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• Cristian Torres

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2. Análisis integrado de la información y cálculos de saturación de agua por diferentes métodos. a) Aplicar para la información de la sección del hueco de producción en cuestión, el modulo “Basic Log Analysis” de la herramienta Interactive Petrophysics.

Dado que el pozo ACAE 08 no tiene registro sónico el recuadro de arriba no se pone ninguna curva de entrada para dicho registro. El modulo “basic log analysis” al ingresar las curvas de Densidad, sónico, gamma ray y resistividad nos arroja unas curvas de salida (Porosidad, Sw sin limitar, Sw, volumen de agua en la roca, volumen de arcilla y Resistividad aparente del agua de formación). Porosidad (phi): la curva es arrojada en unidades decimales y es calculada con la curva de densidad o con la curva del registro sónico, en este caso como no se tiene la curva del sónico se hace con la de densidad. Sw Unlimited (Sw U): es el resultado de Sw de la ecuación de Archie, que no tiene límites significa que puede tener valores mayores al 100%, es útil para poder configurar los parámetros como m y Rw para dar un promedio de 100% Sw. Saturación de agua (Sw): es la misma curva SwU pero ahora los valores de saturación se restringen entre 0 y 1 o 100%. Bulk Volume Water (BVW): es la curva de porosidad multiplicada por la saturación de agua y nos muestra la cantidad de agua que está contenida en la roca.

Volume Clay (VCL): es el volumen de arcilla y es calculado a partir del registro gamma ray. Rw apparent (RWapp): resultado del cálculo de estimar la resistividad del agua asumiendo una zona que esta 100% saturada de agua de formación.

En la parte de basic log analysis – parameters esta subdividida en 4 partes las cuales se pueden configurar diferentes parametros para la calculacion de las curvas que se muestran a continuacion. Para la parte de Zones-clay se pueden seleccionar tanto las zonas como los valores de Gr clean que es cuando la roca no presenta arcilla el programa toma por defecto el valor mas bajo de la zona y el valor de Gr clay que seria el mayor valor de la zona. En la parte de density se pueden configurar parametros como Rho matriz que es la densidad de la matriz limpia los valores por defecto son 2.65 g/cc para arenisca y 2.71 g/cc para limolita , Rho fluido la cual hace referencia a la densidad del fluido que se asume 1.0g/cc para agua fresca y 1.1 g/cc para agua salada, Rho arcilla 2.5g/cc, la densidad de la arcilla varia dependiendo su profundidad. En la parte del sonico se puede configurar con que ecuacion se desea realizar el calculo de porosidad, entre Ramey Y Willie ademas del tiempo de transito para la matriz y para el fluido los cuales son 55 y 189 respectivamente. Y en la parte de Archie se puede modificar los valores de la resistividad del agua (Rw) que por defecto toma el valor de 0.1 ohm-m, el factores a el cual toma como valor por defecto 1 y los exponentes de cementacion m y de saturacion n los cuales toma como 2 para ambos exponentes.

Una vez configurado los parametros se le da correr y despues realizar el grafico.

En la figura anterior se ve que además de arrojar las curvas antes mencionadas nos arroja también una interpretación de las zonas donde posiblemente se puede almacenar hidrocarburos.

Hasta 10419 ft se tiene una resistividad baja por lo tanto nos indicaria una zona con alto contenido de agua como se observa en la figura anterior en el track 8, ademas presenta valores mas o menos altos de gamma ray lo que nos dice que es una zona arcillosa recordemos que las arcillas pueden atrapar moleculas de agua en su estructura y debido a esto tener una alta conductividad y por lo tanto baja resistividad. A partir de 10419 ft la curva de resistividad toma valores muy altos lo cual nos indicaria la presencia de hidrocarburos a partir de este punto, sin embargo es necesario verificar estos indicios con la informacion proporcionada con otras curvas como la de porosidad y la de contendio de arcilla. Aparentemente tenemos una amplia zona de hidrocarburos sin embargo no toda la zona es explotable debido a que las propiedades petrofisicas de la roca no son constantes durante todo el intervalo, en el ultimo track se observa que existen varias zonas en las cuales hay alto contenido de arcilla y por lo tanto la explotacion de hidrocarburos no se podria realizar de manera convencional, tambien hay que tener en cuenta que para la porosidad se debe tener un valor minimo el cual me aseguraria que dicha zona es viable economicamente hacer la explotacion de hidrocarburos. Tambien se puede observar que en las zonas donde hay mayor contenido de arcilla los valores de porosidad son muy altos incluso por encima del valor

maximo de porosidad lo cual nos indicaria que la presencia de arcillas altera el registro de densidad y por lo tanto nos lleva a sobreestimar los valores de porosidad en dichas zonas.

b) A partir de la interpretación de los resultados, plantear una posible zonificación, establecer posibles valores “Cut-off” para definir posibles zonas productoras. Calcular los estadísticos básicos e interpretarlos.

Para definir los valores del cut off se revisó en la bibliografía y se encontró que para contenido de arcilla debe ser menor a 0.5 la saturación de agua debe ser menor a 0.2 y los valores de porosidad deben ser superiores a 0.1, teniendo esto en cuenta se procedió a introducir estos valores en el programa arrojándonos los siguientes resultados.

Se observa que la zona 1 tiene una saturación de agua muy elevada por lo tanto se descarta de primero para ser una posible zona productora. Para la zona 2 se observa que tiene baja saturación de agua y una muy buena porosidad (tiene valores muy elevados por encima de la máxima porosidad posible 47.6 % lo cual nos indicaría que hay un error con el registro de densidad que es mediante el cual se obtiene los valores de porosidad) pero tiene un alto contenido de arcillas (media = 66%) lo cual lo descartaría como una posible zona productora. Para las zonas 3 y 5 se aprecia que tienen un alto valor de porosidad, bajas saturaciones de agua y bajos contenidos de arcilla, lo cual nos indicaría que dichas zonas son zonas posiblemente productoras.

La zona 4 presenta altos valores de porosidad y saturación de agua baja, sin embargo en cuanto al contenido de arcilla hay zonas en las que está por debajo del cut off y zonas en las que se encuentra por encima, debido a esto no se podría descartar a esta zona como posible zona productora sin embargo hay que tener en cuenta que tiene menos potencial que las otras zonas mencionadas arriba. Para finalizar en la zona 6 se observa que cumple con los requisitos para porosidad y saturación de agua, pero al igual que en la zona 2 presenta un valor muy elevado de contenido de arcilla (alrededor de 87%) lo cual también descartaría a esta zona como posible zona productora. c) Aplicar para la información de la sección del hueco de producción en cuestión, el modulo “Rw Apparent / Sw” de la herramienta Interactive Petrophysics, y plantear las diferentes formas que dicho modulo dispone para calcular la saturación de las diferentes zonas. Realizar la discusión acerca de la validez y jerarquía de cada uno de los valores calculados.

El modulo solo hay una forma de calcular las saturaciones de agua de las diferentes zonas y emplea las siguientes ecuaciones para el cálculo del factor de formación (FF), resistividad aparente de agua (Rwapp), resistividad aparente de filtrado (Rmfapp), saturación de agua (Sw) y saturación de agua en la zona lavada (Sxo).

FF=

a ∅m

Rwaap=

Rt FF

Rmfapp=

Rxo FF

FF∗Rw Rt ¿ ¿ Sw=¿ FF∗Rmf Rxo ¿ ¿ Sxo=¿ Donde a = Fator de tortuosidad m= Factor de formacion n = Factor de saturacion Rt= Resistividad de la formacion El metodo anterior para el calculo de las saturaciones presenta varios inconvenientes 

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Primero los factores a, m y n son asumidos sin tener en cuenta las caracteristicas de la formacion, ya sea su grado de consolidacion o geometria de poro y se asumen como constantes a lo largo de todo el intervalo lo cual no es cierto porque para diferentes formaciones hay diferentes valores de a , m y n. La curva de densidad puede verse afectada por varias razones como la presencia de gas o presencia de arcillas entre otros, alterando asi la curva de porosidad calculada, por lo tanto tambien seria conveniente corregir la curva densidad por diferentes factores que pueden afectarla. Ademas las ecuaciones con las que se calculan las saturaciones son obtenidas mediante la ecuacion de Archie la cual fue obtenida en el estudio de areniscas limpias y consolidadas por lo tanto no tiene en cuenta el efecto de las arcillas o muestras poco consolidadas y como se observa por el registro gamma ray en el intervalo estudiado hay arcillas lo cual nos introduciria error al momento de calcular las saturaciones.

Por estas razones las saturaciones calculadas con este modulo del programa no son las mas confiables, sin embargo cuando se cumplen las condiciones en las que Archie evaluo las muestas los valores calculados se acercan a la realidad y solo en estas tipos de muestras se tendria una informacion confiable.

d) A partir de la interpretación de los resultados, plantear una posible zonificación, establecer posibles valores “Cut-off” para definir posibles zonas productoras. Calcular los estadísticos básicos e interpretarlos.

Estableciendo un cut off de 0.2 para la saturacion de agua calculada con la ecuacion de Archie al realizar la zonificacion se pueden distinguir tres zonas de las cuales la unica que seria posible productora teniendo como criterio de selección este aspecto seria la zona 2 comprendida entre 10425.5 ft y 10600.75 ft ya que solo en esta zona se tienen saturaciones de agua menores a 20%. Para las zonas 1 y 3 presentan valores altos de saturacion de agua por lo tanto quedan descartadas como posibles zonas productoras.

Con base en los estadisticos basicos se puede decir que la zonificacion realizada estuvo bien ya que tiene valores de desviacion estandar bajos y los valores de la media y la mediana son parecidos.