doble Agua imponiendo la “Saturación Total de Agua Irreductible”, obtenida mediante la ecuación anterior y denominando como mmin al exponente “m”, encontramos como resultado:  Rweq   n  ⋅ R S  t wiT 

log mmin =

log(φ T )

Control de Calidad de los Datos : Los valores de mmax y mmin ayudan inmediatamente a validar los registros de resistividad y porosidad, así como los valores de resistividad de agua usados (un dato de entrada básico en el proceso de interpretación). Nuestra experiencia muestra que:

9




Los valores mínimos observados para el exponente de cementación “m” son de alrededor de 1.4 (para formaciones muy fracturadas).



Los valores máximos son de alrededor de 3.8 (para formaciones muy vugulares).

De igual forma, el valor de “m” para una formación que se sabe está invadida, debe ser muy cercano a la curva de mmax en dicho intervalo ya que, por definición, estos valores corresponden a una saturación de agua del 100%. De la misma manera, el exponente “m” de una formación que se sabe contiene hidrocarburos debe tener un valor muy cercano a la curva de mmin en dicho intervalo ya que, por definición, estos valores corresponden a valores de una saturación de agua irreductible. La Figura No. 2 muestra una formación carbonatada. En esta figura, el carril superior de la derecha se exhibe la litología (calcita-dolomita con algo de pirita y lutita) y la porosidad (que tiene valores entre 5 y 10 unidades de porosidad), todo en escala 0 a 100%. El siguiente carril muestra la porosidad en una escala amplificada de 0 a 50 unidades de porosidad (50%), mientras que el tercero muestra la resistividad de la formación (que varía de 80 a 800 !˙m). Finalmente, los valores de las curvas mmax y mmin se presentan en una escala de 1 a 6, con un área amarilla entre éstas. Se conoce que esta formación tiene porosidad vugular . Por lo tanto, los valores de “m” deben ser mayores a 2. Uno puede pronosticar que si los valores de “m” están entre 3.0 a 3.5, la mayoría del intervalo estaría muy cercano a una saturación de agua del 100%, ya que la curva de mmax oscila frecuentemente entre 3.0 y 3.5. Paso 2-b: Uso de un valor constante o cálculo de una curva de “m” variable.

10


En este paso, se definirán los valores de “m” a usarse para el cálculo de la saturación de agua. Existen dos enfoques básicos para la determinación de los valores de “m”: 1. El conocimiento local que apunta a un valor constante conocido de “m” para secciones definidas del pozo. 2. El cálculo de una curva de valores “m” variables. Existen dos posibilidades principales: a. Existen herramientas modernas de toma de registros para el cálculo de una curva de “m” variable. b. Existen registros convencionales de porosidad de densidad-neutrón-sónico disponibles que permiten que se calcule la curva “ m-pivote”, tal como se explica a continuación: Caso 1: Aquí se prepara una curva con valores constantes de “ m” por zonas, con base en el conocimiento local. En algunas secciones, estos valores estarán fuera del área amarilla que define los valores posibles de “ m”. Esto es inaceptable, ya que no respetaría los registros de resistividad y porosidad, así como los valores de resistividad del agua. Esta área amarilla se muestra en la Figura No. 2. Para poder satisfacer ambos criterios (usar el conocimiento local para asignar el valor de “ m” y respetar el rango del “área amarilla” para los valores posibles de “ m”), se deberá ejecutar el Paso 2-c, tal como se describe abajo. Caso 2-a: Para que la curva de “ m” obtenida respete el rango del “área amarilla” para los valores posibles de “m”, se deberá realizar el Paso 2-c, tal como se describe abajo. Caso 2-b: Este caso es el del campo Taratunich, se presenta con mayor frecuencia de la deseada. El conjunto de registros disponibles incluye tres registros clásicos de porosidad sin registros modernos. Por tanto, se propone la curva de “m pivote”.

11


Figura No.2 (Regresar)

MODELO DE “ m PIVOTE” Este modelo usa la porosidad total sónica, φ ST , y la porosidad de densidad-neutrón (que se toma como un equivalente de la porosidad total), φ T , con el fin de detectar la porosidad secundaria. El Índice de Porosidad Secundaria se define como: SPI = φ T − φ ST

Para que la porosidad sónica pueda ser coherente y comparable a la porosidad total, se deberá calcular usando el tiempo de tránsito correcto sónico de matriz, ∆T ma ,

que se obtiene del registro de densidad y de la porosidad de densidad-

neutrón.

12


La densidad de matriz de la formación, ρ ma , se calcula a partir de la ecuación de porosidad por densidad: ρ ma =

ρ log − φ T ρ fl 1 − φ T

donde: ρ log = Densidad de la formación, del registro de densidad; ρ fl =

Densidad de fluidos; por lo general es una combinación del filtrado e

hidrocarburos residuales. A partir de la ecuación anterior, se calcula ∆T ma suponiendo que existe una relación lineal con ρ ma y usando los siguientes dos puntos de relación: 

Para la calcita, la ∆T ma es 47.4 µ s / pie , mientras que ρ ma es 2.71 gr/cm3



Para la dolomita, ∆T ma es 43.0 µ s / pie y ρ ma es 2.87 gr/cm3

Por tanto, obtenemos la siguiente relación: ∆T ma = 121.92 − 27.5 ρ ma

La Figura No.3 muestra la relación mencionada, con los dos puntos que permiten definir la línea recta. El modelo de “m pivote” supone que en caso de que exista porosidad secundaria (SPI > 0), si la porosidad total es menor que 7 unidades de porosidad (7% ó 7pu), ésta proviene de fracturas; si tiene un valor mayor a 7 unidades, supone que los vúgulos originan la porosidad secundaria. El valor del exponente se podrá calcular empleando la siguiente ecuación (en donde la porosidad se ingresa como v/v [fracción]):

13


Figura No. 3 (Regresar) 

 φ ST   ⋅ (φ T − 0.07 ) φ  T 

m Pivot = 2.0 + 12.5 ⋅ 1 − 



Los datos de núcleo se necesitan para calibrar el coeficiente de 12.5 en la ecuación anterior, el cual es un valor constante para un campo dado. El coeficiente se selecciona para producir la pendiente correcta. En el estudio en el que se desarrolló esta metodología, el punto de calibración se seleccionó a partir de los datos de núcleo que representaban la porosidad secundaria más alta. Los valores eran: φ ST = 0.05 (5 unidades de porosidad) y φ T = 0.25 (25 unidades de porosidad), lo que producía φ ST / φ T = 0.2 para ajustar o encuadrar el valor de muestra m = 3.8 del análisis de núcleo de laboratorio. El valor de 7 unidades de porosidad (punto pivote) es arbitrario. No obstante, en México se acepta para la interpretación de carbonatos. El ingeniero Orlando Gómez Rivero fue quien lo propuso en un artículo de la SPWLA (consultar las Referencias incluidas al final).

14


Modelo para " m" variable 5

La razón φ S÷φT aumenta 0.2 0.5 1.0

4 m

3

Punto Pivote

2 1

La razón φS÷φT aumenta

0 0

5

10 15 20 Porosidad total (%) m=2

m (SPImax)

25

30

m (SPI)

Figura No. 4 (Regresar) La figura 4 muestra tres curvas para “m”, con pendientes diferentes: - En rojo: pendiente =0, ó φ ST / φ T = 1 (ó φ ST = φ T ) - En azul: pendiente máxima, ó φ ST / φ T = 0.2 (ó φ ST ∫φ T ) - En verde (punteada): una pendiente intermedia ó 0.2〈φ ST / φ T 〈1 Paso 2-c: Restricción para mantener la curva “m” entre las de mmax y mmin. Los valores que resulten de la curva de “m” variable se deberán limitar de manera que se mantengan entre las curvas mmax y mmin, con el fin de asegurar que los valores calculados de la saturación de agua nunca sean mayores a 1, o menores que el valor de Swirr . En caso de necesidad, para asegurar que el rango posible de los valores de “m” disminuya conforme la lutita aumenta, tendiendo a un valor límite único de m=2 cuando el volumen de lutita tiende a ser de 100%, se aconseja limitar los valores resultantes de la siguiente forma (ver Figura No. 5):

15


-

Limitar la curva variable de “ m” entre mupp = 6 – 4*vsh, y mlow = –2 + 4* vsh. Esto reduce los valores posibles de “ m” para que tiendan a m =2.0 conforme el vsh aumenta de 0 a 1.

La Figura No.5 muestra esa reducción en forma de “embudo”, que no tiene ningún efecto cuando los valores de arcillosidad son bajos pues el valor máximo observado de “m” es de 3.8 aproximadamente (muy por debajo de mupp ≈ 6 ) y el valor mínimo observado de “m” es de 1.4 aproximadamente (muy por arriba de mlow ≈ −2 ).

Límites de " m" Vs. arcillosidad 7 6 " 5 m " 4 e 3 d s 2 e 1 r o l 0 a V-1 -2 -3

m_sup m_inf 0

0.1

0.2

0.3

0.4

0.5

0.6

0.7

0.8

0.9

1.0

Volumen de arcilla (fracción)

Figura No. 5 (Regresar) También se recomienda implantar el mismo tipo de control en caso de que los carbonatos limpios tengan valores muy bajos de porosidad efectiva; en este caso, se sugiere que la “m” también tiende a presentar un valor de 2 (de hecho, conforme la porosidad se acerca a cero, el valor de “m” pierde relevancia).

16


Paso 3: Cálculo de Sw usando la curva de " m" variable del paso 2-c. En este paso, el último del proceso, se obtiene la saturación de agua de la formación. Las ecuaciones del Modelo de Doble Agua que se pueden aplicar son: Saturación total de agua: n

S wT

 Rweq  1 =  con Rweq = F ⋅ Rweq y F = m φ T  Rt 

donde el significado de Rweq se explica en el paso 2-a, citado con anterioridad. Saturación del agua “bound” ó ligada a la formación: S w =

φ wb φ T

donde el significado de φ wb yφ T se ajusta a las determinaciones antes explicadas. Saturación “efectiva” del agua: Sw =

(S wT − Swb ) (1 − S wb )

donde: Sw = Saturación “efectiva” del agua (el valor tradicional que se maneja “día a día”); SwT = Saturación total del agua; Swb = Saturación del agua “bound” ó ligada a la formación.

La Figura Nº 6, muestra un pozo procesado del campo Taratunich en donde se desarrolló la metodología de la “ m pivote”. En esta figura existen doce carriles, contados de arriba hacia abajo, que representan: 1. Porosidades: el área azul identifica porosidad secundaria, ó φ S 〈φ T . Los puntos representan la porosidad total de núcleo. 2. Permeabilidad: los puntos aquí representan la permeabilidad de núcleo. 3. Exponentes de cementación: el área amarilla está limitada por las curvas de mmax y mmin. La curva negra de en medio, es la de “ m pivote” ya restringida para

que siempre recaiga dentro del área amarilla. 17


4. Saturación de agua: calculada usando la curva de “m pivote”. 5. Litología, porosidad y contenido de fluidos: para la litología, el azul representa calcita, el café dolomía y el verde lutita. Para fluidos, el blanco es agua y el verde es aceite. 6. Registros de densidad y neutrón. 7. Registros de resistividad. 8. Registros de rayos gama y del calibrador. 9. Disparos e intervalos de las pruebas de pozo. 10. Intervalos nucleados. 11. Profundidad Real Vertical (TVD por sus siglas en inglés). 12. Profundidad Medida (MD por su siglas en inglés).

Figura No. 6 (Regresar)

18


Una sección más profunda en el mismo pozo, exhibida en la Figura No. 7, permite observar la existencia de zonas con valores extremadamente altos de porosidad secundaria (hecho que se verificó con las pruebas de laboratorio realizadas en núcleos), en donde la porosidad total - del registro de densidad-neutrón - llega a ser hasta de 25 unidades de porosidad, mientras que la porosidad sónica permanece en un rango de 5 unidades de porosidad. La descripción de núcleos para dicho intervalo confirma la existencia de la porosidad vugular predominantemente (vúgulos o vesículas aisladas en una matriz compacta con baja porosidad intergranular), y que el exponente “m” de cementación tiene valores altos (de aproximadamente 3.5), asociados con ese tipo de porosidades.

Figura No. 7 (Regresar)

19


CONCLUSIONES 

Debido a la naturaleza compleja de los yacimientos JSK y BPT-KS del campo Taratunich, el parámetro de Archie, m, fue variado para explicar los cambios verticales y laterales en el tipo de porosidad. El exponente de cementación (m) fue reducido para explicar la presencia de fracturas naturales en intervalos densos, también fue incrementado para tener en cuenta el efecto de la porosidad secundaria (oomóldica) en el JSK.



El método presentando en este trabajo para calcular valores del exponente de cementación ‘m’ permite calcular valores de saturación de agua con una aproximación razonable, cuando solamente se dispone de registros convencionales, en carbonatos con sistemas porosos complejos.

REFERENCIAS Archie, G.E.: The electrical resistivity log as an aid in determining some reservoir ch aracteristics. Transactions, AIME 146, 54-62, 1942 Velásquez, H.M. y Viro, E.: Estudio del exponente “ m ” en la predicción del contenido de Fluidos, AIPM (Asociación de Ingenieros Petroleros de México), Mexico, Nov. 16-1989. Gómez-Rivero, O.: A Con ciliator y Por os ity Exp on ent Relatio ns hi p: Its Ap pl ic ation to Practic al Well Lo g An alysi s, SPWLA, 22º Simposium Transactions. Artículo V., México, D.F., 1981. Gómez-Rivero, O.: A New Appr oac h fo r Detec ting Natural Fract ur es in Complex Reservoir Rocks by Well Log An alysis, SPWLA, 19th Annual Logging Symposium. Artículo D. Houston, Texas, Junio 13 - 16, 1978. PEMEX: Estudio Integral del Campo Taratunich, PEMEX Exploración y Producción, reporte de Schlumberger, Denver, CO, USA (Dec. 2000). Xochipa, O. y Viro, E.: A Saturation Mod el fo r Compl ex Carbo nates in Méxi co (Un Modelo de Saturación para Carbonatos Complejos en México), publicado en la SPWLA, junio 2002.

20


RECONOCIMIENTOS Los autores hacen un

agradecimiento especial a los ingenieros Raúl León

Ventura de Pemex, Eduardo Campos Iglesias del IMP, Robert Brown y Lesley Evans de Schlumberger, por sus contribuciones y sugerencias para el presente trabajo.

CURRICULUM VITAE Oscar Xochipa Nació en la Ciudad de México el 19 de diciembre de 1965. En el período de 1983-1987 cursó la carrera de Ingeniero Petrolero en la Escuela Superior de Ingeniería y Arquitectura del IPN. Trabaja desde 1989 en PEMEX Exploración y Producción (PEP). Actualmente está asignado al activo Abkatún, en la Superintendencia de Caracterización de Yacimientos en el área de Reservas de Hidrocarburos. Dentro de los principales trabajos desarrollados y cargos, se destacan: el Estudio Petrofísico del campo Caan para la determinación de reservas de hidrocarburos, el artículo A Saturation Model for Complex Carbonates in México publicado en la SPWLA, junio 2002, en la Coordinación en la Caracterización de Yacimientos del campo Caan,

participación como especialista en la elaboración del modelo

petrofísico para el campo Taratunich y actualmente como líder del proyecto Taratunich. Oscar es miembro del CIPM y de la AIPM donde ha presentado diversos trabajos. Eduardo Viro se graduó como ingeniero electrónico en la Universidad Nacional de Buenos Aires. Trabaja en Schlumberger desde 1970, en países como Argentina, Bolivia, Brasil, Chile, México, Estados Unidos y Venezuela. Eduardo ocupó posiciones de ingeniero de campo, petrofísico a nivel de país y de región, gerente de centro de computación y, últimamente, gerente del Centro Dedicado a la Generación de Localizaciones. Eduardo es miembro del SPWLA.

21


NOVIEMBRE DE 2002.

22

Variable m Calculo

Recommend Documents