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HUGO MARTIN ATOMICA CORDOBA La Carlota
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Trabajo Josevega 20%Segundocorte
“SISTEMAS DE COMPUTACIÓN PARA ANÁLISIS DE REGISTROS DE POZOS CON LA AUTOMATIZACIÓN DE RESULTADOS”
LUIS HUMBERTO AYALA ORTIZ CESAR FRANCISCO CHANG ZAPATIER JUAN ALBERTO ESPARZA CHERREZ MARCO EDUARDO SALAZAR QUINTANA
M. Sc. Heinz Terán Mite
En el presente trabajo y como esfuerzo a la perseverancia que puse para llegar a término de la misma, dedico de corazón a mis hijos, Marco Antonio, Jenny Leonor, Denise Annabelle, Marco Eduardo, Alexandra Marisela y Julian Eduardo, y una dedicación especial a la memoria de mi Madre Sra. Leonor Quintana, quien fue el motor de mi vida.
MARCO EDUARDO SALAZAR QUINTANA
El presente trabajo lo dedico de forma especial a la memoria de mi madre Sra. Sofía Ortiz Castillo y a mi señor padre.
LUIS HUMBERTO AYALA ORTIZ
Dedico este esfuerzo a Dios, a mis Padres Germania y Nery que han esperado por este resultado, a mi esposa Mariana y a mis hijas María Soledad, María Cecilia, María Grazia y a Mariana Andrea que son quienes llenan mi vida.
CÉSAR F. CHANG ZAPATIER
El logro de este objetivo se lo dedico a Dios, a mi padre Juan, a la memoria de mi madre Delia María y en especial a mi esposa Jeannette y a mis hijos Juan Alberto, Eric Javier, Juan Carlos y Diana Aurora, quienes representan todo en mi vida.
JUAN A. ESPARZA CHERREZ
El presente trabajo realizado por los abajo firmantes, se lo ha hecho con un gran esfuerzo de investigación, análisis y aplicación de herramientas actualizadas con lo cual llegamos al objetivo que era la de presentar un trabajo de calidad y exactitud confiable que puede ser utilizado por estudiantes, técnicos o Instituciones que tienen que ver con esta rama Para llegar a este objetivo fundamental hubo el apoyo de algunas personas, quienes han contribuido de manera sustancial y desinteresada. En primer lugar va nuestro agradecimiento imperecedero al Ingeniero de Petróleos Heinz Terán Mite, quien como nuestro ex profesor de clase y Director de Tesis nos ha venido apoyando constantemente de manera técnica y moral durante la elaboración de la misma. A la empresa REPSOL YPF, en las personas de los Ingenieros Carlos Arnao y Rómulo Chang, que nos ha permitido contar con la información necesaria para poder procesar y obtener los resultados expuestos en esta Tesis de Grado. Mención especial tiene el Ingeniero de Sistemas Julio Ordóñez cuya asesoría técnica fue importante para el desarrollo de este Proyecto. A la Escuela Superior Politécnica del Litoral y en especial a la Facultad de Ingeniería de Ciencias de la Tierra, en la cual obtuvimos nuestros conocimientos, los cuales han sido utilizados en este trabajo, y por habernos brindado las facilidades para realizar esta Tesis.
corresponde exclusivamente a los autores y el patrimonio intelectual del
mismo a la ESCUELA SUPERIOR POLITÉCNICA DEL LITORAL”.
Reglamento de Exámenes y Títulos Profesionales de la ESPOL.
El desarrollo de la industria petrolera y sus avances técnicos han traído desde hace algunas décadas la necesidad de la incorporación de algunos sistemas computacionales para el procesamiento de una gran cantidad de información referente al ambiente en y alrededor de lo que constituyen los pozos de petróleo.
Por lo que antecede se ha desarrollado la idea, con la colaboración de la empresa privada, de procesar la información que se obtiene de los registros más tradicionales, como lo son los registros de resistividad y porosidad, en forma automatizada. Y con la utilización de un programa de proceso de información matemática, desarrollado por los autores de un programa computacional en lenguaje FORTRAN, para realizar la interpretación de los registros referentes a una formación productiva en el oriente del Ecuador y luego obtener sus resultados en forma tabular o gráfica para la evaluación de la formación en cuanto a su productividad.
Así mismo se ha implementado una metodología de determinación de la litología en base de los registros de porosidad y con ello tener una mejor aproximación del tipo de formación que se podría considerar para los cálculos de la productividad de la formación anteriormente descrita.
Otros tipos de estudios pueden ser realizados si se utiliza la misma forma de incorporar información y obtención de resultados procesados que se ha utilizado en este trabajo.
TRIBUNAL DE GRADUACIÓN DEDICATORIA
______________________________________________________________________________________ AGRADECIMIENTO DECLARACIÓN EXPRESA RESUMEN __________________________________________________________________________________________ INDICE GENERAL
__________________________________________________________________________________ LISTA DE FIGURAS LISTA DE ANEXOS CAPITULO I
1. NECESIDAD DEL DESARROLLO DE ESTE SISTEMA COMPUTACIONAL
1.1 El registro de pozo y su utilización
1.2 El trabajo conjunto entre perfiles de un mismo pozo
1.3 La correlación entre perfiles
1.4 La utilización de una interpretación conjunta en el ámbito académico
1.5 La utilización conjunta de los perfiles de pozos en la práctica
A) Herramienta Dual Induction – Enfoque Esférico
B) Herramienta Dual Laterolog
C) Herramienta Array Induction Tool (AIT)
Sónico de Arreglos y
Herramientas de Densidad
CAPITULO II _______________________________________________________________________________________
2. PARÁMETROS GEOLÓGICOS Y PETROFÍSICOS DETERMINADOS EN LOS CAMPOS A TRATARSE
2.1 Formaciones de interés para la producción de petróleo
2.2 Características geológicas
2.3 Características petrofísicas
2.4 Producción actual de los diferentes
Pozo AMO-C-1
______________________________________________________________________________ Pozo DAIMI-A-15 ___________________________________________________________________________
Pozo GINTA-B-29
Pozo IRO-A-10
3. ANÁLISIS Y DESCRIPCIÓN DE LOS YACIMIENTOS EN LOS POZOS A PROBARSE
3.1 Parámetros sobresalientes del pozo
Pozo DAIMI-A-15
3.2 Parámetros sobresalientes de las formaciones
3.3 Determinación de la Porosidad __________________________________________________________________
3.4 Determinación de la Permeabilidad ______________________________________________________________
3.5 Condiciones del pozo
______________________________________________________________________________ Pozo DAIMI-A-15
4. DESCRIPCIÓN DEL PROGRAMA BASE
4.2 Metodología y ecuaciones fundamentales
4.3 Estructura del programa computacional
Descripción del programa.-
4.4 Simbología y formatos de entrada
4.5 Simbología y formatos de salida
Descripción de Parámetros de Salida.-
4.6 Codificación en lenguaje FORTRAN
4.7 Diagramas de flujo para el programa base en FORTRAN
5. DESCRIPCIÓN DEL SISTEMA COMPUTACIONAL A DESARROLLARSE
5.2.1 Formatos e instructivos de entrada digitalizada
5.2.1.1 Formato LAS
5.2.1.2 Hoja de calculo Excel
5.2.1.3 Programa LAS DATA PROCESSING que convierte formato LAS a Excel
LAS DATA PROCESSING
5.2.1.3.1 Representación Gráfica de los Datos del Pozo
5.2.1.4 Programa WELL LOG ANALYSIS _____________________________________________________
5.2.1.6 Pantallas del Programa WELL LOG ANÁLYSIS
5.2.2 Formatos e instructivos de salida gráfica
5.2.2.1 Ejemplo del resultado del Programa
5.2.2.2. Representación gráfica de los resultados
5.3 Determinación de la litología
5.3.2 Metodología y ecuaciones fundamentales
5.3.4 Simbología y formatos de entrada
5.3.5 Simbología y formatos de salida
5.3.6 Determinación de la litología más probable en cada profundidad
6.1 Características de la información de los yacimientos en los pozos de prueba
6.2 Análisis de los resultados de producción de los pozos de prueba
6.3 Comparación de los resultados
6.3.1 Análisis comparativos cuantitativos y / o cualitativos
6.3.2 Análisis comparativo de la Litología
6.4 Diferentes formas de presentación de los resultados
6.4.1 Formas de tablas
6.4.2 Formas de gráficas ______________________________________________________________________
6.5 Utilización de estos trabajos como componente de un Sistema más amplio de evaluación de estos pozos
Figura 1-1 Zonas que se generan por la perforación de una formación
Figura 1-2 Ejemplo de cabecera de
Figura 1-3 Presentación de los perfiles de Inducción
Figura 1-4 Presentación de los perfiles Laterolog
Figura 1-6 Medidas de conductividad
Figura 1-7 Logs Interpretación
Figura 5-4 Datos de encabezamiento del programa Well Log Analysis
Figura 5-5 Datos de Salida
Figura 5-6 Hoja de ingreso de datos para calculo con programa Well Lithology Calculus
Figura 6-1 Well Graphic Explorer – AMO C1
Figura 6-2 Well Graphic Explorer – AMO C1
Figura 6-3 Well Graphic Explorer – DAIMI A15
Figura 6-4 Well Graphic Explorer – DAIMI A15
Figura 6-5 Well Graphic Explorer – GINTA B29
Figura 6-6 Well GRAPHIC Explorer – GINTA B29
Figura 6-7 Well Graphic Explorer – IRO A10
Figura 6-8 Well Graphic Explorer – IRO A10
Figura 6-9 Comparación de la producción actual de lo s pozos de prueba y su saturación inicial de agua
Figura 6-10 Hoja de datos para el calculo
Figura 6-11 Hoja de prueba de resultados
Figura 6-12 Litologia Pozo AMO C1
Figura 6-13 Cuadro comparativo Well Log Lithology Calc vs. PETROCAL 7
Figura 6-14 Resultados de WLA en forma tabular
Anexo A Campos AMO y Daimi: Contacto petróleo / agua en secciones U inferior y superior
Anexo C Campo AMO: Contacto petróleo / agua Basal Tena
Anexo D Campo Daimi: Contacto petróleo / agua Basal Tena y M1
Anexo F Estratos productivos de petróleo
Anexo G Sección transversal de la cuenca en el Bloque 16
Anexo H Campos GINTA e IRO: Secciones transversales con muestras
Anexo J Campos GINTA e IRO: Variación cuantitativa del yacimiento U superior
Anexo K Reacción Volcánica en campo GINTA en Napo inferior
Anexo M Menú que indican parte constitutivas del programa principal
Anexo N Listado del programa Menú para escoger opciones
Anexo O Pantalla del Well Graphics Explorer
Anexo T Listado del programa Well Graphics Explorer (Continuación)
Anexo U Listado del programa Well Graphics Explorer (Continuación)
Anexo V Listado del programa Well Graphics Explorer (Final)
Anexo W Significado de campos mnemónicos de los parámetros del pozo – el punto es un separador entre el nombre
mnemónico y la unidad de medida correspondiente
Los registros de pozos surgieron como una necesidad de tener un medio mediante el cual se pudieran estudiar las condiciones del pozo sus diferentes profundidades una vez perforado.
Inicialmente en los años cuarenta de la centuria pasada la toma de los perfiles de pozos fue un tanto rústica. Se realizaban con cable y sonda que eran introducidas a las diferentes profundidades del pozo y el registro de los parámetros eléctricos que se tomaban eran guardados como una variable discreta a las diferentes profundidades en que eran detectadas. Esto llevaba a elaborar un registro en que los valores de los parámetros a sus diferentes profundidades se mostraran como una figura un tanto rústica como la que se muestra en la Figura 1-1.
Con el paso de los años y el devenir de la electrónica, la automatización y las unidades de computación en los años cincuenta y sesenta de la centuria pasada, se hizo una mejor toma de los parámetros de la formaciones, en forma continua y con mayor exactitud y adquirió un tremendo desarrollo el estudio de los pozos por medio de perfiles que toman diferentes tipos de sondas, lo cual también fue incrementado en cuanto a los tipos de características de rocas y fluidos que pudieran ser tomados. Ejemplo de estos tipos de registros se encuentran en la Figura 1-2.
Es una necesidad imperiosa, la que se tuvo debido a la gran cantidad de información en pozos más profundos y con condiciones más compleja del hueco y sus alrededores, que complementar con la utilización del computador y los graficadores de alta velocidad que se desarrollaron en la última parte del siglo XX.
En los momentos actuales se tienen un gran número de perfiles y registros de diferentes tipos, todos los cuales pueden ser tomados bajo diferentes condiciones del pozos a sus diferentes profundidades donde se encuentren formaciones de interés a diferentes condiciones del pozo y con diferentes profundidades lateral de investigación , que es casi imposible trabajar con esta información en forma manual, por lo cual para la interpretación individual, conjunta y global de los
registros se requieren de sofisticados y complejos programas computacionales que nos lleven a su interpretación y utilización de los resultados para mejorar la productividad de los pozos y campos.
Con una interpretación de todos los perfiles de un pozo y siguiendo las diferentes metodologías de evaluación de las formaciones petrolíferas, podemos determinar muchas condiciones que prevalecen en la formación luego de ser perforada, cuando se encuentran el pozo sin tubería o sus formaciones revestidas con el casing y cementadas. Este trabajo, que se hace tomando todos los perfiles en conjunto, permite optimizar el manejo del yacimiento y también manejar en mejor forma el pozo en su completación. Asimismo en trabajos futuros de reacondicionamiento del pozo podemos conocer si el mismo tiene las condiciones para realizar el trabajo o si requiere algún cambio que permita a estos reacondicionamientos tener un mejor resultado.
El trabajo práctico de la interpretación de registros de pozos ha permitido el establecimiento de combinaciones que son estándares para ciertas condiciones de pozos y para ciertas condiciones geológicas del reservorio. Sin embargo, estas combinaciones, en algunos casos no son suficientes para la interpretación de registros sino se añaden ciertos registros específicos especialmente los relacionados a porosidad, contenido de fluidos y productividad.
Se han establecido métodos que permiten la interpretación cualitativa de los registros y brindan la ventaja de velocidad y simplicidad. Este proceso tiene el propósito de evitar detalladas evaluaciones posteriores a formaciones no productivas, es decir, se centran en determinar las potenciales formaciones productivas que deberán tener posteriormente una exhaustiva evaluación cuantitativa.
El proceso de correlacionar perfiles permite establecer un manejo en profundidad en forma más eficiente los pozos y su columna litológica, estableciéndose espesores de zonas prospectiva y productiva con mejor exactitud
especialmente en los perfiles actuales cuya definición vertical es de mayor exactitud. Concordantemente con esto se facilita la localización de disparos laterales, buena determinación de los estratos productivos y condiciones litológicas de características mejor definidas para futuros trabajos de completación y tratamiento
1.4 La
En lo que respecta al ámbito académico el desarrollo de programas de computación integrados para evaluar diferentes perfiles litológicos, Eléctricos, de porosidad y de onda elástica como son los que trabajan con la emisión del sonido ha derivado en diferentes metodologías para interpretar mejor las formaciones, su entorno, su génesis y su real condición de productividad. Los últimos avances tecnológicos permiten establecer, con mucha precisión en tiempo real, las condiciones mecánicas del pozo para ponerlo en prueba y producción.
Resulta casi una obligación el apoyo que deben aplicar los centros de educación superior a los proyectos que utilizan modernas tecnologías para la realización de estos sistemas que involucran a la interpretación conjunta de los registros de pozos con varias disciplinas científicas como la geología, el estudio de yacimientos petrolíferos, la mecánica de fluidos,
La mecánica de sólidos y la mecánica de rocas, etc., y con la serie de facilidades y lenguajes computacionales que permite consolidar los conocimientos del estudiante y al mismo tiempo nos permite alcanzar:
• Nuevos métodos de aprendizaje y prácticas que favorecen al estudiante pues amplían su campo de acción en el desempeño de su carrera académica profundizando su afán de investigación y dándole énfasis en seguir trabajando en este tipo de productos.
• Mejor aprovechamiento de herramientas tecnológicas actuales, computadores, digitalizadores, equipos y vías de comunicación disponibles, etc.
Un solo registro de pozo nos puede dar una limitada apreciación acerca de las formaciones que atraviesa un pozo. Sin embargo si podemos trabajar con un conjunto de registros del mismo pozo, cada registro va aportar de acuerdo con su fundamento una mejor interpretación de todas las características físicas, químicas y mecánicas de las formaciones potencialmente productivas, de tal manera que su manejo técnico y económico será de mejor beneficio.
Por ser la información que se maneja tan minuciosa y abundante para conocer mejor las condiciones del yacimiento y del pozo y su correlación con otros pozos es imprescindible que se realice el manejo con programas de evaluación que sean de mucha precisión y amplitud de manejo de resultados, por lo cual es necesaria la elaboración de esos programas computacionales. Este es uno de los principales justificativos de esta tesis al establecer un paso inicial en la interpretación por medio de la computación
Como hemos indicado anteriormente, la información que es posible obtener a partir de los registros de pozos nos permite resumir que éstos son importantes para:
litología de las rocas atravesadas en el
subsuelo La definición de los intervalos de inyección eficaces
La demostración sobre la integridad mecánica de un pozo
Por lo tanto, en términos generales, se puede definir que el registro de pozo tiene los siguientes usos:
Identificación de la formación Identificación de las características físicas de la misma, como porosidad, permeabilidad, fluidos, etc. Determinación del tipo y de la geometría flujo de fluidos presentes
Evaluar e influenciar en la construcción del pozo
En el esquema de un pozo de petróleo mostrado a continuación, en la Figura 1-1, se grafica la ubicación donde es posible medir los diferentes parámetros físicos que se pueden interpretar de los datos obtenidos en los registros:
Figura 1-1 Zonas que se generan por la perforación de una formación.
Para comprender de mejor manera la utilización de los registros procederemos a describir algunas características que presentan los mismos:
Los registros de pozos permiten un gráfico continuo de los parámetros de la formación a lo largo de la profundidad del pozo.
Las escalas de profundidad normales son:
1:200 significa 1 pie de registro por cada 200 pies de profundidad medida, en los que cada línea representa dos pies. Generalmente, se grafica una línea más gruesa cada 50 pies y la indicación de profundidad cada 100 pies. 1:500 significa 1 pie de registro por cada 500 pies de profundidad medida, en los que cada línea representa diez pies. De igual forma, se coloca una línea más gruesa cada 50 pies y la indicación de profundidad cada 100 pies. Se utilizan igualmente otras escalas tales como 1:1000, 1:40, 1:5. • Respecto a las mallas del registro, estas pueden ser logarítmicas, como en los registros de Resistividad, o lineales como las utilizadas en los registros de Porosidad.
Si se dispone de un calibrador o el registro generado es de tipo sónico, se pondrán marcadores en los dos lados de la pista de profundidad que indican el volumen integrado del pozo y el tiempo de tránsito integrado.
Si el registro se obtiene con la modalidad Logging-While-Drilling (LWD), encontraremos marcadores en ambos lados de la pista de profundidad que significan la conversión de un muestreo en el tiempo a una presentación basada en la profundidad. Dichos marcadores representan el número de muestras de datos por unidad de profundidad.
En el registro eléctrico también se pueden distinguir cabeceras e inserciones, siendo:
Las cabeceras son las que tienen información sobre la profundidad del pozo, la profundidad del casing, los parámetros de lodos, la temperatura máxima y otros datos que son necesarios para la interpretación que se haga del registro. Figura 1-2.
Las inserciones muestran información sobre las escalas de las curvas, códigos, fecha y hora de la toma, puntos de las primeras lecturas del registro y constantes pertinentes a la corrida. Cuando se combinan dos o más medidas, los códigos de las curvas identifican con una línea larga entrecortada a la medida primaria más profunda y con una línea larga confirma a la medida primaria más somera.
Figura 1-2 Ejemplo de cabecera de registro.
Entre los diferentes tipos de Registros de Pozos que disponemos actualmente y que se utilizan en este trabajo, tenemos:
La curva de potencial espontáneo (SP) es un registro de la diferencia de potencial entre
un electrodo móvil en el pozo y un electrodo fijo (cero) en la
superficie. .
porosas con altas permeabilidades suelen generar más caída de potencial que las arcillas
impermeables. Por lo tanto, los registros de Potencial Espontáneo (SP) a menudo se utilizan para identificar las formaciones permeables y porosas y las arcillas.
El potencial espontáneo se debe a la combinación del potencial electrocinético, normalmente despreciable, y un potencial electroquímico compuesto por un potencial de membrana y un potencial generado por la unión de líquidos. El potencial de membrana es aproximadamente cinco veces más grande que el potencial de unión de líquidos.
El potencial de la cadena entera es la suma algebraica de Em (potencial de la membrana) + Ej (potencial de contacto de líquidos) y se llama Potencial Espontáneo Estático (SSP). Es decir, el SSP es el máximo SP disponible en una zona acuífera, potente y limpia.
La curva del SP generalmente se presenta en el carril 1 del registro y normalmente se registra con las herramientas de resistividad. En las formaciones permeables, la curva del SP muestra deflexiones desde la línea base de las arcillas. En capas gruesas y limpias, la deflexión de la curva del SP tiende a alcanzar una desviación esencialmente constante e identifica a las arenas limpias. La deflexión de la curva puede ser a la izquierda (negativa) o a la derecha (positiva) dependiendo de la resistividad del agua de formación y de la del filtrado del lodo. El SP es reducido por la arcilla en una zona arcillosa y la desviación se llama Pseudo Potencial Espontáneo Estático (PSP). La curva del SP se puede usar para:
Detectar capas permeables(uso cualitativo)
Determinar la resistividad del agua de formación Rw.
Obtener una indicación del volumen de arcilla en una zona
Indicar el ambiente de depositación.
Entre los factores que afectan las lecturas del SP, tenemos:
Espesor de Capa: SP disminuye proporcional al espesor de capa
Invasión: Reduce el valor del SP
Arcillosidad: la presencia de arcilla en la formación reduce el SP
Hidrocarburos: El SP se reducirá con la presencia de hidrocarburos en
formaciones arcillosas. Filtrado de lodo: Las resistividades relativas del filtrado de lodo y del agua de
formación influyen en la magnitud y dirección de la deflexión del SP desde la línea base arcilla. Lodo Dulce: El SP es negativo donde Rmf>Rw
Lodo Salino: El SP es positivo donde Rw>Rmf
Las unidades de medida utilizadas por este registro son los milivoltios (MV).
Este registro se utiliza para medir radioactividad para determinar qué tipos de rocas están presentes en el pozo. Debido a que las arcillas contienen elementos radioactivos, ellas emiten rayos gamma. Por otro lado, las areniscas limpias emiten muy pocos rayos gamma.
Por lo tanto, este registro es una medida de la radioactividad natural de las formaciones. En las formaciones sedimentarias este registro refleja el volumen de arcillas existente, debido a que los elementos radiactivos tienden a concentrarse en las arcillas. Las formaciones limpias normalmente tienen un nivel muy bajo de radioactividad, a menos que estén presentes ceniza volcánica o material erosionado de granito o que las aguas de la formación contengan sales radioactivas disueltas.
Los rayos gamma son impulsos de alta energía de ondas electromagnéticas que son emitidas espontáneamente por algunos elementos radioactivos. Casi toda la radiación gamma encontrada en la tierra es emitida por el isótopo de potasio radioactivo de peso atómico 40 y por los elementos radioactivos de las series del uranio y del torio.
Los rayos gamma al atravesar la materia experimentan colisiones sucesivas de esparcimiento, perdiendo energía con cada colisión. Después que el rayo gamma ha perdido bastante energía, es absorbido, por medio del efecto fotoeléctrico, por un átomo de la formación. Así, los rayos gamma naturales son gradualmente absorbidos y sus energías degradadas cuando atraviesan la formación. Las formaciones menos densas parecen ser ligeramente más radioactivas.
Los rayos gamma se utilizan para la definición de capas arcillosas, determinan el indicador del contenido de arcilla, detectan minerales radioactivos y no radioactivos e identifican los topes y bases de las formaciones.
Las unidades de medida utilizadas con este registro son los grados API. Determinación de la resistividad de las formaciones
Existen dos tipos de herramientas de resistividades diseñadas para los dos ambientes más comunes del pozo:
Pozos con lodos no Conductivos o Incluyen sistemas para lodos en base de agua dulce, sistemas de lodo inversos y pozos llenos de aire. Dual Inducción – SFL Phasor Dual Inducción -SFL Arreglo de Inducción, tipo AIT
Pozos con lodos Conductivos Incluyen sistema para lodos salinos a lodos saturados de sal Dual Laterolog
Las medidas de Inducción fueron originalmente desarrolladas para medir resistividad de la formación (Rt) en pozos con lodos en base de petróleo y para pozos llenos de aire. Los registros de resistividad determinan qué tipos de fluidos están presentes en las rocas
del reservorio mediante la medición de qué tan efectivas son éstas en la conducción de electricidad.
Debido a que el agua fresca (dulce) y el petróleo son poco conductores, las formaciones con valores altos de resistividad contienen esos fluidos. En contraste, la mayoría de las aguas de formación contienen suficientes sales que les permiten conducir electricidad con facilidad, por lo que presentan bajas resistividades cuando se encuentran totalmente saturadas con ese fluido.
Los registros de inducción pueden enfocarse para minimizar las influencias del pozo, de las formaciones adyacentes y de la zona invadida, debido a que fueron diseñados para una investigación detrás de la pared del pozo.
El principio puede ser entendido considerando solo una bobina trasmisora y otra receptora, aunque en realidad se utilizan muchas de ellas. Se envía una corriente alterna de alta frecuencia y de intensidad constante a través de la bovina trasmisora. Se crea un campo magnético alterno que induce corriente hacia la formación alrededor del pozo. Dichas corrientes fluyen en anillos que son coaxiales con la bobina de transmisión y crean a su vez un campo magnético que induce voltaje en la bobina receptora.
Debido a que la corriente alterna enviada es de amplitud y frecuencia constantes, las corrientes de anillos son directamente proporcionales a la conductividad de la formación. El voltaje inducido en la bovina receptora es proporcional a la corriente del anillo en la formación y así a la conductividad de la formación. La herramienta de Inducción funciona mejor cuando el fluido del pozo es aislante, incluso aire ó gas. Pero también trabaja bien cuando el pozo contiene lodo conductivo, a menos que éste sea demasiado salado, las formaciones muy resistivas ó el diámetro demasiado grande.
Registro de enfoque esférico
Por otro lado, la herramienta de enfoque esférico (SFL), mide la resistividad de la formación cerca de la pared del pozo y proporciona una medida somera de investigación de la resistividad para evaluar los efectos de la invasión en las medidas más profundas de resistividad. La SFL es una herramienta de espaciamiento corto.
sistema SFL establece corazas de potencial constante alrededor del electrodo de
Esta herramienta está compuesta por dos sistemas de corrientes separados e independientes. El sistema de corriente de remolino sirve para taponar el agujero y establecer las esferas equipotenciales. El sistema de corriente enfocada causa una corriente independiente para fluir a través del volumen de investigación, la intensidad de esta corriente es proporcional a la conductividad de la formación.
Pasaremos a describir las herramientas de Inducción que nos interesan:
Esta herramienta proporciona tres curvas de resistividades enfocadas: dos de inducción y una curva somera de enfoque esférico más el potencial espontáneo. Cada curva tiene una profundidad diferente de investigación distribuida de la siguiente forma:
El registro de enfoque esférico SFL es un dispositivo de lectura poco profundo afectado principalmente por la zona lavada(Rxo) con una distancia radial de 30 cms(12 pulgadas).
El registro de inducción Media ILM cubre una distancia radial de 60 a 80 cms(
de 24 a 32 pulgadas) y dependiendo del díametro del perfil de invasión, puede estar influenciado por las zonas de resistividad Rxo ó Rt, ó ambas. El registro de inducción profunda ILD esta principalmente afectado por Rt, a
menos que la invasión sea muy profunda. Se aplica a una distancia radial de 1.2 a 1.5 metros. El registro se presenta utilizando cualquiera de estas dos escalas:
Logaritmica , en una escala de 1:200 º se presentan las curvas de
resistividad. Lineal, en una escala 1:200 º presenta dos curvas de resistividad, la SFL promediada y la curva de ILD sobre una escala de resistividad lineal. Tambien es incluida la curva equivalente al ILD que es la curva de
conductividad. Esta presentación es útil para propósitos de correlación. Figura 1-3.
Entre las características y aplicaciones de la herramienta tenemos:
• Efectiva cuando se utiliza en agujeros perforados con lodos moderadamente conductivos, por ejemplo cuando Rmf/Rw>2.5. El enfoque vertical es bueno, se pueden obtener valores confiables de Rt donde el espesor de la capa es mayor a 12 pies. Obtiene resultados más precisos en zonas de baja resistividad porque la herramienta mide la conductividad de la formación y luego lo convierte a valores de resistividad. • Nos permite estudiar los perfiles de invasión y donde la invasión es profunda realizar las correciones respectivas para obtener Rt debido a que las tres curvas investigan cantidades diferentes de volumen de formación.
Puesto que los dos dispositivos de inducción producen producen sus señales induciendo un campo magnético en la formación, éstos pueden correrse en pozos perfoardos con aire ó con lodos no conductivos. El registro SFL requiere un camino conductivo a través del lodo de perforación y por lo tanto no puede estar presente en estos casos. Además este registro, incluye una curva de rayos gamma normalmente registrada en lugar del SP.
Las cartas de correccion disponibles sirven para corregir por la influencia de :
a) Agujero(diámetro y resistividad del lodo)
b) Espesor de la capa
Entre las limitaciones de la herramienta tenemos:
Debe evitarse en pozos de diámetros grandes perforados con lodos salinos en
particular en formaciones de alta resistividad. En estas zonas de alta resistividad donde hay más de 250 ohmm pueden ocurrir errores de medición.
En general se puede considear que:
Para pozos perforados con lodos frescos(Rmf/Rw>2.5, Rxo/Rt>2.5) las conclusiones guientes pueden ser sacadas por inspección del registro:
Cuando SFL=ILM=ILD; Rt=ILD, nos indica cero ó la invasión muy poco profunda. Cuando SFL>ILM=ILD;Rt=ILD, nos indica invasión moderada. Cuando SFL>ILM>ILD y si Rxo=SFL, entonces Rt<ILD, nos indica una invasión profunda. • Cuando SFL=ILM>ILD y si Rxo=SFL, debemos utilizar la carta Rint-2c de Schlumberger para obtener Rt., y esto nos indica una invasión muy profunda.
Las unidades de medida utilizadas por este registro son los OHM - M.
El Dual Laterolog es un dispositivo de emisión de corriente de electrodo que se mide mejor en lodos salinos (donde Rt/Rm >100, Rmf/Rw < 2.5). Está diseñado para obtener Rt, midiendo la resistividad con varios arreglos con diferentes profundidades de investigación.
Las medidas responden a tres profundidades de investigación apropiadamente escogidas, normalmente próximas al perfil del pozo para determinar Rt. Para obtener una mejor exactitud de la interpretación, el sistema debe cumplir con los siguientes requerimientos:
Los efectos del pozo deberían ser pequeños y / o corregibles. Las resoluciones verticales deben ser similares. • Las investigaciones radiales deberían ser bien distribuidas, es decir, una lectura debería ser profunda, una somera y la tercera entre las dos anteriores.
La presentación del registro DLL-MSFL es logarítmica para los registros de resistividad con escalas expandidas (0.2 – 2000 OHM - M) y una escala lineal para el Gamma Ray y el Caliper (si MSFL es usado). Figura 1-4.
ResS(MSFL)
SP(N/A)
ResM(LLS)
ResD(LLD)
El dual laterolog es más efectivo en lodos salinos. La herramienta tiene un excelente rango de resistividad., de 0.2 a 400 OHM - M. La resolución vertical es excelente, ya que el Rt puede obtenerse en capas tan delgadas como de 60cm. El LLD tiene muy pequeños efectos por pozo en agujeros largos. Cuando es combinado con Rxo, las curvas de LLD y del LLS pueden ser usadas para estudiar perfiles de invasión y computar un valor de Rt más exacto. • Asumiendo que las condiciones del pozo son adecuadas, la separación entre las curvas LLS y LLD pueden ser usadas para dar una mirada rápida de indicación de hidrocarburos, particularmente en los lodos salinos. En lodos salinos la relación Rxo/Rt será menor a uno para una mejor zona, mientras mayor sea la separación entre LLS y LLD.
Las cartas de corrección están disponibles por la influencia de:
- el pozo(diámetro y resistividad del lodo)
- el espesor de la capa
No deberían usarse en lodos frescos. Requieren de una buena centralización para minimizar las influencias del pozo en el LLS. • Si la invasión es profunda, un valor bueno de Rxo (Por ejemplo, de un registro Micro-esféricamente enfocado), se requiere para corregir LLD por la influencia de la invasión para obtener un valor exacto de Rt.
Nuevos desarrollos en tecnología de la electrónica, trabajan en computar la respuesta de la herramienta de inducción en modelos de formación reales, y la moderna teoría de procesamiento de señales ha combinado para permitir el desarrollo de una herramienta más nueva que puede superar las limitaciones de herramientas anteriores. En los últimos años la tecnología ha avanzado mucho más con el desarrollo de nuevos modelos de herramientas, mayor número de medidas y alto procesamiento hasta llegar a imágenes de resistividad como es el caso de la herramienta AIT de la compañía Schlumberger, Figura 1-5.
Esta herramienta es diferente a las herramientas resistivas descritas previamente basándose en inducción. Permite medir cinco profundidades de investigación. Gracias a su gran número de mediciones es posible cuantificar imágenes de resistividad de formación en 2D.
El AIT usa 8 arreglos de bobinas de inducción operando así a múltiples frecuencias. El AIT presenta una gran facilidad para combinarse con herramientas en el fondo de la sarta, tales como: FMI (Fullbore Formation MicroImager).
Figura 1-5 AIT Tool
Al igual que las herramientas previas necesitan una calibración primaria al comienzo de su operación pero es continuamente auto calibrada mientras se realiza la toma del registro.
El AIT tiene una gran resolución vertical y varias profundidades de investigación: (10, 20, 30, 60 y 90) desde el centro del hueco, Fig. 1-6. Sus radios de investigación son constantes de acuerdo al rango de resistividad normalmente presentado. Todo esto es gracias a sus 8 arreglos de bobinas inducidas que dan una amplia gama de resultados a interpretar.
Esta herramienta posee resoluciones verticales de: 1ft, 2ft y 4ft.
A 1ft, nos da una respuesta de alrededor del 90% de la conductividad de la zona, mientras que el de 2ft ajusta datos más precisos de los obtenidos por la resolución de 1ft. La resolución a 4ft tiene una baja sensibilidad al pozo y la región cerca de éste, al ser más extensa su lectura.
Entre las principales ventajas de esta herramienta podemos mencionar:
Mayor precisión en la medición de conductividad de formación a hueco abierto. La herramienta AIT genera registros de resistividad con diferentes profundidades de investigación. Su señal multicanal da una respuesta amplia y estable con una
resolución radial y vertical mejorada, Fig. 1-7. También tiene una corrección para efectos ambientales en el pozo. La interpretación de registros AIT es mucho más fácil que con otros registros de inducción, ya que los demás registros se basan en un principio de medición común, mientras que con el AIT se puede esperar mejor medición en zonas impermeables. Se puede interpretar la diferencia entre las curvas.
Garantiza la calidad de control del tiempo. Fallas catastróficas por arreglos bajo el hueco pueden confundirse con perturbaciones causadas por efectos ambientales. Para manejar este tipo de fallas, se lleva a cabo un constante monitoreo en tiempo real. La herramienta lleva a cabo un control cualitativo, basado en un modelo de reconocimiento de consistencia propia del sistema completo de sensor al grabar en el registro.
Comprende un significante ahorro de tiempo de torre. Esta herramienta es única, el cableado de la herramienta permite correr otras herramientas de registros sobre y bajo él. Las herramientas que pueden ser colocadas en el fondo pueden ser FMI (Formation Micro Imager), FMS (Formation Micro Scanner) ó el Dual Dipmeter pueden ser corridas con un registro de inducción.
El registro Sónico se utiliza para obtener la porosidad de las rocas. Es un registro en función del tiempo que requiere una onda sonora para atravesar un pie de formación (D t compensado), Fig 1-8. El tiempo de tránsito para una formación determinada depende de su litología y de su porosidad. Cuando se conoce su litología, esta dependencia de la porosidad hace que el registro sónico sea muy útil. Actualmente hay varios registros sónicos utilizados entre los que tenemos: BHC, LSS.
Sónico de Arreglos y DSI.
Los factores que afectan la interpretación Sónica son:
Litología, la misma que debe ser corregida para obtener un valor correcto de Dt matriz, que es el tiempo de tránsito de la matriz del material.
El contenido de arcilla generalmente origina una lectura del Dt demasiado alta para un cálculo de porosidad debido a la presencia de agua adherida en las arcillas. La profundidad de la investigación de un registro sónico es muy somera, por lo tanto la mayoría del fluido visto por esta herramienta será filtrado de lodo. El agua lo afecta en los casos de que el lodo esté saturado de sal. El gas residual causa una lectura de Dt demasiado alta cuando las formaciones no son compactas. El Dt leerá demasiado alto en formaciones arenosas no compactadas. El sónico compensado no está afectado por los cambios de tamaño del agujero excepto en los casos de extrema rugosidad, pozos grandes donde la señal de la formación esta severamente afectada por el ruido de la señal del lodos y los daños de la formación.
Figura 1-8 Registro sónico compensado
Las unidades de medida utilizadas por este registro son los US/M ó US/FT.
Estos registros se utilizan para determinar porosidad midiendo la densidad de las rocas. Debido a que estos registros sobrestiman la porosidad cuando hay presencia de gas, estos resultan en entrecruzamiento de las curvas del registro cuando son sobrepuestas con los registros de neutrón.
Los registros de Lito-Densidad son utilizados para determinar la porosidad y la litología. Otros usos incluyen la identificación de minerales en depósitos evaporíticos, detección de gas, determinación de densidad del hidrocarburo, evaluación de arenas arcillosas y de litologías complejas, determinación de la contribución de la materia orgánica, el cálculo de la presión de sobrecarga y las propiedades mecánicas de las rocas.
Una fuente radioactiva, se aplica a la pared abierta del pozo con un lado del patín, el cual emite rayos gamma de media-energía (662 Kev) a la formación. Estos rayos Gamma pueden considerarse como partículas de alta velocidad que chocan con los electrones de la formación. Se cuentan los rayos gamma esparcidos que alcanza el detector, a una distancia fija de la fuente, como una indicación de densidad de la formación.
El número de colisiones esta directamente relacionado con el número de electrones en la formación. La densidad del electrón (numero de electrones por centímetro cúbico) de la formación se relaciona con la verdadera densidad del volumen, pb, que a su vez depende de la densidad del material de matriz de la roca, la porosidad de la formación, y de la densidad de los fluidos que llenan los poros.
Esta herramienta también mide el índice de absorción fotoeléctrico de la formación, pe. Pudiendo relacionarse la absorción fotoeléctrica con la litología.
Entre los factores que afectan el registro de densidad, tenemos:
Litología, los valores correctos de la densidad de la matriz, pma, deben conocerse para obtener valores correctos de porosidad.
En arenas arcillosas, la densidad dará normalmente un buen valor de porosidad efectiva sin tener en cuenta el volumen de arcilla. La herramienta de densidad considera la densidad del fluido, pf, la correspondiente al fluido de perforación o filtrado en espacio poroso. Es decir, la densidad a utilizarse es la del filtrado del lodo en lugar de la del agua de la formación pues la investigación es bastante somera. El aceite residual dará valores de porosidad por densidad ligeramente altos porque el aceite es más ligero que el filtrado del lodo de perforación. La densidad del agua a considerarse es proporcional a la cantidad de volumen de sal. La determinación de la porosidad en zonas de gas puede ser alta si hay gas residual cerca del pozo. Normalmente, la mayoría del gas es barrido y poco afecta al registro de densidad. La herramienta de densidad no se ve afectada por la falta de consolidación. La densidad da buenos valores para pozos de hasta 15” de diámetro. Caso contrario, va a leer valores de densidad demasiado bajos (porosidades altas) cuando el contacto del patín con la formación es débil. Cuando los espesores de costra de lodo son mayores, los datos de densidad de la formación son incorrectos y por lo tanto no pueden usarse para determinar porosidad.
Los registros de Bulk Density son usados con la curva de rayos gamma como una base de registro de correlación en áreas donde la perforación con aire es común.
Bulk Density es un registro que a menudo es usado para determinar la porosidad efectiva. La resolución vertical está en el orden de 1 pie (30 cm.), pero la medición es sensible a la velocidad del registro y las variaciones estadísticas.
El gas ocasionalmente afecta las medidas de densidad (en zonas de alta porosidad y alta permeabilidad cuando la invasión es poco profunda), pero cuando las herramientas de densidad y de neutrón son corridas en forma combinada, las dos mediciones se complementan la una a la otra. Ellas responden al efecto del gas en direcciones opuestas
con relación a sus escalas, y la separación de los dos trazos identifica claramente zonas gaseosas Fig. 1-9.
El rastro fotoeléctrico (Pe) adiciona importantes datos que indican el tipo de litología, en consecuencia improvisa la habilidad del analista para estimar la porosidad desde la medición del Bulk Density.
La unidad de medida utilizada por este registro es el Kg./Mt3 ó el gr/Cm 3 .
Herramienta de Neutrón Compensado (CNL)
Se utiliza para definir formaciones porosas y determinar su porosidad. Estos registros responden principalmente a la cantidad de hidrógeno en la formación, es decir miden la cantidad de átomos de hidrógeno (neutrones) existentes en los poros.
En formaciones limpias cuyos poros están llenos con agua ó petróleo, el registro de Neutrón refleja la cantidad de porosidad llena con estos líquidos, Fig 1-9. Las zonas de gas pueden ser identificadas comparando este registro con otro registro de porosidad (por ejemplo, el de Densidad), ó con un análisis de núcleos.
La utilización combinada del registro de Neutrón con otros registros que midan porosidad, produce valores más exactos y facilitan la identificación litológica.
Los neutrones son partículas eléctricamente neutras (de alta energía) que son continuamente emitidos por una fuente radiactiva en la sonda. Estos neutrones colisionan con los núcleos de los materiales de la formación perdiendo con cada colisión un poco de su energía. La cantidad de energía perdida depende de la masa del núcleo contra el que choca. La pérdida mayor ocurre cuando choca contra un núcleo de masa de igual tamaño a la del núcleo de hidrógeno. Colisiones con núcleos pesados no retardan mucho al neutrón. El retardo depende proporcionalmente a la cantidad de hidrógeno contenido en la formación. Los neutrones retardados se difunden al azar, sin perder más energía, hasta que son capturados por los núcleos de átomos de cloro, hidrógeno ó silicio. El núcleo capturado comienza a excitarse y emite un rayo gamma de alta energía de captura.
Cuando la concentración de hidrógeno del material cercano a la fuente de neutrón es grande, la mayoría de los neutrones serán retardados y capturados dentro de una distancia muy corta. Al contrario, los neutrones viajaran lejos cuando la concentración de hidrógeno es pequeña. La herramienta Neutrón depende del Índice de Hidrógeno de la formación (HI ). El Índice de Hidrógeno es una medida de la cantidad de hidrógeno por el volumen de la unidad de formación.
Las herramientas de registro de neutrón más usadas son las CNL (registro de neutrón compensado) y el DNL (registro de neutrón compensado de porosidad dual)
Entre los factores que afectan a los registros CNL tenemos:
Una sola matriz conocida debe estar presente para determinar porosidades con
precisión. La presencia de hidrógeno en el agua químicamente ligada de las arcillas y
formaciones arcillosas causan que el CNL/DNL lean valores muy altos de porosidad. El agua salina tiene un volumen de hidrógeno reducido, por lo que CNL/DNL
leerán bajas porosidades. Se deberá corregir. En hidrocarburos líquidos, el volumen de hidrógeno esta cerca a la del agua y
por lo tanto tiene un pequeño ó ningún efecto. En el gas, la concentración de hidrógeno es baja, por lo que CNL/DNL leen
bajas porosidades. Todo equipo neutrónico mide la porosidad total.
Los efectos por la rugosidad del agujero son minimizados por la alta profundidad de la investigación que se obtiene por el uso de una fuente de alto rendimiento y del sistema de dos detectores.
PHIN(NPHI)
Figura 1-9 Correlación Profundidad - Porosidad
Las unidades de medida utilizadas por este registro son VOL/VOL.
Las formaciones con algún interés de productividad se encuentran por encima de la formación Hollín, la cual consiste de areniscas blancas de grano variado bien clasificado subangular y subredondeados en sus granos con escasa presencia de hidrocarburos. Por encima de ella se encentra en los campos Amo y Daimi las areniscas M1 A y M1 C que presentan yacimientos de petróleo en los esos campos, acompañados en su parte superior por las formaciones calcáreas U y T superior e inferior, las cuales pertenecen al sistema de la formación Napo; todas ellas superpuesta por la formación basal Tena del sistema Tena. En la parte sur se encuentran los campos Ginta e Iro conformando el sistema Napo las formaciones productoras de arriba hacia abajo M1 A y M1 C superpuestas sobre las formaciones calcáreas U superior y U inferior,
Son cuerpo arenosos y calcáreos intercalados por estratos pequeños de lutita con una buena distribución gradacional en cuanto a la granulometría y limitadas en la parte este y norte por fallas que se permiten ser barreras impermeables que pudieran utilizarse en procesos de recuperación mejorada. Las porosidades y permeabilidades altas de los estratos productivos permiten a estos yacimientos volverse comerciales a pesar de que tengan un petróleo bastante denso.
Las porosidades, permeabilidades son bastantes favorables para ser niveles productivos y pudieran ser mejoradas con procesos de mejoramiento como fracturamiento y acidificación al tener areniscas bastantes bien sorteadas y la presencia de láminas calcáreas
2.4 Producción actual de los diferentes horizontes.
Producción de petróleo 434 bls/dia
Producción de agua 17872 bls/día
Producción de petróleo 240 bls/día
Producción de agua 3182 bls/día
Producción de petróleo 331 bls/día Producción de agua 1952 bls/día BSW 85.5%
Producción de petróleo 1264 bls/día Producción de agua 694 bls/día BSW 35.4%
Todos estos pozos se encuentran en producción, bajo el método de levantamiento por bombeo eléctrico al mes de Abril 2006.
POZOS A PROBARSE
:CWLS LOG ASCII STANDARD - 2.0
:One line per depth
STRT.FT
:START DEPTH
STOP.FT
:STOP DEPTH
STEP.FT
-999.2500
:NULL VALUE
YPF ECUADOR INC.
AMO-C-1
:WELL NAME
AMO-C
13' 20.99" W.
(X = 363,968.90 mE., UTM
Zone 18S) :LOCATION
LATI.:
56' 15.96" S.
(Y = 9'896,323.47 mS.,
UTM Zone 18S) :LOCATION
:PROVINCE
:UNIQUE WELL
3-MAR-99 @ 16:17:49
PDAT.
:Permanent Datum
EPD .
700.3'
:Elevation of P.D.
EKB .
:Elevation of K.B.
737.3'
:Elevation of D.F.
:Elevation of G.L.
LMF .
:Log Measured From
:Above Perm Datum
:Drilling Measured From
:Curve #
.OHMM
AT10_M .OHMM
AT30_M .OHMM
AT90_M .OHMM
HCAL_M
.US/F
.GAPI
AT20_M .OHMM
AT60_M .OHMM
SPS_M
RHOZ_NOR.G/C3
SSTVD_F .FT
: CWLS LOG
ASCII Standard WRAP.
lines per depth step ~Well Information Section
8966.0000
DAIMI-A-15
DAIMI, Pad A, Cellar 6
x = 366701.697 m.E.
UTM Zone 18 S
y = 9890336.163 m.N.
: Location 1
: API Number
: Perm Datum
: Log Measured
: Above Perm
: Elev-Kelly
: Elev-Drill
: Elev-Ground
17 Nov 2004 @ 12:27
~Curve Information Section DEPTH.FT
GR.GAPI
SPS.MV
BS.FT
HCAL.IN
HMIN.OHMM
HMNO.OHMM
AHT90.OHMM
AHT60.OHMM
AHT30.OHMM
AHT20.OHMM
AHT10.OHMM
AHMF.OHMM
AHTRT.OHMM
AHTRX.OHMM
RXO8.OHMM
RHOZ.G/C3
HDRA.G/C3
TNPH.DECI
TNPH_NOR.DECI
AZITH.DEGREES
DEVI.DEGREES
TVD.FT
SSTVD.FT
TENS.LBF
GINTA-B-29
09' 03.882" W.
: Company : Well
GINTA-B, Slot N
LONG.: 76
(X = 371,921.200 m.E.,
UTM Zone 18 S): Location
LATI.: 01
02' 36.070" S.
(Y = 9'884,653.360 m.N.,
UTM Zone 18 S): Location 1
27 Sep 2002 @ 16:35
DEPTH.FT
HTEN.LBF
HTEM.DEGF
IRO-A-18
IRO-A Pad, Cellar J
x = 365,338.399 m.E.
UTM Zone 18 S: Location
y = 9'882,656.840 m.N.
UTM Zone 18 S: Location 1
30 Nov 2005 @ 0:01
RXOZ.OHMM
NPOR.CFCF
NPOR_NOR.DECI
Las formaciones que deseamos probar son las que contienen las arenas con componentes calcáreos M1-A, M1-C y Lower M1, por ser de las más conocidas y frecuentes en los pozos de los campos a probarse con el programa que se desarrolla. Aproximadamente en el Campo AMO estas formaciones se encuentran a las profundidades de 7580 hasta 7740 pies; en el Campo DAIMI estas formaciones se encuentran a las profundidades de 7620 hasta7750 pies. En el Campo GINTA las profundidades de las formaciones de interés se encuentran entre 7680 hasta 7956 pies, y en el campo IRO estas profundidades se encuentran aproximadamente entre 7956 hasta 7996 pies. (3)
En 1989 en base de registros de pozos y análisis de núcleos de determinó que la arenisca M-1 puede presentarse sola o con intercalaciones de lutita. Puede hacerlo en varios colores como gris claro, verde claro, blanco translucido., de grano fino a grueso subangular a redondeado, con una distribución regular a muy bien clasificado, dura y firme con matriz argilácea o caolinítica, y presencia de componentes calcáreos y glauconíticos. La lutita es de color gris claro a oscuro, algo calcáreo, poco carbonosa y micropirítica. (3)
3.3 Determinación de la Porosidad
Las porosidades que se esperaban tener en estas áreas donde se encuentran localizados estos campos eran aproximadamente de 23.3 % para AMO, 23% para DAIMI; 23.8 % para GINTA y 23.6 % para IRO que fueron aproximados por correlación con los de otros campos y pozos cercanos (3) . En el transcurso de la perforación de los pozos de desarrollo de estos campos se tienen la disponibilidad de mucha más información acerca de los parámetros petrofísicos, de tal manera que el parámetro porosidad tendrá valores que en algunos casos pueden variar de esos valores aproximados y son los que obtendremos con los perfiles de los pozos de prueba, que compararemos con los valores esperados que se indican más arriba. (3, 4 y 5)
3.4 Determinación de la Permeabilidad
La permeabilidad en los campos de prueba se los determinó por apreciación en los estudios de modelos realizados por el grupo de investigación de la caracterización de los yacimientos en el bloque 16, estudios que se realizaron 1984 y que determinaron valores de aproximadamente para la arenisca M1 en el Campo AMO, 400 a 1000 mD; 300 a 1000 para la arenisca M1 en el Campo DAIMI, 300 a 3000 para la arenisca M1 en el Campo GINTA y para la arenisca M1 300 a 2500 en el Campo IRO. (3,4 y 5) .
Pozo de carácter vertical Perfiles a hueco abierto 20 Perfiles utilizados para el programa 9
Pozo de carácter vertical Perfiles a hueco abierto 27 Perfiles utilizados para el programa 9
Pozo de carácter vertical Perfiles a hueco abierto 26 Perfiles utilizados para el programa 9
Pozo de carácter vertical Perfiles a hueco abierto 28 Perfiles utilizados para el programa 9
El programa esta diseñado para dar los valores de Saturación de agua, Porosidad, Índice de Hidrocarburos e Índice de petróleo desplazable, para cada subintervalo analizado. Además el programa da valores promedios de Porosidad, Saturación de agua (Método Archie 1942), y espesor neto de pago para el intervalo total, basado en parámetros seleccionados por el usuario. Se calcularon Factores de formación basados en el tipo de litología seleccionada por el usuario.
Para determinar si el petróleo y el gas son potencialmente comerciales es necesario evaluar la formación y se requiere conocer la Porosidad, el espesor de la zona de pago (pago neto), y la distribución de la saturación de fluidos. Es a menudo una buena ayuda, determinar una cantidad índice que indique la presencia de hidrocarburos y si la cantidad de tal hidrocarburo es comercialmente producible (Índice de petróleo desplazable).
Tres tipos de registros de porosidad (sónico, densidad, y neutrón) son necesarios, mientras todos los registros de porosidad responden a porosidad primaria, existen otras características de las formaciones que también influencian en las mediciones. Cada dispositivo responde de manera diferente a los efectos de los tipos de litología de la roca y la cantidad de fluidos (agua, petróleo, gas) en el espacio poroso. Además, una combinación de dos o tres registros da una mejor comprensión de la porosidad, litología y geometría del poro.
En formaciones permeables, limpias, de alta porosidad, las herramientas sónicas, densidad de la formación y neutrón, dan valores suficientemente certeros. Para arenas arcillosas, los registros de densidad de la formación parecen dar mejores valores de la porosidad.
De los parámetros de la Formación obtenidos directamente de los registros, la Resistividad es particularmente importante. Las mediciones de la Resistividad, con la Porosidad y la Resistividad del agua, son usadas pata obtener Saturaciones de agua. Los valores de Saturación de agua pueden ser calculados por varios métodos tales como (1) el Método Archie , (2) el Método de Ratio, (3) el Método de la arena Arcillosa, (4) el Método de Dos-Porosidades, y (5) el Método de las Tres porosidades .
Una arena limpia hecha de un tamaño de grano largo-medio y conteniendo hidrocarburos en la porosidad ínter granular muestra un alto grado de resistividad en comparación con una arena con agua. Para tales arenas el método de Archie da una estimación de Saturación de agua razonable. El método del Ratio que determina la Saturación de agua da una verificación y un mejoramiento a los valores generados por el método de Archie.
La presencia de material arcilloso (Lutita) en una formación arenisca disminuye la resistividad de formación (R T ) y, por eso contrasta la baja resistividad. Las zonas de hidrocarburos, bajo estas condiciones, a menudo se calculan altos valores de saturación de agua por los métodos de Archie y Ratio. El material arcilloso en las arenas de baja resistividad de la formación se debe a la absorción de agua en las partículas de arcilla. Además para arenas arcillosas, se deben hacer modificaciones para la formula de Archie para obtener un valor de saturación de agua estimado seguro. El análisis de las arenas arcillosas presentado en este programa es basado en la ecuación nomograma de arenas arcillosas de Schlumberger (1975). Primero debe tener dos porosidades de los registros de datos (Densidad y Neutrón) disponible a través de la registros de datos de Rayos Gamma y Resistividad Eléctrica para utilizar este método de computación.
Los sedimentos en la formación también conducen a una baja resistividad en arenas de petróleo y gas. Los tamaños de granos extremadamente pequeños de los sedimentos conducen a una alta saturación de agua irreductible. Un sedimento de arena libre de arcilla con alta saturación de agua sin embargo puede producir petróleo y gas limpio.
Una formación de baja resistividad conteniendo esquistos, Limo, e hidrocarburos se analiza mejor cuando todos los tres valores de porosidades (densidad, neutrón y sónico) son usados para tomar medidas suplementarias de resistividad. Cada una de los registros de porosidad medidos con dispositivos son sensitivos a la porosidad así como la presencia de hidrocarburos y arcilla / limo.
Un importante producto del método es la indicación de presiones anormales de la arena (Cp).
Sin embargo, a menudo los tres registros de porosidades no pueden estar disponibles para tal formación. En tal situación, dos registros de porosidades (Density y Neutrón) se pueden usar para el análisis de la saturación de agua con una disminución de la exactitud.
La metodología que se ha utilizado en la elaboración de este programa es la inclusión de las ecuaciones correspondientes a la determinación de las saturaciones de agua por los Métodos de Archie, Ratio, Dos-porosidades y Tres-porosidades. También se incluyen aquí algunos factores de corrección como para las arenas promedio, arenas arcillosas, arenas calcáreas, y Carbonatos.
F = 1.45/Φ 1.54 F = 1.65/Φ 1.33 F = 1.45/Φ 1.70 F = 0.85/Φ 2.14
Para promedio de arenas Para Arenas arcillosas Para Arenas calcáreas Para Carbonatos
F = Factor de formación Φ = Porosidad en fracción
Ecuación de Saturación de agua por el Método de Archie S WA = √FR W /R T Ecuación de Saturación de agua por el Método del Ratio
S WSH Saturación de agua considerando a la formación como arena arcillosa
Se determina la Saturación de agua por el Método de Archie y luego por el Método del Ratio y se compara cual es mayor. En el caso de que la Saturación por Método de Ratio es mayor que la del Método de Archie, entonces se hace una nueva ecuación agregándose un factor de corrección.
S WTH y S WTW son valores de saturación de agua que se determinan utilizando una porosidad promedio de tres porosidades (densidad, neutron y sonico) y dos porosidades respectivamente.
IGR = GR - GR Min / GR Max - GR Min
= 0.08336(2 3.7/GR – 1)
Φ NC = Φ N - 0.667Φ Clay V SH
Φ DC = Φ D - 0.2889Φ Clay V SH
El programa consiste de un programa principal en lenguaje FORTRAN y puede manejar sobre100 subintervalos de análisis. Sin embargo, no hay restricción en colocar sobre el número de intervalos a ser analizados, pero no pueden romperse los intervalos para tener más que 100 subintervalos. Los usuarios tienen la opción de seleccionar desde 4 diferentes tipos de litologías. La saturación de agua por el método de Archie y por el método de Ratio se calcula para cada subintervalo. Sin embargo, otros métodos (tales como Arena arcillosa, dos porosidades y tres porosidades) de cálculo de saturación de agua son llevados a las opciones del usuario. El usuario debe también proveer el programa con el tipo de registro eléctrico combinación de datos que se esta usando – por ejemplo, Dual Induction laterolog o Dual laterolog con registro de Microfocus. Varios valores de corte tales como saturación de agua (ecuación de archie), Porosidad del Density, y fracción de arcilla son también provistos como parámetros de entrada para la el pago neto, promedio de saturación de agua y porosidad computada

References: resolución 
 resolución 
 resolución 
 resolución 

resolución 
 resolución