Modelo Estatico de Yacimientos Geologia II

8/12/2019 Modelo Estatico de Yacimientos Geologia II

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FACULTAD DE INGENIERAESCUELA DE INGENIERA DE PETRLEO

CICLO FORMATIVO

GEOLOGA II

ING. PABLO CHINCHILLA| VERSIN I -


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CICLO FORMATIVO

GEOLOGA II


Modelo Esttico


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CICLO FORMATIVO

GEOLOGA II



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CICLO FORMATIVO

GEOLOGA II



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CICLO FORMATIVO

GEOLOGA II


Conjunto de Caractersticas Litolgicas Paleontolgicasque definen una Unidad Estratigrfica y que permiten

diferenciarlas de los dems.

FACIES


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CICLO FORMATIVO

GEOLOGA II


Facies S3:

Areniscas de Grano Medio a Grueso ,subangular redondeado, de moderada a bienescogida. Presentan Intercalaciones espordicasde Lente de lutitas.

Facies S:Areniscas de Grano Grueso a Conglomertico ,pueden presentar Restos de Plantas y Clastos deArcilla. Localmente pueden observarse

Estratificaciones Cruzadas.


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CICLO FORMATIVO

GEOLOGA II


Facies S11:Areniscas de Grano Fino a Medio, no muestraIntercalaciones de Lentes de Lutitas. Localmentepueden observarse Estratificaciones.

Facies S1:Areniscas de Grano Fino a Medio, puedenpresentar intercalaciones de Lentes continuosde Lutitas. Localmente pueden observarseEstratificaciones Horizontales.


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CICLO FORMATIVO

GEOLOGA II


Facies S2:Arenisca de Grano muy Fino a Limoltico,pueden presentar Intercalaciones de Lentesdiscontinuos de Lutitas. PresentanEstratificaciones Tipo Ripple, Flasser yEstructuras de Carga.

Facies ST :

Limolita, Color Verdoso, Rojizo o Marrn.Pueden estar bioturbadas.


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CICLO FORMATIVO

GEOLOGA II


Facies H :Lutita gris, muy Finamente Laminada. Comnocurrencia de Estructuras Lenticulares caracterizan

estas facies. Tambin se puede observar Estructurasde Carga y la presencia de Bioturbacin.

Facies L :Lutitas gris oscuro, muy Finamente Laminada, conIntercalaciones locales de Lentes Limolticos.


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CICLO FORMATIVO

GEOLOGA II


Electrofacies


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CICLO FORMATIVO

GEOLOGA II


Porque el uso de registros?


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CICLO FORMATIVO

GEOLOGA II


Interpretacin de facies a travs de Perfiles


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CICLO FORMATIVO

GEOLOGA II


Interpretacin de facies a travs de Perfiles

FACULTAD DE INGENIERA


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CICLO FORMATIVO

GEOLOGA II




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CICLO FORMATIVO

GEOLOGA II




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CICLO FORMATIVO

GEOLOGA II




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CICLO FORMATIVO

GEOLOGA II




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CICLO FORMATIVO

GEOLOGA II




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CICLO FORMATIVO

GEOLOGA II


Describir Ncleo Macroscpicamente:

Consiste en la Descripcin de los Aspectos Fsicos, Qumicos yBioestratigrficos del Ncleo, mediante la Visualizacin de los diferentes Tiposde Litologas y sus Relaciones Verticales.

Seleccionar Muestras para el Anlisis Bioestratigrfico y Petrogrfico

Determinar Calidad Fsica de la Roca: Anlisis Petrogrficos, Anlisis de Difraccin de Rayos-X,determinar la Mineraloga, Textura, Tipo y Tamao de Poro y Diagnesis, loscuales influyen directamente en la Movilidad de los Fluidos.

Principales Actividades del Modelo Sedimentolgico



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CICLO FORMATIVO

GEOLOGA II


Definir Unidades Sedimentarias:Se realiza analizando la Evolucin Vertical de las Secuencias Sedimentarias(Facies, Contactos)

Interpretar Ambiente Sedimentario:Permite Establecer las Analogas y por tanto descifrar el Ambiente

Sedimentario responsable del Origen de la Secuencia bajo EstudioCalibrar Registros del Pozo con Ncleos con Unidades Sedimentarias

Consiste en observar la Respuesta que los Perfiles tomados en los Pozostienen con respecto a la Informacin Sedimentolgica extrada de los

Ncleos.Identificar Unidades de Flujo :

Consiste en Identificar aquellos Volmenes de Rocas con PropiedadesGeolgicas internamente consistentes y que afectan al Movimiento delos Fluidos. Las Unidades de Flujo son, por lo tanto, las Vas de

Circulacin de los hidrocarburos.



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CICLO FORMATIVO

GEOLOGA II


Correlacionar Unidades Sedimentarias :

Definir la Extensin Areal de las Unidades Sedimentarias y de lasUnidades de Flujo, en base a Criterios Sedimentolgicos,Bioestratigrficos, Petrofsicos, de Yacimientos y Geoqumica

Cotejar con los Otros Modelos:Comparar y Realizar los Ajustes necesarios, entre otros, entre elModelo Sedimentolgico y el Resto de los Modelos, para lograr laCorrespondencia entre ellos.



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CICLO FORMATIVO

GEOLOGA II


Informe de AnlisisMacroscpico de Facies



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CICLO FORMATIVO

GEOLOGA II


Informe de AnlisisMacroscpico de Facies



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CICLO FORMATIVO

GEOLOGA II




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ESCUELA DE INGENIERA DE PETRLEOCICLO FORMATIVO

GEOLOGA II




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GEOLOGA II



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Ing Carlos MartinezING. PABLO E. CHINCHILLA P.Maracaibo, 2014


GEOLOGA II

Representacin Grafica del Modelo

Sedimentolgico



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GEOLOGA II

Representacin Grafica delModelo Sedimentolgico

Pantano

Canales con

Alta Sinuosidad

Barras deAnteplaya

Canal dede Marea

Complejo deMarea

A r e n

a s

T r a n

s g r e

s i v a

s

Complejo deEstuarios

Llanura deInundacin Hmeda

GradienteHidrulico

fluvial

C o r r i

e n t e

L i t o

r a l

N

A v a n

c e d e l M

a r



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Ing Carlos Martinez

Geologa IIModelo Estratigrfico

ING. PABLO E. CHINCHILLA P.Maracaibo, 2014


GEOLOGA II



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GEOLOGA II


ESTRATIGRAFIARama de la Geologa que se encarga del

Estudio, Anlisis o Interpretacin, de laNaturaleza de las Secuencias Rocosas y delas Relaciones Recprocas que se establecen

entre s. Estudio Cientfico de las RelacionesLaterales y Verticales de los Estratos.



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GEOLOGA II


Es un cuerpo tabular en donde las capas

estn depositadas y separadas

sucesivamente una despus de la otra,

el cual tiene una base y un tope plano de

estratificacin definido

Estrato



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GEOLOGA II


Es la formacin, acumulacin o depsito

de materiales (sedimentos) en capas. Este

trmino se refiere al aspecto geomtrico o

disposicin en capas, y al gentico o

intervalos sucesivos de sedimentacin.

Estratificacin



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GEOLOGA II


Definir Arquitectura Interna del Yacimiento, mediante la

Interpretacin de Marcadores de inters o UnidadesCronoestratigrficas: Lmites de Secuencias, Superficies de

Mxima Inundacin. Los cuales permitirn establecer las

Unidades de Flujo presentes y Elaborar Mapas deDistribucin de Arenas.

MODELO ESTRATIGRAFICO



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GEOLOGA II





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GEOLOGA II





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GEOLOGA II


Tipos de Unidades Estratigrficas

Se dividen de acuerdo al Estudio a desarrollar, entre stasse tienen:

Litoestratigrficas:En la cual se Definen y Correlacionan Estratosen base a sus Caractersticas Fsicas (Color,Composicin, Mineraloga). Son reconocidas ydefinidas por sus Caracteres Litolgicos. Estn

limitadas por Contactos o por Zonas deGradacin, dadas por Cambios Litolgicos.Son las Unidades Prcticas de Campo,definidas en base a una Seccin Tipo .



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GEOLOGA II


Bioestratigrfica: Donde se utilizan el Contenidode Fsiles para ayudar a definir los diferentes Estratos (Biozonas)



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GEOLOGA II


Morfolgicas:Se aplica generalmente a los depsitos superficiales y

estn representadas por superficies erosivas o

deposicionales reconocible por su forma ( terrazas,mesetas)

Crono estratigrfica:

En la cual se establece la extensin temporal de unaunidad litoestratigrfica o bioestratigrfica a partir de

las caractersticas paleontolgicas fsiles que

presentan las rocas.



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GEOLOGA II


OBJETIVOS DEL ANALISIS ESTRATIGRAFICO

1. Establecer la Sucesin deRocas en cada reaColumna Estratigrfica

Identificar cada Capa o Estratomediante sus Caractersticasesenciales (Litologa, Espesor,Textura, Estructuras, ContenidoBiolgico, etc.).

Realizar un Ordenamiento Temporalde las Capas en la Serie EstratigrficaLocal, mediante el Anlisis delContenido Biolgico y al de lasEstructuras.



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GEOLOGA II


2. Realizar la Interpretacin Estratigrfica

3. Identificar e Interpretar los Marcadores

Estratigrficos (SB, FS, MSF)MFS

SB



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GEOLOGA II


CONCEPTOS

Transgresin

Fenmeno Natural en el cual el mar invade las Superficies

emergidas de la Tierra, dando como resultado que unAmbiente sometido a Erosin pase a uno donde domine laSedimentacin. Normalmente se identifica por la presencia

de Discordancias, Lagunas Estratigrficas, ConglomeradoBasal, Paleosuelos.



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GEOLOGA II


Regresin

Fenmeno natural en el cual el mar se retira de reasContinentales, dejando emerger las Zonas inundadas,dando paso a Procesos Erosivos que comenzarn laDestruccin de las Superficies depositadas.



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GEOLOGA II




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GEOLOGA II


Discordancia

Sistema Transgresivo

Sistema Regresivo


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GEOLOGA II




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GEOLOGA II




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SCU G OCICLO FORMATIVO

GEOLOGA II




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CICLO FORMATIVO

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CICLO FORMATIVO

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CICLO FORMATIVO

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CICLO FORMATIVO

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CICLO FORMATIVO

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CICLO FORMATIVO

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CICLO FORMATIVO

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CICLO FORMATIVO

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CICLO FORMATIVO

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CICLO FORMATIVO


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CICLO FORMATIVO

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CICLO FORMATIVO

GEOLOGA II

Representacin Grafica del Modelo

Estratigrfico


CICLO FORMATIVO


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CICLO FORMATIVO

GEOLOGA II



CICLO FORMATIVO


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CICLO FORMATIVO

GEOLOGA II


ANEXO 12

COLUM NA GEOLGICAMAPA DE UBICACIN LOCAL

SECCIONESTRATIGRAFICA3

TOPE LAGUNA

TOPE LAGUNILLAS INF

DISCORDANCIA EOCENO

TOPE STA BARBARA

DATUM

S E C C I N E S T R A T I G R F I C A 2

N

SITUACIN RELATIVA NACIONA L

N

SITUACIN RELATIVA REGI ONAL

REA INTERCAMPO

ESCALA: ESCALA:

REFERENCIA:PIES METROS

TOPE LAGUNILLAS INF

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

SECCIN ESTRATIGRFICA 2, (O-E)

UNIDADES:UNIDADES:

HORIZONTALVERTICAL

1:2500 1:2500

ELABORADOPOR: ING. HERMESROSALES

ENERO 1972 NOVIEMBRE1972 ENERO 1972 JUNIO 1971 DICIEMBRE 1969 JULIO 1967

YAC. LGI BA 200

ANEXO 12ANEXO 12

COLUM NA GEOLGICAMAPA DE UBICACIN LOCAL


MAPA DE UBICACIN LOCAL


TOPE LAGUNA

TOPE LAGUNILLAS INF

DISCORDANCIA EOCENO

TOPE STA BARBARA

DATUM

S E C C I N E S T R A T I G R F I C A 2

N

SITUACIN RELATIVA NACIONA L

N


N


REA INTERCAMPO

ESCALA: ESCALA:


TOPE LAGUNILLAS INF



UNIDADES:UNIDADES:

HORIZONTALVERTICAL

1:2500 1:2500


REA INTERCAMPO

ESCALA: ESCALA:


TOPE LAGUNILLAS INF



UNIDADES:UNIDADES:

HORIZONTALVERTICAL

1:2500 1:2500


ENERO 1972 NOVIEMBRE1972 ENERO 1972 JUNIO 1971 DICIEMBRE 1969 JULIO 1967

YAC. LGI BA 200


CICLO FORMATIVO


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CICLO FORMATIVO

GEOLOGA II



CICLO FORMATIVO


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Ing Carlos Martinez

Geologa IIModelo Estructural


CICLO FORMATIVO

GEOLOGA II


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CICLO FORMATIVO

GEOLOGA II


CICLO FORMATIVO


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CICLO FORMATIVO

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GEOLOGA II


CICLO FORMATIVO


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GEOLOGA II


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GEOLOGA II


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GEOLOGA II


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GEOLOGA II


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GEOLOGA II


CICLO FORMATIVO


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GEOLOGA II


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CICLO FORMATIVO


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GEOLOGA II

f allaf alla IntInt _SN 6 _SN 6

f allaf alla IntInt _ SN5 _ SN5

BA836BA836

BA1025BA1025

BA790BA790

BA1164BA1164

BA634BA634fallafalla ICOICO

fallafallaF_789F_789

fallafallaF_1841F_1841

FallaFallaPVPV

O ES E C C I N E S T R U C T U R A L 1


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ANEXO 13

LAGUNA

BACHAQUERO

LAGUNA

BACHAQUERO

LAGUNA

BACHAQUERO

AREA BACH02

AREA INTERCAMPO

N

SITUACIN RELATIVA NACIONAL

N

SITUACIN RELATIVA REGIONAL

REAINTERCAMPO

ESCALA: ESCALA:

REFERENCIA:

PIES METROSNIVELDELMAR

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

SECCINESTRUCTURAL1, (O-E)

UNIDADES:

UNIDADES:

HORIZONTAL

VERTICAL

1:2500

1:2500

ELABORADOPOR: ING.HERMES ROSALES

MAPA DE U BICACIN LOCAL

I n t_ S N

3

I n t_ S N

2

I C O

F _1 1 7 4 P U E B L O V I E J O

F _2634

Seccin Estructural 1 (O,E)

Escala Vertical:

1:2500

Unidadde Profundidad:

Pies

Datum estratigrfico de referencia:

Nivel del Mar

Elaborado por:

Ing. Hermes Rosales

Fecha:

Abril, 2010

ExploracinyProduccinDivisin Occidente

Estudios Integrados U.E. Bachaquero Lago

LGIBA200

Informe Tcnico:Yacimiento:

REVISIN DEL MODELO GEOLGICO EINGENIERA CONVENCIONAL DE LOSYACIMIENTOS LGINF-11 Y LGINF-13,MIEMBRO LAGUNILLAS INFERIOR,FORMACIN LAGUNILLAS, MIOCENO,REA INTERCAMPO, CAMPOBACHAQUERO LAGO


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O E

COLUMNA

GEOLGICA ANEXO 17

LAGUNA

BACHAQUERO

LAGUNILLAS INFERIOR

AREA INTERCAMPO

S E C C I N E S T R U C T U R A L 3

REAINTERCAMPO

ESCALA: ESCALA:

REFERENCIA:

PIES METROSNIVELDELMAR

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

SECCINESTRUCTURAL3, (O-E)

UNIDADES:

UNIDADES:

HORIZONTAL

VERTICAL

1:2500

1:2500

ELABORADOPOR: ING.HERMES ROSALES

N


N

SITUACIN RELATIVA REGIONAL

MAPA DE U BICACIN LOCAL

I n t_ S N 7

I C O

Int _SN7/ 8

I n t _S N 8

Seccin Estructural 3 (O,E)

Escala Vertical:

1:2500

Unidadde Profundidad:

Pies

Datum estratigrfico de referencia:

Nivel del Mar

Elaborado por:

Ing. Hermes Rosales

Fecha:

Abril, 2010

Exploraciny Produccin

Divisin OccidenteEstudios Integrados U.E. Bachaquero Lago

LGIBA200

Informe Tcnico:Yacimiento:

REVISIN DEL MODELO GEOLGICO EINGENIERA CONVENCIONAL DE LOSYACIMIENTOS LGINF-11 Y LGINF-13,MIEMBRO LAGUNILLAS INFERIOR,FORMACIN LAGUNILLAS, MIOCENO,REA INTERCAMPO, CAMPOBACHAQUERO LAGO

S E C C I N E S T R U C T U R A L 5


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N NE

SO

MAPA DE UBICACIN LOCAL

CAPO @ -7600

BACHAQUERO

NOTA: La escala vertical esta dibujada en pies, perofue calculada en metros

ELABORADO POR:

ANEXO22

REA INTERCAMPO

ESCALA: ESCALA:


NIVEL DEL MAR

SECCIN ESTRUCTURAL 5, (SO-NE)

UNIDADES:UNIDADES:

HORIZONTALVERTICAL1:2500 1:2500

ING.HERMESROSALES

COLUMNA GEOLGICA

N


N

SITUACIN RELATIVA REGIONAL Seccin Estructural 5 (SO-NE)

Abril, 2010

Divisin OccidenteEstudios Integrados U.E.

Bachaquero Lago

Informe Tcnico:Escala Vertical:

1:2500

Unidad de Profundidad:

Pies Datumestratigrfico de referencia:

Nivel del Mar Elaborado por:

Ing. Hermes RosalesFecha:

Exploraciny Produccin

LGI BA 200

REVISIN DEL MODELO GEOLGICO EINGENIERA CONVENCIONAL DE LOSYACIMIENTOS LGINF-11 Y LGINF-13,MIEMBRO LAGUNILLAS INFERIOR,FORMACIN LAGUNILL AS, MIOCENO, REAINTERCAMPO, CAMPO BACHAQUERO LAGO

Yacimiento:


CICLO FORMATIVO

GEOLOGA II


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Ing Carlos Martinez

Geologa IIModelo Petrofsico


GEOLOGA II


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CICLO FORMATIVO

GEOLOGA II


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GEOLOGA II

MODELO PETROFISICO

Generalidades Mediante la caracterizacin petrofsica de la formacin se definen las propiedades de

la roca e identifican las zonas prospectivas del rea en estudio. La petrofsica se basa

en los resultados cuantitativos de las propiedades petrofsicas de calidad de roca y

saturacin de fluidos. A partir de estas propiedades es posible obtener los mapas de

isopropiedades, los cuales permiten optimar la seleccin del rea e intervalos de

caoneo, adems de implantar en conjunto con otras disciplinas el mejor plan de

extraccin de las reservas remanentes de un yacimiento.


CICLO FORMATIVO

GEOLOGA II


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GEOLOGA II

En general, la Petrofsica nos ofrece una cantidad de datos fundamentales para una

explotacin ptima de los yacimientos tales como:Control de profundidad del pozo.Determinacin del tope y base de un estrato.Clculo de valores de porosidad y permeabilidad de las rocas.Determinacin de la presencia de fluidos, saturacin de petrleo, agua y gas, ascomo su distribucin en las rocas.

Deteccin de fracturas.Calibracin ncleo-perfil.Cuantificacin del POES y de las reservas.

La evaluacin petrofsica de los pozos se realiza mediante los registros o perfiles. Suobjetivo es identificar, localizar y evaluar los yacimientos contentivos dehidrocarburos e identificar los avances de los acuferos o de los contactos agua-petrleo (CAP).


CICLO FORMATIVO

GEOLOGA II


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GEOLOGA II


CICLO FORMATIVO

GEOLOGA II


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GEOLOGA II


CICLO FORMATIVO

GEOLOGA II


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GEOLOGA II


CICLO FORMATIVO

GEOLOGA II


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GEOLOGA II

VALIDACIN Y RECOPILACIN DE LA INFORMACIN

Se debe realizar un inventario de los registros y anlisis de ncleos que poseeel rea a estudiar, para as clasificar los pozos de acuerdo a la informacindisponible:

Pozo Clave: Se define como el pozo que posee el conjuntocompleto de registros ( Elctricos, Radioactivos y Acsticos) yadems anlisis de ncleos( Convencionales y Especiales).

Pozo Control: Se define como el pozo que posee solamente lainformacin de registros ( Elctricos, Radioactivos y Acsticos).

Pozo Petrofsico: Se define como el pozo que posee solamentelos registros de resistividad.


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CICLO FORMATIVO

GEOLOGA II


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GEOLOGA II

RADIO DE GARGANTA DE POROSEs el espacio creado por el contacto y agrupacinde granos que conforman una roca que controla lapermeabilidad y las caractersticas de flujo en un

yacimiento.PETROFACIESSon unidades de rocas con propiedadespetrofsicas similares y una relacin consistente deporosidad, permeabilidad, saturacin de agua yradio de garganta de poro, que las diferencian delresto de las rocas adyacentes.

Grano

Grano

Radio


CICLO FORMATIVO

GEOLOGA II


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GEOLOGA II

Elementos representativos del volumen total del yacimiento enlos cuales las propiedades geolgicas y petrofsicas que afectanel flujo de fluidos son internamente consistentes y diferentes alas propiedades de otros volmenes de rocas.

LITOFACIES PETROFACIES

UNIDADES HIDRULICAS

Tipo deRocaapa r t i r de l aEcuac in deR30deP i t tman

0.01

0.1

1

10

100

1000

10000

0 5 10 15 2 0 25 30

Porosidad (%)

P e r m e a b

i l i d a

d ( m d )

0,1

0,5

1

2

5

10

20

40

R Micrones

ANO

MICRO

MESO

MACRO

EGA

Tipo deRocaapartir delaEcuacin deR30dePittman

0.01

0.1

1

10

100

1000

10000

0 5 10 15 20 25 30

Porosidad (%)

e r m e a b

i l i d a d

( m d )

0,1

0,5

1

2

5

10

20

40

R Micrones

NANO

MICRO

MESO

MACRO

MEGA

Tipo de Roca a partir de la Ecuacin de R30 de Pittman

0.01

0.1

1

10

100

1000

10000

0 5 10 15 20 25 30

Porosidad (%)

r m

b i l i d d ( m d )

0,1

0,51

2

5

10

20

40

R Micrones

ANO

MICRO

MESO

MACRO

EGA

Tipo de Roca a partir de la Ecuacin de R30 de Pittman

0.01

0.1

1

10

100

1000

10000

0 5 10 15 20 25 30

Porosidad (%)

P e r m e a

b i l i d a

d ( m d )

0,1

0,51

2

5

10

20

40

R Micrones

NANO

MICRO

MESO

MACRO

MEGA

UNIDAD DE FLUJO


CICLO FORMATIVO

GEOLOGA II


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GEOLOGA II

Factor de Formacin Es aquel que depende de la microestructura de la roca, es decir, es funcinnicamente de la porosidad y geometra de los poros. Se puede definir comola relacin entre la resistividad de una roca 100 % saturada de un fluido entrela resistividad del agua.

Donde Ro es la resistividad de la formacin saturada totalmente de agua deformacin, Rw la resistividad del agua de formacin y F es una constante para

una muestra de arenisca dada, la cual se denomina Factor de Formacin.

Modelo PetrofsicoParmetros Bsicos


CICLO FORMATIVO

GEOLOGA II


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GEOLOGA II

Factor de Tortuosidad El trmino a recibe el nombre de factor de tortuosidad. Este parmetro seconsidera constante para una litologa dada y su valor puede tomarse como1 para areniscas limpias con valores de m cercanos a 2.

ndice de Resistividad Archie demuestra que la saturacin de agua Sw, se relaciona con laresistividad de la roca Rt, mediante la expresin:

Donde n es el exponente de saturacin y el trmino IR se define comondice de Resistividad.


CICLO FORMATIVO

GEOLOGA II


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G O OG

Exponente de Cementacin

El exponente de cementacin m indica el grado de compactacin o consolidacinde una roca. Para la mayora de las rocas sedimentarias, el valor de esteexponente se encuentra en el rango 1.5 < m < 2.5. En particular, la mayora de lasareniscas tienen el exponente m muy cercano a 2. De acuerdo a la siguiente tablase puede observar la variacin de este parmetro:

Descripcin de la Roca Valor de m No consolidadas (arenas sueltas) 1.3

Pobremente cementadas 1.4 1.5 Ligeramente cementadas ( media) 1.6 1.7

Moderadamente cementadas ( baja) 1.8 1.9

Altamente cementadas ( muy baja) 2.0 2.2


CICLO FORMATIVO

GEOLOGA II


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Exponente de Saturacin

El exponente de saturacin n depende de muchos factores tales como tipo de roca,tipo de fluidos, presin confinante y humectabilidad. La mayora de los yacimientos enareniscas presentan valores de n que oscilan entre 1.5 y 2.1, promediando valores de1.85. Rocas preferencialmente mojadas por agua, reflejan un n igual a 2 o menos, ypara rocas mojadas por petrleo, n es siempre mayor que 2 y en algunos casosexcepcionales puede pasar de 10. La mayora de los yacimientos son hidrfilos, esdecir, mojados por agua, por lo tanto exhiben valores de n menores de 2.


CICLO FORMATIVO

GEOLOGA II


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Resistividad del Agua de FormacinEs la medida de la resistencia que ofrece el agua de formacin al paso de la corrienteelctrica, con la cual se mueven los diferentes iones componentes del agua. El agua deformacin es conductiva, debido a que contienen sales ionizadas en solucin. Laconcentracin y movilizacin de los iones que contengan es la responsable por la mayor omenor resistividad que manifieste. El valor de la resistividad del agua de formacin Rw esfundamental para cualquier evaluacin petrofsica ya que es muy importante en ladeterminacin de la saturacin de agua de la formacin.

Es por eso que el valor de Rw debe ser lo ms real posible para que los valores arrojadospor la evaluacin petrofsica tengan un alto grado de confiabilidad. Para determinar laresistividad del agua de formacin puede trabajarse de diferentes maneras, dependiendode la informacin que se tenga, a saber:


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Medida directa de una muestra representativa.

A travs de anlisis qumico de una muestra representativa. A partir de la curva de potencial espontneo SP. A partir de un perfil de resistividad de investigacin profunda. A partir de un perfil de resistividad de investigacin mediana. Archivos o catlogos de muestras de agua a interpolando en mapas de igual salinidad(mapas isosalnicos o isoconnticos) de formaciones geolgicas especficas.

FACULTAD DE INGENIERAESCUELA DE INGENIERA DE PETRLEOCICLO FORMATIVO

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DETERMINACION DE LA RESISTIVIDAD DEL AGUA (Rw

MtodosAnlisis Fsico-Qumico de una muestra representativa de agua deformacin.

A partir de registros (Potencial Espontneo- SP, Resistividad (Rt) yPorosidad).

Aplicando Tcnicas Grficas (Hingle y Picket).

Mediante Mapas de Isosalinidad y Catlogos de Resistividad de aguasde formacin.


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ORIGEN DE LA MUESTRA:CUMAREBO FECHA DE TOMA:

LUGAR DE TOMA: FECHA ANALISIS:

OBSERVACIONES:MIOCENO ANALIZADO POR:

p.p.m. 11379,00 p.p.m. #### K mult.

CALCIO 40,00 CRUDO EN AGUA 0,00 Ca 1,140 MAGNESIO 17,00 SOLIDOS SUSPENDIDOS 0,00 Mg 1,244 SODIO 4119,00 SOLIDOS TOT. DISUELTOS 11379,00 Na 1,000 BICARBONATOS 1674,00 ALCALINIDAD TOTAL 1372,00 HCO3 0,254 CARBONATOS 0,00 DUREZA CARBONATICA 169,87 CO3 0,550 SULFATOS 113,00 DUREZA NO CARBONATICA 0,00 SO4 0,493 CLORUROS 5416,00 DUREZA TOTAL 0,00 Cl 1,000 SULFURO 0,00 TEMP. LABORATORIO F 75,00 Fe 1,000 HIDROXIDOS 0,00 RESISTIVIDAD Ohm-m 0,70 K 0,924 HIERRO TOTAL 0,00 INDICE DE LANGELIER 0,00 SILICE 0,60 pH @ TEMP. LABORATORIO 8,20 POTASIO 0,00 TURBIDEZ (U.N.T.) 0,00 Factor de Escala

Na 10 Cl10082,8 ppm Equivalente de NaCl TEMP. Tr 150 Ca 10 HCO3

Rw @ 75 F 0 ,560 Mg 10 SO4 CLASIFICACION SULIN METEORICA Rw @ Tr F 0,292 Fe 1 CO3

BALANCE IONICO 0,03 meq/lt TOLERANCIA 0,20 BALANCEADA

-17,91 10 Na-0,2 20 Ca

-0,14 30 Mg0 182,49 40 Fe0 40 CO3

0,2353 30 SO42,7437 20 HCO315,273 10 Cl

182,52Balance -0 ,03

20-nov-89

10

20

30

40

-20 -15 -10 -5 0 5 10 15 20

DIAGRAMA DE STIFFCl

Fe

Mg

Ca HCO3

CO3

SO4

Na15 1520 2010 1055 0

CARACTERIZACION DEL AGUA DE FORMACION A PARTIRDE ANALISIS FISICO-QUIMICOS DE LABORATORIO

DISEADO POR L EONARDO BRICEO /07/2001


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Modelo de Arcillosidad La arcillosidad est referida al clculo de la cantidad de arcilla presente en el espacio poroso.La composicin mineralgica en las rocas sedimentarias vara significativamente y la relacinlitolgica arenisca-arcilla es de gran importancia para la evaluacin de las propiedades de unaformacin.

Petrolgicamente como arcillas se definen a los silicatos complejos hidratados de almina queconstituyen la caolinita, ilita, montmorillonita, clorita y vermiculita, cuyo tamao de partculaes inferior a 1/256 mm. Tanto la composicin como el tamao de partcula son intrnsecas a ladefinicin, pero tambin es cierto que otras partculas minerales pueden adquirir un tamaoinferior a 4 micras y caer en el rango del tamao de los minerales de arcilla, aunque de hechono constituyen minerales de arcilla.

La lutita es la roca compuesta de minerales de arcilla ms esa otra variedad de minerales degrano muy fino como cuarzo, xidos de hierro, micrita y materia orgnica. De hecho, losminerales de arcilla muy raramente constituyen capas puras. Las lutitas pueden tener hasta 50% de cuarzo y otros minerales en el rango de tamao del limo (1/16 o 1/256 mm) o anmenor.


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Volumen de Arcillosidad (Vsh)

El establecimiento de un modelo apropiado para el clculo del volumen de arcillosidad(Vsh) es de gran importancia para la determinacin del espesor de arena neta total. Lineal

Vsh = Ish

Clavier

Steiber

Larionov (Terciario)

Larionov (Rocas Viejas)


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Modelo de Porosidad ( )

La porosidad de la roca se refiere a la medida del espacio existente entre grano y grano, esla capacidad que tiene una roca de almacenar fluidos y se define como la relacin entre elvolumen poroso y el volumen total de la roca. Matemticamente est expresadamediante la siguiente ecuacin:

Donde es la porosidad,

Vp

es el volumen poroso y Vt es volumen total.

La porosidad es una propiedad muy importante de las rocas productoras dehidrocarburos. Para que un yacimiento sea comercialmente productivo es obvio que debetener una porosidad suficiente para almacenar un volumen apreciable de hidrocarburos.

La porosidad puede medirse de las siguientes formas: Haciendo uso de perfiles elctricos. Midindola directamente en ncleos extrados de los pozos.


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Donde ma es la densidad de la matriz en gr/cc, b es la densidad leda en el registro

frente a las arenas en gr/cc y f es la densidad del fluido de perforacin en gr/cc. Esteltimo es igual a 1 gr/cc para lodos en base agua y 0.95 gr/cc para lodos en base aceite.

Si se dispone de perfiles snicos es posible calcular la porosidad mediante la ecuacin:

Donde t es el tiempo de trnsito ledo del registro, tma es el tiempo de trnsito de la

matriz y tf es el tiempo de trnsito del fluido.


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Es necesario calcular la porosidad corregida por arcilla para utilizarla en el clculo de las

saturaciones de agua e hidrocarburos, mediante las ecuaciones:

Donde total es la porosidad total, sh es la porosidad leda frente a las arcillas y Vshes volumen de arcillosidad.


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Modelo de Permeabilidad (K)

La permeabilidad es una medida inherente a la roca que da una idea de la habilidad a dejarfluir un fluido a travs de los canales que constituyen el volumen poroso interconectado.La permeabilidad se expresa mediante una unidad denominada Darcy, en honor al francsHenry Darcy quien fue el primero en estudiar el paso del fluido (agua) a travs de unmedio poroso (filtro de arena).

Se dice que dicho medio tiene una permeabilidad de un Darcy, un fluido de una sola fasecon una viscosidad de un centipoise y que llena completamente el espacio porosointergranular, fluye a travs de ste bajo condiciones de flujo viscoso a una tasa de uncentmetro cbico por segundo, por un rea transversal de un centmetro cuadrado, porcentmetro de longitud; y bajo un diferencial de presin de una atmsfera. La expresinmatemtica de la Ley de Darcy es la siguiente:


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Donde V es la velocidad aparente de flujo en cm/seg, Q es la tasa de flujo en cc/seg, A

es el rea perpendicular al flujo en cm2

, k es la permeabilidad en Darcy, es la viscosidaden cps y dP/dL es el gradiente de presin en la direccin del flujo en atm/cm. La permeabilidad puede medirse de las siguientes formas:

Medidas en sitio. Haciendo uso de las pruebas de restauracin de presiones, declinacin de presiones, etc. Medidas en el laboratorio.

Para que un yacimiento sea comercial es necesario no slo que la roca contenga petrleo ogas sino que estos fluidos puedan desplazarse dentro de la roca y salir a la superficie. Porconsiguiente, tambin es obvio que la roca slo es permeable cuando los poros estnconectados. Si esta interconexin no existe, la roca puede ser porosa pero no tienepermeabilidad. En general, las rocas ms porosas de granos con tamao homogneo tienen una mayor

permeabilidad que las menos porosas, y aunque la porosidad puede ser alta en algunas rocasde grano fino, la reduccin en el tamao de los poros trae como resultado una disminucinen la capacidad de flujo dentro de la roca, en consecuencia la permeabilidad disminuye.


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Modelo de Saturacin de Agua y Petrleo (Sw, So)

Determinar las saturaciones de hidrocarburos es uno de los objetivos bsicos del petrofsico.No es suficiente conocer la existencia de una arena con buena porosidad y permeabilidad sino se posee ninguna informacin que seale la presencia de hidrocarburos explotables.

La saturacin de agua teniendo como informacin los registros ha sido calculada como elporcentaje de agua contenido en el espacio poroso de un volumen de roca. Es conveniente

calcular la saturacin de agua a partir de los registros, porque los instrumentos que miden laresistividad responden inicialmente a la conductividad de los fluidos en el espacio poroso, lasaturacin de petrleo (So) se calcula por el complemento:


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La estimacin in situ de los valores de saturacin de agua se basa en las mediciones de

resistividad combinadas con un modelo de saturacin.Existen diversos modelos matemticos para el clculo de las saturaciones de agua, a saber:Indonesia, Simandoux, Waxman-Smits, Doble Agua, Archie, entre otros. Para la aplicacinde los mismos se necesitan los parmetros siguientes:

Coeficiente de tortuosidad

Factor de cementacinExponente de SaturacinResistividad del agua de formacin.


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Modelo de Simandoux Este modelo emprico est basado en el concepto de la fraccin volumtrica de arcilla y esutilizado para el clculo de la saturacin de agua en arenas arcillosas Tiene la ventaja de nonecesitar parmetros determinados a partir de anlisis especiales de ncleos. La arcilla esuno de los componentes ms importantes de las rocas en el anlisis de registros, ademsde sus efectos en la porosidad y la permeabilidad, esta importancia surge por suspropiedades elctricas que tienen una gran influencia en la determinacin de la saturacinde fluidos.

La presencia de arcilla en la roca reservorio es un factor extremadamente perturbador en laevaluacin de formaciones. Por una parte esta complica la determinacin de loshidrocarburos en el lugar, y por otra parte afecta la habilidad del reservorio para producirestos hidrocarburos. La ecuacin es la siguiente:


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Donde Sw es la saturacin de agua en fraccin, a es el coeficiente de tortuosidad,Rw es la resistividad del agua de formacin en ohm-m, e es la porosidad efectiva dela formacin en fraccin, Vsh es el volumen de arcillosidad en fraccin, Rsh es la

resistividad de la arcilla en ohm-m, m es el factor de cementacin, n es el exponentede saturacin y Rt es la resistividad real o verdadera de la formacin en ohm-m.


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Modelo de Archie

Todas las determinaciones de saturacin de agua a partir de registros de resistividad enformaciones limpias (sin arcilla) con porosidad intergranular homognea se basan en laecuacin de saturacin de agua de Archie. La ecuacin es la siguiente:


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Modelo de Waxman-Smits Teniendo como base extensos trabajos de laboratorio y estudios tericos, Waxman y Smitspropusieron en 1968 una relacin de saturacin resistividad para formaciones arcillosasque vinculaba la contribucin de la resistividad de la lutita con la resistividad total de laformacin y la capacidad de intercambio catinico de la lutita (CEC, Cation ExchangeCapacity). La ecuacin es la siguiente:

Donde Sw es la saturacin de agua en fraccin, Rw es la resistividad del agua deformacin en ohm-m, t es la porosidad total de la formacin en fraccin, m* es elfactor de cementacin corregido por arcillosidad, n* es el exponente de saturacin

corregido por arcillosidad, Qv es la cantidad de cationes intercambiables presentes en laarcilla en meq/ml, y Rt es la resistividad real o verdadera de la formacin en ohm-m yB es la conductancia especfica equivalente la cual se obtiene de la siguiente ecuacin:


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Donde T es la temperatura de la formacin y Rw es la resistividad del agua de

formacin en ohm-m.


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Clculo de Espesor de Arena Neta Petrolfera (ANP)

La arena neta petrolfera (ANP) es el nmero de pies de la columna de arena del pozo quepuede ser considerada como productora de hidrocarburos. El contaje de arena netapetrolfera se realiza estableciendo parmetros de corte de porosidad y saturacin deagua Sw para contabilizar la arena neta petrolfera de cada uno de los pozos delyacimiento.


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Representacin Grafica del Modelo Petrofsico


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Modelo Estatico de Yacimientos Geologia II

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