UNIVERSIDAD UTE FACULTAD CIENCIAS DE LA INGENIERÍA E ...

UNIVERSIDAD UTE

FACULTAD CIENCIAS DE LA INGENIERÍA E INDUSTRIAS

CARRERA DE INGENIERÍA DE PETRÓLEOS

TESIS PREVIA LA OBTENCIÓN DEL TÍTULO DE INGENIERO DE

PETRÓLEOS

TEMA

ANÁLISIS DEL TIPO DE ROCAS (PETROFACIES) EN EL CAMPO X,

MEDIANTE LA RELACIÓN K-PHI, PARA OPTIMIZAR EL INTERVALO DE

DISPAROS

AUTOR

BOLAÑOS FIGUEROA CARLOS MAURICIO

DIRECTOR DE TESIS

ING. VÍCTOR PINTO

Quito, septiembre 2018

FORMULARIO DE REGISTRO BIBLIOGRÁFICO

PROYECTO DE TITULACIÓN

DATOS DE CONTACTO

CÉDULA DE IDENTIDAD: 0401568571

APELLIDO Y NOMBRES: Bolaños Figueroa Carlos Mauricio

DIRECCIÓN: Asunción Oe5-39 y México

EMAIL: [email protected]

TELÉFONO FIJO: (02) 222 6989

TELÉFONO MOVIL: 0969918640

DATOS DE LA OBRA

TITULO: Análisis del tipo de rocas (petrofacies) en el campo X, mediante la relación K-PHI, para optimizar el intervalo de disparos.

AUTOR O AUTORES: Bolaños Figueroa Carlos Mauricio

FECHA DE ENTREGA DEL PROYECTO DE TITULACIÓN:

Septiembre 2018

DIRECTOR DEL PROYECTO DE TITULACIÓN:

Ing. Víctor Pinto

PROGRAMA PREGRADO POSGRADO

TITULO POR EL QUE OPTA: Ingeniero de Petróleos

RESUMEN:

El objetivo del trabajo de titulación fue analizar los tipos de rocas (petrofacies) en el campo X, para optimizar el intervalo de disparos, mediante una metodología integrada que incluye la evaluación petrofísica y el análisis de la relación K-PHI. El desarrollo del proyecto comenzó con la evaluación petrofísica de las arenas a través de registros eléctricos del Triple Combo (Rayos Gamma, Porosidad-Densidad y Resistividad) cargados en el programa Interactive Petrophysics, subsecuentemente se determinó los valores de las propiedades de las rocas como volumen de arcilla, porosidad, saturación de agua y permeabilidad, y finalmente bajo ciertos criterios de evaluación (cutoffs), se identificó los intervalos de las arenas que corresponden a una zona de pago. A continuación en el análisis de petrofacies, se determinó el radio de garganta de poro y el gráfico de relación K-PHI mediante la

X

ecuación empírica de Winland, y a través de la clasificación de petrofacies se determinó el tipo de roca presente en el campo X. Posteriormente, se incorporó las petrofacies al registro eléctrico del pozo XB-002, y se generó un registro discreto de tipos de roca, en el cual se distinguió los intervalos con mayor grado de petrofacie y mejor eficiencia de flujo. Por último, se contrastó la zona de pago y el intervalo de mejor petrofacie, y se refinó el intervalo productor de las arenas. Según la evaluación petrofísica y el análisis de petrofacies, se determinó que la arena Hollín Inferior es una arenisca limpia con suficiente porosidad (0.152 a 0.192) y permeabilidad (957.201 mD) para permitir el movimiento de los fluidos a través de sus poros, y además exhibe las petrofacies de mejor eficiencia de flujo (megaporoso). Por lo tanto, el intervalo óptimo para realizar los disparos en la arena Hollín Inferior del pozo XB-002 del campo X se ubica a una profundidad de 9972.5 a 10020 pies.

PALABRAS CLAVES: Petrofacies, radio de garganta de poro, registros eléctricos, eficiencia de flujo, megaporoso.

ABSTRACT:

The objective of the degree work was to analyze the types of rocks (petrofacies) in the X field, to optimize the range of shots, by means of an integrated methodology that includes the petrophysical evaluation and the analysis of the K-PHI relationship. The development of the project began with the petrophysical evaluation of the sands through electrical records of the Triple Combo (Gamma Rays, Porosity-Density and Resistivity) loaded in the Interactive Petrophysics program, subsequently the values of the properties of the rocks were determined as volume of clay, porosity, water saturation and permeability, and finally under certain evaluation criteria (cutoffs), the intervals of the sands that correspond to a payment area were identified. Next, in the analysis of petrofacies, the pore throat radius and the K-PHI relationship graph were determined by the empirical Winland equation, and through the classification of petrofacies the type of rock present in the X field was determined. Subsequently, the petrofacies were incorporated into the electric record of well XB-002, and a discrete record of rock types was generated, in which the intervals with the highest degree of petrofacie and better flow efficiency were distinguished. Finally, the payment zone and the best petrofacie interval were contrasted, and the sands producing interval was refined. According to the petrophysical evaluation and the analysis of petrofacies, it was determined that the

Hollín Inferior sand is a clean sandstone with sufficient porosity (0.152 to 0.192) and permeability (957.201 mD) to allow the movement of the fluids through its pores, and also exhibits the petrofacies of better flow efficiency (megaporous). Therefore, the optimal interval for firing in the bottom soot sand of the XB-002 well in field X is located at a depth of 9972.5 to 10020 feet.

KEYWORDS

Petrofacies, pore throat radius, electrical records, flow efficiency, megaporous.

Se autoriza la publicación de este Proyecto de Titulación en el Repositorio

Digital de la Institución.

f:______________________________________


C.I. 040156857-1

DECLARACIÓN Y AUTORIZACIÓN

Yo, BOLAÑOS FIGUEROA CARLOS MAURICIO, CI 0401568571 autor del proyecto

titulado: “Análisis del tipo de rocas (petrofacies) en el campo X, mediante la relación

K-PHI, para optimizar el intervalo de disparos” previo a la obtención del título de

INGENIERO DE PETRÓLEOS en la Universidad UTE.

1. Declaro tener pleno conocimiento de la obligación que tienen las Instituciones de

Educación Superior, de conformidad con el Artículo 144 de la Ley Orgánica de

Educación Superior, de entregar a la SENESCYT en formato digital una copia del

referido trabajo de graduación para que sea integrado al Sistema Nacional de

información de la Educación Superior del Ecuador para su difusión pública

respetando los derechos de autor.

2. Autorizo a la BIBLIOTECA de la Universidad UTE a tener una copia del referido

trabajo de graduación con el propósito de generar un Repositorio que democratice

la información, respetando las políticas de propiedad intelectual vigentes.

Quito, septiembre de 2018.

f:__________________________________________


C.I.: 0401568571

CERTIFICACIÓN DEL TUTOR

En mi calidad de tutor de tesis de grado certifico que el presente trabajo

que lleva por título “Análisis del tipo de rocas (petrofacies) en el

campo X, mediante la relación K-PHI, para optimizar el intervalo de

disparos”, para aspirar al título de Ingeniero de Petróleos fue

desarrollado por BOLAÑOS FIGUEROA CARLOS MAURICIO, bajo mi

dirección y supervisión, en la Facultad de Ciencias de la Ingeniería e

Industrias; y que dicho trabajo cumple con las condiciones requeridas

para ser sometidos a la presentación pública y evaluación por parte del

Jurado examinador que se designe.

ING. VÍCTOR PINTO

DECLARACION JURAMENTADA DEL AUTOR

Yo, BOLAÑOS FIGUEROA CARLOS MAURICIO, portador(a) de la cédula

de identidad Nº 0401568571, declaro que el trabajo aquí descrito es de

mi autoría, que no ha sido previamente presentado para ningún grado o

calificación profesional; y, que he consultado las referencias

bibliográficas que se incluyen en ese documento.

La Universidad UTE puede hacer uso de los derechos correspondientes

a este trabajo, según lo establecido por la Ley de Propiedad Intelectual,

por su Reglamento y por la normativa institucional vigente.

f:__________________________________________


C.I.: 0401568571

DEDICATORIA

A Dios, por haberme dado la fuerza y las ganas de seguir luchando día a

día, para cumplir mis metas. Que a pesar de sentir el vacío de una compañía

física, estaba tranquilo porque a mi lado estaba él.

A mis padres, Carlos y Graciela, por brindarme su apoyo incondicional

durante toda mi vida, por los consejos, enseñanzas, valores, buenos hábitos

que contribuyeron a formarme como una persona de bien.

A mi tía y abuelitas, Susana, Judith e Hilda, quienes me brindaron de su

amor y cariño. A pesar de su ausencia física, siempre las recordaré y tendré

presente en mente y corazón.

A mis hermanas, primos, tíos y abuelitos, por regalarme bellos recuerdos,

alegrías y en especial por ofrecerme la calidez de una familia.

A mis amigos, por la amistad y compañerismo. Por darme el apoyo

emocional durante estos años de estudio.

AGRADECIMIENTOS

Le agradezco a Dios y a la Virgen María por haberme dado la vida, la salud

y una familia maravillosa. Gracias por todos esos momentos alegres, tristes

y duros, porque han permitido formar mi personalidad y carácter.

Gracias a mis padres por todo el esfuerzo que han realizado por darme la

mejor herencia, los valores morales y la educación.

Le agradezco a mis profesores y en especial a mi tutor de tesis, Ing. Víctor

Pinto, por compartir sus conocimientos y orientación, indispensable para el

desarrollo del presenta trabajo de titulación. Gracias ingeniero, no solo por

los conocimientos en clase, sino también por sus consejos personales.

i

ÍNDICE DE CONTENIDOS

PÁGINA

RESUMEN 1

ABSTRACT 2

1. INTRODUCCIÓN 3

1.1 OBJETIVOS 7

1.1.1 OBJETIVO GENERAL 7

1.1.2 OBJETIVOS ESPECÍFICOS 7

2. METODOLOGÍA 8

2.1 EVALUACIÓN PETROFÍSICA DE LOS POZOS A TRAVÉS

DEL PROGRAMA IP. 8

2.1.1 VOLUMEN DE ARCILLA 8

2.1.2 GRADIENTE GEOTÉRMICO 9

2.1.3 CÁLCULO DE LA POROSIDAD 10

2.1.4 CÁLCULO DE LA SATURACIÓN DE AGUA 11

2.1.5 CÁLCULO DE LA PERMEABILIDAD “Perm” Y “K” 12

2.1.6 DETERMINACIÓN DE LAS ZONAS RESERVORIO Y

ZONAS DE PAGO 14

2.2 ESTIMACIÓN DE LAS PETROFACIES 14

2.2.1 DESARROLLO DEL GRÁFICO K-PHI UTILIZANDO EL

MÉTODO WINLAND 14

2.3 REGISTRO DISCRETO DE TIPOS DE ROCA EN LOS POZOS

DEL CAMPO X 16

3. RESULTADOS Y DISCUSIÓN 17


DEL PROGRAMA IP. 17

3.1.1 VOLUMEN DE ARCILLA 17

3.1.2 GRADIENTE GEOTÉRMICO 30

3.1.3 POROSIDAD 30

3.1.4 RESISTIVIDAD Y SATURACIÓN DE AGUA 43

3.1.5 PERMEABILIDAD 56

3.1.6 ZONA RESERVORIO Y ZONA DE PAGO 58

3.2 ESTIMACIÓN DE LAS PETROFACIES 60

3.2.1 T INFERIOR 60

3.2.2 HOLLÍN SUPERIOR 61

3.2.3 HOLLÍN INFERIOR 62

3.3 REGISTRO DISCRETO DE TIPOS DE ROCA EN EL POZO

XB-002 63

ii

3.3.1 T INFERIOR 63

3.3.2 HOLLÍN SUPERIOR 64

3.3.3 HOLLÍN INFERIOR 65

4. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES 67

4.1 CONCLUSIONES 67

4.2 RECOMENDACIONES 68

5. BIBLIOGRAFÍA 69

6. ANEXOS 72

iii

ÍNDICE DE TABLAS

PÁGINA

Tabla 1. Criterios para arena limpia y arena arcillosa 9

Tabla 2. Criterios para la evaluación de la porosidad de los

yacimientos más comunes 11

Tabla 3. Criterios para la evaluación de la permeabilidad de los

yacimientos más comunes 13

Tabla 4. Cutoffs para zona reservorio y zona de pago. 14

Tabla 5. Clasificación de los tipos de roca según el radio de garganta

de poros. 16

Tabla 6. Tope y base de las arenas del pozo XA-001 17

Tabla 7. Valores de volumen de arcilla de las arenas del pozo XA-001 22

Tabla 8. Tope y base de las arenas del pozo XB-002 23

Tabla 9. Valores de volumen de arcilla de las arenas del pozo XB-002 29

Tabla 10. Gradiente geotérmico de los pozos XA-001 y XB-002. 30

Tabla 11. Porosidad de las arenas del pozo XA-001. 36

Tabla 12. Porosidad de las arenas del pozo XB-002. 43

Tabla 13. Saturación de agua de las arenas del pozo XA-001. 49

Tabla 14.Saturación de agua de las arenas del pozo XB-002. 55

Tabla 15. Zonas reservorio de las arenas del pozo XA-001. 58

Tabla 16. Zonas de pago de las arenas del pozo XA-001. 58

Tabla 17. Zonas reservorio de las arenas del pozo XB-002. 59

Tabla 18. Zonas de pago de las arenas del pozo XB-002. 59

iv

ÍNDICE DE FIGURAS

PÁGINA

Figura 1. Registro discreto de los tipos de roca en el pozo OSOB-32. 5

Figura 2. Plantilla del gráfico K-PHI. 15

Figura 3. Volumen de arcilla con VCLN de Basal Tena, pozo XA-001. 18

Figura 4. Histograma de volumen de arcilla de Basal Tena, pozo XA-

001. 18

Figura 5. Volumen de arcilla con VCLN de la Formación U, pozo XA-

001. 19

Figura 6. Histograma de volumen de arcilla de la Formación U, pozo

XA-001. 19

Figura 7. Volumen de arcilla con VCLN de la Formación T, pozo XA-

001. 20

Figura 8. Histograma de volumen de arcilla de la Formación T, pozo

XA-001. 20

Figura 9. Volumen de arcilla con VCLN de Hollín Superior, pozo XA-

001. 21

Figura 10. Histograma de volumen de arcilla de Hollín Superior, pozo

XA-001. 21

Figura 11. Volumen de arcilla con VCLN de Hollín Inferior, pozo XA-

001. 22

Figura 12. Histograma del volumen de arcilla de Hollín Inferior, XA-001. 22

Figura 13. Volumen de arcilla con VCLGR de Basal Tena, pozo XB-

002. 24

Figura 14. Histograma del volumen de arcilla de Basal Tena, pozo XB-

002. 24

Figura 15. Volumen de arcilla con VCLGR de U Superior, pozo XB-002 25

Figura 16. Histograma de volumen de arcilla de U Superior, XB-002 25

Figura 17. Volumen de arcilla con VCLGR de U inferior, pozo XB-002 25

Figura 18. Histograma de volumen de arcilla de U Inferior, pozo XB-

002. 26

Figura 19. Volumen de arcilla con VCLGR de T Superior, pozo XB-002 26

Figura 20. Histograma de volumen de arcilla de T Superior, pozo XB-

002. 26

Figura 21. Volumen de arcilla con VCLGR de T Inferior, pozo XB-002 27

Figura 22. Histograma de volumen de arcilla de T Inferior, pozo XB-

002. 27

Figura 23. Volumen de arcilla con VCLGR de Hollín Superior, pozo XB-

002 28

v

PÁGINA

Figura 24. Histograma de volumen de arcilla de Hollín Inferior, pozo

XB-002. 28

Figura 25. Volumen de arcilla con VCLGR de Hollín Inferior, pozo XB-

002 29

Figura 26. Histograma de volumen de arcilla de Hollín Inferior, XB-

002. 29

Figura 27. Gráfico de porosidad PHIE de Basal Tena, pozo XA-001. 31

Figura 28. Histograma de porosidad efectiva de Basal Tena, XA-001. 32

Figura 29. Gráfico de porosidad PHIE de la arena U, pozo XA-001. 32

Figura 30. Histograma de porosidad efectiva de la arena U, pozo XA-

001. 33

Figura 31. Gráfico de porosidad PHIE de la arena T, pozo XA-001. 33

Figura 32. Histograma de porosidad efectiva de la arena T, XA-001. 34

Figura 33. Gráfico de porosidad PHIE de Hollín Superior, pozo XA-

001. 34

Figura 34. Histograma de porosidad efectiva de Hollín Superior, pozo

XA-001. 35

Figura 35. Gráfico de porosidad PHIE de Hollín Inferior, pozo XA-001. 35

Figura 36. Histograma de la porosidad efectiva de Hollín Inferior, pozo

XA-001. 36

Figura 37. Gráfico de porosidad PHIE de la arena Basal Tena, pozo

XB-002. 37

Figura 38. Histograma de porosidad efectiva de Basal Tena, pozo XB-

002. 37

Figura 39. Gráfico de porosidad PHIE de la arena U Superior, pozo

XB-002. 38

Figura 40. Histograma de porosidad efectiva de U Superior, pozo XB-

002. 38

Figura 41. Gráfico de porosidad PHIE de la arena U Inferior, pozo XB-

002. 38

Figura 42. Histograma de porosidad efectiva de U Inferior, pozo XB-

002. 39

Figura 43. Gráfico de porosidad PHIE de la arena T Superior, pozo

XB-002. 39

Figura 44. Histograma de porosidad efectiva de T Superior, pozo XB-

002. 39

Figura 45. Gráfico de porosidad PHIE de la arena T Inferior, pozo XB-

002. 40

Figura 46. Histograma de porosidad efectiva de T Inferior, pozo XB-

002. 40

Figura 47. Gráfico de porosidad PHIE de la arena Hollín Superior,

pozo XB-002. 41

vi

PÁGINA

Figura 48. Histograma porosidad efectiva de Hollín Superior, pozo

XB-002. 41

Figura 49. Gráfico de porosidad PHIE de la arena Hollín Inferior, pozo

XB-002. 42

Figura 50. Histograma de porosidad efectiva de Hollín Inferior, pozo

XB-002. 42

Figura 51. Registro de resistividad y saturación de agua de Basal

Tena, pozo XA-001. 44

Figura 52. Histograma de SW de Basal Tena, XA-001. 44

Figura 53. Registro de resistividad y saturación de agua de arena U,

pozo XA-001. 45

Figura 54. Histograma de SW de la arena U, pozo XA-001. 45

Figura 55. Registro de resistividad y saturación de la arena T, pozo

XA-001. 46

Figura 56. Histograma de SW de la arena T, pozo XA-001. 46

Figura 57. Registro de resistividad y saturación de Hollín Superior,

pozo XA-001. 47

Figura 58. Histograma de SW de Hollín Superior, pozo XA-001. 47

Figura 59. Registro de resistividad y saturación de agua de Hollín

Superior, pozo XA-001. 48

Figura 60. Histograma de SW de Hollín Superior, pozo XA-001. 48

Figura 61. Registro de resistividad y saturación de agua de Basal

Tena, pozo XB-002. 49

Figura 62. Histograma de SW de Basal Tena, pozo XB-002. 50

Figura 63. Registro de resistividad y saturación de agua de U

superior, pozo XB-002. 50

Figura 64. Histograma de SW de U superior, pozo XB-002. 50

Figura 65. Registro de resistividad y saturación de agua de U Inferior,

pozo XB-002. 51

Figura 66. Histograma de SW de U Inferior, XB-002. 51

Figura 67. Registro de resistividad y saturación de agua de T

Superior, pozo XB-002. 52

Figura 68. Histograma de SW de T Superior, XB-002. 52

Figura 69. Registro de resistividad y saturación de agua de T Inferior,

pozo XB-002. 52

Figura 70. Histograma de SW de T Inferior, pozo XB-002. 53



Figura 72. Histograma de SW de Hollín Superior, pozo XB-002. 54


Inferior, pozo XB-002. 54

vii

PÁGINA

Figura 74. Histograma de SW de la arena Hollín Inferior, pozo XB-

002. 55

Figura 75. Permeabilidad de T Inferior, pozo XB-002. 56

Figura 76. Permeabilidad de Hollín Superior, pozo XB-002. 57

Figura 77. Permeabilidad de Hollín Inferior, pozo XB-002. 57

Figura 78. Gráfico K-PHI de T Inferior, pozo XB-002. 60

Figura 79. Distribución porcentual de las petrofacies de T Inferior, XB-

002. 61

Figura 80. Gráfico K-PHI de Hollín Superior. 61

Figura 81. Distribución porcentual de las petrofacies de Hollín


Figura 82. Gráfico K-PHI de Hollín Inferior, pozo XB-002. 62

Figura 83. Distribución de las petrofacies de Hollín Inferior, pozo XB-

002. 63

Figura 84. Registro discreto de tipos de roca de T Inferior, pozo XB-

002. 64

Figura 85. Registro discreto de tipos de roca de Hollín Superior, pozo

XB-002. 65

Figura 86. Registro discreto de tipos de roca de Hollín Inferior, pozo

XB-002. 65

viii

ÍNDICE DE ANEXOS

PÁGINA

ANEXO 1. Información proporcionada por el Banco de Información

Petrolera del campo X 72

ANEXO 2. Selección de los archivos las en el programa IP 74

ANEXO 3. Procedimiento empleado para la creación del gráfico de

Volumen de Arcilla (VCL) 75

ANEXO 4. Pasos para la obtención del gradiente geotérmico a través

del programa IP 76

ANEXO 5. Guía para el desarrollo de la gráfica de Porosidad y

Saturación de Sgua en el IP 77

ANEXO 6. Pasos realizados para la corrección de litologías en el

gráfico de Porosidad y Saturación de Agua 78

ANEXO 7. Procedimiento para obtención de la saturación de agua en

el programa IP 80

ANEXO 8. Resistividad del agua calculada, pozo XA-001 81

ANEXO 9. Resistividad del agua calculada, pozo XB-002 82

ANEXO 10. Guía para importar la permeabilidad k de los núcleos al

registro del pozo XB-002 83

ANEXO 11. Guía empleada para la elaboración de la curva

permeabilidad “Perm” por registros eléctricos del pozo

XB-002 85

ANEXO 12. Constantes de Timur modificadas para las arenas T

Inferior, Hollín Superior y Hollín Inferior del pozo XB-002 86

ANEXO 13. Procedimiento realizado en el IP para la determinación de

las zonas reservorio y zonas de pago. 87

ANEXO 14. Tabla de valores utilizada para la elaboración de la

plantilla del gráfico K-PHI 89

ANEXO 15. Datos de porosidad y permeabilidad de las muestras del

pozo XB-002 96

ANEXO 16. Clasificación de las muestras de rocas del pozo XB-002

según su radio de garganta de poro 100

ANEXO 17. Procedimiento para la integración de las petrofacies al

programa IP 104

1

RESUMEN

El objetivo del trabajo de titulación fue analizar los tipos de rocas en el

campo X, para optimizar el intervalo de disparos, mediante una metodología

integrada que incluye la evaluación petrofísica y el análisis de petrofacies. El

desarrollo del proyecto comenzó con la evaluación petrofísica de las arenas

a través de registros eléctricos del Triple Combo (Rayos Gamma, Porosidad-

Densidad y Resistividad), posteriormente se determinó los valores de

propiedades tales como: volumen de arcilla, porosidad, saturación de agua y

permeabilidad, y finalmente bajo ciertos criterios de evaluación (cutoffs), se

identificó los intervalos de las arenas que corresponden a una zona de pago.

A continuación en el análisis de petrofacies, se determinó el radio de

garganta de poro en base al gráfico de relación K-PHI mediante la ecuación

empírica de Winland, y a través de la clasificación de petrofacies se

determinó el tipo de roca presente en el campo X. Luego, se incorporó las

petrofacies al registro eléctrico del pozo XB-002, y se generó un registro

discreto de tipos de roca, en el cual se distinguió los intervalos con mejor

eficiencia de flujo. Por último, se contrastó la zona de pago y el intervalo de

mejor tipo de roca, y se refinó el intervalo óptimo para producción de las

arenas. Según la evaluación petrofísica y el análisis de petrofacies, se

determinó que la arena Hollín Inferior es una arenisca limpia con suficiente

porosidad (0.152 a 0.192) y permeabilidad (957.201 mD) para permitir el

movimiento de los fluidos a través de sus poros, y además exhibe las

petrofacies de mejor eficiencia de flujo (megaporoso). Por lo tanto, el

intervalo óptimo para realizar los disparos en la arena Hollín Inferior del pozo

XB-002 del campo X se ubica a una profundidad de 9972.5 a 10020 pies.

Palabras clave: Petrofacies, radio de garganta de poro, registros eléctricos,

eficiencia de flujo, megaporoso.

2

ABSTRACT

The objective of the degree work was to analyze the types of rocks

(petrofacies) in the X field, to optimize the range of shots, by means of an

integrated methodology that includes the petrophysical evaluation and the

analysis of the K-PHI relationship. The development of the project began with

the petrophysical evaluation of the sands through electrical records of the

Triple Combo (Gamma Rays, Porosity-Density and Resistivity), subsequently

the values of properties as: volume of clay, porosity, water saturation and

permeability were determined, and finally the intervals of the sands that

correspond to a payment area were identified under certain evaluation

criteria (cutoffs). Next in the analysis of petrofacies, the pore throat radius

was determined through the K-PHI relationship graph by the empirical

Winland equation, and the type of rock present in the X field was determined

through the classification of petrofacies. Then, the petrofacies were

incorporated into the electric record of well XB-002, and a discrete record of

rock types was generated, in which the intervals with the best flow efficiency

were distinguished. Finally, the payment zone and the best type of rock

interval were contrasted, and the sand producing interval was refined.

According to the petrophysical evaluation and the analysis of petrofacies, it

was determined that the Hollín Inferior sand is a clean sandstone with

sufficient porosity (0.152 to 0.192) and permeability (957.201 mD) to allow

the movement of the fluids through its pores, and also exhibits the

petrofacies of better flow efficiency (megaporous). Therefore, the optimal

interval for firing in the Hollín Inferior sand of the XB-002 well in field X is

located at a depth of 9972.5 to 10020 feet.

Keywords: Petrofacies, pore throat radius, electrical records, flow efficiency,

megaporous.

1. INTRODUCCIÓN

3

1. INTRODUCCIÓN

El petróleo es un recurso no renovable e importante visto desde varios

puntos, en los que se puede mencionar: económico, industrial y energético.

La comercialización de este recurso permite a los países conseguir

importantes ingresos económicos, tal es el caso del Ecuador. El petróleo

como combustible fósil es la principal fuente de energía en el mundo, y por

ello la mayoría de las industrias requieren de su consumo (Bembibre, 2011).

Lo antes expuesto provoca el agotamiento de las reservas petroleras.

Dada la importancia del petróleo en la sociedad, se debe fomentar la

investigación e innovación para identificar y potencializar las reservas de

hidrocarburos. La caracterización de yacimientos constituye en uno de los

primeros pasos para el desarrollo de campos petroleros y para la explotación

de sus yacimientos. El diseño de un plan de exploración y producción de

hidrocarburo requiere de una caracterización, lo más exhaustiva posible, a

fin de construir un modelo de yacimiento con el suficiente detalle

sedimentológico, petrofísico y estructural, que permita disminuir el riesgo

asociado y generar un nivel óptimo de producción (García M. , 2014).

La caracterización de yacimientos consiste en analizar las propiedades de

las rocas relacionadas con la capacidad de almacenamiento y producción de

petróleo. La caracterización es un proceso de amplia base científica,

integrado por diferentes herramientas, técnicas convencionales y modernas,

como son: la evaluación petrofísica de registros eléctricos y el análisis de

núcleos (Schlumberger, 2017).

La evaluación petrofísica se fundamenta en determinar las propiedades de

las rocas: porosidad, permeabilidad, saturación de agua y volumen de arcilla,

y a través de criterios de evaluación se determinan los intervalos que

presentan las mejores condiciones para la explotación y producción de

hidrocarburo hacia superficie. Una herramienta básica para la evaluación

petrofísica es la interpretación de registros eléctricos de los pozos de interés

a través de software especializados (Contreras, 2009).

El análisis de núcleos efectuados en laboratorios constituye un medio para el

desarrollo de técnicas para la evaluación petrofísica tanto cualitativas como

cuantitativas de porosidad y permeabilidad. Estos análisis consisten en

extraer una muestra de roca de una zona de interés del subsuelo, prepararla

y realizar el análisis correspondiente en laboratorio. Las propiedades

obtenidas del análisis de núcleos son más confiables, debido a que son

mediciones directas de las propiedades de la roca (Martell, 2008). A través

del análisis de núcleos se derivan una variedad de estudios, uno de ellos es

el análisis de petrofacies o tipos de rocas.

4

Las petrofacies son aquellos intervalos de roca que poseen características

similares de flujo. Las petrofacies son identificadas a través de las

propiedades de porosidad-permeabilidad (K/PHI), radio de garganta de poro,

saturación de agua irreductible y la respuesta de los perfiles. El radio de

garganta de poro es el principal parámetro de clasificación de las

petrofacies, representa un control dominante sobre la permeabilidad y las

características de flujo de los yacimientos. Los cuerpos de arena que poseen

un radio de garganta de poro de mayor proporción, exhiben mayor facilidad

para el movimiento de los fluidos en el medio poroso. Al intervenir en

aquellas zonas de las arenas que muestran mejor eficiencia de flujo, se

obtendrá por consiguiente una mayor contribución y aporte de fluidos del

yacimiento hacia el pozo productor. (Porras, 1998).

El análisis de petrofacies muestra una serie de aplicaciones y beneficios en

la explotación y producción de hidrocarburo, tal como se refleja en los

trabajos realizados en el campo Oso en Ecuador, la Faja Petrolífera del

Orinoco, los campos Santa Bárbara, Pirital, Carito, Sintu-Ocre y Santa Rosa

en Venezuela, y el campo Burujen en Irán.

En el Ecuador la compañía Schlumberger realizó el estudio de petrofacies

para la “Caracterización Geológica y Modelamiento 3D del Yacimiento Hollín

en el Campo Oso”. Los trabajos realizados por la compañía fueron: revisión

de la correlación estratigráfica, generación del modelo estructural 3D y del

modelamiento de las propiedades petrofísicas integrando los resultados del

modelo sedimentológico. Las aplicaciones de Schlumberger en el estudio de

petrofacies evidenciaron una optimización en las respuestas de los

programas de simulación. En dicha investigación se debe destacar el

registro discreto de tipos de rocas que elaboraron en base al estudio de

petrofacies (Schlumberger, 2015), como se observa en la siguiente imagen:

5

Figura 1. Registro discreto de los tipos de roca en el pozo OSOB-32.

(Schlumberger, 2015)

A través del registro discreto de tipos de rocas se logra identificar aquellos

intervalos que poseen las mejores condiciones petrofísicas (porosidad y

permeabilidad). El gráfico separa en intervalos de profundidad de acuerdo a

los tipos de roca definidos por los valores de corte. En la figura 1 se

reconocen tres tipos de roca, TR1 (amarillo) y TR2 (naranja) son yacimiento

y TR3 (negro) son no yacimiento (Schlumberger, 2015).

En el campo Santa Rosa en Venezuela se determinó las propiedades

petrofísicas y petrofacies aplicando tecnología de Resonancia Magnética

Nuclear (RMN) a muestra de rocas de formaciones gasíferas. Los resultados

generados contribuyeron a una mejor evaluación petrofísica de los

yacimientos, permitiendo optimizar la producción y minimizar los factores de

riesgo existentes a la hora de seleccionar los intervalos prospectivos para

proyección de fracturamiento, inyección de fluidos y producción de

hidrocarburo (Ávila, 2002).

En los campos de Santa Bárbara y Pirital se realizaron tres diferentes

metodologías (Análisis de Unidades de Flujo, Petrofacies y Litofacies), para

la caracterización de los reservorios. En el análisis de petrofacies se

determinó el radio de garganta de poro a través de la metodología de

Winland. El estudio K-PHI ayudó a entender el comportamiento de los fluidos

en el reservorio y estimar la producción de hidrocarburo en el área de

estudio. Además, se contrastó los resultados obtenidos de los tres trabajos,

en donde se concluyó que el análisis de petrofacies es el mejor indicador de

la calidad de reservorio, debido a que posee una estrecha relación entre

6

porosidad, permeabilidad y radio de garganta de poro (Porras, J., Barbato,

R. y Salazar, D., 2002).

En el campo Carito Norte se determinó el tipo de roca a través del radio de

garganta de poro y el volumen de agua irreductible, y su relación con las

litofacies. En esta investigación, a cada de tipo de petrofacie se le asignó

subcategorías de acuerdo al volumen de agua irreducible, con ello se pudo

determinar unidades de flujo, y evidenciar la dependencia que existe entre la

saturación de agua irreductible y la configuración geométrica de los poros.

Cuando una roca tiene menor tamaño de garganta poral, su saturación de

agua irreductible se incrementa considerablemente, con lo cual ya no

representa potencial para producción de hidrocarburo. Adicionalmente, la

comparación entre las Litofacies y Petrofacies indica que una unidad

litológica puede tener diferentes petrofacies, los cuales son indicativos de la

calidad de roca (Porras, 1998).

En la Faja Petrolífera del Orinoco a través del estudio de petrofacies, se

desarrolló y aplicó una metodología de caracterización y propagación de

facies en un campo petrolero ubicado en la zona central. De esta forma, se

aplicó el análisis petrofísico, basado en un estudio integrado de información

de núcleos y registros de un conjunto de pozos seleccionados. Así mismo,

se llevó a cabo el reconocimiento de las características litológicas a partir de

la descripción de los núcleos, con la finalidad de mejorar la caracterización

geológica de los yacimientos, y por tanto elaborar un plan de desarrollo

óptimo del campo (García M. , 2014).

En los campos Sintu-Ocre, área norte de Monagas, se calculó el tamaño de

la garganta de poro en las arenas Naricual, con la finalidad de determinar el

tamaño óptimo para las partículas densificantes para un pozo en especial. El

daño causado por el lodo durante la perforación de un pozo, es un factor

importante a considerar, debido a que éste puede originar el taponamiento e

invasión de partículas en las paredes del pozo, además de provocar la

reducción de la porosidad y permeabilidad y por ende de la productividad. El

radio de garganta de poro fue calculado a partir de la ecuación de Winland,

debido a que fue la mejor que se ajustó a los datos de prueba de presión

capilar por inyección de mercurio. La aplicación de petrofacies en este caso

permite reducir el daño causado por los lodos durante la perforación de un

pozo (Oliver, 2016).

En el campo Burujen de Irán se realizó un análisis de petrofacies y del

ambiente depositacional de una arena en particular. En dicho estudio se

pudo determinar el ambiente de depositación de formaciones con litologías y

estructuras complejas, como son las dolomitas (Seyrafin, 1997).

Los campos petroleros del Ecuador poseen deficiencia en la caracterización

de yacimientos, pocos cuentan con análisis de petrofacies, lo que se traduce

7

en un bajo aprovechamiento de las reservas de la Cuenca Oriente. Los

estudios realizados en la mayoría de los pozos ecuatorianos comprende, a lo

mucho, la realización de una evaluación petrofísica por registros eléctricos.

Es por todo lo anterior que el presente trabajo pretende desarrollar y aplicar

una metodología integrada que incluye la evaluación petrofísica y el análisis

de petrofacies en el campo X, a fin de optimizar el intervalo de disparos, y

además, de sentar las bases necesarias para una adecuada caracterización

y modelamiento de los yacimientos presentes en la Cuenca Oriente del

Ecuador.

1.1 OBJETIVOS

1.1.1 OBJETIVO GENERAL

Analizar los tipos de rocas (petrofacies) en el campo X, mediante la relación

K-PHI, para optimizar el intervalo de disparos.

1.1.2 OBJETIVOS ESPECÍFICOS

Evaluar los parámetros petrofísicos de las formaciones productoras

del campo X, a través de la corrida de registros eléctricos en el

programa Interactive Petrophysics y del análisis de núcleos.

Estimar las petrofacies de las formaciones de interés del campo X,

mediante la aplicación de la relación K-PHI.

Categorizar los diferentes tipos de roca o petrofacies de las

formaciones productoras del campo X, a través del cálculo del

tamaño de la garganta poral y la realización de un registro discreto de

tipos de rocas.

2. METODOLOGÍA

8

2. METODOLOGÍA

Para la realización de este estudio se empleó la información de dos pozos

(XA-001 y XB-002) del campo X, los mismos que cuentan con registros

eléctricos del Triple Combo en archivo LAS y análisis de núcleos (porosidad

y permeabilidad). La información fue proporcionada por el Banco de

Información Petrolera (BIPE) de la Secretaría de Hidrocarburos (SHE), los

datos empleados en la investigación corresponden al año 2009.


DEL PROGRAMA IP.

Una vez recopilada la información de los pozos seleccionados, se empezó

por abrir los archivos LAS de los registros eléctricos a través del programa

Interactive Petrophysics (IP). Posteriormente, se determinó las propiedades

de las rocas (volumen de arcilla, porosidad, saturación de agua y

permeabilidad) en cada una de las formaciones, a través de los siguientes

métodos y modelos matemáticos:

2.1.1 VOLUMEN DE ARCILLA

En el pozo XA-001 se calculó el volumen de arcilla mediante las respuestas

que emite el registro de Porosidad-Neutrón (TNPH), con la siguiente

ecuación (Wester Atlas, 1995):

𝑉𝑠ℎ =𝑇𝑁𝑃𝐻(𝑙𝑒𝑐𝑡𝑢𝑟𝑎)−𝑇𝑁𝑃𝐻(𝑎𝑟𝑒𝑛𝑎 𝑙𝑖𝑚𝑝𝑖𝑎)

𝑇𝑁𝑃𝐻(𝑎𝑟𝑐𝑖𝑙𝑙𝑎)−𝑇𝑁𝑃𝐻(𝑎𝑟𝑒𝑛𝑎 𝑙𝑖𝑚𝑝𝑖𝑎) [1]

Donde:

Vsh : Volumen de arcilla, fracción.

TNPH (lectura) : Lectura del registro de estudio.

TNPH (arena limpia) : Lectura del registro frente a la formación limpia.

TNPH (arcilla) : Lectura del registro frente a una arcilla.

El registro TNPH es un excelente indicador de arcillas, en presencia de este

mineral el registro muestra altos valores de porosidad. Sin embargo, el pozo

XB-002 no cuenta con una correcta lectura de TNPH, por ende se empleó el

9

registro de Rayos Gamma (GR). La ecuación con la variable GR (Wester

Atlas, 1995) es la siguiente:

𝑉𝑠ℎ =𝐺𝑅(𝑙𝑒𝑐𝑡𝑢𝑟𝑎)−𝐺𝑅(𝑎𝑟𝑒𝑛𝑎 𝑙𝑖𝑚𝑝𝑖𝑎)

𝐺𝑅(𝑎𝑟𝑐𝑖𝑙𝑙𝑎)−𝐺𝑅(𝑎𝑟𝑒𝑛𝑎 𝑙𝑖𝑚𝑝𝑖𝑎) [2]

Donde:

Vsh : Volumen de arcilla, fracción.

GR (lectura) : Lectura del registro de estudio.

GR (arena limpia) o mínimo: Lectura del registro frente a la formación limpia.

GR (arcilla) o máximo : Lectura del registro frente a una arcilla.

El GR muestra la radioactividad de las rocas, es decir en presencia de una

arcilla el registro indica valores altos de GR, mientas que en arenas limpias

el GR es bajo.

Una vez seleccionado el modelo matemático para el cálculo de Vsh, se

generó un histograma por arena, con el propósito de determinar el valor

mínimo, máximo y promedio de volumen de arcilla. A través del valor de Vsh,

se clasificó a las arenas en limpias o arcillosas, como se muestra en la

siguiente tabla:

Tabla 1. Criterios para arena limpia y arena arcillosa

Tipo de arena Valores de Vsh (fracción)

Arena limpia < 0.2

Arena arcillosa 0.2 – 0.5

Lutitas > 0.5

(Yenwongfai, Mondol, Faleide, & Lecomte, 2017)

Mediante el cómputo de volumen de arcilla en el programa IP, se obtuvo el

gráfico Volumen de Arcilla (VCL), el cual indica el comportamiento de las

arcillas a lo largo de las arenas. La obtención del VCL en el IP se detalla en

el anexo 3.

2.1.2 GRADIENTE GEOTÉRMICO

El gradiente geotérmico permitió realizar las correcciones ambientales de los

registros de porosidad–neutrón y resistividad. Por esta razón es importante

la determinación de esta variable en los pozos evaluados.

10

El programa IP empleó la siguiente ecuación para el cómputo del gradiente

geotérmico (Wikipedia, 2013):

𝐺𝑇 =𝑇2−𝑇1

𝑃2−𝑃1 [°F/pie] [3]

Donde:

GT: Gradiente geotérmico, °F/pie.

T2: Temperatura de fondo, °F.

T1: Temperatura de superficie.

P2: Profundidad total, pies.

P1: Profundidad a superficie.

La temperatura y profundidad de superficie son de 75 °F y cero pies,

respectivamente. Los valores de T2 y P2 son datos de los respectivos pozos.

El anexo 4 muestra a detalle el cálculo del gradiente en el IP.

2.1.3 CÁLCULO DE LA POROSIDAD

Para el cálculo de la porosidad de las arenas se empleó el modelo de

densidad, cuya ecuación es la siguiente (Silva, 2012):

∅𝐷 =𝜌𝑚𝑎−𝜌𝑏

𝜌𝑚𝑎−𝜌𝑓 [4]

Donde:

∅𝐷 : Porosidad de densidad, fracción.

𝜌𝑏 : Lectura del registro, g/cc.

𝜌𝑓 : Densidad del lodo (base aceite, agua dulce o salada), g/cc.

𝜌𝑚𝑎: Densidad de la matriz, g/cc.

Los fluidos de completación empleados en el Oriente ecuatoriano son lodos

base agua, de modo que el valor de 𝜌𝑓 corresponde a 1 g/cc. Además, en el

Ecuador se emplea la matriz arenisca para el cálculo de la porosidad, por lo

cual 𝜌𝑚𝑎 es 2.65 g/cc. Los valores antes indicados son los recomendados

para la región (Silva, 2012).

11

A través del gráfico de Porosidad y Saturación de Agua, se evaluó el

comportamiento de la curva PHIE (porosidad efectiva) a lo largo de las

arenas. Además, los valores mínimos, máximos y promedios de porosidad

de las arenas se adquirieron a través de un histograma estadístico. El valor

promedio permitió evaluar a las formaciones de acuerdo a la siguiente

clasificación:

Tabla 2. Criterios para la evaluación de la porosidad de los yacimientos más comunes

Evaluación Porosidad (fracción)

Despreciable 0 – 0.05

Pobre 0.05 – 0.10

Moderada 0.10 – 0.15

Buena 0.15 – 0.20

Muy Buena 0.20 – 0.25

Excelente > 0.25

(Levorsen, 1967).

La porosidad de las arenas de los pozos se adquirió a través del gráfico de

Porosidad y Saturación de Agua del IP. La metodología empleada para la

elaboración del gráfico se detalla en el anexo 5.

2.1.4 CÁLCULO DE LA SATURACIÓN DE AGUA

La saturación de agua se calculó en cada una de las arenas de los pozos

estudiados, a través del software IP. En el cálculo de la saturación se

empleó la ecuación de Archie (Andrade, 2009):

𝑆𝑤 = (𝑎𝑅𝑤

∅𝑒𝑚𝑅𝑡

)

1

𝑛 [5]

Donde:

Sw : Saturación de agua, fracción.

Øe : Porosidad efectiva, fracción.

Rw : Resistividad del agua, ohm.m.

Rt : Resistividad total de la formación, ohm.m.

a : Factor de Tortuosidad.

m : Exponente de cementación.

12

n : Exponente de saturación.

Como se puede notar en ecuación [5], la saturación de agua se calculó a

partir de los registros de resistividad. En el programa IP se deben fijar los

valores a, m, n y Rw, y el software a través de la ecuación [5] computa la

saturación de agua por cada intervalo de profundidad. A continuación se

describen dichas variables:

Las constantes a, m y n pueden ser determinadas a través análisis

especiales de núcleos, sin embargo el campo X no dispone de los mismos,

por ende se empleó los valores empleados en la región (a = 1, m = 2 y n = 2)

(Andrade, 2009).

La resistividad del agua aparente se calculó en cada una de las formaciones

que atraviesa el pozo, mediante la siguiente ecuación: (MacCary, 1984):

𝑅𝑤𝑎 = ∅𝑚. 𝑅𝑜 [ohm.m] [6]

Donde:

Rwa: Resistividad del agua aparente, ohm.m.

Ø : Porosidad de la formación, fracción.

m : Exponente de cementación.

Ro : Resistividad de la formación saturada con agua, ohm.m.

Los valores de Ø y Ro se obtuvieron a través de los registros eléctricos de

PHIE y AHT90 respectivamente. En el anexo 7 se especifica la guía para la

obtención de la saturación de agua en el software IP.

Para la evaluación de la saturación de agua en las formaciones se sirvió de

las curvas SW (saturación de agua) y SXOTU (saturación de agua en la

zona invadida). Además, a partir del comportamiento del registro de

resistividad a lo largo de la arena, se identificó el contacto agua-petróleo

(CAP) y nivel de agua libre (FWL).

2.1.5 CÁLCULO DE LA PERMEABILIDAD “Perm” Y “K”

Para la evaluación de la permeabilidad de las arenas productoras se utilizó

las curvas K y Perm. La curva de permeabilidad Perm fue obtenida por las

mediciones de los registros eléctricos, por ende ésta es una medición

indirecta de la permeabilidad de las rocas del subsuelo. La curva K

representa el valor de la permeabilidad obtenido por el análisis de núcleos,

ésta refleja una medición directa en las formaciones del pozo.

13

A continuación se muestra la metodología empleada para la obtención de las

curvas:

Curva K

La curva K se ingresó al registro del pozo mediante un archivo ASCII. Los

datos que integran la curva K fueron obtenidos de núcleos extraídos de las

arenas del pozo. La curva de la permeabilidad de los núcleos se ingresó en

una nueva pista del registro, con una escala logarítmica de 0.001 a 10000

mD. En el anexo 10 se detalla la metodología empleada en el programa IP.

Perm

La curva de permeabilidad Perm se creó en el programa IP en base al

siguiente modelo matemático, Wyllie y Rose (1950):

𝑘 = 𝑎∅𝑏

𝑆𝑤𝑖𝑐 [mD] [7]

Donde:

𝑘 : Permeabilidad, mD.

∅ : Es la porosidad efectiva, fracción.

𝑆𝑤𝑖 : Es la saturación de agua irreducible, fracción.

a, b, c: Son las constantes.

La variable 𝑆𝑤𝑖 corresponde a las respuesta emitidas por el registro de

Saturación de Agua Inmovible (SWB), mientras que ∅ al registro PHIE. Las

constantes a, b y c son las de Timur, que posteriormente se modificaron para

adaptar a los valores arrojados en los análisis de núcleos.

La evaluación de la permeabilidad de las arenas de los pozos de estudio, se

desarrolló a través de la clasificación de Levorsen (1967):

Tabla 3. Criterios para la evaluación de la permeabilidad de los yacimientos más comunes

Evaluación Permeabilidad (milidarcys)

Moderada 1.0 – 10

Buena 10 – 100

Muy Buena 100 – 1000

Excelente > 1000

(Levorsen, 1967).

Los pasos realizados para la obtención de la curva Perm en el programa IP,

se detallan en el anexo 11.

14

2.1.6 DETERMINACIÓN DE LAS ZONAS RESERVORIO Y ZONAS DE PAGO

En la determinación de la Zona Reservorio, se especificaron cutoffs para la

porosidad (PHIE) y el volumen de arcilla (VCL), mientras que para la Zona

de Pago se agregó el cutoff perteneciente a la saturación de agua. En la

siguiente tabla se detalla los valores de cutoffs aplicados a cada una de las

arenas del campo X, a través del programa IP:

Tabla 4. Cutoffs para zona reservorio y zona de pago.

Zona Reservorio

Arena PHIE Porosidad VCL Volumen de Arcilla SW Saturación de Agua

Basal Tena >0.08 <0.35 <0.5

U (Superior e Inferior)

>0.08 <0.35 <0.5

T (Superior e Inferior)

>0.08 <0.35 <0.5

Hollín Superior >0.1 <0.5 <0.6

Hollín Inferior >0.1 <0.35 <0.5

Zona de Pago

Información proporcionada por la Secretaría de Hidrocarburos.

En el anexo 13 se especifica a detalle los pasos para la determinación de

zonas reservorio y zonas de pago en el programa IP.

2.2 ESTIMACIÓN DE LAS PETROFACIES

En las formaciones del pozo XB-002, se estimó la petrofacie predominante a

través del gráfico K-PHI.

2.2.1 DESARROLLO DEL GRÁFICO K-PHI UTILIZANDO EL MÉTODO WINLAND

El gráfico K-PHI se elaboró por medio de la ecuación de Winland (Porras,

1998):

𝐿𝑜𝑔(𝑅35) = 0.732 + 0.588𝐿𝑜𝑔(𝑘𝑎𝑖𝑟) − 0.864𝐿𝑜𝑔(∅) [8]

Donde:

15

R35: Radio de garganta poral de una muestra saturada al 35% de mercurio,

micrones.

Kair: Permeabilidad del aire no corregida, mD.

Ø : Porosidad, %.

Para la elaboración del gráfico K-PHI, se empleó el siguiente procedimiento:

Primero, se despejó la Kair de la ecuación [8] y se obtuvo la siguiente:

588.0

)(864.0732.0)35(

10

LogRLog

Ka

[mD] [9]

Como segundo paso se elaboró una tabla de valores (Anexo 14) en el Excel,

mediante la ecuación [9]. R35 concierne a los límites de radio de garganta

poral de la clasificación de petrofacies (10, 2, 0.5 y 0.1 micrones). A la

porosidad (Ø) se le asignó valores en un rango de 0.5 a 30 %.

De los valores obtenidos de la tabla, se seleccionó y graficó la porosidad (Ø)

y la permeabilidad (Ka). El tipo de grafico empleado fue de dispersión con

líneas suavizadas. La permeabilidad se ubicó en el eje Y en escala

logarítmica, mientras que la porosidad en el eje X y en escala normal, como

se observa en el siguiente gráfico:

Figura 2. Plantilla del gráfico K-PHI.

Posteriormente, se incorporaron los valores de la porosidad y permeabilidad

de los análisis de núcleos de las arenas del pozo XB-002 (anexo 15), en la

plantilla del gráfico K-PHI.

El gráfico K-PHI se elaboró en las tres arenas del XB-002, en virtud de su

porosidad y permeabilidad. Como resultado final de esta sección se analizó

la distribución de las muestras en la clasificación de petrofacies. Si la arena

16

analizada exhibe varios tipos de petrofacies, significa que ésta es

hetergénea.

2.3 REGISTRO DISCRETO DE TIPOS DE ROCA EN LOS

POZOS DEL CAMPO X

El registro discreto de tipos de roca se elaboró de la siguiente manera:

Se calculó el radio de garganta poral (R35) en el programa Excel, a través

de la ecuación de Winland [8], para cada una de las muestras. El valor de

radio de garganta poral permitió determinar el tipo de roca, así como se

muestra en la siguiente tabla:

Tabla 5. Clasificación de los tipos de roca según el radio de garganta de poros.

Tipo de Roca (Petrofacie) Radio de garganta poral

(micrones)

TIPO 1 Megaporoso > 10

TIPO 2 Macroporoso 2.0 – 10.0

TIPO 3 Mesoporoso 0.5 – 2.0

TIPO 4 Microporoso 0.1 – 0.5

TIPO 5 Nanoporoso < 0.1

(Porras, 1998).

A cada muestra se le asignó un código (1, 2, 3, 4 y 5), según su tipo de roca,

ver anexo 16. Posteriormente dichos códigos se ingresaron al gráfico de

Porosidad y Saturación de Agua del IP, en el anexo 17 se detalla la guía

usada para incorporar las petrofacies en el software IP.

Mediante este registro discreto de tipos de roca, se pudo identificar la

ubicación y profundidad a la que se encuentran las petrofacies de las

muestras del pozo. Además, se contrastó y comparó si la Zona de Pago (de

los registros eléctricos) corresponde a la mejor petrofacie del área, caso

contrario se redefinió el intervalo productor o de disparo a un rango de

profundidad que exhiba un mejor tipo de roca y mejor eficiencia de flujo. La

roca tipo 1 (megaporoso) es la de mejor calidad, mientras que la roca tipo 5

es la de peor calidad.

3. RESULTADOS Y DISCUSIÓN

17

3. RESULTADOS Y DISCUSIÓN

A través de la información obtenida de los pozos del campo X, se optó por

usar los pozos XA-001 y XB-002 para la evaluación petrofísica en el

programa IP, debido a que poseen sus registros eléctricos en formato LAS.

El pozo XB-002 se usó para el análisis de petrofacies, a razón de que posee

la porosidad y la permeabilidad de las muestras de roca del área de estudio.

Se debe destacar que el pozo XB-002 posee registros eléctricos (LAS) y

análisis de núcleos, lo cual permitió realizar posteriormente la categorización

de los tipos de roca en un registro discreto de petrofacies.


DEL PROGRAMA IP.

La evaluación petrofísica comprende obtener y analizar las principales

propiedades físicas de la roca, siendo estas: volumen de arcilla, porosidad,

saturación de agua y permeabilidad. A continuación se presentan los

resultados obtenidos de la evaluación de los respectivos pozos del campo X.

3.1.1 VOLUMEN DE ARCILLA

A través de las opciones del programa IP, se obtuvo el volumen de arcilla de

cada una de las arenas de los pozos XA-001 y XB-002 del campo.

Pozo XA-001

El pozo atraviesa las siguientes formaciones: Basal Tena, Napo U, Napo T y

Hollín. A continuación se presenta la tabla 7, la misma que especifica los

topes y las bases de las arenas del pozo XA-001:

Tabla 6. Tope y base de las arenas del pozo XA-001

Arena Tope (ft) Base (ft) Espesor (ft)

Basal Tena 8948 8963 15

U 9595 9702 107

T 9871 9957 86

Hollín Superior 10049 10072 23

Hollín Inferior 10072 10408.5 336.5

Información proporcionada por la Secretaría de Hidrocarburos

18

Como se puede observar la formación Hollín Inferior es la de mayor espesor

y la Basal Tena es la de menor espesor. Hollín presenta dos arenas, Hollín

Superior e Inferior, las mismas que están en contacto entre sí.

En el cálculo de volumen de arcilla se utilizó la curva TNPH como indicador

de arcillas para el pozo XA-001, por lo que se obtuvo la curva VCLN (registro

de volumen de arcillas por neutrón). Los valores mínimo, máximo y promedio

del volumen de arcilla fueron obtenidos a partir de un histograma, tal como

se muestra en las siguientes formaciones:

Basal Tena

La figura 3 exhibe el gráfico de volumen de arcilla con la curva VCLN de la

formación y la figura 4 presenta los valores obtenidos de dicha curva.

Figura 3. Volumen de arcilla con VCLN de Basal Tena, pozo XA-001.

El gráfico de Vsh presenta cuatro pistas: la primera corresponde a la

profundidad medida en pies desde la superficie hasta el fondo del pozo. La

segunda presenta las zonas en que fue dividido el gráfico de Vsh. La tercera

pista muestra la curva que se utiliza para el cálculo del volumen de arcilla,

además de los valores límites de arena limpia y arena arcillosa. La cuarta

pista exhibe la curva resultante del cálculo del Vsh.

Figura 4. Histograma de volumen de arcilla de Basal Tena, pozo XA-001.

En el espesor de la arenisca Basal Tena se observa una fracción de arcilla

(Vsh) mínima de 0.077, máximo de 0.243 y promedio de 0.125. De acuerdo

a los criterios para identificar una arena limpia y arcillosa (Tabla 1), la

19

formación exhibe un bajo volumen de arcilla en todo el espesor y por lo tanto

se la considera una arena limpia.

Arena U

De la evaluación de volumen de arcilla de la arena U del pozo XA-001 se

obtuvieron las siguientes figuras:

Figura 5. Volumen de arcilla con VCLN de la Formación U, pozo XA-001.

Figura 6. Histograma de volumen de arcilla de la Formación U, pozo XA-001.

La formación U presenta un intervalo de 0.072 a 0.778 y un promedio de

0.331 de volumen de arcilla. En el registro VCLN (figura 5) se evidencia un

incremento de arcillas en la base de la arena. Por lo tanto, la formación U se

la considera una arena limpia en el tope y arcillosa en su base.

Arena T

A continuación se presenta la figura 7 del volumen de arcilla a través de la

curva VCLN y la figura 8 con sus respectivos valores de Vsh de la arena T

del pozo XA-001:

20

Figura 7. Volumen de arcilla con VCLN de la Formación T, pozo XA-001.

Figura 8. Histograma de volumen de arcilla de la Formación T, pozo XA-001.

La formación T muestra un Vsh mínimo de 0.070, una fracción máxima de

0.940 y un valor promedio de 0.434 de arcillas. La arena T presenta en el

registro VCLN (figura 8) una tendencia de incremento de volumen de arcilla

hacia la base de la formación. La formación T es una arena arcillosa según

los criterios de la tabla 1.

Hollín

Hollín presenta dos cuerpos de arena, estos son: Hollín Superior y Hollín

Inferior.

Hollín Superior (HS)

De la evaluación petrofísica del volumen de arcilla de la arena Hollín

Superior del pozo XA-001, se obtuvieron las siguientes figuras:

21

Figura 9. Volumen de arcilla con VCLN de Hollín Superior, pozo XA-001.

Figura 10. Histograma de volumen de arcilla de Hollín Superior, pozo XA-001.

La arena Hollín Superior exhibe un valor mínimo de Vsh de 0.080, un

máximo de 0.803 y un promedio de 0.364 de volumen de arcilla (figura 10).

La formación muestra mayor contenido de arcillas en el tope de la arena y

una menor cantidad en su base (figura 9).

Hollín Inferior (HI)

A continuación se muestran las figuras 11 y 12 que fueron obtenidas de la

evaluación del volumen de arcilla de la formación Hollín Inferior del pozo XA-

001:

22

Figura 11. Volumen de arcilla con VCLN de Hollín Inferior, pozo XA-001.

Figura 12. Histograma del volumen de arcilla de Hollín Inferior, XA-001.

La formación Hollín Inferior posee un volumen de arcillas que va desde 0.01

a 0.522 de Vsh y un valor promedio de 0.135 de fracción de arcillas. Como

se puede notar en la curva VCLN (figura 11) es una arena limpia en la mayor

parte de la formación. Por lo tanto es un buen prospecto para producción.

A continuación se presenta la tabla de los volúmenes de arcilla de las

formaciones del pozo XA-001:

Tabla 7. Valores de volumen de arcilla de las arenas del pozo XA-001

Arena Vsh Mínimo Vah Máximo Vsh Promedio

Basal Tena 0.077 0.243 0.125

U 0.072 0.778 0.330

T 0.070 0.941 0.434

Hollín Superior 0.080 0.803 0.364

Hollín Inferior 0.010 0.52 0.135

23

La tabla anterior exhibe a las arenas Basal Tena y Hollín Inferior como las de

menor volumen de arcilla, mientras que la formación T posee cantidades

considerables de arcilla. Las formaciones de mayor volumen de arcilla se las

considera arenas no limpias, debido a que la arcilla reactiva como la

montmorillonita reduce la permeabilidad y la porosidad de las rocas.

Las formaciones U y T tienen un incremento de arcillas desde el tope hacia

la base de la arena; sin embargo, Hollín Superior posee una tendencia

diferente. HS exhibe menor volumen de arcilla en la base porque se

encuentra en contacto con Hollín Inferior, la cual es una arena limpia.

Pozo XB-002

Las formaciones de arena que atraviesa el pozo XB-002 son: Basal Tena, U

(Superior e Inferior), T (Superior e Inferior) y Hollín (Superior e Inferior). Los

topes y bases de las arenas son proporcionadas por la Secretaria de

Hidrocarburos y son:

Tabla 8. Tope y base de las arenas del pozo XB-002

Arena Tope (ft) Base (ft) Espesor (ft)

Basal Tena 8849 8858 9

U Superior 9503 9511 8

U Inferior 9554 9565 11

T Superior 9762 9765.5 3.5

T Inferior 9786 9814 28

Hollín Superior 9928 9972.5 44.5

Hollín Inferior 9972.5 10077.5 103

Información proporcionada por la Secretaría de Hidrocarburos

La formación Hollín Inferior es la de mayor espesor, mientras que la T

superior es la de menor espesor. Las arenas de la formación Napo (U y T) y

la Hollín presentan dos cuerpos de arena cada una (Superior e Inferior).

Hollín Superior e Inferior están en contacto, como sucede en el pozo XA-

001.

En el pozo XB-002 se empleó el registro de rayos gamma (GR) para el

cálculo del volumen de arcilla. Al utilizar GR como indicador de arcilla se

obtiene la curva VCLGR. Las fracciones del volumen de arcilla de las

formaciones son expresadas en la curva VCLGR en una rango de 0 a 1. La

cantidad de arcilla en la arena es proporcional a la lectura de VCLGR, es

decir a mayor VCLGR mayor es la cantidad de arcilla. Se optó por usar la

curva GR, debido a que el registro TNPH presentaba errores en su lectura.

24

Los valores mínimo, máximo y promedio del volumen de arcilla fueron

obtenidos a partir de un histograma estadístico, tal como se muestra en las

siguientes formaciones:

Basal Tena

La figura 13 muestra la gráfica de volumen de arcilla (VCLGR) obtenida por

rayos gamma y la figura 14 exhibe los valores de la misma a través de un

histograma.

Figura 13. Volumen de arcilla con VCLGR de Basal Tena, pozo XB-002.

Figura 14. Histograma del volumen de arcilla de Basal Tena, pozo XB-002.

La arena Basal Tena presenta una fracción de arcilla mínima de 0.434, máxima de

0.630 y con un Vsh promedio 0.569 (figura 14). Según los valores obtenidos de la

curva VCLGR (figura 13) y los criterios de Vsh de la Tabla 1, se considera a Basal

Tena como una arena arcillosa.

U Superior

Las figuras 15 y 16 fueron obtenidas de la evaluación petrofísica de volumen

de arcilla de la formación U Superior del pozo XB-002.

25

Figura 15. Volumen de arcilla con VCLGR de U Superior, pozo XB-002

Figura 16. Histograma de volumen de arcilla de U Superior, XB-002

La formación U Superior presenta un Vsh mínimo de 0.303, un máximo de

0.648, y un promedio de 0.48 de volumen de arcilla (figura 16). La arena de

la formación presenta una cantidad considerable de arcilla y por lo tanto no

es una arena limpia.

U Inferior

De la evaluación de volumen de arcilla de la arena U Inferior del pozo XB-

002, se obtuvieron las siguientes figuras:

Figura 17. Volumen de arcilla con VCLGR de U inferior, pozo XB-002

26

Figura 18. Histograma de volumen de arcilla de U Inferior, pozo XB-002.

La arena U inferior tiene un volumen de arcilla que va desde 0.193 hasta

0.615, con un promedio de 0.351 de Vsh (figura 18). Se la considera una

arena arcillosa según los criterios de la tabla 2.

T Superior

La arena T Superior presenta las siguientes gráficas de la evaluación de

volumen de arcilla:

Figura 19. Volumen de arcilla con VCLGR de T Superior, pozo XB-002

Figura 20. Histograma de volumen de arcilla de T Superior, pozo XB-002.

Esta arena presenta un volumen de arcilla mínimo de 0.291, máximo de

0.595 y un promedio de 0.376 de Vsh (figura 20). Según el gráfico anterior,

en la curva VCGLR se observa que la arena presenta mayor volumen de

27

arcilla en la base. La formación T superior se la considera una arena

arcillosa.

T Inferior

A continuación se muestra la figura 21, que representa el comportamiento

del volumen de arcilla en la arena T inferior. El histograma (figura 22) exhibe

los valores obtenidos de Vsh a lo largo de la arena T Inferior del pozo XB-

002.

Figura 21. Volumen de arcilla con VCLGR de T Inferior, pozo XB-002

Figura 22. Histograma de volumen de arcilla de T Inferior, pozo XB-002.

La arena T Inferior muestra un Vsh que va desde 0.117 a 0.930 y un

promedio de 0.403 de volumen de arcilla (figura 22). La arena presenta una

capa de arcilla a los 9806 ft de profundidad. Como se observa en la figura 21

la arena presenta grandes picos de arcilla y por lo tanto no es limpia.

Hollín Superior

Las figuras 23 y 24 fueron obtenidas a partir del cálculo de volumen de

arcilla de dicha arena en el pozo XB-002.

28

Figura 23. Volumen de arcilla con VCLGR de Hollín Superior, pozo XB-002

Figura 24. Histograma de volumen de arcilla de Hollín Inferior, pozo XB-002.

El volumen de arcilla en la arena está en un intervalo de 0.201 - 0.931,

dando un promedio de Vsh de 0.472 (figura 24). La arena Hollín Superior

presenta considerables cantidades de arcilla en casi todo el espesor, por lo

que se la considera una arena no limpia.

Hollín Inferior

Las figuras que se muestran a continuación, presentan el comportamiento

del volumen de arcilla a lo largo de la arena Hollín Inferior del XB-002.

29

Figura 25. Volumen de arcilla con VCLGR de Hollín Inferior, pozo XB-002

Figura 26. Histograma de volumen de arcilla de Hollín Inferior, XB-002.

Hollín Inferior tiene valores de volumen de arcilla que van desde los 0.098

hasta 0.840, con un promedio de 0.244 de Vsh (figura 26). Según el gráfico

de VCLGR (figura 25) la arena es limpia en el tope y la base, sin embargo

presenta un cuerpo de arcilla a 10030 pies de profundidad. El valor promedio

de Vsh indica que Hollín Inferior es una arena casi limpia.

A continuación se presentan los valores mínimos, máximos y promedio de

volumen de arcilla obtenidos de las arenas del pozo XB-002:

Tabla 9. Valores de volumen de arcilla de las arenas del pozo XB-002

Arena Vsh Mínimo Vah Máximo Vsh Promedio

Basal Tena 0.434 0.630 0.569

U Superior 0.303 0.648 0.480

U Inferior 0.193 0.615 0.351

T Superior 0.291 0.595 0.376

T Inferior 0.117 0.930 0.403

Hollín Superior 0.201 0.935 0.471

Hollín Inferior 0.098 0.840 0.244

30

En el pozo XB-002 la formación Hollín Inferior es la más limpia de las arenas

analizadas, debido a que posee el valor más bajo de Vsh.

Una vez obtenido los valores de volumen de arcilla de las arenas de los

pozos XA-001 y XB-002, se concluye que la formación Hollín Inferior posee

bajo contenido de arcilla, y por consiguiente se define como la arena más

limpia de los pozos evaluados. A través de la evaluación de volumen de

arcilla se observa que la base de las arenas es de mejor calidad, ésto se

evidencia en la mayoría de los reservorios de la Cuenca Oriente (Baby,

Rivadeneira, & Barragán, 2014).

3.1.2 GRADIENTE GEOTÉRMICO

El gradiente geotérmico (GT) se calculó en los pozos XA-001 y XB-002. Los

valores de GT obtenidos por el software IP se presentan a continuación:

Tabla 10. Gradiente geotérmico de los pozos XA-001 y XB-002.

Pozos Temperatura de Fondo (°F)

Profundidad Total (pies)

Gradiente Geotérmico

(°F/pie)

XA-001 203 10423 0.0123

XB-002 209 10246 0.0130

Los valores de GT de los pozos del Campo X poseen un bajo gradiente, en

comparación con el promedio (0.0150 °F/pie). El gradiente geotérmico

obtenido del pozo XB-002 es mayor que el del XA-001. Por lo tanto, a una

misma profundidad el pozo XB-002 presenta mayor temperatura que el XA-

001.

Un pozo puede tener problemas con la temperatura, cuando éste es

profundo y su gradiente GT es alto. Los problemas pueden ser: daños a

sistemas de levantamiento artificial, desequilibrio en fluidos de completación,

problemas de corrosión y escala.

3.1.3 POROSIDAD

La porosidad de las arenas de los pozos XA-001 y XB-002 se obtuvo a

través del gráfico de Porosidad y Saturación de Agua del programa IP. El

31

comportamiento de la porosidad se observa en la curva PHIE de la pista

Litologías.

A continuación se muestran los resultados obtenidos de la evaluación de

porosidad en las arenas de los respectivos pozos del campo X:

Pozo XA-001

La evaluación de la porosidad en el XA-001, se realizó en las siguientes

arenas: Basal Tena, U, T y Hollín (Superior e Inferior). En seguida se

muestra los gráficos de porosidad efectiva (PHIE) de cada una de las arenas

y sus respectivos histogramas:

Basal Tena

Las figuras que se muestran a continuación, presentan el comportamiento de

la porosidad efectiva (PHIE) a lo largo de la formación Basal Tena del XA-

001:

Figura 27. Gráfico de porosidad PHIE de Basal Tena, pozo XA-001.

El gráfico de Porosidad y Saturación de Agua despliega 12 pistas: la primera

corresponde a la profundidad medida en pies desde la superficie hasta el

fondo del pozo y la segunda presenta las zonas en que fue dividido el

gráfico. En la tercera pista se encuentran las curvas GR, SP, BZ (Bit Size) y

CAL (Caliper). La cuarta pista exhibe las curvas NPHI, RHOZ, DTLN

(Sónico) y PEF, las pistas tres y cuatro permiten principalmente identificar la

litología de la arena. La quinta pista muestra las curvas de resistividad a

diferentes profundidades: AHT90, AHT60, AHT30, AHT20, AHT10 y la más

somera RXOZ, además el registro de resistividad es un indicativo de

existencia de hidrocarburos en la arena. La pista seis representa el

comportamiento de la permeabilidad en las arenas, ésta curva es

significativa cuando se correlaciona con la permeabilidad extraída de los

núcleos. La pista siete expone las curvas de resistividad de agua aparente

(RwApp) y resistividad del filtrado de lodo aparente (RmfApp), éstas

permiten variar el comportamiento de los registro de saturación. La pista

ocho o matriz posee los registros de densidad RHOMA, RHOHY y DTMA,

los mismos que permiten obtener la densidad de la roca despreciando los

32

fluidos existentes en el sistema. La pista saturación revela las curvas SW y

SXOTU, éstas infieren con la saturación de hidrocarburo en la arena y su

movilidad. Las pista 13 expone las curvas PHIT (porosidad total) y PHIE

(porosidad efectiva), obtenidas a través de modelos matemáticos del IP. La

última pista es el resultado de las mediciones de porosidad y volumen de

arcilla, y manifiesta el tipo de roca presente en el pozo.

Figura 28. Histograma de porosidad efectiva de Basal Tena, XA-001.

La arena Basal Tena muestra una porosidad efectiva que varía entre 0.055 y

0.193, con un promedio de 0.127 en toda la arena. A través de la figura 27

se identifica que la formación presenta mayor porosidad en el tope de la

arena, y además no se identifican cuerpos de calizas. Según la clasificación

de Levorsen (Tabla 22) la arena Basal Tena tiene una porosidad moderada.

Arena U

De la evaluación de la porosidad de la arena U, se obtuvieron los siguientes

resultados:

Figura 29. Gráfico de porosidad PHIE de la arena U, pozo XA-001.

33

Figura 30. Histograma de porosidad efectiva de la arena U, pozo XA-001.

La arena U presenta una porosidad efectiva mínima de 0.0001, máxima de

0.272 y promedio de 0.118. En la figura 29 se identifica un cuerpo de caliza

en el tope de la arena, es por ello que su porosidad es muy baja en ese

intervalo. La porosidad obtenida refleja que la arena U posee una porosidad

moderada.

Arena T

La porosidad de la arena T muestra el siguiente comportamiento:

Figura 31. Gráfico de porosidad PHIE de la arena T, pozo XA-001.

34

Figura 32. Histograma de porosidad efectiva de la arena T, XA-001.

La figura 32 refleja que la arena tiene una porosidad efectiva desde 0.0001 a

0.218 y promedio de 0.089. A través de la figura 31 se observa que la arena

tiene menor porosidad en el tope, esto se debe a la presencia de calizas.

Según la clasificación de Levorsen la arena T posee una porosidad pobre,

que se traduce en poca capacidad para almacenar fluidos.

Hollín Superior

Las figuras que se muestran a continuación, presentan la tendencia de la

porosidad a lo largo de la arena Hollín Superior del pozo XA-001.

Figura 33. Gráfico de porosidad PHIE de Hollín Superior, pozo XA-001.

35

Figura 34. Histograma de porosidad efectiva de Hollín Superior, pozo XA-001.

Hollín Superior presenta su porosidad efectiva en un rango de 0.001 a 0.122,

con un valor promedio de 0.041 (figura 34). En la arena (figura 33) se

identifica un cuerpo de caliza a la profundidad de 10066 ft, por ende la

porosidad en esa zona es muy baja. La formación Hollín Superior presenta

una porosidad pobre y por ende baja capacidad para contener fluidos.

Hollín Inferior

Las figura 35 y 36 que se muestran a continuación, reflejan la porosidad a lo

largo de la arena Hollín Inferior del pozo XA-001.

Figura 35. Gráfico de porosidad PHIE de Hollín Inferior, pozo XA-001.

36

Figura 36. Histograma de la porosidad efectiva de Hollín Inferior, pozo XA-001.

Hollín Inferior presente una porosidad efectiva en el rango de 0.0001 a

0.212, con un promedio de 0.119 (figura 36). La litología de la figura 35

muestra una arena sin presencia de calizas. Según la clasificación de

Levorsen, la arena Hollín Inferior posee una porosidad moderada.

A continuación se presenta la tabla 11, la misma que resume los valores

obtenidos de porosidad de cada de las formaciones del pozo XA-001:

Tabla 11. Porosidad de las arenas del pozo XA-001.

Arena Porosidad

Mínima Porosidad

Máxima Porosidad Promedio

Evaluación (Levorsen)

Basal Tena 0.055 0.193 0.127 Moderada

U 0.0001 0.272 0.118 Moderada

T 0.0001 0.218 0.089 Pobre

Hollín Superior 0.0001 0.122 0.041 Pobre

Hollín Inferior 0.0001 0.212 0.119 Moderada

De los resultados obtenidos del pozo XA-001, determinan que la arena Basal

Tena posee la porosidad efectiva promedio más alta de todas las

formaciones. Basal Tena refleja mayor capacidad para almacenar fluidos

que el resto de las arenas. Por lo tanto, la arena Basal Tena posee el mejor

potencial para explotar y extraer fluidos a superficie.

El valor de 0.0001 de porosidad mínima se repite en la mayoría de las

arenas, ésto se debe a la presencia de caliza en las formaciones.

Pozo XB-002

La evaluación de la porosidad del pozo XB-002, se realizó en las siguientes

arenas: Basal Tena, U (Superior e Inferior), T (Superior e Inferior) y Hollín

(Superior e Inferior). En seguida se muestra las gráficas de PHIE y sus

concernientes histogramas de cada una de las arenas:

37

Basal Tena

Las figuras que se presentan a continuación, muestran el comportamiento de

la porosidad (PHIE) a lo largo de la arena Basal Tena del pozo XB-002:

Figura 37. Gráfico de porosidad PHIE de la arena Basal Tena, pozo XB-002.

Figura 38. Histograma de porosidad efectiva de Basal Tena, pozo XB-002.

Basal Tena presenta una porosidad efectiva en un intervalo de 0.107 a 0.166

y un promedio de 0.146 (figura 38). La porosidad de la arena es casi

uniforme en todo su espesor y además no presenta calizas en su litología.

Según la clasificación de Levorsen, la arena presenta una porosidad

moderada.

U Superior

A continuación se presentan las figuras 39 y 40, que reflejan la porosidad

efectiva (PHIE) a lo largo de la arena:

38

Figura 39. Gráfico de porosidad PHIE de la arena U Superior, pozo XB-002.

Figura 40. Histograma de porosidad efectiva de U Superior, pozo XB-002.

U Superior exhibe una porosidad efectiva en el rango de 0.075 a 0.134, y un

promedio de 0.102 (figura 40). La litología de la arena (figura 39) no presenta

calizas. La arena U superior presenta una porosidad moderada.

U Inferior

Las figuras 41 y 42 representan la tendencia de la curva PHIE en todo el

espesor de la arena U inferior del pozo XB-002:

Figura 41. Gráfico de porosidad PHIE de la arena U Inferior, pozo XB-002.

39

Figura 42. Histograma de porosidad efectiva de U Inferior, pozo XB-002.

U inferior exhibe una porosidad efectiva en el orden de 0.043 a 0.201 y un

promedio de 0.125 (figura 42). A través de la figura 41 se observa mayor

porosidad en el tope de la arena. Según la escala de Levorsen la arena U

Inferior presenta una porosidad moderada.

T Superior

La arena presenta los siguientes valores y tendencias de porosidad efectiva:

Figura 43. Gráfico de porosidad PHIE de la arena T Superior, pozo XB-002.

Figura 44. Histograma de porosidad efectiva de T Superior, pozo XB-002.

40

T Superior presenta una porosidad efectiva mínima de 0.068, máxima de

0.161 y promedio de 0.129 (figura 44). La curva PHIE (figura 43) muestra

mayor porosidad en la base de la arena. A través del valor promedio de

porosidad efectiva, la arena T superior se encuentra en una escala de

porosidad moderada.

T Inferior

La arena presenta las siguientes gráficas, como resultado del cálculo y

evaluación de la porosidad a lo largo de T inferior del pozo XB-002:

Figura 45. Gráfico de porosidad PHIE de la arena T Inferior, pozo XB-002.

Figura 46. Histograma de porosidad efectiva de T Inferior, pozo XB-002.

T inferior presenta una porosidad efectiva en el rango de 0.0001 a 0.185, con

un promedio de 0.096 (figura 46). La arena muestra menor porosidad en la

base (figura 45), debido a la presencia de calizas en dicha zona. La arena T

Inferior refleja una porosidad calificada como pobre. Esta arena no posee la

capacidad para almacenar grandes volúmenes de fluido.

41

Hollín Superior

A través del cálculo de la porosidad, se obtuvieron las siguientes gráficas y

análisis de la arena Hollín Superior del pozo XB-002.

Figura 47. Gráfico de porosidad PHIE de la arena Hollín Superior, pozo XB-002.

Figura 48. Histograma porosidad efectiva de Hollín Superior, pozo XB-002.

Hollín Superior muestra una porosidad efectiva de 0.0005 a 0.178, con un

promedio de 0.079 (figura 48). La curva PHIE (figura 47) refleja mayor

porosidad en el tope de la arena, y además presenta dos cuerpos de caliza

cerca de la base. El valor de 0.079 evidencia una porosidad pobre en la

arena Hollín Superior. Esta arena al igual que T Inferior no posee la

capacidad para almacenar grandes volúmenes de fluidos.

Hollín Inferior

Las figuras que se presentan a continuación, manifiestan el comportamiento

de la porosidad en la arena Hollín Inferior del pozo XB-002:

42

Figura 49. Gráfico de porosidad PHIE de la arena Hollín Inferior, pozo XB-002.

Figura 50. Histograma de porosidad efectiva de Hollín Inferior, pozo XB-002.

Hollín Inferior exhibe una porosidad efectiva mínima de 0.007, máxima de

0.234 y promedio de 0.180 (figura 50). La curva PHIE (figura 49) no muestra

cambios significativos a lo largo de la arena, el valor promedio de PHIE se

mantiene en mayor parte de Hollín Superior. Según la escala de Levorsen la

arena presenta una porosidad calificada como buena.

La tabla que se presenta a continuación, muestra los valores de porosidad

obtenidos de cada una de las arenas del pozo XB-002:

43

Tabla 12. Porosidad de las arenas del pozo XB-002.

Arena Porosidad

Mínima Porosidad

Máxima Porosidad Promedio

Evaluación (Levorsen)

Basal Tena 0.108 0.166 0.146 Moderada

U Superior 0.075 0.134 0.102 Moderada

U Inferior 0.043 0.201 0.125 Moderada

T Superior 0.068 0.161 0.129 Moderada

T Inferior 0.0001 0.185 0.096 Pobre

Hollín Superior 0.0005 0.178 0.079 Pobre

Hollín Inferior 0.007 0.234 0.180 Buena

La tabla anterior refleja que la arena Hollín Inferior posee la porosidad

efectiva promedio más alta de todas las arenas del pozo XB-002. Hollín

Inferior evidencia gran capacidad para almacenar fluidos. Por lo tanto, esta

arena muestra gran potencial para extracción y explotación de fluidos

(hidrocarburo).

3.1.4 RESISTIVIDAD Y SATURACIÓN DE AGUA

En esta sección se analiza la saturación de agua a lo largo de las arenas, a

través de la curva SW y SXOTU. La interacción entre estas dos últimas

curvas refleja la movilidad el hidrocarburo. Además, se especifica la

ubicación del contacto agua – petróleo (CAP) y nivel de agua libre (FWL) de

las formaciones de los pozos XA-001 y XB-002. A continuación se presentan

los resultados obtenidos:

Pozo XA-001

La evaluación de la saturación de agua en el XA-001, se realizó en las

siguientes arenas: Basal Tena, U, T y Hollín (Superior e Inferior).

Basal Tena

Las siguientes figuras muestran el comportamiento de la saturación a lo

largo de la arena y además la ubicación CAP y FWL:

44

Figura 51. Registro de resistividad y saturación de agua de Basal Tena, pozo XA-001.

Figura 52. Histograma de SW de Basal Tena, XA-001.

Basal Tena muestra saturaciones de agua en la formación en un rango de

0.328 a 1, con un promedio de 0.647 (figura 52). La arena presenta

volúmenes de hidrocarburo en el tope de la formación (figura 51). Además,

se observa CAP a 8956.5 pies y FWL a 8958 pies de profundidad. La

formación Basal Tena tiene manifestaciones de hidrocarburo móvil, por lo

tanto presenta potencial para explotación y producción de hidrocarburo en el

tope de la arena.

Arena U

Las respuestas de los registros eléctricos de resistividad y de saturación de

agua se presentan a continuación:

45

Figura 53. Registro de resistividad y saturación de agua de arena U, pozo XA-001.

Figura 54. Histograma de SW de la arena U, pozo XA-001.

La arena U presenta una saturación de agua en el orden de 0.071 a 1, con

un promedio de 0.578 (figura 54). La resistividad de la arena evidencia un

incremento en el tope, ésto se debe a una mayor saturación de hidrocarburo.

Según la figura 53, la formación muestra fluctuaciones en la saturación, por

causa de la arcilla. No se recomienda intervenir a la arena, porque no posee

una saturación de hidrocarburo estable. La arena U representa riesgo

considerable para la producción de hidrocarburo.

Arena T

La formación T muestra las siguientes gráficas como resultado de la

evaluación de resistividad y de saturación de agua:

46

Figura 55. Registro de resistividad y saturación de la arena T, pozo XA-001.

Figura 56. Histograma de SW de la arena T, pozo XA-001.

La arena T presenta una saturación de agua en el rango de 0.426 a 1, con

un promedio de 0.859 (figura 56). La figura 55 evidencia una arena con poca

saturación y movilidad de hidrocarburo. En la arena T predomina la

saturación de agua, por ende no representa potencial para explotación y

producción de hidrocarburo.

Hollín Superior

Las gráficas de resistividad y saturación de agua de la arena Hollín Superior

se presentan a continuación:

47

Figura 57. Registro de resistividad y saturación de Hollín Superior, pozo XA-001.

Figura 58. Histograma de SW de Hollín Superior, pozo XA-001.

Hollín Superior muestra una saturación de agua en el intervalo de 0.178 a 1,

con un valor promedio de 0.668 (figura 58). La arena presenta saturación de

hidrocarburo, pero con muy baja movilidad. Hollín Superior puede

considerarse un proyecto para explotación y producción de hidrocarburo, si

se mejoran las condiciones de la roca (permeabilidad).

Hollín Inferior

La arena presenta el siguiente comportamiento de resistividad y saturación

de agua:

48

Figura 59. Registro de resistividad y saturación de agua de Hollín Superior, pozo XA-001.

Figura 60. Histograma de SW de Hollín Superior, pozo XA-001.

Hollín Inferior exhibe una saturación de agua en la zona virgen en el orden

de 0.046 a 1, con un promedio de 0.657 (figura 60). La arena presenta

mayor saturación y movilidad de hidrocarburo en el tope de la formación

(figura 59), según el comportamiento de las curvas SW y SXOTU. Para

procesos de explotación y producción de hidrocarburo, se recomienda

intervenir en la parte superior de la arena, es donde evidencia mayor

saturación de crudo.


obtenidos de saturación de agua de cada de las formaciones del pozo XA-

001:

49

Tabla 13. Saturación de agua de las arenas del pozo XA-001.

Arena Saturación

Mínima Saturación

Máxima Saturación Promedio

Evaluación Movilidad

Basal Tena 0.328 1 0.648 Buena

U 0.071 1 0.578 Buena

T 0.428 1 0.859 Pobre

Hollín Superior 0.178 1 0.668 Pobre

Hollín Inferior 0.046 1 0.657 Buena

De los resultados obtenidos del pozo XA-001, se determinó que las arenas

Basal Tena, U y Hollín Inferior presentan una considerable saturación de

hidrocarburo y con buena movilidad. Las arenas mencionadas exhiben

potencial para extraer y producir hidrocarburo hacia la superficie. Se

recomienda realizar los disparos en los topes de las arenas, por la existencia

de un acuífero en la base de las mismas.

Pozo XB-002

La evaluación del registro de saturación de agua en el XB-002, se realizó en

las siguientes arenas: Basal Tena, U (Superior e Inferior), T (Superior e

Inferior) y Hollín (Superior e Inferior).

Basal Tena

Las figuras que se muestran a continuación representan el comportamiento

de la saturación de agua a lo largo de la arena:

Figura 61. Registro de resistividad y saturación de agua de Basal Tena, pozo XB-002.

50

Figura 62. Histograma de SW de Basal Tena, pozo XB-002.

Basal Tena refleja una saturación de agua en el orden de 0.355 a 1, con un

promedio de 0.431 (figura 62). Los registros de resistividad y saturación de

agua (figura 61) no presentan cambios radicales en su comportamiento a lo

largo de la arena. Basal Tena, según SW, presenta una saturación de

hidrocarburo moderada con buena movilidad y potencial para producción.

U Superior

De la evaluación de la saturación de agua se obtuvieron las siguientes

gráficas:

Figura 63. Registro de resistividad y saturación de agua de U superior, pozo XB-002.

Figura 64. Histograma de SW de U superior, pozo XB-002.

51

U Superior muestra una saturación de agua en el orden de 0.260 a 1, con un

promedio de 0.454 (figura 64). La resistividad de la arena muestra un leve

incremento en la parte media (figura 63), que corresponde a mayor

saturación de hidrocarburo. Según el registro de saturación, U Superior

presenta un hidrocarburo con buena movilidad con potencial para

producción.

U Inferior

La arena U Superior presenta el siguiente comportamiento de resistividad y

saturación de agua:

Figura 65. Registro de resistividad y saturación de agua de U Inferior, pozo XB-002.

Figura 66. Histograma de SW de U Inferior, XB-002.

U Inferior muestra una saturación de agua en el rango de 0.141 a 1, con un

promedio de 0.310 (figura 66). La arena presenta resistividades más altas

que Basal Tena y U Superior, y por ende mayor saturación de hidrocarburo.

La arena U inferior exhibe una saturación moderada de hidrocarburo y con

buena movilidad a lo largo de toda la arena. La arena evidencia potencial

para producción, no se distingue un CAP.

T Superior

Las figuras que se muestran a continuación, presentan el comportamiento de

la resistividad y de la saturación de agua a lo largo de la arena:

52

Figura 67. Registro de resistividad y saturación de agua de T Superior, pozo XB-002.

Figura 68. Histograma de SW de T Superior, XB-002.

T Superior muestra una saturación de agua en un intervalo de 0.380 a 1, con

un promedio de 0.650 (figura 68). La arena presenta mayor saturación de

hidrocarburo en el tope de la formación (figura 67). T superior no evidencia

potencial para producción de crudo, debido al bajo volumen de hidrocarburo

en la arena.

T Inferior

Las figuras que se muestran a continuación, representan el comportamiento

de la resistividad y saturación de agua a lo largo de la arena:

Figura 69. Registro de resistividad y saturación de agua de T Inferior, pozo XB-002.

53

Figura 70. Histograma de SW de T Inferior, pozo XB-002.

T Inferior refleja una saturación de agua en el orden de 0.131 a 1, con un

promedio de 0.403 (figura 70). El tope de la arena evidencia mayor

saturación de hidrocarburo con buena movilidad (figura 69). T inferior

muestra potencial para producción de hidrocarburo en la parte superior de la

arena.

Hollín Superior

La arena presenta las siguientes gráficas de evaluación de resistividad y

saturación de agua:

Figura 71. Registro de resistividad y saturación de agua de Hollín Superior, pozo XB-002.

54

Figura 72. Histograma de SW de Hollín Superior, pozo XB-002.

Hollín Superior exhibe una saturación de agua alrededor de 0.187 a 1, con

un promedio de 0.600 (figura 72). La arena muestra mayor resistividad en el

tope de la formación, debido a la presencia de hidrocarburo (figura 71). Se

recomienda intervenir la parte superior de la arena, por poseer mayor

saturación y movilidad de hidrocarburo.

Hollín Inferior

De la evaluación de resistividad y saturación de agua, se obtuvieron las

siguientes gráficas:

Figura 73. Registro de resistividad y saturación de agua de Hollín Inferior, pozo XB-002.

55

Figura 74. Histograma de SW de la arena Hollín Inferior, pozo XB-002.

Hollín Inferior refleja una saturación de agua en el orden de 0.056 a 1, con

un promedio de 0.264 (figura 74). El registro de resistividad (figura 73)

evidencia un CAP a una profundidad de 10061.5 pies, posteriormente una

zona de transición y luego un FWL a una profundidad de 10078 pies (base

de la arena). Hollín Inferior presenta muy buena saturación y movilidad de

hidrocarburo en casi todo su cuerpo. La arena exhibe gran potencial para

explotación y producción de hidrocarburo, con un amplio espesor.


obtenidos de saturación de agua de cada de las formaciones del pozo XB-

002:

Tabla 14.Saturación de agua de las arenas del pozo XB-002.

Arena

Saturación Mínima

Saturación Máxima

Saturación Promedio

Presenta Movilidad de hidrocarburo

Basal Tena 0.355 1 0.431 SI

U Superior 0.260 1 0.454 SI

U Inferior 0.141 1 0.310 SI

T Superior 0.380 1 0.650 SI

T Inferior 0.131 1 0.403 SI

Hollín Superior 0.187 1 0.600 SI

Hollín Inferior 0.056 1 0.264 SI

De la evaluación de registros de saturación de agua, se determinó que las

arenas del pozo XB-002 presentan hidrocarburo con buena movilidad. La

tabla 14 refleja a la arena Hollín Inferior como la de menor saturación de

agua. La arena mencionada evidencia potencial para extracción y

producción de hidrocarburo a superficie. Se determinó un CAP en Hollín

56

Inferior a 10061 pies de profundidad. Se recomienda intervenir a la arena en

su tope, debido a la existencia de un acuífero en su base.

3.1.5 PERMEABILIDAD

Los valores de permeabilidad de las arenas se obtuvieron de las curvas

Perm y K. La permeabilidad Perm se computó a través de registros

eléctricos; mientras que K se adquirió de la información de núcleos. La

evaluación de permeabilidad se aplicó a las arenas T Superior, Hollín

Superior y Hollín Inferior del pozo XB-002. A continuación se presentan el

análisis y el resultado obtenido de las evaluaciones:

T Inferior

La figura que se muestran a continuación representa el comportamiento de

la permeabilidad a lo largo de la arena:

Figura 75. Permeabilidad de T Inferior, pozo XB-002.

Los núcleos presentan una permeabilidad (K) en el orden de 0.003 a 46.460,

con un promedio de 7.830 milidarcys (mD). La curva Perm igualmente refleja

un valor promedio de 7.833 mD. T Inferior exhibe mejores condiciones de

permeabilidad en el tope de la arena. Según la clasificación de Levorsen, la

arena evidencia una permeabilidad promedio en la categoría de moderada. T

Inferior muestra mejores características petrofísicas (permeabilidad,

porosidad y saturación de hidrocarburo) en el tope de la arena, se

recomienda considerar la zona para producción.

Hollín Superior

La figura que se presenta en esta sección, indica la tendencia de la

permeabilidad a lo largo del espesor de Hollín Superior.

57

Figura 76. Permeabilidad de Hollín Superior, pozo XB-002.

La permeabilidad de los núcleos presenta valores en el rango de 0.021 a 603

mD, con un promedio de 20.441 mD. La permeabilidad promedio de Perm

está alrededor de 20.442 mD. Hollín Superior mantiene una permeabilidad

baja en casi todo su espesor. La arena no evidencia potencial para

producción de hidrocarburo, según datos de permeabilidad.

Hollín Inferior

La arena exhibe el siguiente comportamiento de permeabilidad:

Figura 77. Permeabilidad de Hollín Inferior, pozo XB-002.

La permeabilidad de los núcleos está alrededor de 0.595 a 3718.063 mD,

con un promedio de 957.201 mD. La curva Perm muestra un valor promedio

de 957.180 mD. Hollín Inferior refleja una permeabilidad en la categoría de

buena a excelente (figura 77), según la clasificación de Levorsen.

De las tres arenas analizadas, Hollín Inferior muestra excelentes

características de permeabilidad. La arena tiene gran potencial para

explotación y producción de hidrocarburo en casi todo su espesor.

58

3.1.6 ZONA RESERVORIO Y ZONA DE PAGO

A continuación se presentan los resultados obtenidos en los pozos XA-001 y

XB-002, de acuerdo a lo cutoffs establecidos en la metodología.

Pozo XA-001

Las tablas que se presentan a continuación, especifican los valores de las

propiedades de las zonas reservorio y zonas de pago de las arenas del

pozo:

Tabla 15. Zonas reservorio de las arenas del pozo XA-001.

Arena Espesor de la

arena Espesor

Reservorio PHIE

Promedio SW

Promedio VCL

Promedio

Basal Tena 15.50 12.75 0.133 0.530 0.124

U 107.00 41.50 0.119 0.431 0.223

T 87.00 21.50 0.119 0.873 0.290

Hollín Superior

23.00 1.50 0.111 0.299 0.311

Hollín Inferior 339.00 248.50 0.138 0.644 0.115

Todas las arenas del pozo XA-001 contienen zonas de reservorio. La mayor

parte del espesor de Basal Tena y Hollín Inferior corresponde a zona

reservorio. Las dos arenas mencionadas exhiben las mejores propiedades

petrofísicas.

Tabla 16. Zonas de pago de las arenas del pozo XA-001.

Arena Espesor de

la arena Espesor Pago

PHIE Promedio

SW Promedio

VCL Promedio

Basal Tena 15.50 6.75 0.158 0.396 0.137

U 107.00 18.5 0.140 0.291 0.261

T 87.00 1 0.123 0.472 0.283

Hollín Superior

23.00 1.5 0.111 0.299 0.311

Hollín Inferior 339.00 35.5 0.152 0.312 0.136

Las arenas Basal Tena, U y Hollín Inferior presentan zonas de pago con

buen espesor, muestran una buena perspectiva para realizar los disparos.

Las arenas mencionadas evidencian potencial para producción de

hidrocarburos hacia la superficie, a razón de sus propiedades petrofísicas en

las zonas de pago.

59

Pozo XB-002

El pozo presenta los siguientes resultados en las zonas de reservorio y

zonas de pago:

Tabla 17. Zonas reservorio de las arenas del pozo XB-002.

Arena Espesor de

la arena Espesor

Reservorio PHIE

Promedio SW

Promedio VCL

Promedio

Basal Tena 9 0 --- --- ---

U Superior 8 1.50 0.104 0.332 0.313

U Inferior 31 11.50 0.125 0.554 0.263

T Superior 3.50 2 0.122 0.550 0.300

T Inferior 28 6 0.141 0.175 0.241

Hollín Superior

44 6.75 0.131 0.242 0.421

Hollín Inferior

105.50 86.25 0.192 0.198 0.183

La arena Basal Tena del pozo XB-002 no muestra zona de reservorio, según

la tabla 17. Las arenas T Inferior y Hollín Inferior presentan las mejores

condiciones de reservorio. Las dos arenas mencionadas cumplen con los

requerimientos para almacenar fluidos, y permitir su flujo.

Tabla 18. Zonas de pago de las arenas del pozo XB-002.

Arena Espesor de

la arena Espesor Pago

PHIE Promedio

SW Promedio

VCL Promedio

Basal Tena 9 0 --- --- ---

U Superior 8 1.50 0.104 0.332 0.313

U Inferior 31 6 0.135 0.207 0.263

T Superior 3.50 2.00 0.121 0.080 0.300

T Inferior 28 6 0.141 0.175 0.241

Hollín Superior

44 6.75 0.131 0.242 0.421

Hollín Inferior

105.50 77.25 0.193 0.136 0.182

La arena Hollín Inferior exhibe un gran espesor, con buena proyección para

intervenir y sin mucho riesgo. La arena T Inferior refleja buenas

características petrofísicas, pero con un intervalo de menor producción (6

pies). Si se considera las precauciones en el disparo, las dos arenas

60

mencionadas presentan una explotación beneficiosa y potencialmente

viable.

Los resultados obtenidos de la presente evaluación petrofísica del campo X

y al igual que anteriores disertaciones, definen a la arena Hollín Inferior

como una arenisca limpia con delgadas intercalaciones de arcilla, lo cual

muestra que la roca posee la suficiente porosidad y permeabilidad para

permitir el movimiento de los fluidos en el medio poroso (Baby, Rivadeneira,

& Barragán, 2014). A través de la evaluación petrofísica de registros del

triple combo, se especifica a la arena Hollín Inferior como la de mejor calidad

y prospectiva hidrocarburífera del campo X.

3.2 ESTIMACIÓN DE LAS PETROFACIES

En esta sección las petrofacies se determinaron a través del gráfico K-PHI y

en el pozo XB-002. A continuación se presenta los resultados obtenidos en

sus arenas:

3.2.1 T INFERIOR

La arena T posee un núcleo de 29 pies de 9785 a 9814. Las gráficas que se

muestran a continuación, refleja los tipos de petrofacies que tiene T Inferior:

Figura 78. Gráfico K-PHI de T Inferior, pozo XB-002.

61

Figura 79. Distribución porcentual de las petrofacies de T Inferior, XB-002.

Las muestras obtenidas de T Inferior se encuentran distribuidas entre las

petrofacies nanoporoso, microporosa, mesoporosa y macroporoso. La arena

refleja dos grupos principales de roca (figura 79). En el cuerpo 1 revela dos

petrofacies, macroporoso y mesoporoso, por lo que su radio de garganta

poral está alrededor de 2 micrones. En el cuerpo 2 destaca la petrofacie de

microporoso, de modo que su radio de garganta de poro es mayor que 0.1

micrones. El cuerpo 1 manifiesta mejor calidad de roca, lo que se traduce en

mayor capacidad para almacenar fluidos.

3.2.2 HOLLÍN SUPERIOR

La arenisca Hollín Superior posee 31 pies continuos de núcleos desde 9941

a 9972 pies. A continuación se presenta el análisis de petrofacies de las

muestras de Hollín Superior:

Figura 80. Gráfico K-PHI de Hollín Superior.

62

Figura 81. Distribución porcentual de las petrofacies de Hollín Superior, pozo XB-002.

En las muestras de Hollín Superior predomina el tipo de roca microporoso

(93 %), por esta razón las muestras poseen un radio de garganta de poro

entre 0.1 a 0.5 micrones. Las muestras obtenidas de la arena exponen una

baja porosidad y permeabilidad. La arena no representa prospectiva para

producción, a causa de la baja calidad de la roca.

3.2.3 HOLLÍN INFERIOR

La arena Hollín Inferior posee 84 pies continuos de núcleos desde 9972

hasta 10056 pies. Las figuras que se muestran a continuación, exhibe las

petrofacies de la arena:

Figura 82. Gráfico K-PHI de Hollín Inferior, pozo XB-002.

63

Figura 83. Distribución de las petrofacies de Hollín Inferior, pozo XB-002.

Las muestras obtenidas de Hollín Inferior se distribuyen entre las petrofacies

mesoporoso y la megaporoso, por lo cual tiene un mínimo de 0.5 micrones

de radio de garganta de poro. El gráfico K-PHI (figura 82) expone dos grupos

de roca. El cuerpo 1 corresponde mayormente a una petrofacie de

megaporoso, debido a lo cual muestra excelente porosidad y permeabilidad.

En el cuerpo 2 predomina la petrofacie de mesoporoso, dado que exhibe

menor calidad que el cuerpo 1. En Hollín Inferior destaca la petrofacie

megaporoso (69 %), en consecuencia representa una buena prospectiva

para producción de hidrocarburo.

3.3 REGISTRO DISCRETO DE TIPOS DE ROCA EN EL

POZO XB-002

El registro discreto de tipos de roca, se corrió en el programa IP. En esta

sección se identifican las zonas y profundidades a las que se encuentran las

petrofacies de las arenas del pozo XB-002. A continuación se presenta los

resultados obtenidos en las arenas:

3.3.1 T INFERIOR

El gráfico que se expone a continuación, muestra la ubicación de las

petrofacies de la arena T Inferior:

64

Figura 84. Registro discreto de tipos de roca de T Inferior, pozo XB-002.

T Inferior exhibe un radio de garganta de poro en el orden de 0.06 a 5.40,

con un promedio de 1.69 micrones. El tope de la arena manifiesta

petrofacies del tipo macroporoso y mesoporoso, en el intervalo de 9785.5 a

9800.5 pies. La base de T Inferior indica rocas de la categoría de

microporoso, en las profundidades de 9802 a 9813.5 pies. La arena refleja

mayor radio de garganta poral en su tope, debido a lo cual esta zona

evidencia mayor eficiencia de flujo. La prospectiva de producción de la arena

es buena, si se dispara en el tope la formación.

En el registro discreto se observa un contraste entre los resultados del

análisis de tipos de rocas (petrofacies) y de la evaluación de registros

eléctricos (zona de pago). La zona de pago se establece en un intervalo

intermedio (9798 a 9803.5 pies); mientras que la mejor petrofacie se ubica

en el techo de la arena. A través de la evaluación de petrofacies se optimiza

el intervalo productor de la arena a las profundidades de 9785.5 a 9800.5

pies, donde se ubica las petrofacies de mejor eficiencia de flujo de la arena T

Inferior. No se recomienda intervenir todo el intervalo de la zona neta de

pago, debido a que presenta petrofacies de baja calidad y menor eficiencia

de flujo.

3.3.2 HOLLÍN SUPERIOR

Las petrofacies de la arena se ubican a las siguientes profundidades:

65

Figura 85. Registro discreto de tipos de roca de Hollín Superior, pozo XB-002.

Hollín Superior muestra un radio de garganta poral en el rango de 0.14 a

1.91, con un promedio de 0.34 micrones. De las muestras obtenidas

predomina la petrofacie de microporoso. La arena posee baja calidad de

roca, de tal forma que, no tiene potencial para producción.

3.3.3 HOLLÍN INFERIOR

A continuación se presenta el registro obtenido de la arena Hollín Inferior con

sus respectivas petrofacies:

Figura 86. Registro discreto de tipos de roca de Hollín Inferior, pozo XB-002.

Hollín Inferior muestra un radio de garganta de poro en el orden de 0.71 a

49.69, con un promedio de 21.82 micrones. El tope y la base de la arena

reflejan petrofacies de la categoría de megaporoso. La zona intermedia de

66

Hollín Inferior expresa petrofacies del tipo macroporoso y mesoporoso, en el

intervalo de 10020 a 10038 pies de profundidad. Hollín Inferior exhibe rocas

con mayor radio garganta de poro en el tope y en la base, de tal manera que

estas zonas presentan mejor calidad de roca y eficiencia de flujo. Se

optimiza el intervalo de disparos, si se interviene la zona superior de la arena

(9972.5 a 10020 pies de profundidad). No se recomienda disparar la parte

inferior de la formación, debido a la presencia de un contacto agua-petróleo.

En este caso Hollín Inferior presenta la petrofacie de mejor calidad en el

mismo intervalo de la zona de pago.

La arena Hollín Inferior de la Cuenca Oriente presenta mayormente

petrofacies del tipo 1 y tipo 2 (megaporoso y macroporoso), tal como se

puede corroborar en estudios realizados por la empresa Schlumberger en el

campo Oso. Además, se discernió y optimizó el intervalo productor de las

arenas evaluadas, por medio de la petrofacie de mayor grado. Así en la

arena T Inferior sus mejores petrofacies son macroporoso y mesoporoso, y

en Hollín Inferior son megaporoso y macroporoso.

4. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

67

4. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

4.1 CONCLUSIONES

Según la evaluación de los parámetros petrofísicos de las formaciones

del campo X y a través de registros eléctricos, se deduce que Hollín

Inferior es la arena de mejor características petrofísicas. Hollín Inferior

muestra una zona de pago con gran espesor, porosidad de 0.152 a

0.192, permeabilidad de 957.201 mD y saturación de agua de 0.136 a

0,316. La arena Hollín Inferior es una arenisca limpia con suficiente

porosidad y permeabilidad para permitir el movimiento de los fluidos a

través de sus poros.

En la estimación de las petrofacies de la formación T Inferior, se observa

a las muestras de roca distribuidas en cuatro tipos de rocas (macroposo,

mesoporoso, microporoso y nanoporoso). A través de la relación K-PHI

se infiere en que la arena posee calidad de roca moderada y una

distribución heterogénea, por no reflejar una petrofacie predominante en

todo su espesor. La arena T Inferior posee un radio de garganta de poro

en el orden de 0.06 a 5.40 micrones, el intervalo óptimo para intervenir a

la arena se ubica a 9785.5 a 9800.5 pies de profundidad.

Según la estimación de las petrofacies, en la arena Hollín Superior

prevalece la petrofacie microporoso. A través de la relación K-PHI, la

formación muestra baja capacidad de flujo y almacenamiento de

hidrocarburo. Hollín Superior tiene un radio de garganta de poro en el

orden de 0.14 a 1.91 micrones, debido a lo cual, no ostenta potencial

para producción.

En la estimación de las petrofacies por medio del gráfico K-PHI, se

observa que en la arena Hollín Inferior prevalece la petrofacie

megaporoso. Hollín Inferior expone un radio de garganta de poro en el

rango de 0.71 a 49.69 micrones, el intervalo ideal para la producción de

hidrocarburo se ubica en las profundidades de 9972.5 a 10020 pies.

Mediante el tamaño de la garganta de poro y el registro discreto de tipos

de roca, se categoriza a Hollín Inferior como la de mejor calidad y

eficiencia de flujo en el campo X, y por ende la de mayor prospectiva de

producción de hidrocarburo.

68

4.2 RECOMENDACIONES

Para proyectos futuros de producción, se sugiere intervenir en las zonas

de arena que poseen mejor calidad de roca y mayor grado de

petrofacie, con la finalidad de aprovechar el potencial productivo del

área.

Para estudios de petrofacies posteriores, se recomienda realizarla en

conjunto con la evaluación petrofísica de registros eléctricos del triple

combo, con el propósito de obtener un análisis completo y detallado de

la prospectiva hidrocarburífera de las arenas examinadas.

Para registros discretos de tipos de roca posteriores, se recomienda

verificar la profundidad en la que fue extraída la muestra y si es

necesario corregir a la profundidad apropiada.

5. BIBLIOGRAFÍA

69

5. BIBLIOGRAFÍA

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Smithson, T. (2011). Cómo medir la porosidad. Oilfield Review.

Torbello, O. (2012). Predicción de permeabilidad en yacimientos altamente

heterogéneos aplicando métodos no convencionales. Caracas:

Universidad Simón Bolívar.

Wester Atlas. (1995). Introduction to Wireline Log Analysis. Houston: U.S.A.

Wikipedia. (3 de Noviembre de 2013). Gardiente geotérmico. Obtenido de

Wikipedia.org:

https://es.wikipedia.org/wiki/Gradiente_geot%C3%A9rmico

Worthington, P. (2010). Net Pay-What Is It? What Does It Do? How Do We

Quantify It? How Do We Use It? SPE 123561, 812-816.

Yenwongfai, H., Mondol, N., Faleide, J., & Lecomte, I. y. (2017). Prestack

inversion and multiattribute analysis for porosity, shale volume, and

sand probability in the Havert Formation of the Goliat field, southwest

Barents Sea. Interpretation, 69-87.

6. ANEXOS

72

6. ANEXOS

ANEXO 1.

INFORMACIÓN PROPORCIONADA POR EL BANCO DE

INFORMACIÓN PETROLERA DEL CAMPO X

Nombre del pozo Tipo de información Detalle

XA-001

Registros eléctricos

Resistividad

Gamma Ray

Porosidad Neutrón

Densidad

Potencial Espontáneo

Factor Fotoeléctrico

Cáliper

Sónico

Documentos Evaluación petrofísica

de Hollín y Napo

Pruebas PVT

XB-002

Registros eléctricos

Resistividad

Gamma Ray

Porosidad Neutrón

Densidad


Factor Fotoeléctrico

Cáliper

Sónico

Tensión

Gamma Ray Espectral

Documentos

Análisis de Núcleos

Pruebas PVT

Estudio de propiedades avanzadas de las rocas

Presión Capilar

Permeabilidad relativa

XC-004

Registros eléctricos En formato DLIS

Documentos

Estudio sedimentológico, petrofísico, diagenético, mineralógico y estratigráfico.

Ensayos especiales

73

Reporte final de geología

Permeabilidad y porosidad de núcleos

XD-033 Registros eléctricos

MWD

Densidad

Gamma Ray

Resistividad

Porosidad Neutrón

Densidad

XN-059 Registros eléctricos

Gamma Ray Espectral

Anisotropia

Resistividad

Densidad


Caliper

Bit Size

Tensión

74

ANEXO 2.

SELECCIÓN DE LOS ARCHIVOS LAS EN EL PROGRAMA IP

Los archivos LAS del pozo se escogieron a través de la función Input/Output

y posterior Load Data.

75

ANEXO 3.

PROCEDIMIENTO EMPLEADO PARA LA CREACIÓN DEL

GRÁFICO DE VOLUMEN DE ARCILLA (VCL)

1. Se seleccionó de la función Clay Volume en el IP:

2. Se optó por Gamma Ray o Neutron:

3. Se dividió al gráfico de volumen de arcilla por zonas, de acuerdo a los

topes y bases de las arenas. Mediante la función Histogram, se

obtuvieron los valores mínimo, máximo y promedio de volumen de

arcilla de las respectivas arenas:

76

ANEXO 4.

PASOS PARA LA OBTENCIÓN DEL GRADIENTE

GEOTÉRMICO A TRAVÉS DEL PROGRAMA IP

1. Se recurrió a la función “Calculation” y luego “Temperature Gradient”,

como se observa en la siguiente imagen:

2. Se abrió la ventana de configuración “Calculate Temperature

Gradient”, y se anotaron las profundidades y temperaturas respectivas

de los pozos:

77

ANEXO 5.

GUÍA PARA EL DESARROLLO DE LA GRÁFICA DE

POROSIDAD Y SATURACIÓN DE AGUA EN EL IP

1. Se seleccionó la función Porosity and Water Saturation.

2. Se configuró la ventana de opciones del análisis de porosidad y

saturación de agua, como se muestra en la siguiente imagen:

3. Se dividió el registro en secciones de acuerdo a los topes y bases de

las arenas:

78

ANEXO 6.

PASOS REALIZADOS PARA LA CORRECCIÓN DE

LITOLOGÍAS EN EL GRÁFICO DE POROSIDAD Y

SATURACIÓN DE AGUA

1. Se ubicó los registros eléctricos que conforman el triple combo, en las

pistas del gráfico de porosidad:

PISTA 1 PISTA 2 PISTA 3

Registro Escala Registro Escala Registro Escala

GR 0 a 200 NPHI 0.45 a -

0.15

AHT90, AHT60, AHT30, AHT20, AHT10, RXOZ

0.2 a 2000

SP -120 a

20 RHOZ

1.95 a 2.95

BZ 6 a 16 DTLN 140 a 40

CAL 6 a 16 PEF 0 a 10

2. Se corrigieron las curvas que pertenecen a la pista de Litología. En la

sección Shading, se modificó el Shading Type, como se observa en la

siguiente figura:

79

3. Se seleccionó la curva PHIE o PEF, según se disponga, como

indicador de litología:

4. Se estableció los valores mínimos y máximos para cada tipo de roca

(arenisca y caliza).

Tipo de roca Sombreado PHIE PEFZ

Arenisca

0.03 – 1 0 – 3.8

Caliza

0 – 0.03 > 3.8

80

ANEXO 7.

PROCEDIMIENTO PARA OBTENCIÓN DE LA SATURACIÓN

DE AGUA EN EL PROGRAMA IP

1. Se seleccionó la función Display Porosity and Saturation Water

(Porosidad y Saturación de Agua) del programa IP:

2. En la sección Sw Logic se escogió la ecuación Archie para el cálculo

de la saturación de agua:

3. Se ingresó los datos de Rmf y Temp Rmf de los pozos y el valor de

Rw calculado con la ecuación [5]:

4. En la pista saturación se agregó los siguientes sombreados (shading)

a las curvas:

81

ANEXO 8.

RESISTIVIDAD DEL AGUA CALCULADA, POZO XA-001

Arena

Resistividad de la

formación (Ro, ohmm)

Porosidad de la

lectura (fracción)

Resistividad del agua aparente

(Rwa, ohmm)

Resistividad del filtrado de

lodo (Rmf, ohmm)

Temperatura del filtrado de

lodo (°F)

Basal Tena

9.64 0.139 0.186 1.128 79

U 2.82 0.188 0.0996 1.128 79

T 26.4 0.118 0.368 1.128 79

Hollín Superior

52 0.113 0.664 1.128 79

Hollín Inferior

8.4 0.158 0.21 1.128 79

82

ANEXO 9.

RESISTIVIDAD DEL AGUA CALCULADA, POZO XB-002

Arena

Resistividad de la

formación (Ro, ohmm)

Porosidad de la

lectura (fracción)

Resistividad del agua aparente

(Rwa, ohmm)

Resistividad del filtrado de

lodo (Rmf, ohmm)

Temperatura del filtrado de

lodo (°F)

Basal Tena

3.08 0.146 0.0657 1.018 75

U Superior

19.7 0.0928 0.169 1.018 75

U Inferior

7.81 0.0749 0.0438 1.018 75

T Superior

42.3 0.0434 0.08 1.018 75

T Inferior

9.73 0.044 0.0188 1.018 75

Hollín Superior

16.8 0.0804 0.109 1.018 75

Hollín Inferior

31.4 0.181 1.028 1.018 75

83

ANEXO 10.

GUÍA PARA IMPORTAR LA PERMEABILIDAD K DE LOS

NÚCLEOS AL REGISTRO DEL POZO XB-002

1. Se creó un archivo bloc de notas con datos de permeabilidad y

profundidad, obtenidos de las pruebas de laboratorio del pozo XB-

002:

84

2. Se abrió el archivo Bloc de Notas (txt) a través del programa IP:

3. Se configuró la ventana de opciones de ASCII Load, de la siguiente

manera:

85

ANEXO 11.

GUÍA EMPLEADA PARA LA ELABORACIÓN DE LA CURVA

PERMEABILIDAD “PERM” POR REGISTROS ELÉCTRICOS

DEL POZO XB-002

1. Se calculó la permeabilidad a través de la sección Calculation del

programa IP:

2. Se seleccionó las curvas para el cálculo de la permeabilidad (PHIE y

SWB) y se modificaron las constantes de Timur:

86

ANEXO 12.

CONSTANTES DE TIMUR MODIFICADAS PARA LAS ARENAS

T INFERIOR, HOLLÍN SUPERIOR Y HOLLÍN INFERIOR DEL

POZO XB-002

Arena a b c

T Inferior 8860 5.2 1.5

Hollín Superior 9415 4.1 2.1

Hollín Inferior 9408 4.6 1.8

87

ANEXO 13.

PROCEDIMIENTO REALIZADO EN EL IP PARA LA

DETERMINACIÓN DE LAS ZONAS RESERVORIO Y ZONAS

DE PAGO.

1. Se eligió la opción Cutoff and Summation de la barra de herramientas

del programa IP:

2. Se corrió las curvas del gráfico de cutoff:

3. En la opción Display Cutoff and Summation se especificó los valores

de cutoffs:

88

4. Se incorporó las curvas de los cutoffs en el gráfico de Porosidad y

Saturación de Agua:

89

ANEXO 14.

TABLA DE VALORES UTILIZADA PARA LA ELABORACIÓN

DE LA PLANTILLA DEL GRÁFICO K-PHI

R (micrones) Porosidad (fracción) Ka (md)

10 0.25 0.372

10 0.5 1.031

10 1 2.856

10 1.5 5.182

10 2 7.909

10 2.5 10.978

10 3 14.350

10 3.5 17.998

10 4 21.900

10 4.5 26.038

10 5 30.398

10 5.5 34.967

10 6 39.736

10 6.5 44.696

10 7 49.838

10 7.5 55.155

10 8 60.642

10 8.5 66.292

10 9 72.100

10 9.5 78.062

10 10 84.172

10 10.5 90.429

10 11 96.826

10 11.5 103.361

10 12 110.032

10 12.5 116.834

10 13 123.765

10 13.5 130.822

10 14 138.003

10 14.5 145.306

10 15 152.727

10 15.5 160.266

10 16 167.920

90

10 16.5 175.686

10 17 183.565

10 17.5 191.552

10 18 199.648

10 18.5 207.849

10 19 216.156

10 19.5 224.566

10 20 233.077

10 20.5 241.689

10 21 250.400

10 21.5 259.210

10 22 268.115

10 22.5 277.117

10 23 286.212

10 23.5 295.401

10 24 304.683

10 24.5 314.055

10 25 323.518

10 25.5 333.070

10 26 342.710

10 26.5 352.438

10 27 362.252

10 27.5 372.152

10 28 382.137

10 28.5 392.205

10 29 402.357

10 29.5 412.592

10 30 422.908

2 0.25 0.024

2 0.5 0.067

2 1 0.185

2 1.5 0.336

2 2 0.512

2 2.5 0.711

2 3 0.929

2 3.5 1.165

2 4 1.418

2 4.5 1.686

2 5 1.968

91

2 5.5 2.264

2 6 2.573

2 6.5 2.894

2 7 3.227

2 7.5 3.572

2 8 3.927

2 8.5 4.293

2 9 4.669

2 9.5 5.055

2 10 5.451

2 10.5 5.856

2 11 6.270

2 11.5 6.693

2 12 7.125

2 12.5 7.566

2 13 8.014

2 13.5 8.471

2 14 8.936

2 14.5 9.409

2 15 9.890

2 15.5 10.378

2 16 10.874

2 16.5 11.377

2 17 11.887

2 17.5 12.404

2 18 12.928

2 18.5 13.459

2 19 13.997

2 19.5 14.542

2 20 15.093

2 20.5 15.651

2 21 16.215

2 21.5 16.785

2 22 17.362

2 22.5 17.945

2 23 18.534

2 23.5 19.129

2 24 19.730

2 24.5 20.337

92

2 25 20.950

2 25.5 21.568

2 26 22.192

2 26.5 22.822

2 27 23.458

2 27.5 24.099

2 28 24.745

2 28.5 25.397

2 29 26.055

2 29.5 26.718

2 30 27.386

0.5 0.25 0.002

0.5 0.5 0.006

0.5 1 0.018

0.5 1.5 0.032

0.5 2 0.048

0.5 2.5 0.067

0.5 3 0.088

0.5 3.5 0.110

0.5 4 0.134

0.5 4.5 0.160

0.5 5 0.186

0.5 5.5 0.214

0.5 6 0.244

0.5 6.5 0.274

0.5 7 0.305

0.5 7.5 0.338

0.5 8 0.372

0.5 8.5 0.406

0.5 9 0.442

0.5 9.5 0.478

0.5 10 0.516

0.5 10.5 0.554

0.5 11 0.593

0.5 11.5 0.633

0.5 12 0.674

0.5 12.5 0.716

0.5 13 0.759

0.5 13.5 0.802

93

0.5 14 0.846

0.5 14.5 0.891

0.5 15 0.936

0.5 15.5 0.982

0.5 16 1.029

0.5 16.5 1.077

0.5 17 1.125

0.5 17.5 1.174

0.5 18 1.224

0.5 18.5 1.274

0.5 19 1.325

0.5 19.5 1.376

0.5 20 1.428

0.5 20.5 1.481

0.5 21 1.535

0.5 21.5 1.589

0.5 22 1.643

0.5 22.5 1.698

0.5 23 1.754

0.5 23.5 1.810

0.5 24 1.867

0.5 24.5 1.925

0.5 25 1.983

0.5 25.5 2.041

0.5 26 2.100

0.5 26.5 2.160

0.5 27 2.220

0.5 27.5 2.281

0.5 28 2.342

0.5 28.5 2.404

0.5 29 2.466

0.5 29.5 2.529

0.5 30 2.592

0.1 0.25 0.000

0.1 0.5 0.000

0.1 1 0.001

0.1 1.5 0.002

0.1 2 0.003

0.1 2.5 0.004

94

0.1 3 0.006

0.1 3.5 0.007

0.1 4 0.009

0.1 4.5 0.010

0.1 5 0.012

0.1 5.5 0.014

0.1 6 0.016

0.1 6.5 0.018

0.1 7 0.020

0.1 7.5 0.022

0.1 8 0.024

0.1 8.5 0.026

0.1 9 0.029

0.1 9.5 0.031

0.1 10 0.033

0.1 10.5 0.036

0.1 11 0.038

0.1 11.5 0.041

0.1 12 0.044

0.1 12.5 0.046

0.1 13 0.049

0.1 13.5 0.052

0.1 14 0.055

0.1 14.5 0.058

0.1 15 0.061

0.1 15.5 0.064

0.1 16 0.067

0.1 16.5 0.070

0.1 17 0.073

0.1 17.5 0.076

0.1 18 0.079

0.1 18.5 0.082

0.1 19 0.086

0.1 19.5 0.089

0.1 20 0.092

0.1 20.5 0.096

0.1 21 0.099

0.1 21.5 0.103

0.1 22 0.106

95

0.1 22.5 0.110

0.1 23 0.114

0.1 23.5 0.117

0.1 24 0.121

0.1 24.5 0.125

0.1 25 0.128

0.1 25.5 0.132

0.1 26 0.136

0.1 26.5 0.140

0.1 27 0.144

0.1 27.5 0.148

0.1 28 0.152

0.1 28.5 0.156

0.1 29 0.160

0.1 29.5 0.164

0.1 30 0.168

96

ANEXO 15.

DATOS DE POROSIDAD Y PERMEABILIDAD DE LAS

MUESTRAS DEL POZO XB-002

La información presentada se obtuvo de la Secretaría de Hidrocarburos.

Número de la muestra

Profundidad (pies)

Permeabilidad (mD) Porosidad (%)

1 9779.7 49.93 14.3

2 9780.5 11.93 11.9

3 9781.4 27.35 12.1

4 9782.3 5.58 10.7

5 9783.5 6.26 11.6

6 9784.4 4.36 11

7 9785.3 5.05 11.2

8 9786.7 15.14 13

9 9787.6 3.39 11.3

10 9788.5 9.78 15.1

11 9789.5 5.56 10.6

12 9790.5 42.71 14.6

13 9791.6 17.49 11.8

14 9792.3 4.14 12.9

15 9793.8 12.47 13.4

16 9794.4 9.6 13.5

17 9795.8 14.4 13

18 9796.2 0.041 5.3

19 9797.5 0.008 6.5

20 9798.4 0.011 7.8

21 9799.2 0.018 2.9

22 9801.5 0.207 11.1

23 9802.7 0.253 13.3

24 9803.4 0.178 11.2

25 9804.4 0.097 8.2

26 9805.9 0.498 11.6

27 9806.5 0.033 7.4

28 9807.3 0.113 8.8

29 9935.4 0.953 12.4

30 9937.8 0.277 11.2

31 9938.3 0.171 8.9

97

32 9939.2 0.109 8.4

33 9940.4 0.076 7.2

34 9941.6 0.115 7.8

35 9942.5 0.4 9.9

36 9943.4 0.81 12

37 9944.6 0.236 8.8

38 9945.5 0.243 9.7

39 9946.7 0.216 9.9

40 9947.5 0.152 9.7

41 9948.3 0.111 8.1

42 9949.5 0.142 9.2

43 9950.4 0.069 4.5

44 9951.8 0.102 8.4

45 9952.6 0.114 8.3

46 9953.8 0.095 7.8

47 9954.5 0.138 8.9

48 9955.6 0.155 9.2

49 9956.5 0.096 8.4

50 9957.5 0.249 10.6

51 9958.3 0.143 8.6

52 9959.6 0.29 11.2

53 9960.7 0.101 8.5

54 9961.7 0.081 9.5

55 9962.5 0.07 9.1

56 9963.3 0.056 9.5

57 9964.4 7.822 13.5

58 9965.7 628 18.9

59 9966.6 244 16.1

60 9967.5 292 18.9

61 9968.3 85 14.4

62 9969.5 1416 20.3

63 9970.5 1051 18.7

64 9971.7 1133 19

65 9972.7 1047 18

66 9973.5 621 18.6

67 9974.4 895 17.9

68 9975.6 2016 18.9

69 9976.5 1613 20.3

70 9977.3 1847 19.9

98

71 9978.4 958 17.8

72 9979.7 3666 20.4

73 9980.4 2301 19.7

74 9981.6 1956 20.9

75 9982.5 1925 19.6

76 9983.4 3770 22.1

77 9984.7 1715 20.7

78 9985.9 2585 22.1

79 9986.7 2006 21.2

80 9987.5 3213 21.3

81 9988.4 1740 20.3

82 9989.2 1827 18.5

83 9990.5 1551 18.9

84 9991.5 1933 19.8

85 9992.7 9.3 8.5

86 9995.8 814 17.6

87 9996.6 570 19

88 9997.8 1163 19.9

89 9998.7 479 19.1

90 9999.4 1440 20.6

91 10000.7 697 17.8

92 10001.7 1434 22.1

93 10002.7 770 18.8

94 10003.7 575 19.7

95 10004.2 291 17.7

96 10005.4 132 16

97 10006.4 274 18.5

98 10007.6 311 17.1

99 10008.4 97 14.2

100 10009.5 140 15.5

101 10010.6 378 15.3

102 10012.3 260 13.8

103 10013.7 310 14

104 10014.5 64.2 9.1

105 10015.3 29.1 13.4

106 10016.4 2.51 8.3

107 10017.6 7.55 10.4

108 10018.6 1.52 10.2

109 10019.6 2.85 11.1

99

110 10020.3 1.70 11

111 10021.8 3.09 10.4

112 10022.7 0.885 9.6

113 10023.7 3.329 9

114 10024.5 1.927 9.3

116 10026.4 3.28 10.1

117 10027.7 3.633 9.5

118 10028.4 5.513 9.2

120 10030.2 7.19 9.5

121 10031.5 76.02 13.2

122 10032.5 1350 18.3

123 10033.5 1408 18.4

124 10034.6 2447 18.8

125 10035.2 1892 18.6

126 10036.3 1367 17.7

127 10037.3 1140 17.6

128 10038.6 859 15

129 10039.5 456 14.4

130 10040.4 1468 17

131 10041.4 395 12.4

132 10042.5 2506 16.7

133 10043.4 1550 16.9

134 10044.5 1540 16.6

135 10045.2 936 14.3

136 10046.6 1023 17.3

137 10047.6 672 13.3

138 10048.4 1089 14.4

139 10049.4 772 13.4

140 10050.2 1179 15.8

100

ANEXO 16.

CLASIFICACIÓN DE LAS MUESTRAS DE ROCAS DEL POZO

XB-002 SEGÚN SU RADIO DE GARGANTA DE PORO

Profundidad (pies)

R35

micrones Tipo de Roca

Tipo de Petrofacie

9785.7 5.40 2 Macroporoso



9788.3 1.91 3 Mesoporoso














9802.2 0.20 4 Microporoso

9803.5 0.06 5 Nanoporoso

9804.4 0.06 5 Nanoporoso














101

























9971.7 18.80 1 Megaporoso















102














10001.8 23.30 1 Megaporoso

10002.6 17.69 1 Megaporoso

10003.8 25.85 1 Megaporoso

10004.7 15.89 1 Megaporoso

10005.4 28.44 1 Megaporoso

10006.7 21.07 1 Megaporoso

10007.7 26.70 1 Megaporoso

10008.7 21.30 1 Megaporoso

10009.7 17.24 1 Megaporoso

10010.2 12.65 1 Megaporoso


10012.4 11.77 1 Megaporoso

10013.6 13.56 1 Megaporoso



10016.6 16.75 1 Megaporoso

10018.3 14.68 1 Megaporoso

10019.7 16.09 1 Megaporoso









103









10038.5 30.33 1 Megaporoso

10039.5 30.94 1 Megaporoso

10040.6 42.04 1 Megaporoso

10041.2 36.48 1 Megaporoso

10042.3 31.45 1 Megaporoso

10043.3 28.40 1 Megaporoso

10044.6 27.61 1 Megaporoso

10045.5 19.72 1 Megaporoso

10046.4 33.96 1 Megaporoso

10047.4 20.61 1 Megaporoso

10048.5 47.22 1 Megaporoso

10049.4 35.23 1 Megaporoso

10050.5 35.66 1 Megaporoso

10051.2 30.26 1 Megaporoso

10052.6 27.04 1 Megaporoso

10053.6 26.51 1 Megaporoso

10054.4 32.88 1 Megaporoso

104

ANEXO 17.

PROCEDIMIENTO PARA LA INTEGRACIÓN DE LAS

PETROFACIES AL PROGRAMA IP

1. La tabla de la clasificación de las muestras de rocas según su

petrofacie, (anexo 16), se copió a un archivo bloc de notas como se

muestra a continuación:

105

2. Se abrió el archivo bloc de notas (txt) mediante el programa IP.

3. Se modificó los parámetros de la ventana de opciones de ASCII Load:

106

4. Los tipos de roca se exhibieron en una nueva pista del registro

eléctrico, en una escala de 0.5 a 6:

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