UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA EQUINOCCIAL FACULTAD DE CIENCIAS DE LA INGENIERÍA CARRERA DE INGENIERÍA DE PETRÓLEOS DETERMINACIÓN Y ANÁLISIS DE PARÁMETROS PETROFÍSICOS MEDIANTE PERFILES ELÉCTRICOS EN LA FORMACIÓN HOLLÍN DEL CAMPO SACHA PARA DETERMINAR LAS RESERVAS TOTALES DE PETRÓLEO TRABAJO PREVIO A LA OBTENCIÓN DEL TÍTULO DE INGENIERO DE PETRÓLEOS VICTOR HUGO FREIRE PROAÑO DIRECTOR: ING. PATRICIO JARAMILLO, Msc. Quito, noviembre, 2015 © Universidad Tecnológica Equinoccial, 2015 Reservados todos los derechos de reproducción DECLARACIÓN Yo Víctor Hugo Freire Proaño, 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 este documento. La Universidad Tecnológica Equinoccial 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. ----------------------------------Firma Víctor Hugo Freire Proaño CI: 171886156-8 CERTIFICACIÓN Certifico que el presente trabajo que lleva por título “Determinación y Análisis de Parámetros Petrofísicos Mediante Perfiles Eléctricos en la Formación Hollín del Campo Sacha para Determinar las Reservas Totales de Petróleo”, que, para aspirar al título de Ingeniero en Petróleos fue desarrollado por Víctor Hugo Freire Proaño, bajo mi dirección y supervisión, en la Facultad de Ciencias de la Ingeniería; y cumple con las condiciones requeridas por el reglamento de Trabajos de Titulación artículos 18 y 25. -----------------------------------Ing. Patricio Jaramillo, Msc Director de Tesis 1701279315 CARTA DE LA INSTITUCIÓN DEDICATORIA A mi Padre Víctor Hugo Freire Hidalgo con todo cariño ya que desde mi infancia me ha inculcado este hermosa profesión brindándome todo su apoyo, conocimiento y amor permanente en buenos y malos momentos mostrándome el camino a seguir. Con mucho amor para mi madre Mercedes Magdalena Proaño Rodríguez por todo el soporte y amor infinito que me ha dado durante toda mi vida y por enseñarme a no rendirme nunca y conseguir mis metas. A mi hermana Jenny Soraya Freire Proaño con mucho aprecio por darme siempre su confianza plena y total y por ser un pilar y ejemplo a seguir en mi vida. A mis dos hermosas sobrinas Sophie y Stephanie por llenarme de afecto. Víctor Hugo Freire Proaño AGRADECIMIENTO El presente trabajo lo agradezco a la Universidad Tecnológica Equinoccial especialmente a su plantilla de docentes de la carrera de Ingeniería de Petróleos por todos los conocimientos impartidos y las gratas experiencias en clase. Agradezco a la compañía Rio Napo por prestarme todas las facilidades y brindarme sus conocimientos principalmente para realizar el presente trabajo, a los Ingenieros Gino Hinojosa, Hernán Sánchez, Marco López, Margoth Calero, Iván Velásquez, Carlos Vaca, Jenny Salazar y todo el personal de Geociencias. A mi director de tesis Patricio Jaramillo por guiarme de una excelente forma para poder culminar este trabajo. A mis amigos y familiares los cuales hicieron posible terminar este trabajo mediante su soporte continuo Víctor Hugo Freire Proaño INDICE DE CONTENIDOS DECLARACIÓN .................................................................................................... CERTIFICACIÓN .................................................................................................. CARTA DE LA INSTITUCIÓN............................................................................... DEDICATORIA ..................................................................................................... AGRADECIMIENTO ............................................................................................. INDICE DE CONTENIDOS .................................................................................. i ÍNDICE DE TABLAS .......................................................................................... vi ÍNDICE DE FIGURAS ...................................................................................... viii ÍNDICE DE ECUACIONES ................................................................................ xi ÍNDICE DE ANEXOS ....................................................................................... xiii RESUMEN....................................................................................................... xiv ABSTRACT ..................................................................................................... xvi INTRODUCCIÓN ................................................................................................1 1.- INTRODUCCIÓN ...........................................................................................1 1.1.- PROBLEMA................................................................................................2 1.2.- JUSTIFICACIÓN ........................................................................................2 1.3.- OBJETIVOS DEL PROYECTO ...................................................................3 1.3.1.- OBJETIVO GENERAL ......................................................................3 1.3.2.- OBJETIVOS ESPECÍFICOS.............................................................3 MARCO TEÓRICO .............................................................................................4 2.1.- ANTECEDENTES DEL CAMPO SACHA - BLOQUE 60 .............................4 2.2.- UBICACIÓN DEL CAMPO SACHA .............................................................4 2.3.- GEOLOGÍA DEL CAMPO SACHA ..............................................................6 i 2.4.- ESTRATIGRAFÍA DEL CAMPO SACHA ....................................................8 2.4.1.- LITOLOGÍA DE LOS YACIMIENTOS DE INTERES CAMPO SACHA ........................................................................................................9 2.4.1.1.- Yacimiento Basal Tena ..............................................................9 2.4.1.2.- Yacimiento U ..............................................................................9 2.4.1.3.- Yacimiento “T” ..........................................................................10 2.4.1.4.- Yacimiento Hollín .....................................................................10 2.5- CARACTERÍSTICAS GENERALES DEL CAMPO SACHA .......................11 2.6.- PETROFÍSICA..........................................................................................12 2.6.1.- REGISTROS ELÉCTRICOS ...........................................................12 2.6.1.1.- Cronología ...............................................................................12 2.6.1.2.- Metodología para correr un registro eléctrico ...........................13 2.6.2.-TIPOS DE REGISTROS ..................................................................14 2.6.2.1.- Registro de potencial espontáneo (SP). ...................................14 2.6.2.2.- Registro de rayos gamma (GR) ................................................15 2.6.2.3.- Registro de caliper ...................................................................17 2.6.2.4.- Registros de resistividad ..........................................................19 2.6.2.5.- Registro de Inducción...............................................................19 2.6.2.6- Registro de resistividad esférica enfocada (Sferical Focused Log)........................................................................................................21 2.6.2.6.- Registro laterolog ....................................................................21 2.6.2.7. Registro micro resistividad esférica enfocada (MSFL) ..............21 2.6.2.9.- Registro de proximidad (PL) .....................................................24 2.6.2.10- Registro neutrónico .................................................................25 2.6.2.12.-Registro sónico (SL) ................................................................27 2.6.2.13.- Registro de resonancia magnética nuclear.............................29 2.6.2.14.- Registro de imágenes resistivas .............................................30 ii 2.6.3.- INTERPRETACIÓN ........................................................................30 2.6.3.1.- Potencial Espontáneo ..............................................................30 2.6.3.2.- Gamma Ray .............................................................................32 2.6.3.3.- Resistividad ..............................................................................33 2.6.3.4.- Densidad ..................................................................................34 2.6.3.5.- Neutron ....................................................................................36 2.6.3.6.- Sónico ......................................................................................37 2.6.4.- PROPIEDADES FÍSICAS DE LAS ROCAS ....................................38 2.6.4.1.- Resistividad de la formación.....................................................39 2.7.4.2.- Resistividad del agua de formación ..........................................40 2.7.4.3.- Temperatura y presión .............................................................40 2.7.4.4.- Factor de resistividad de la formación ......................................41 2.7.4.5.- Porosidad .................................................................................42 2.6.4.6.- Permeabilidad ..........................................................................44 2.6.4.7.- Saturación ................................................................................47 2.6.4.7.1.- Ecuaciones para determinar la saturación de agua ...........48 2.7.- ACUÍFEROS.............................................................................................52 2.7.1.- TIPOS DE ACUÍFEROS .................................................................52 2.7.1.1.- Acuíferos Libres .......................................................................52 2.7.1.2.- Acuíferos Confinados ...............................................................53 2.7.1.3.- Acuíferos Semi-Confinados ..................................................54 2.7.1.4.- Acuíferos Colgados ..............................................................54 2.7.1.5.- Acuífero activo o infinito ........................................................55 2.7.1.6.- Acuífero no activo o finito .....................................................55 2.7.1.7.- Geometrías de flujo en acuíferos .............................................55 2.7.2.- MECANISMOS DE EMPUJE ..........................................................56 iii 2.7.2.1.- Reservorio Hollín ......................................................................56 2.7.2.2.- Reservorio Napo ......................................................................56 2.7.2.3.- Reservorio Basal Tena .............................................................57 2.8.- RESERVAS ..............................................................................................57 2.8.1.- RESERVAS PROBADAS ...............................................................57 2.8.2.- RESERVAS SUPLEMENTARIAS ...................................................57 2.8.3.- RESERVAS NO PROBADOS .........................................................58 2.8.4.- RESERVAS PROBABLES..............................................................58 2.8.5.- RESERVAS POSIBLES O POTENCIAL GEOLÓGICO ..................58 2.8.6.- RESERVAS REMANENTES ..........................................................58 2.8.7.- RESERVAS DESARROLLADAS ....................................................59 2.8.8.- RESERVAS NO DESARROLLADAS ..............................................59 2.8.9.- RESERVAS PRIMARIAS................................................................59 2.8.10.- CÁLCULO DE RESERVAS ..........................................................60 2.8.10.11.- Método Volumétrico .............................................................61 2.8.10.12.- Cálculo por Curvas de Comportamiento de Producción .......61 2.8.10.13.- Cálculo por Balance de Materiales .......................................61 2.8.10.14.- Cálculo por Simulación Numérica ........................................62 METODOLOGÍA ...............................................................................................63 3.1.- SELECCIÓN Y CARGA DE DATOS .........................................................63 3.2.- TOPES Y BASES .....................................................................................72 3.3- CÁLCULO DE TVD....................................................................................77 3.4.- CÀLCULO DE GRADIENTE DE TEMPERATURA ...................................80 3.5.- CÁLCULO DEL VOLUMEN DE ARCILLA .................................................82 3.5.- CÁLCULO DEL SATURACIÓN DE AGUA ................................................84 3.6.- RESULTADOS .........................................................................................87 iv 3.7.- CÁLCULOS PARA LA EVALUACIÓN DE ZONAS DE INTERÉS .............91 3.7.1.- DATOS DEL REGISTRO DE LA ZONA U SUPERIOR ...................92 3.7.2.- CÁLCULO DE LA TEMPERATURA DE LA FORMACIÓN (T2) ......92 3.7.3.- CÁLCULO DEL RMF CORREGIDO ...............................................92 3.7.4.- CÁLCULO DE RESISTIVIDAD DEL AGUA ....................................92 3.7.5.- CÁLCULO DE D ..........................................................................93 3.7.6.- CÁLCULO DEL VSH ......................................................................93 3.7.7.- CÁLCULO DE POROSIDAD ..........................................................93 3.7.8.- CÁLCULO DE POROSIDAD EFECTIVA ...........................94 3.7.9.- CÁLCULO SATURACIÓN DE AGUA .............................................94 3.7.10.- CÁLCULO SATURACIÓN PETRÓLEO ........................................95 3.7.11.- CÁLCULO MOVILIDAD DEL CRUDO ..........................................95 3.7.12.- CÁLCULO DEL SOR ....................................................................96 3.7.13.- CALCULO DE SATURACION DE AGUA PARA ZONAS ARCILLOSAS ............................................................................................96 3.8- DETERMINACIÓN DE CONTACTOS........................................................97 3.9.- CÁLCULO DE RESERVAS ......................................................................98 ANÁLISIS DE RESULTADOS ........................................................................ 103 4.1.- ANÁLISIS ............................................................................................... 103 CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES .................................................. 129 5.1.- CONCLUSIONES ................................................................................... 129 5.2. - RECOMENDACIONES .......................................................................... 130 BIBLIOGRAFÍA ............................................................................................... 131 ABREVIATURAS ............................................................................................ 133 ANEXOS ........................................................................................................ 136 v ÍNDICE DE TABLAS Tabla 1. Estratigrafía del Campo Sacha………………………………….…….8 Tabla 2. Características del campo Sacha…...……………………………..…11 Tabla 3. Valores de gamma ray para formaciones…...……..……..…………16 Tabla 4. Valores sónicos para diferentes formaciones…..……………..……38 Tabla 5. Grado de Porosidad…………………………………………………....43 Tabla 6. Permeabilidad………………..…………………………………………44 Tabla 7. Listado de Pozos……...………………………..………………………63 Tabla 8. Topes y Bases pozo 273………………………………………………73 Tabla 9. Surveys pozo 273…………………………………………………..….77 Tabla 10. Parámetros de saturación….………………………………..………87 Tabla 11. Resultados Pozo 273 D…….……………………………………..…91 Tabla 12. Salinidades del campo Sacha…………………..…………………...93 Tabla 13. Resultados Pozo 273D…………..………………..…………………97 Tabla 14. Espesores y coordenadas de pozos….……..……………………..98 Tabla 15. Área para cada curva…………..…….……………………………..101 Tabla 16. Sumario Petrofísico de los pozos evaluados……..………...……105 Tabla 17. Sumario Petrofísico de las zonas de pago de los pozos evaluados………………………..……………………………………………….111 Tabla 18. Contactos Agua – Petróleo……………..………………………….117 Tabla 19. Calculo de parámetros petrofísicos pozo 273D……..……..……124 vi Tabla 20. Resultados Pozo 273D………………..……………………………127 Tabla 21. Calculo de reservas Hollín…………………..……………………..128 vii ÍNDICE DE FIGURAS Figura 1. Ubicación del Campo Sacha…………………..………………..…….5 Figura 2. Línea sísmica interpretada…………………….…..…………………..6 Figura 3. Mapa Tectónico - Estructural cuenca Oriente……………………….7 Figura 4. Registro Potencial Espontáneo………………..…….………………15 Figura 5. Diagrama esquemático de la herramienta de rayos gamma…………………..…………………………………………………………17 Figura 6. Caliper………………..………………………………………………...18 Figura 7. Variación del diámetro del hoyo……………………………………..18 Figura 8. Esquema de una herramienta inductiva…………..….…………….20 Figura 9. Herramienta de MSFL…………………..……………………………22 Figura 10. Micrologs……………..………………………………………………24 Figura 11. Equipos para registro neutrónico……………...…………………..26 Figura 12. Equipo registro de densidad………………….…………………….12 Figura 13. Ondas de compresión……………………………………………….28 Figura 14. Ondas transversales……………………………………………..….29 Figura 15. Esquema de herramienta RNM………………..…………………..30 Figura 16. Registro Potencial Espontáneo…………………………………….31 Figura 17. Registro Gamma Ray…………………..…………….……………..32 Figura 18. Registros Resistivos…………..……………….……………………33 Figura19. Registro de Densidad……………..…………………………………35 viii Figura 20. Registro Neutron…………………..……….………………………..36 Figura 21. Registro Sónico…………………..………………………………….37 Figura 22. Esquema de un pozo……………………..….……………………...39 Figura 23. Acuíferos Libres…………………...…………………………………53 Figura 24. Acuíferos Confinados………………………………………………..53 Figura 25. Colgados…………………..………………………………………….54 Figura 26. Geometría de Acuíferos………………….………..………………..56 Figura 27. Creación de base de datos…………….……..…………………….64 Figura 28. Selección de curvas ……………………...…………………………65 Figura 29. Selección de plot…………………..….……………………………..66 Figura 30. Selección de curvas track 1………………………………………...67 Figura 31. Selección de contornos track 1…………………………………….68 Figura 32. Selección de curvas track 3………………..……………………….69 Figura 33. Selección de curvas track 4……………………..………………….70 Figura 34. Selección de contornos track 4…...…………………..……………71 Figura 35. Presentación del registro………………………..………………….72 Figura 36. Ventana de creación de topes…………………………..…………74 Figura 37. Topes……………………..…………………………………………..74 Figura 38. Ventana de input de topes y bases….………….…..…………….75 Figura 39. Definición de topes…………..………………………………………76 Figura 40. Presentación de topes…………..……….………………………….77 Figura 41. Ventanas de input TVD…………………………..…………………80 ix Figura 42. Cabezal registro…………………………….……………..…………81 Figura 43. Calculo del gradiente de temperatura………………………..……81 Figura 44. Ventana del volumen de arcilla……………….……..……………..82 Figura 45. Ventana de ajuste del volumen de arcilla…………...…………….83 Figura 46. Presentación del volumen de arcilla………….……..…………….84 Figura 47. Ventana de saturación………..…………………………….……….85 Figura 48. Ventana de ajustes saturación………………………………..……86 Figura 49. Ventana de parámetros saturación……………..…………………87 Figura 50. Curvas de entrada………………………..………………………….88 Figura 51. Curvas de salida………………………………………..……………89 Figura 52. Zonas……………………………………………………..…………..89 Figura 53. Cutoffs………………………………………………………..……….90 Figura 54. Ventana de resultados………………………….……..……………90 Figura 55. Registro pozo 273……………………………….………..…………91 Figura 56. Contactos agua – petróleo………………………………...………..98 Figura 57. Interpretación del pozo 273 D……..…………………………..….113 Figura 58. Contacto Agua – Petróleo Campo Sacha…...………………..…123 x ÍNDICE DE ECUACIONES Ecuación 1. Resistividad del agua..…………………….……………..…….....31 Ecuación 2. Factor K…………………………………..………………………...31 Ecuación 3. Volumen de arcilla………………………...…………………........32 Ecuación 4. Saturación de agua……………………………..………………...33 Ecuación 5. Factor de formación……………………...………………………..34 Ecuación 6. Saturación de la zona lavada………….………..…………….….34 Ecuación 7. Porosidad por densidad……………..…………………………....35 Ecuación 8. Porosidad por densidad y neutrón……………………..………..36 Ecuación 9. Porosidad efectiva……………………..………………………….36 Ecuación 10. Porosidad por sónico……………..…..…………………………38 Ecuación 11. Gradiente de temperatura………………..……………………..41 Ecuación 12. Factor de formación…………………………..………….………42 Ecuación 13. Factor de formación…………….………..………………………42 Ecuación 14. Permeabilidad de Wyllie y Rose hidrocarburos………………45 Ecuación 15. Permeabilidad de Wyllie y Rose gas..……………..…………..45 Ecuación 16. Permeabilidad de Coates y Dumanoir…………....……………46 Ecuación 17. Permeabilidad de Coates y Dumanoir………..…..…………...46 Ecuación 18. Permeabilidad de Tixier………………..…………………..……46 Ecuación 19. Permeabilidad de Timur………....………………………………47 Ecuación 20. Permeabilidad de Coates………………..…………..………….47 xi Ecuación 21. Saturación fraccional……………………...……………………..48 Ecuación 22. Saturación porcentual…………………………….....…………..48 Ecuación 23. Saturación de Archie…………………………………...…..……49 Ecuación 24. Factor de formación Archie…………………………………..…49 Ecuación 25. Saturación de Simandoux………………………………….…...49 Ecuación 26.Saturación de Saraband……………………………………...….50 Ecuación 27. Saturación de Indonesia…………………………….……..……50 Ecuación 28. Saturación de agua irreductible………………………………...51 Ecuación 29. Volumen de agua poral……………………….....……………...51 Ecuación 30. POES………………………………………………..…………….67 xii ÍNDICE DE ANEXOS Anexo 1. Mapa Estructural Hollín…………………….………...……………...136 Anexo 2. Mapa de Espesores…………….…………………………………....137 Anexo 3. Interpretación Petrofísica Pozo Sacha 259D……………………...138 Anexo 4. Interpretación Petrofísica Pozo Sacha 253D……………………...139 Anexo 5. Interpretación Petrofísica Pozo Sacha 228D……………………...140 Anexo 6. Interpretación Petrofísica Pozo Sacha 227D……………………...141 Anexo 7. Interpretación Petrofísica Pozo Sacha 154D……………………...142 Anexo 8. Interpretación Petrofísica Pozo Sacha 128………………………..143 Anexo 9. Interpretación Petrofísica Pozo Sacha 213………………………..144 Anexo 10. Interpretación Petrofísica Pozo Sacha 193…………….………..145 Anexo 11. Interpretación Petrofísica Pozo Sacha 164D…………………….146 Anexo 12. Interpretación Petrofísica Pozo Sacha 119………………………147 Anexo 13. Interpretación Petrofísica Pozo Sacha 191………………………148 Anexo 14. Interpretación Petrofísica Pozo Sacha 193………………………149 Anexo 15. Interpretación Petrofísica Pozo Sacha 198………………………150 Anexo 16. Interpretación Petrofísica Pozo Sacha 213………………………151 Anexo 17. Interpretación Petrofísica Pozo Sacha 226………………………152 xiii RESUMEN En el primer capítulo se describe las nociones básicas sobre los registros eléctricos que se van a emplear para el presente trabajo, así como también la importancia que tienen estas herramientas para detectar zonas que contengan hidrocarburos dentro de la zona de estudio. En el segundo capítulo se describe el campo Sacha, donde se indica la ubicación, antecedentes y estratigrafía de cada una de las zonas con su respectiva edad geológica, características litológicas e interés hidrocarburífero. Posteriormente se detalla cada uno de los registros eléctricos como son: potencial espontáneo, gamma ray, caliper, micro normal, micro inverso, resistivos, sónico, densidad y neutrón; cada uno con su manera cualitativa y cuantitativa de interpretación. Luego se analiza las propiedades de la roca y la formación con sus respectivas ecuaciones dentro de las cuales se tiene: temperatura, factor de formación, permeabilidad, porosidad, saturación y resistividades del agua y roca. Subsiguiente se define lo que son acuíferos y cómo actúan dentro de un yacimiento. Finalmente se detalla lo que son reservas y cómo calcularlas. En el tercer capítulo, se describe toda la metodología de cálculo para determinar los parámetros petrofísicos del reservorio como son: porosidad, saturación de agua, espesor neto y contenido de arcilla. Después se determina el contacto agua – petróleo con el objetivo de delimitar el campo para obtener las áreas respectivas en las cuales encontraremos hidrocarburos, finalmente se realiza el cálculo de reservas del campo. En el cuarto capítulo se presentan los resultados obtenidos de la interpretación petrofísica descartando las zonas que tengan una porosidad menor al 10%, saturación de agua mayor al 50% y contenido de arcilla mayor al 40%; así como las reservas en sitio bajo condiciones de yacimiento y de superficie; culmina con las reservas explotables. xiv En el quinto capítulo se señalan algunas conclusiones y recomendaciones que se logró obtener, luego del desarrollo de la presente tesis a fin de cumplir con los objetivos propuestos. xv ABSTRACT In the first chapter the basics of electric logs to be used for this work is described as well as the importance of these tools for zones containing hydrocarbons within the study area. In the second chapter the Sacha field is described like the location, history and stratigraphy of each of their respective areas with their geologic age, lithology and hydrocarbon interest. Subsequently, detailed each electric logs such as spontaneous potential, gamma ray, caliper normal micro, micro reverse, resistive, sonic, density and neutron; each with its qualitative and quantitative way of interpretation. The properties of the rock and training each with their respective equations within which have temperature formation factor, permeability, porosity, water saturation and resistivity of rock and is then analyzed. Subsequent defines what are aquifers and how they act within a reservoir. Finally it detailed what they are and how to calculate reserves. In the third chapter the entire calculation methodology is described for determining reservoir petrophysical parameters such as porosity, water saturation, net thickness and clay content. Apieser water - oil contact is determined in order to define the scope for the respective areas in which hydrocarbons find. Finally, the calculation of reserves of the field is performed. In the fourth chapter the results of the petrophysical interpretation are presented, discarding areas with less than 10% porosity, water saturation greater than 50% and containing less than 40% clay, and reserves under present site conditions reservoir and surface and culminates with exploitable reserves. In the fifth chapter, some conclusions and recommendations listed succeeded in obtaining, after the development of this thesis in order to meet the objectives. xvi INTRODUCCIÓN 1.- INTRODUCCIÓN Los registros eléctricos son herramientas muy útiles, las cuales ayudan a determinar las propiedades de la formación a investigar y por lo tanto detectarán las zonas de interés hidrocarburífero, para el posterior cañoneo y producción de petróleo. Los Registros Eléctricos que más se utilizan son: • Registro Potencial Espontáneo.- Que localiza contactos entre capas, determina salinidad del agua de la formación, estima el espesor de las capas y evalúa la arcillosidad de las capas. • Registro de Rayos Gamma.- Que detecta capas permeables, evalúa minerales radioactivos, determina arcillosidad de las capas y define los minerales radioactivos. • Registro de Resistividad.- Que sirve para la detección rápida de hidrocarburos o agua de formación. • Registro de Inducción.- Que mide la conductividad de la formación. • Registro Laterolog.- Que mide la resistividad de la formación. • Registro de Micro Resistividad.- Que sirve para la determinación de hidrocarburos móviles, determinación de la resistividad del filtrado y resistividad del lodo. • Registro de Micro Resistividad Enfocada.- Que sirve para medir el diámetro del pozo. • Registro de Microlaterolog.- Que sirve para determinar las capas permeables. • Registro de Microlog.- Que determina la resistividad del enjarre o costra de lodo. 1 • Registro Sónico.- Que mide porosidad y son utilizados en geofísica para calibración de los sismogramas sintéticos. • Registro de Litodensidad.- Que mide la densidad de la formación. • Registro Neutrón.- Que sirve para medir el índice de hidrógeno de la formación y determinar la densidad de la formación. • Registro de Propagación Electromagnética.- Que puede determinar la saturación de hidrocarburos en la zona lavada. Finalmente con todos los parámetros calculados de los registros eléctricos se calcula las reservas de petróleo en sitio como en superficie. 1.1.- PROBLEMA La determinación de zonas productoras de petróleo dentro de la perforación de un pozo de petróleo es de vital importancia, por lo que es necesario bajar herramientas de registros eléctricos para localizar el intervalo productor de petróleo así como también zonas de contacto agua – petróleo para determinar las reservas totales de hidrocarburos. 1.2.- JUSTIFICACIÓN La necesidad de plantear la evaluación en los registros eléctricos incidirá en la optimización de los mismos, ya que mediante su análisis se podrán establecer los lineamientos a seguir en cuanto a su uso e interpretación, requeridos para el logro de los objetivos. Los registros eléctricos sirven para determinar parámetros que permitan evaluar una formación petrolífera de una manera rápida, económica y precisa. Una interpretación completa de los registros eléctricos implica obtener la siguiente información: Identificar la presencia de yacimientos, identificar la litología de las formaciones, porosidad efectiva del yacimiento, saturación de fluidos del yacimiento, permeabilidad de la roca, diámetro del hueco, espesor 2 de la zona neta productiva, estimar el volumen de hidrocarburo in situ, estimar el volumen de hidrocarburo recuperable y auxiliar en la identificación de ambientes de depósito. Determinar el volumen de hidrocarburos que se tiene en el yacimiento como en superficie es de gran transcendencia dentro de los estudios del campo para poder realizar una planificación de perforación de pozos así como también estimar el tiempo productivo del campo. 1.3.- OBJETIVOS DEL PROYECTO 1.3.1.- OBJETIVO GENERAL Calcular las reservas totales de crudo (POES) mediante parámetros petrofísicos obtenidos de los perfiles eléctricos del campo Sacha, en la formación Hollín. 1.3.2.- OBJETIVOS ESPECÍFICOS Determinar el tipo de registros eléctricos utilizados en el campo Sacha. Calcular los parámetros petrofísicos del campo Sacha mediante ecuaciones determinadas. Correlacionar pozos para encontrar los contactos agua - petróleo del reservorio Hollín en el campo Sacha. ´ 3 MARCO TEÓRICO 2.1.- ANTECEDENTES DEL CAMPO SACHA - BLOQUE 60 La estructura Sacha fue probada por primera vez con la perforación del pozo exploratorio SAC-001 el 21 de enero de 1 969 con una torre de perforación helitransportable y fue completado el 25 de febrero de 1 969, alcanzando una profundidad total de 10.160 pies. Se inicia la explotación del campo con una prueba de producción de 1 328 bppd, con 30.0° API de calidad y un BSW de 0.1% de la formación Hollín. (Napo, 2013) El campo Sacha, se ubica en la región amazónica, provincia de Orellana, inició la producción oficial el campo, el 6 de julio de 1 972 con una tasa promedia de 29 269 BPPD para ese mes, e incrementándose en un 400% hasta 117 591 BPPD en noviembre del mismo año; tasa que se convirtió en la más alta registrada en la producción del campo. (Napo, 2013) El campo Sacha dispone de 4 centros de facilidades en superficie que son: Estación Central, Estación Norte-1 (planta de tratamiento de agua), Estación Norte-2, y Estación Sur, las cuales se encargan de recuperar toda la producción del campo. A partir de noviembre de 1986 se implementó la recuperación secundaria mediante inyección de agua para los yacimientos “U” y “T” de la formación Napo con un modelo periférico de seis pozos, esto con la finalidad de incrementar y mantener la presión y a la vez mejorar la recuperación de los fluidos In Situ. (Napo, 2013) Actualmente se encuentra produciendo 74 500 barriles de petróleo diario. 2.2.- UBICACIÓN DEL CAMPO SACHA El campo Sacha se localiza en el Oriente ecuatoriano específicamente en la provincia de Orellana, en la zona del Cantón “La Joya de los Sachas”, dentro del bloque 60, entre las coordenadas: 296 410 Este y 9 971 926 Norte a unos 50 km al Sur de Lago Agrio, cubriendo un área desarrollada de 250 Km2, aproximadamente. El área total no está definida, puede cubrir aproximadamente 350 Km2. (Baby, 2004) 4 Actualmente el bloque 60 (Sacha) es operado por la Cía. Rio Napo CEM, constituido por las empresas Petroamazonas EP y PDVSA Ecuador SA, constituyéndose en el segundo campo que aporta con mayor cantidad de producción de todo el Distrito Amazónico y el segundo más grande de todo el país. Geológicamente está ubicado en la parte central y en el eje de la subcuenca del Napo, formando parte del tren de estructuras orientadas en sentido Norte- Sur. El campo Sacha está limitado por: · Al Norte, las estructuras Palo Rojo, Eno, Ron y Vista · Al Sur, los campos Culebra y Yulebra · Al Este, los campos Shushufindi-Aguarico, Limoncocha, Pacay y MDC; · Al Oeste, por los campos Pucuna, Paraíso y Huachito. Figura 1. Ubicación del Campo Sacha (Rio Napo, 2013) 5 2.3.- GEOLOGÍA DEL CAMPO SACHA El Campo Sacha, geológicamente se encuentra ubicado al Oeste del eje axial de la Cuenca Sedimentaria Cretácica Napo, incluido en el corredor Sacha- Shushufindi. La estructura se encuentra en el lado levantado de la falla regional de tendencia Noreste-Suroeste, conectándose al Norte con la Cuenca Putumayo y al Sur con la Cuenca Marañón. (Baby, 2004) Estructuralmente el Campo constituye un anticlinal asimétrico de bajo relieve fallado al Oeste, con su eje principal en dirección preferencial NoresteSuroeste. Posee también un sistema de fallas secundarias Sureste-Noroeste, que dividen algunos de sus de dirección yacimientos en compartimentos separados. (Baby, 2004) Figura 2. Línea sísmica interpretada (Rio Napo, 2013) 6 La estructura tiene un ancho de 4 Km al norte y 7 Km aproximadamente al Centro y Sur, con una longitud aproximada de 33 Km. Figura 3. Mapa Tectónico - Estructural cuenca Oriente (Baby, 2004) 7 2.4.- ESTRATIGRAFÍA DEL CAMPO SACHA La tabla 2. Muestra la estratigrafía del Campo Sacha Bloque 60. Tabla 1. Estratigrafía del Campo Sacha DESCRIPCIÓN ESTRATIGRÁFICA DEL CAMPO SACHA Edad Formación Características Origen Precámbrico Basamento Esquisto, Gneis, granito Macuma Lutita gris negra Paleozoico Marino Pumbuiza Santiago Jurásico Chapiza Caliza, lutita, arenisca, dolomita Calizas y esquistos bituminosos. Escasa arenisca Marino Flujos de lava, brechas, arcillas, arenisca y poco conglomerado Continental Misahualli Cretácico Hollín Flujos de lava, brechas, arenisca, conglomerado Arenisca cuarzosa blanca Continental A-Caliza Napo U-Arenisca B-Caliza Marino T-Arenisca M-1 Cretácico Tena Arenisca blanca cuarzosa porosa y permeable Arcilla roja y areniscas Marino 8 Continuación Tabla 1 Arcillas Tiyuyacu rojas, areniscas verdes, violeta, gruesas y Continental conglomerado Orteguasa Lutitas pardas, poca arenisca Terciario Marino Chalcana Arcillas, poca arenisca Arajuno Conglomerados, arcillas en partes Continental Chambira Cuaternario Mesa Arcillas, arenisca, conglomerados Terrazas de arcilla y arenisca tobáseas, conglomerados (Baby, 2004) 2.4.1.- LITOLOGÍA DE LOS YACIMIENTOS DE INTERES CAMPO SACHA 2.4.1.1.- Yacimiento Basal Tena Mayoritariamente está formado por secuencias de grano fino a muy fino; lo que indica un desarrollo en forma irregular, originando la formación de estratos lenticulares o trampas estratigráficas en el campo y en la Cuenca Amazónica. Con un espesor promedio de 10 a 15 pies, porosidad de 18%, saturación de agua de 31 %, salinidad promedio que va de 24 000 a 36 000 ppm de Cl- y un °API de 25.1. (Napo, 2013) 2.4.1.2.- Yacimiento U En el campo Sacha se presenta dos cuerpos: Arenisca U Superior.- se caracteriza por la presencia de areniscas glauconíticas depositadas en un ambiente de tipo poco profundo, hacia el tope pasa a depósitos más profundos y pasan a plataforma carbonatada en la Caliza A 9 La arenisca U Inferior.- está constituida por una arenisca cuarzosa, grano fino, ocasionalmente grano medio, regular selección, cemento silicio, buena saturación de hidrocarburos. Este yacimiento tiene un espesor neto promedio de 15 pies, porosidad de 20%, saturación de agua de 25% y una salinidad variable de 25 000 a 45 000 ppm de Cl- y un °API de 28.6. 2.4.1.3.- Yacimiento “T” En el campo Sacha se presenta tres cuerpos: T Superior.- Se caracteriza por la presencia de areniscas glauconíticas depositadas en un ambiente de tipo poco profundo, hacia el tope pasa a depósitos más profundos y cambian a plataforma carbonatada en la Caliza B. T Inferior.- Se depositó en un ambiente estuarino y de tope a base presenta predominantemente facies típicas de canal/barra y plataforma arenosa, las cuales cambian de facies lateralmente a zonas de plataforma lodosa, se trata de una arenisca cuarzosa, cemento silicio, grano medio a fino, buena saturación de hidrocarburos. T Basal.- Corresponde a un intervalo de sedimentos calcáreos y finos, el ambiente de depósito de esta unidad correspondería a una plataforma calcárea. Con espesor neto saturado entre 20 y 90 pies, porosidad promedio de 21%, saturación de agua de 14.8%, una salinidad de 20 000 a 25 000 ppm de Cl- y un °API de 28.0. 2.4.1.4.- Yacimiento Hollín Es una arenisca con cemento de matriz silícea. Tiene un acuífero en la parte inferior, por lo que posee un empuje hidráulico de fondo. Debido a la diferencia en características petrofísicas y de los fluidos que la saturan, además de una capa de lutita de pequeño espesor, se subdivide en: 10 Hollín Inferior.- Es una arenisca cuarzosa que va de gris clara a blanca, de grano medio a grueso con niveles limosos y arcillosos por lo que tiene una porosidad de alrededor de 18%, una permeabilidad de 500 mD, una salinidad de 500 a 1000 ppm de Cl-. Su espesor varía de 30 a 110 pies. Una presión de saturación de 78 psi, un GOR de producción de 35 scf/STB, un API promedio de 27.1º, una viscosidad de 2.9 cP. a condiciones de saturación de presión y 225º F de temperatura de yacimiento. Hollín Superior.- Esta compuesta por una arenisca cuarzosa glauconítica, con cemento silíceo, de grano fino a medio con una porosidad de alrededor de 14%, una permeabilidad de 70 mD, una salinidad de 700 a 3 900 ppm de Cl-. Su espesor varía de 30 a 70 pies. Una presión de saturación de 550 psi, un GOR de producción de 124 scf/STB, un API promedio de 27º, una viscosidad de 1.6 cP. a condiciones de presión de burbuja y 225º F de temperatura de yacimiento. 2.5- CARACTERÍSTICAS GENERALES DEL CAMPO SACHA La tabla 2 muestra las características generales del campo Sacha hasta el mes de diciembre del 2015 dentro de la cual se observa la producción diaria, el área, número de pozos productores, número de pozos inyectores, numero de pozos con levantamiento artificial, el grado api del campo, sedimentos base y porcentaje de agua y la fecha de inicio de la producción. Tabla 2. Características del campo Sacha Características del Campo Sacha @ 01 Noviembre 2015 Área Acres ancho de 4 km al norte, +/- 7 km al centro-sur y una longitud aproximada de 33 km Número de pozos 413 Número de pozos productores 232 Número de pozos re-inyectores 10 11 Continuación Tabla 2 Número de pozos cerrados 155 Número de pozos abandonados 10 Número de pozos con bombeo 30 hidráulico Número de pozos con bombeo 201 electro sumergible Fecha de inicio de producción 6 julio de 1972 Grado API promedio del campo 26.3 BSW % 52 Producción diaria de petróleo 74 500 bbl (Freire V, 2015) 2.6.- PETROFÍSICA 2.6.1.- REGISTROS ELÉCTRICOS 2.6.1.1.- Cronología Los registros de pozos son representaciones gráficas de las reacciones de los diferentes instrumentos de registro a medida que descienden dentro del pozo y están en función de la profundidad o del tiempo en caso de estaciones fijas. Entre 1 912 y 1 926, Conrad Schlumberger, físico Francés y su hermano Marcel, ingeniero mecánico, inventaron una técnica de prospección minera basadas en mediciones eléctricas tomadas en la superficie de la tierra. (Schlumberger, Curso Básico de interpretación de Registros eléctricos, 2006) 12 En 1 927, en el campo Pechelbronn en Francia, se tomaron varias medidas de resistividad de un pozo, que luego se registraron en un gráfico de Perfilaje. En 1 929, en Cabinas, Venezuela se obtuvo el primer registro eléctrico. En la década de 1 930 se produjeron muchos cambios en el perfilaje eléctrico, con el objeto de superar los efectos negativos de la invasión de barro (costra de lodo), que impedía una medición precisa de la verdadera resistividad. En 1 931 se hizo otro descubrimiento de gran significación: la medición de un Potencial Espontáneo (SP) existente en un pozo. La curva de esta medición reflejaba cada una de las capas permeables. En 1 938 se introdujo una curva normal corta, la normal larga y la del SP. En la actualidad, los registros de pozos han sido mejorados utilizando los diversos avances tecnológicos en el campo de la informática, técnicas de detección nuclear, etc. 2.6.1.2.- Metodología para correr un registro eléctrico La corrida de Registros Eléctricos se unos realiza con equipos electrónicos y 8 000 m. de cable. Los equipos se ubican en frente del pozo en un camión de registros. El cable pasa por la primera roldana, fija a la parte baja de la estructura de la torre, y sube para pasar por la segunda roldana colgada del bloque viajero, luego el cable es conectado a las herramientas a ser utilizadas en la primera bajada. Una vez verificado el correcto funcionamiento, las herramientas son bajadas hasta el fondo del pozo tan rápido como sea posible para no arriesgar su seguridad ni la de las paredes pozo. (Schlumberger, Curso Básico de interpretación de Registros eléctricos, 2006) 13 El registro comienza en sí, con las herramientas apoyadas en el fondo del pozo, para obtener el momento del despegue o “pick up” que define la profundidad total cuando se recoge el cable. Se continúa recogiendo cable y obteniendo datos a una velocidad constante que depende de las herramientas en uso, aproximadamente a 600 pies por hora. El registro es una presentación de los datos medidos por las herramientas, o de valores derivados de estos datos en función de la profundidad, impreso en forma continua en papel y grabado en medio magnético, generalmente a razón de una medición cada ½ pie de pozo. Pueden agregarse curvas auxiliares como por ejemplo, la tensión en el cable. El diámetro típico de las herramientas de registro es de 3 5/8 pulgadas y con una longitud entre 7 y 17 m, dependiendo del número de herramientas a ser bajadas en el pozo. Los registros eléctricos, sirven para profundidades de 300 m a 8000 m, desviación vertical entre 0 y 90º, salinidad del lodo entre 100 y 200 000 ppm, presión del fondo entre 500 y 20 000 psi, profundidad de invasión entre 1 y 100 pulgadas, temperaturas de superficie entre -30 y 50ºC, temperatura de fondo entre 100 y 400 ºF, diámetro del pozo entre 5 y 17 pulgadas, densidad del lodo entre 9 y 17 lb/gl y espesor de enjarre (costra de lodo) entre 0.1 y 1 pulgada. (Asquith, 2007) 2.6.2.-TIPOS DE REGISTROS 2.6.2.1.- Registro de potencial espontáneo (SP). Este registro permite conocer el potencial natural o espontáneo de las formaciones. Registra la diferencia de potencial de un electrodo móvil en un pozo y un potencial fijo en un electrodo de superficie, en función de su profundidad. El registro del SP se usa para distinguir lutitas impermeables de arenas porosas y permeables. 14 Una diferencia de la salinidad entre el lodo de perforación y el agua de formación actúa como un tipo de batería natural y causa varios efectos de voltaje. (Doveton, 2002) Aplicaciones: - Detectar capas permeables (solo una indicación cualitativa). - Determinar Rw, resistividad del agua de formación, - Obtener una indicación de volumen de arcilla en una zona. Figura 4. Registro Potencial Espontáneo (Zaki, 1994) 2.6.2.2.- Registro de rayos gamma (GR) EI registro de GR es una medición de la radioactividad natural de las formaciones. 15 El registro en las formaciones sedimentarias refleja el contenido de arcilla de las formaciones porque los elementos radioactivas tienden a concentrarse en arcillas y lulitas. En formaciones limpias generalmente tienen un nivel muy bajo de radioactividad, a menos que contaminantes radioactivos como cenizas volcánicas o residuos de granito estén presentes y/o que las aguas de formación contengan sales radioactivas disueltas. (Halliburton, 2003) EI registro de GR puede ser corrido en pozos entubados, cuando no se puede registrar la curva del SP por la presencia de lodos no conductivos lo que lo hace muy útil como una curva de correlación en operaciones de terminación o modificación de pozo. (Halliburton, 2003) Esencialmente existen tres tipos de detectores de rayos gamma:  La cámara de ionización  El contador Geiger-Mueller  El contador Scintillation Aplicaciones:  Se usa para la detección y evaluación de minerales radioactivos potenciales como potasio y uranio.  Permite la ubicación precisa de los cañones perforadores.  Identifica topes formacionales. Tabla 3. Valores de gamma ray para formaciones FORMACIÓN Areniscas limpias Dolomita Caliza Arcillas VALOR GR (API) 15 - 30 10 - 20 8 - 15 100 - 140 (Escobar, 2000) 16 Figura 5. Diagrama esquemático de la herramienta de rayos gamma (Halliburton, 2002) 2.6.2.3.- Registro de caliper El registro caliper es uno de los más sencillos que se corren en el pozo, con propósitos de registrar el diámetro del hueco ya sea abierto o con tubería de revestimiento, puesto que nos permite observar irregularidades tales como formas ovaladas de los pozos, grandes cavernas, desmoronamientos, posibles fracturamientos y restricciones críticas. (Efrain, 2002) 17 Figura 6. Caliper (Zakki,1994) Cambio en la forma del hueco En la siguiente figura se muestran las variaciones del diámetro del hoyo con la profundidad del Pozo. En ésta puede observarse que la mayor deformación del hoyo ocurre en el miembro superior de los conglomerados. (Busouni, 1994) Figura 7. Variación del diámetro del hoyo (Zakki, 1994) 18 2.6.2.4.- Registros de resistividad Se define resistividad como el grado de dificultad que encuentran los electrones en sus desplazamientos. Su valor describe el comportamiento de un material frente al paso de la corriente eléctrica, por lo que da una idea de lo buen o mal conductor que es. Un valor alto de resistividad indica que el material es mal conductor mientras que un bajo indicará que es un buen conductor. Se designa por la letra griega rho minúscula (ρ) y se mide en ohmios por metro (Ω•m). La resistividad de una formación depende de: • La resistividad de agua de formación. • La cantidad de agua presente. • La geometría estructural de los poros. 2.6.2.5.- Registro de Inducción El registro de inducción fue introducido en 1 948 con el objeto de perfilar pozos perforados con lodos a base de petróleo o aceite El registro de inducción se aplica en pozos con lodos en base agua. Las herramientas de inducción consisten de dos bobinas coaxiales, una trasmisora y una receptora. Se envía una corriente alterna de alta frecuencia y de intensidad constante a través de la bobina transmisora creando un campo magnético que induce un voltaje en la bobina receptora. (Baker Hughes, 2004) La herramienta de inducción funciona mejor cuando el fluido del pozo es aislante, incluso aire o gas. 19 La herramienta también trabaja bien cuando el agujero contiene lodo conductivo, a menos que este sea demasiado salado, las formaciones muy resistivas o el diámetro muy grande. Aplicaciones - Mide con precisión resistividades bajas y moderadas. - Mide con buena precisión la resistividad de estratos relativamente delgados. - Distingue diferencias de resistividad entre zonas de petróleo y zonas de agua. - Los contactos entre petróleo y agua se muestran con claridad. Figura 8. Esquema de una herramienta inductiva (Schlumberger, 2009) 20 2.6.2.6- Registro de resistividad esférica enfocada (Sferical Focused Log) Este instrumento (SFL), mide la conductividad cercana al pozo, y proporciona la investigación a un nivel relativamente poco profundo, que es requerido para la evaluación de los efectos provocados por la invasión de lodo. (Alberto, 2006) En la actualidad la herramienta DIL-SFL se ha desarrollado para reemplazar la normal de 16 pulgadas y a los dispositivos LL8. 2.6.2.6.- Registro laterolog Existen varios sistemas de electrodos de enfoque con profundidades de investigación diferente. Su aplicación se basa en la determinación cuantitativa de Rt y Rxo; estos son utilizados para lectura profunda: - Laterolog 7. - Laterolog 3. - Laterolog profundo del registro doble, laterolog DLL. Para lectura media a somera: están integrados con herramientas de combinación:  Laterolog 8 de la herramienta doble inducción-laterolog DIL.  Laterolog poco profundo de la herramienta DLL y  El SFL de las combinaciones ISF, DIL-SFL 2.6.2.7. Registro micro resistividad esférica enfocada (MSFL) El MicroSFL es un dispositivo de registro esféricamente enfocado, montado en una almohadilla que ha reemplazado a los Microlaterolog y a las herramientas de Proximidad (Proximity). 21 Tiene dos ventajas distintas sobre los otros dispositivos de Rxo: El primero es su poder de combinarse con otras herramientas de registros, tales como Phasor Inducción, Array Induction y Dual Laterolog. Es una herramienta útil para zonas poco profundas, con presencia de costra de lodo. Las medidas del MicroSFL fueron diseñadas para minimizar el efecto de costra de lodo por cualquier aumento indebido en la profundidad de investigación. Figura 9. Herramienta de MSFL (Halliburton, 2002) 2.7.2.8.- Registro microlog (ML) Con la herramienta del Microlog, dos dispositivos de corto espaciamiento de diferentes profundidades de investigación proporcionan medidas de resistividad de un volumen muy pequeño de costra de lodo y de la formación inmediatamente adyacente al pozo. (Efrain, 2002) 22 La comparación de las lecturas de las dos curvas identifica costras con indicativos de invasión y por lo tanto de formaciones permeables. En cuanto el fluido de perforación entra en la formación permeable, los sólidos del lodo se acumulan en la pared del agujero y forman una costra. Normalmente, la resistividad de la costra es ligeramente mayor que la resistividad del lodo y considerablemente menor que la resistividad de la zona invadida cerca del pozo. (Efrain, 2002) El dispositivo micro normal de 2 pulgada tiene una mayor profundidad de investigación que la micro inversa; por consiguiente, es menos influenciado por la costra y lee una resistividad más alta produciendo una separación positiva de la curva. (Malinverno, 2008) En formaciones impermeables, las dos curvas leen casi iguales lecturas o exhiben alguna separación negativa. Bajo circunstancias favorables el Microlog puede usarse para obtener Rxo pero generalmente es considerado un buen indicador cualitativo de permeabilidad, en lugar de una medida de Rxo. (Malinverno, 2008) Identifica de zonas permeables. Determinación de la Sw usando los valores de Rxo y de Rt proporcionan un chequeo libre litológico e independiente de otros métodos. 23 Zona Permeable Figura 10. Micrologs (Freire V, 2015) 2.6.2.9.- Registro de proximidad (PL) El registro de proximidad mide la resistividad de la zona lavada con una influencia mínima del revoque de filtración o de la zona no perturbada. Los electrodos se encuentran instalados en un patín que se presiona contra la pared del pozo Es un registro más profundo que el microlateroperfil, lo que asegura que el revoque de filtración produzca menos efecto pero significa que el registro de proximidad es afectado más a menudo por la zona no perturbada. (Asquith, 2007) 24 2.6.2.10- Registro neutrónico Los perfiles neutrónicos son usados principalmente para ubicar formaciones porosas, que son rocas con espacios vacíos denominados poros. Dichos registros responden principalmente a la cantidad de hidrógeno presente en la formación. Así, en formaciones limpias, es decir con poca presencia de arcillas, cuando los poros están llenos de agua o petróleo, el perfil neutrónico nos da el valor del espacio poroso lleno de fluido. (Halliburton, 2003) Una fuente radioactiva, en este caso se trata de una muestra que emite neutrones, tal como Am-Be, colocada en la sonda que es el equipo que porta la fuente y el detector, emite continuamente neutrones a alta energía. Estos neutrones, al encontrarse con núcleos del material de formación, pierden energía, es decir son moderados por la formación hasta que alcanzan su estado térmico, en el cual su velocidad es similar a la de los átomos. (Halliburton, 2003) El Americio emite partículas alfa (partículas de Helio) las cuales colisionan con los átomos de Berilio produciendo neutrones. Este exceso de energía, ocasiona que los núcleos absorbentes se exciten y produzcan una emisión de rayos gamma (radiación electromagnética) denominados “Rayos Gamma de Captura” para equilibrar aquel exceso energético recibido. (Halliburton, 2003) De acuerdo al tipo de herramienta, ésta puede detectar los rayos gamma de captura o sus propios neutrones mediante un detector (o dos) colocado en la misma sonda. Aplicaciones: - Mide el índice de hidrógeno de la formación - Definir formaciones porosas. - Los equipos neutrónicos en uso incluyen el GNT, SNP y DSN. 25 Figura 11. Equipos para registro neutrónico (Baker, 2004) 2.7.2.11- Registro de densidad Ésta técnica es utilizada principalmente para determinar la porosidad de la formación. La medición de la densidad de la formación se aplica en la identificación de minerales, detección de gas, evaluación de arenas arcillosas, litologías complejas y en la determinación de arcillas petrolíferas. Una fuente radioactiva, que para este caso será una muestra que emita radiación gamma es colocada en una almohadilla que es aplicada contra la pared del pozo. Esta fuente emite hacia la formación rayos gamma, los cuales interaccionan con los electrones de la formación según el Efecto Compton. (Cesar, 1998) Estos últimos rayos son detectados y evaluados como una medida de la densidad de la formación, ya que el número de rayos gamma Compton está 26 directamente relacionado con el número de electrones en la formación. (Cesar, 1998) Una sonda radioactiva es colocada en la herramienta antes de bajar al pozo. La densidad se mide en g / cm3. Los equipos utilizados con frecuencia son los contadores Geiser-Müller o Escintilómetros, que son contadores proporcionales con fotomultiplicadores, y las fuentes normalmente usadas son: Cobalto (Co) que emite rayos gamma. Figura 12. Equipo registro de densidad (Halliburton, 2002) 2.6.2.12.-Registro sónico (SL) El perfil sónico mide el tiempo de tránsito de una onda de compresión (onda P), una onda de cizalla (onda S) o una onda Stoneley, a través de la formación. El tiempo de tránsito de intervalo Δt es el recíproco de la velocidad de la formación y se expresa en microsegundos por pie (μsec/pies) para evitar pequeñas fracciones decimales. (Gutierrez, 2003) 27 Se usan para la estimación de propiedades fundamentales de las rocas como porosidad y saturación. Ondas Compresivas (Ondas P) También llamadas de modo compresional normal u ondas primarias. Son un tipo de onda sísmica rápida con velocidades entre 4-7 km/s proveniente de una fuente mono polar, que viaja a través de la pared del pozo. La dirección de propagación de la onda es igual a la dirección de desplazamiento del material rocoso; la amplitud de la onda varía con la proporción de Poisson de la mezcla de roca-fluido. (Marlelis, 1998) Figura 13. Ondas de compresión (PEMEX, 2005) Ondas De Cizallamiento También llamadas transversales, rotacionales, distorsiónales, secundarias u ondas S. Se generan por la conversión de la onda compresional cuando se refracta en la cara del pozo. Se convierte nuevamente a una onda P cuando se refracta a través del pozo, para alcanzar el detector de la herramienta. La dirección de propagación de la onda es perpendicular al desplazamiento del material rocoso. Presentan velocidades entre 2 - 3 km/s. (Marlelis, 1998) 28 Figura 14. Ondas transversales (PEMEX, 2005) 2.6.2.13.- Registro de resonancia magnética nuclear La RMN se construye en base a una señal que proviene de los núcleos de hidrógeno. Los movimientos de los núcleos atómicos pueden controlarse y detectarse directamente con un aparato de resonancia magnética nuclear (RMN). Puede medir directamente la densidad de núcleos de hidrogeno en fluidos de yacimiento. Determina la presencia y las cantidades de diferentes fluidos (agua, petróleo y gas), así como también algunas de las propiedades específicas de los fluidos. Determina el tamaño de los poros que contiene el fluido. Son de interés en la búsqueda de hidrocarburos. 29 Figura 15. Esquema de herramienta RNM (PEMEX, 2005) 2.6.2.14.- Registro de imágenes resistivas Son herramientas eléctricas que generan una imagen de la formación a partir de mediciones de la resistividad de la zona invadida. La identificación y caracterización de fracturas en yacimientos de gas profundos y no convencionales. La identificación de intercalaciones de gas en yacimientos no convencionales de baja permeabilidad. La identificación de esfuerzos característicos in-situ que resultan cuando se perforan pozos cerca o sobre balance. 2.6.3.- INTERPRETACIÓN A continuación se va a explicar cómo es la interpretación de cada uno de los registros eléctricos usados. 2.6.3.1.- Potencial Espontáneo Para determinar el valor del SP en el registro, se debe primero trazar la línea base de lutitas de la zona de interés, para luego poder leer el valor de la curva en el track de correlación. 30 Línea base de Lutitas Lectura de SP Figura 16. Registro Potencial Espontáneo (Freire V, 2015) Este valor se puede utilizar para calcular la resistividad del agua con la siguiente ecuación: ⁄ Dónde: [ [ ] Rw: Resistividad de agua Rmfc: Resistividad del filtrado de lodo K: Factor TF: Temperatura de formación en ºF 31 ] 2.6.3.2.- Gamma Ray La lectura del registro de Gamma Ray se lo realiza tomando la lectura del gamma ray máximo y mínimo de la zona de interés y luego cada dos pies leer la curva en el track de correlación. Como lo indica la figura 17. Gr arcilla Gr máximo GR mínimo Figura 17. Registro Gamma Ray (Freire V, 2015) Mediante este registro se puede calcular el volumen de arcillas con la siguiente ecuación: [ ] 32 2.6.3.3.- Resistividad Leer los valores cada dos pies de la resistividad profunda y la resistividad somera en las zonas de interés para lo cual se lee como resistividad profunda la curva de LLD (curva de color en rojo) y como resistividad somera la curva ILS (curva de color en azul) en el track de resistividad. Figura 18. Registros Resistivos (Freire V, 2015) Las lecturas de estos registros ayudan a calcular la saturación de agua así como la movilidad de crudo mediante las siguientes ecuaciones: √ [ ] 33 √ [ ] [ ] Dónde: Sw: Saturación de agua fraccional Sxo: Saturación en la zona lavada fraccional F: Factor de formación Rw: Resistividad del agua Rt: Resistividad verdadera o profunda Rmfc: Resistividad del filtrado de lodo corregido Rxo: Resistividad de la zona lavada 2.6.3.4.- Densidad Para interpretar estos registros, se lo realiza leyendo cada dos pies la curva Densidad RHOB (color verde) en el track de porosidad como lo indica la figura 19. 34 Densidad Figura19. Registro de Densidad (Freire V, 2015) Se calcula la porosidad mediante la siguiente ecuación: Dónde: [ ] 35 2.6.3.5.- Neutron Para interpretar estos registros, se lo realiza leyendo cada dos pies la curva Neutron NPHI (color rojo) en el track de porosidad como lo indica la figura 20. Neutrón Figura 20. Registro Neutron (Freire V, 2015) Esta curva es un indicativo de la porosidad y se aplica en conjunto con los valores calculados de la curva de densidad con la siguiente ecuación: √ [ ] [ ] 36 Dónde: 2.6.3.6.- Sónico Para interpretar estos registros, se lo realiza leyendo cada dos pies la curva Sónica DT (color morado) en el track de porosidad como se indica en la figura 21 y posteriormente se aplica las ecuación 2.10. Sónico Figura 21. Registro Sónico (Freire V, 2015) 37 Para calcular la porosidad se aplica la siguiente ecuación: [ ] La tabla muestra los valores usados para el cálculo de porosidad con el registro sónico. Tabla 4. Valores sónicos para diferentes formaciones FORMACIÓN Arena Dolomita Caliza Anhidrita Fluido VALOR 55.5 47.6 43.5 50 189 (Cesar, 1998) 2.6.4.- PROPIEDADES FÍSICAS DE LAS ROCAS Cada una de las propiedades de la roca que se muestran en la figura 22 como la resistividad de la formación, resistividad del agua de formación, factor de resistividad, temperatura y presión, porosidad, permeabilidad y saturación se explican en los capítulos siguientes. 38 Figura 22. Esquema de un pozo (Schlumberger Charts, 2009) 2.6.4.1.- Resistividad de la formación La resistencia que ofrece un material al paso del flujo eléctrico es directamente proporcional a la longitud del material e inversamente proporcional a su área, como se expresa a continuación: Despejando la resistividad: La resistividad de las formaciones es indicativa de su litología y de su contenido de fluidos. Las formaciones geológicas conducen la corriente eléctrica solo mediante el agua que contienen. La mayoría de los minerales que constituyen las partes solidas de los estratos, cuando están absolutamente secos, son aislantes. De la misma manera, cualquier 39 cantidad de petróleo o gas puros que se encuentren en las formaciones, son eléctricamente no conductoras. (Chelloti, 2010) 2.7.4.2.- Resistividad del agua de formación El medio poroso de un yacimiento puede contener agua, petróleo y gas, ya sea individualmente o cualquiera de los dos o los tres elementos al mismo tiempo. La mayoría de las rocas de los yacimientos, sin embargo, contienen siempre cierta cantidad de agua de formación, aun cuando se aproximen a condiciones de ser mejoradas por petróleo. (PDVSA, 2006) El agua contenida en los poros de los estratos penetrados por la perforación, puede variar considerablemente de acuerdo a la localización geográfica, a la profundidad y a la edad geológica. Las aguas superficiales por lo general son dulces y de resistividad comparativamente alta, a medida que se perfora a mayor profundidad, el agua que se encuentra en las formaciones se hace más salada. Sin embargo, cabe señalar que este fenómeno no tiene nada de uniforme o regular. Son muchos los factores que pueden influenciar en la salinidad de los acuíferos profundos. Uno de ellos es la salinidad del mar que estaba presente cuando se depositaron los sedimentos, otro lo constituye la proximidad a las antiguas desembocaduras del río y sus aguas dulces, etc. (PDVSA, 2006) 2.7.4.3.- Temperatura y presión La temperatura y la presión también afectan de alguna u otra manera la producción de hidrocarburos presente en las formaciones. En el yacimiento, estos factores controlan las viscosidades y las solubilidades mutuas de los tres fluidos: petróleo, gas y agua. (PMEX, 2006) La temperatura de las formaciones es función de la profundidad a la cual se encuentra un determinado estrato y del gradiente geotérmico (la proporción en que aumenta la temperatura de acuerdo a la profundidad) del área considerada. 40 Comúnmente, la temperatura de un yacimiento productivo se dice que no varía demasiado, salvo algunas excepciones que muestran lo contrario. Se utiliza la siguiente ecuación para corregir la temperatura. 2.7.4.4.- Factor de resistividad de la formación [ ] Archie en 1 941, introdujo un concepto, el cual relaciona la resistividad, la porosidad y la saturación de agua en los yacimientos de hidrocarburos, dicho concepto es el de Factor de Resistividad de la Formación F, o simplemente Factor de Formación, por medio del cual se relaciona la resistividad de una arena saturada de agua Ro, con la resistividad del agua Rw. Se ha establecido de manera experimental que la resistividad de una formación pura con contenido de agua (esto es, una que no contenga hidrocarburos ni una cantidad apreciable de arcilla), es proporcional a la resistividad del agua con la cual está completamente saturada. De este modo si Ro es la resistividad de una roca de formación no arcillosa, saturada al 100% con agua de resistividad Rw, entonces: (Schlumberger, Curso Básico de interpretación de Registros eléctricos, 2006) En una porosidad determinada, la proporción Ro/Rw permanece casi constante para todos los valores de Rw por debajo de aproximadamente 1 Ohm-m. En el caso de aguas más dulces y con mayor resistividad, el valor de F puede disminuir a medida que aumenta la Rw. En el caso de un agua de salinidad dada, mientras mayor sea la porosidad de una formación, menor será la resistividad de la formación Ro, y también el Factor de Formación F. Por consiguiente el Factor de Formación esta inversamente relacionado a la porosidad, entonces: (Schlumberger, Interpretación de perfiles eléctricos guia de entrenamiento, 2004) 41 [ ] [ ] A través de los años, la experiencia ha propiciado una aceptación general de la siguiente relación: 2.7.4.5.- Porosidad La porosidad es la relación entre el volumen de vacíos de la roca y el volumen total de la misma expresada en porcentajes. Vo= Volumen de vacíos de la roca Vt= Volumen total de la roca La porosidad la podemos clasificar en:  Porosidad Total: Porosidad relacionada con el volumen total de vacíos que tiene la roca.  Porosidad Efectiva: Determinada por el volumen de vacíos interconectados entre sí que contienen fluidos.  Porosidad Primaria o Matricial: La que originalmente tiene la roca.  Porosidad Secundaria: Determinada por la fracturación de la roca o por fenómenos químicos posteriores a la formación de la roca. Grado de Porosidad Es un factor que nos permite clasificar la porosidad en función del porcentaje de vacíos que existen dentro de las rocas como se muestra en la Tabla 5. 42 Tabla 5. Grado de Porosidad Grado Porcentaje (%) Muy Pobre 1–5 Pobre 5 – 10 Medio- Regular 10 -15 Buena 15 – 20 Muy Buena > 20 (Escobar, 2000) Factores que inciden en la porosidad  Clasificación: Se refiere al mayor o menor contenido de granos del mismo tamaño dentro del reservorio, teniendo menor importancia que el tamaño de grano, pues alcanzan las mayores porosidades en areniscas bien clasificadas. (Cesar, 1998)  Forma o Redondez: Es el parámetro que implica que mientras más angulosos son los granos tienen mayor porosidad, sin embargo la permeabilidad se relacionará con la orientación que tengan los granos.  Compactación: Se produce por el peso de los sedimentos que se acumulan durante el proceso de sedimentación y a una mayor compactación se producen menores valores de porosidad y permeabilidad.  Orientación de los Granos: Afecta principalmente la permeabilidad y se tienen valores mayores en la dirección horizontal y paralela a los estratos y menores en el sentido vertical. 43  Matriz y Cemento entre granos: Está relacionada a la parte detrítica de la roca y a las precipitaciones químicas y bioquímicas que se dan durante el proceso de sedimentación. 2.6.4.6.- Permeabilidad Es la propiedad que tienen las rocas para dejar pasar los fluidos y la unidad de medidas es el Darcy; la permeabilidad de 1 Darcy se produce cuando “1 centímetro cúbico de un fluido con una viscosidad de 1 centipoise en 1 segundo, atraviesa una muestra de roca de 1 cm² de superficie por 1 cm de fondo en condiciones de 1 atmosfera de presión”. (Jorge, 1997) El Darcy es una unidad de medida muy grande, por lo cual se utiliza el milidarcy, y en los yacimientos explotables generalmente varía de 1 a 1000 milidarcy, lo cual no significa que existan yacimientos con valores mayores a un 1 Darcy. (Read, 1998). Tabla 6. Permeabilidad Tipo de Permeabilidad Milidarcy Pobre 1- 10 Buena 10 – 100 Muy Buena 100 - 1000 (Escobar, 2000) Tipos de Permeabilidad  Permeabilidad Horizontal o Paralela: Es la que se refiere a la permeabilidad medida en dirección paralela de los estratos.  Permeabilidad Transversal o Vertical: Es la permeabilidad medida en dirección perpendicular a los estratos. 44 La permeabilidad horizontal, normalmente es mayor a la vertical y es de mayor importancia al considerar la migración y solo en el caso de fracturas la vertical es mayor que la horizontal. La permeabilidad es más importante que la porosidad en un reservorio comercial, porque existen rocas porosas y no permeables; así por ejemplo una arenisca que tenga matriz calcárea o en el caso de las arcillas que son altamente porosas pero que son impermeables debido al tamaño microscópico de sus granos, la cual crea una tensión superficial que no permite que el fluido se mueva. (PDVSA, 2006) Medida de la Permeabilidad Laboratorio Se la mide en el laboratorio tomando una muestra representativa de la roca reservorio (Core o Núcleo), en la cual se somete al paso de un fluido a través de ella en condiciones de presión y temperatura estándar y se determina la permeabilidad de acuerdo a las características de la roca, de cada uno de los pozos. (Jorge, 1997) La permeabilidad se la mide a través de los resultados de las pruebas de producción y no existen registros eléctricos que midan indirectamente la permeabilidad. Correlaciones 1) Wyllie and Rose Para hidrocarburos [[ ] ] [ ] ] ] [ ] Para gas [[ 45 Dónde: Ke = permeabilidad en miliDarcys Swirr = saturación de agua irreductible = porosidad 2) Coates y Dumanoir { } [ ] [ ] C = constante de la fórmula de permeabilidad de Coates and Dumanoir ρh = densidad del hidrocarburo en g/cm3 W = constante de la fórmula de permeabilidad de Coates and Dumanoir Φ = porosidad Rw = resistividad del agua de formación a la temperatura de la formación Rt irr = resistividad profunda de una zona a saturación de agua irreductible (Swirr) K1/2 = raíz cuadrada de la permeabilidad; entonces K es igual a la permeabilidad expresada en milidarcys (mD) 3) Tixier [ ] K1/2 = raíz cuadrada de la permeabilidad; entonces K es igual a la permeabilidad expresada en miliDarcys (mD) : Porosidad 46 Swi: Saturación de agua irreductible 4) Timur [ ] [ ] K1/2 = raíz cuadrada de la permeabilidad; entonces K es igual a la permeabilidad expresada en miliDarcys (mD) : Porosidad Swi: Saturación de agua irreductible 5) Coates K1/2 = raíz cuadrada de la permeabilidad; entonces K es igual a la permeabilidad expresada en miliDarcys (mD) : Porosidad Swi: Saturación de agua irreductible. 2.6.4.7.- Saturación El término de saturación de un fluido se define como la fracción del volumen poroso del yacimiento ocupado por determinado fluido. La saturación se verá afectada por las condiciones del yacimiento, así como por los fluidos presentes en el mismo. Su nomenclatura corresponde a las letras Si, en donde el subíndice i corresponde a los fluidos agua (Sw), petróleo (So), gas (Sg). La saturación de un fluido se ve afectada matemáticamente por la siguiente ecuación So: (volumen de petróleo/volumen poroso)*100 Sw: (volumen de agua/volumen poroso)*100 47 Sg: (volumen de gas/volumen poroso)*100 En el medio poroso se cumplirá la siguiente relación: Sw + So + Sg = 1 %Sw + % So + %Sg = 100% [ ] [ ] La saturación residual: es la fracción de petróleo que queda en la roca después de aplicar todas las técnicas de recobro posibles. La saturación de agua depende de: Tamaño y distribución de los poros La profundidad de la muestra por encima de la zona productora. Tipos de saturación: 1. Saturación absoluta: cuando el volumen poroso lo ocupa un solo fluido 2. Saturación parcial: cuando hay más de un fluido presente en el yacimiento 3. Saturación crítica: es el valor mínimo de un fluido dentro de un yacimiento La determinación de la saturación de los fluidos presentes en los diferentes estratos de un yacimiento puede realizarse, al igual que la porosidad y la permeabilidad de dos formas diferentes: 1. Métodos Indirectos: por medio de registros de pozos (miden propiedades eléctricas y radioactivas) 2. Métodos directos: son utilizados en el laboratorio tale como: el método de la retorta, método de extracción por solvente, método de destilación, método de la temperatura critica. 2.6.4.7.1.- Ecuaciones para determinar la saturación de agua 48 1) Modelo de Archie Para formaciones limpias usar la ecuación de Archie. √ Dónde: [ ] [ ] Rw: resistividad del agua Rt: resistividad de la zona profunda F: factor de formación : porosidad Para formaciones arcillosas se usan las siguientes ecuaciones: 2) Modelo de Simandoux Este modelo se basa en que la conductividad o 1/Rt de una arena arcillosa se puede expresar de la siguiente manera: ( ) ( ) Donde Vsh y Rsh, son el volumen y la resistividad de las arcillas supra yacentes o infrayacentes respectivamente. La siguiente expresión es la ecuación de Simandoux para calcular Sw, si m=n=2: [[( ) ] ] [ ] [ ] Donde: a: tortuosidad 49 Rw: resistividad del agua : porosidad Rt: resistividad profunda Rsh: resistividad de la arcilla Vsh: volumen de arcilla 3) Modelo de Saraband [[( ) ] ] [ ] [ ] Donde: a: tortuosidad Rw: resistividad del agua : porosidad Rt: resistividad profunda Rsh: resistividad de la arcilla Vsh: volumen de arcilla 4) Modelo de Indonesia La ecuación de Indonesia es la usada en la cuenca oriente debido a que esta se ajusta a las propiedades de cada una de las arenas del campo Sacha. ⌈ ⌈ ⌈ ⌈ √ √ √ ⌉ ⌉ ⌉ ⌉ [ ] 50 Dónde: Rt: resistividad profunda Rw: resistividad del agua Rsh: resistividad de la arcilla Vsh: volumen de arcilla : porosidad m: factor de cementación n: exponente de saturación a: tortuosidad 2.6.4.7.2.- Saturación de agua irreductible Es toda el agua que está entrampada entre granos en una roca, o se sostiene en los capilares a través de la presión capilar. La saturación de agua irreducible, corresponde al agua que no se moverá, y la permeabilidad relativa para el agua es igual a cero. [ Dónde: [ ] ] BVW: volumen de agua poral : Porosidad Swirr: saturación de agua irreductible Sw: saturación de agua 51 2.7.- ACUÍFEROS Se puede definir como un volumen de agua depositado en las rocas subyacentes que está en contacto con una acumulación de hidrocarburos. Los acuíferos pueden ser grandes, medianos o pequeños; es decir, pueden presentarse en diferentes tamaños, también se conoce como estrato o formación geológica que almacena y transmite agua (permite la circulación de agua a través de sus poros o grietas) permitiendo que pueda ser explotado en cantidades económicamente apreciables. (Tarek, 2006) Los acuíferos pueden tener diferentes características, pueden ser acuíferos confinados o cerrados que no tiene contacto con fuente externa alguna, o pueden tener un extenso afloramiento que permite que fuentes externas de agua mantengan inalterable su capacidad de aporte de energía expulsiva. Un alto porcentaje de los yacimientos de hidrocarburos están asociados a éstos cuerpos de agua (acuífero) y de cualquier manera, estos constituyen una fuente de energía natural para los yacimientos. (Tarek, 2006) En general, se define el límite inicial entre el yacimiento y el acuífero asociado como contacto agua/petróleo. Sin embargo, la naturaleza de la roca/yacimiento y las densidades agua/petróleo pueden generar la existencia de amplias zonas de transición entre ambos fluidos, como resultado del balance entre las fuerzas capilares y las fuerzas gravitacionales. (Tarek, 2006) 2.7.1.- TIPOS DE ACUÍFEROS Cada uno de los acuíferos será explicado en los subcapítulos siguientes dentro de los cuales se tiene libres, confinados, semi-confinados, infinito y finito. 2.7.1.1.- Acuíferos Libres Son aquellos en los cuales existe una superficie libre del agua encerrada en ellos que se encuentra a presión atmosférica. La superficie del agua será el nivel freático (real) y podrá estar en contacto directo con el aire o no, lo 52 importante es que no tenga por encima ningún material impermeable. (Escobar, 2000) Figura 23. Acuíferos Libres (Schlumberger, 2007) 2.7.1.2.- Acuíferos Confinados Son aquellos en los que el agua que contienen está sometida a una presión superior a la atmosférica, y ocupa la totalidad de los poros o huecos de la formación geológica, saturándola totalmente. Están sellados por materiales impermeables que no permiten que el agua ascienda hasta igualar su presión a la atmosférica. (Escobar, 2000) Figura 24. Acuíferos Confinados (Schlumberger, 2007) 53 2.7.1.3.- Acuíferos Semi-Confinados Se caracterizan por tener la parte superior o/y la parte inferior sellada por materiales que no son totalmente impermeables, sino que constituyen un acuitardo, es decir, un material que permite una filtración vertical que alimenta muy lentamente al acuífero principal. (Escobar, 2000) 2.7.1.4.- Acuíferos Colgados Algunas veces se da una capa de material más o menos impermeable por encima del nivel real. El agua que se infiltra queda atrapada en esta capa para formar un lentejón, que normalmente tiene una extensión limitada sobre la zona saturada más próxima. Como se mencionó anteriormente el acuífero tiene una presión en la interface, pero, aparte de ésta tendrá un presión promedio ponderada del volumen general que corregida a un plano de referencia puede ser mayor o menor que la de la interface. Figura 25. Colgados (Schlumberger, 2007) 54 2.7.1.5.- Acuífero activo o infinito La intrusión de agua es igual a la rata total de producción. El yacimiento con acuíferos activos tienen una lenta y gradual declinación de presión. Su radio es aproximadamente 10 veces mayor al radio del yacimiento. 2.7.1.6.- Acuífero no activo o finito La caída de presión durante el tiempo de producción es notable, debido a que el acuífero no puede dar una respuesta total a la caída de presión para compensarla. 2.7.1.7.- Geometrías de flujo en acuíferos Empuje lateral El agua se desplaza a través de los flancos del yacimiento a medida que este produce hidrocarburos y la caída de presión al límite. Empuje de fondo Ocurre en yacimientos de gran superficie y con caídas suaves de presión en el cual el contacto agua-yacimiento se sitúa en la base. Empuje lineal Ocurre desde un flanco hacia el yacimiento con un área transversal constante. 55 Figura 26. Geometría de Acuíferos (Schlumberger, 2007) 2.7.2.- MECANISMOS DE EMPUJE 2.7.2.1.- Reservorio Hollín El mecanismo de producción principal en el reservorio de la formación Hollín es un empuje hidráulico activo, generado por un acuífero de comportamiento infinito, conectado en el fondo y lateralmente de oeste a este. Las características infinitas de este acuífero se deben a que es un “acuífero de tipo artesiano que presenta afloramientos en superficie y se recarga constantemente en las partes altas de la cordillera de los Andes.” Adicionalmente, se encuentra presente un mecanismo de producción por expansión de los fluidos y compresibilidad de la roca, sin embargo, debido a que la caída de presión es muy baja en este reservorio, este mecanismo de producción es despreciable”. (Napo, 2013) 2.7.2.2.- Reservorio Napo En la formación Napo el desplazamiento de los fluidos del yacimiento se debe a la expansión de los fluidos y compresibilidad de la roca, adicionalmente cuenta con acuíferos laterales para sus reservorios. La arena 56 “U” inferior, presenta dos acuíferos laterales claramente definidos, uno se inicia por el flanco noreste afectando la parte norte del reservorio y el otro en la parte suroeste. Los acuíferos laterales del yacimiento “U” son también un mecanismo de producción, que con el tiempo han venido inundando la parte centro y noreste del reservorio. En el reservorio “T” inferior, existe un acuífero lateral que viene del noreste del campo afectando en mayor grado la zona norte.” (Napo, 2013) 2.7.2.3.- Reservorio Basal Tena “Por las condiciones y el comportamiento del yacimiento, el mecanismo de producción del reservorio Basal Tena es por “gas en solución”, expansión de los fluidos y compresibilidad de la roca, empuje parcial y lateral de agua en la parte centro – noroeste y suroeste del campo. El empuje hidráulico ha sido importante pero no suficiente para mantener la presión en el área de drenaje. (Napo, 2013) 2.8.- RESERVAS En este subcapítulo se va a explicar las reservas que se tiene como los son reservas probadas, probables, posibles, no probadas, suplementarias, primarias, remantes, desarrolladas y no desarrolladas, finalmente se explica las formas de cálculo. 2.8.1.- RESERVAS PROBADAS Las reservas probadas son el volumen de hidrocarburos que se estima son recuperables de yacimientos conocidos por medio de mecanismos primarios o secundarios, es decir: elevación natural o artificial (bombeo mecánico, eléctrico, hidráulico o neumático), o mediante inyección de fluidos (agua, vapor, aire, CO2, gas seco, etc.). (Escobar, 2000) 2.8.2.- RESERVAS SUPLEMENTARIAS Las reservas suplementarias, son una subcategoría de las reservas probadas, son aquellas que se recuperarán mediante la aplicación de 57 varias técnicas llamadas en su conjunto, de recuperación mejorada (secundaria o terciaria). (Escobar, 2000) 2.8.3.- RESERVAS NO PROBADOS Es el volumen de petróleo que se estima puede ser recuperado de las arenas de las cuencas sedimentarias, donde el taladro aún no ha comprobado la presencia o no de yacimientos petrolíferos. 2.8.4.- RESERVAS PROBABLES Son aquellas reservas en donde el análisis de la información geológica y de ingeniería de estos yacimientos sugiere que son factibles de ser comercialmente recuperables. Si se emplean métodos probabilísticos para su evaluación existirá una probabilidad de al menos 50% de que las cantidades a recuperar sean iguales o mayores a la suma de las reservas probadas más las probables. El concepto de reserva probable difiere esencialmente del concepto de reserva probada, por el hecho de que no hay pozos exploratorios perforados en el área que se está evaluando. (Read, 1998) 2.8.5.- RESERVAS POSIBLES O POTENCIAL GEOLÓGICO Son aquellos volúmenes de hidrocarburos cuya información geológica y de ingeniería sugiere que es menos segura su recuperación comercial que las reservas probables. De acuerdo con esta definición, las reservas posibles son el volumen de hidrocarburos que se cree que existe en áreas aún no exploradas, determinando únicamente con base a criterios geológicos. (Escobar, 2000) 2.8.6.- RESERVAS REMANENTES Es el volumen de hidrocarburos medido a condiciones atmosféricas, que queda por producirse económicamente de un yacimiento a determinada fecha, con las técnicas de explotación aplicables. En otra forma, es la diferencia entre la reserva original y la producción acumulada de hidrocarburos en una fecha específica. 58 2.8.7.- RESERVAS DESARROLLADAS Aquellos volúmenes de hidrocarburos comercialmente recuperables de yacimientos por aquellos pozos e instalaciones de producción disponibles. 2.8.8.- RESERVAS NO DESARROLLADAS Aquellos volúmenes de hidrocarburos comercialmente que no pueden recuperarse de yacimientos por los pozos e instalaciones de producción disponibles. 2.8.9.- RESERVAS PRIMARIAS Aquel volumen de hidrocarburo que puede recuperarse por los distintos mecanismos de empuje del yacimiento tales como acuíferos, capa de gas, gas en solución, etc. 59 (Freire V,2015) 60 2.8.10.- CÁLCULO DE RESERVAS A continuación se muestra las principales formas de cálculo de reservas, para el presente trabajo se utilizó el método volumétrico. 2.8.10.11.- Método Volumétrico Se utiliza para calcular el Hidrocarburo Original En Sitio (POES y GOES) con base en el modelo geológico que geométricamente describe el yacimiento y a las propiedades de la roca y de los fluidos. Cálculo del Petróleo Original En Sitio (POES) El Petróleo Original En Sitio se calcula usando la siguiente ecuación: [ ] Una vez obtenido el POES, al aplicarle el Factor de Recobro, se obtienen las Reservas de Petróleo Recuperables Originales. 2.8.10.12.- Cálculo por Curvas de Comportamiento de Producción Se utilizan con frecuencia para estimar las reservas remanentes mediante la extrapolación del comportamiento de producción y ayudan en el diagnóstico del mecanismo de empuje en los yacimientos cuando se dispone de suficiente historia de producción-presión. Los principales tipos de curvas de declinación se refieren a las variables Producción Diaria vs. Tiempo y Producción Diaria vs. Producción Acumulada. (Rodriguez, 2007) 2.8.10.13.- Cálculo por Balance de Materiales Se utiliza para calcular el Petróleo Original En Sitio y cotejar con el resultado obtenido por el Método Volumétrico. El éxito de la aplicación de este método requiere de la historia de presiones, datos de producción y análisis PVT de los fluidos del yacimiento, que permiten así mismo predecir el petróleo recuperable. 61 2.8.10.14.- Cálculo por Simulación Numérica Consiste en la utilización de modelos matemáticos que simulan los procesos que tienen lugar en el medio poroso durante la producción del yacimiento. Se basa en la disgregación del yacimiento en un número de bloques, lo cual permite considerar sus heterogeneidades y predecir su comportamiento. La validez de este método requiere de una buena definición geológica del yacimiento y de las características de sus fluidos. (Rodriguez, 2007) 62 METODOLOGÍA La interpretación de cada uno de los datos petrofísicos para los pozos se los realizará en el programa Interactive Petrophysics siguiendo los siguientes pasos. 3.1.- SELECCIÓN Y CARGA DE DATOS El primer paso es escoger los pozos dentro del campo Sacha, los cuales contengan las arenas Hollín superior u Hollín Inferior; lo cual se realiza dentro del mapa del campo. Luego de revisar el mapa, los pozos que se eligieron son: Tabla 7. Listado de Pozos POZOS CAMPO SACHA 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 SACHA-147 SACHA-003 SACHA-011 SACHA-062 SACHA-081 SACHA-083 SACHA-091 SACHA-106 SACHA-114 SACHA-119 SACHA-127 SACHA-140D SACHA- 158 SACHA-164 D SACHA-175H SACHA-191 SACHA-193 SACHA-198 SACHA-213D SACHA-226D SACHA-231D SACHA-242D SACHA-262D 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55 56 SACHA-426 SACHA-441D SACHA-288D SACHA-454D SACHA-251D SACHA-273D SACHA-014 SACHA-031 SACHA-033 SACHA-044 SACHA-045B SACHA-065B SACHA-088 SACHA-093 SACHA-115 SACHA-128 SACHA-146 SACHA-154D SACHA-155D SACHA-159 SACHA-160D SACHA-161 SACHA-183 63 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 Continuación Tabla 7 Pozos Campo Sacha SACHA-300V 57 SACHA-353D 58 SACHA-362D 59 SACHA-351D 60 SACHA-400V 61 SACHA-303D 62 SACHA-430V 63 SACHA-452D 64 SACHA-247D 65 SACHA-246D 66 SACHA-189 SACHA-192 SACHA-204D SACHA-206D SACHA-214D SACHA-218D SACHA-227D SACHA-228D SACHA-253D SACHA-259D (Freire V, 2015) Luego se procede a cargar cada uno de los pozos mediante el programa, el cual se lo realiza de la siguiente forma. 1.- Crear una nueva base de datos en la pestaña “file” y luego “new data base”, para lo cual se desplegará el siguiente cuadro y posteriormente los guardamos con el nombre deseado como lo indica la figura 27. Figura 27. Creación de base de datos (Freire V, 2015) 2.- Se debe cargar el pozo que vamos a interpretar de nuestra base de datos, para lo cual vamos a la pestaña input/output, luego hacia 64 y se desplegará un cuadro en el que se selecciona el pozo; para este caso será el pozo 273D. Posteriormente se seleccionan las curvas que se va a utilizar; como los son la de gamma ray, potencial espontáneo, micro normal, micro inversa, caliper, resistividades, neutrón, sónico, densidad, fotoeléctrica. Ponemos en créate new well, lo guardamos con el nombre deseado y damos clic en load como lo indica la figura 28. Figura 28. Selección de curvas (Freire V, 2015) 65 3.- Dentro del pozo se abre la pestaña log plots y se selecciona triple combo como lo indica la figura 29, en cada uno de estos tracks se irán llenando las curvas de los registros eléctricos. Figura 29. Selección de plot (Freire V, 2015) 4.- Dar clic en el primer track con el cual se desplegara una ventana en la que se seleccionará las curvas y se pondrá las escalas pertinentes. Para este track se tendrá las curvas de gamma ray, potencial espontaneo, micro normal, micro inversa, bit size y caliper. Los valores de las escalas para el bit size son de 6 a 16, para el registro potencial espontaneo son de -20 a 80, para el gamma ray son de 0 a 200 y para el micro normal y micro inverso son de 20 a 0. Finalmente se selecciona el color para cada curva. Este proceso lo indica la figura 30 y figura 31. 66 Figura 30. Selección de curvas track 1 (Freire V, 2015) 67 Figura 31. Selección de contornos track 1 (Freire V, 2015) 5.- Dar clic en el tercer track y poner las curvas de resistividades, con su respectiva escala como lo indica la figura 32 en las cuales dentro de la escala izquierda se pone el valor de 0.2 y en la escala derecha 2000 en ohmios metros, de igual forma la escala del registro debe ser logarítmica y finalmente se escoge el color que se desee para cada curva. 68 Figura 32. Selección de curvas track 3 (Freire V, 2015) 6.- Dar clic en el cuarto track y poner las curvas de densidad, neutrón, sónico y fotoeléctrica con su respectiva escala. Primero colocar las escalas para densidad que son de 1.95 a 2.95, para neutrón de 0.45 a -0.15, para sónico de 140 a 40 y para el factor fotoeléctrico de 0 a 10. Finalmente seleccionamos el color para cada curva y el relleno que se quiera cuando exista un cruce de curvas como lo indican las figuras 33 y 34. 69 Figura 33. Selección de curvas track 4 (Freire V, 2015) 70 Figura 34. Selección de contornos track 4 (Freire V, 2015) 7.- Finalmente los datos cargados se presentarán de la siguiente forma como lo indica la figura 35. En el cual en el track de correlación se tiene los registros de gamma ray, potencial espontaneo, bit size, micro normal e inverso y caliper. En el track de resistividades se tienen todas las curvas de resistividad somera, media y profunda. En el track de porosidad se tiene las curvas de densidad, neutrón, sónico y factor fotoeléctrico. Y en el track de profundidad se tiene la profundidad en md, TVD y la temperatura. 71 Figura 35. Presentación del registro (Freire V, 2015) 3.2.- TOPES Y BASES Los topes y bases una vez determinados mediante los registros eléctricos, son colocados de la siguiente forma: 1.- Seleccionar los topes y bases de la siguiente tabla. 72 Tabla 8. Topes y Bases pozo 273 Pozo SAC-273D SAC-273D SAC-273D SAC-273D SAC-273D SAC-273D SAC-273D SAC-273D SAC-273D SAC-273D SAC-273D SAC-273D SAC-273D SAC-273D SAC-273D SAC-273D SAC-273D SAC-273D SAC-273D SAC-273D SAC-273D Superficie BT NP MCM1 CZM2 BCM2 CZA BCZA US UI BUI CZB BCZB TI BTI MT CZC HS BHS HI CAP FWL MD (pies) 9 544 9 549 9 855 10 085 10 111 10 174 10 246 10 272 10 324 10 353 10 425 10 441 10 520 10 596 10 617 10 694 10 698 10 720 10 724 10 762 10 781 (Freire V, 2015) 2.- En la pestaña “well” seleccionar “manage zone/tops”, luego seleccionar “new tops” y en la pantalla que se despliega copiar la tabla dando clic en el botón , luego se lo guarda con el nombre que se desee y se presiona ok como indica la figura 36 y figura 37. 73 Figura 36. Ventana de creación de topes (Freire V, 2015) Figura 37. Topes (Freire V, 2015) 5.- Luego de esto hacemos clic derecho en el track de profundidad, seleccionamos new track y en este nuevo track en el cabezal hacemos clic izquierdo y se despliega un cuadro en el cual colocamos los siguientes datos como lo muestra la figura 38. 74 Figura 38. Ventana de input de topes y bases (Freire V, 2015) 4.- Finalmente se hace clic en “edit format” y en el cuadro que se despliega seleccionamos “define” y en el cuadro siguiente seleccionamos los topes y el color de división de cada uno, se da clic en “all subsequent” y por ultimo lucirán de esta manera como lo muestra la figura 39 y figura 40. 75 Figura 39. Definición de topes (Freire V, 2015) 76 Figura 40. Presentación de topes (Freire V, 2015) 3.3- CÁLCULO DE TVD Para los pozos direccionales u horizontales se debe llevar de MD a TVD de la siguiente forma. 1.- Obtener los surveys del pozo con los datos de MD, azimut e inclinación como lo indica la tabla 9. Tabla 9. Surveys pozo 273 SURVEYS POZO 273 D MD (pies) 0 100 200 300 400 INC (º) AZIMUT (º) MD (pies) INC (º) AZIMUT (º) 0 0.17 0.16 0.27 0.47 0 56.81 66.2 69.56 65.93 5458 5555 5651 5749 5845 26.08 23.83 21.48 20.69 18.75 155.57 156.09 155.4 156.49 155.75 77 Continuación Tabla 9 MD (pies) 500 600 633 700 750 816 900 1000 1100 1191 1305 1403 1499 1596 1692 1788 1885 1982 2079 2176 2272 2369 2465 2561 2656 2754 2850 2948 3045 3141 3239 3335 3432 3528 3625 3722 3819 3916 4013 4109 INC (º) AZIMUT (º) MD (pies) INC (º) AZIMUT (º) 0.3 0.89 1.04 1.97 3.02 4.54 5.06 4.65 6.92 10.15 12.89 15.28 17.4 19.3 21.47 23.49 25.46 26.68 27.66 29.33 30.61 31.72 32.09 32.85 34.45 36.12 38.44 40.15 39.7 39.98 42.58 42.32 40.64 40.94 40.29 38.88 39.04 39.97 40.47 40.76 67.19 113.58 119.07 136.63 150.16 156.05 160.49 172.32 173.05 169.75 161.76 157.49 154.62 153.58 155.21 155.06 152.92 152.78 153.12 153.18 154.07 154.79 153.86 154.44 153.42 153.71 154.45 155.03 155.09 155.19 155.93 155.83 156.16 157.2 157.83 158.31 157.71 157.38 157.44 156.17 5943 6039 6136 6230 6265 6431 6528 6625 6720 6819 6914 7012 7107 7205 7302 7399 7496 7592 7690 7785 7882 7981 8075 8172 8267 8363 8458 8558 8656 8752 8849 8946 9042 9138 9237 9332 9423 9557 9654 9750 16.57 14.61 13.42 12.33 12.08 10.7 10.03 9.43 8.08 5.1 2.51 0.35 2.03 2.2 2.27 2.16 2.2 2.28 2.22 2.36 2.32 2.38 2.3 2.32 1.77 1.07 1.51 1.52 1.47 1.59 1.29 1.1 1.21 1.33 1.18 1.12 1.24 1.57 1.26 0.9 156.03 155.38 155.67 154.51 155.66 154.59 154.32 158.32 158.74 165.27 178.5 343.73 348.55 350.35 351.66 348.9 343.69 346.58 349.45 345.13 345.62 346.39 350.79 359.63 15.09 96.28 142.15 156.97 157.47 152.82 150.31 156.87 158.71 157.64 149.32 144.2 154.71 132.65 137.79 146.89 78 Continuación Tabla 9 MD (pies) 4205 4302 4398 4495 4592 4688 4785 4880 4977 5076 5168 5266 5362 INC (º) AZIMUT (º) MD (pies) INC (º) AZIMUT (º) 41.74 41.69 41.53 41.04 40.14 39.68 38.22 37.44 35.73 33.36 31.64 29.36 27.4 155.38 153.39 153.36 154.07 154.5 153.58 153.83 152.31 151.58 152.33 153.01 154.12 154.49 9849 9946 10042 10139 10235 10331 10429 10526 10622 10719 10815 10838 10910 0.76 0.72 0.87 0.89 0.9 0.99 0.7 0.73 0.73 0.71 0.57 0.55 0.5 157.97 163.46 181.44 190.04 207.39 223.84 179.15 173.18 194.29 212.82 216.67 224.6 230.3 2.- Ir a la pestaña “calculation” y al botón ,luego se pega los valores de la tabla y se da clic en run, finalmente se añade los nuevos valores a la gráfica en el track de profundidad dando clic en el mismo, se selecciona TVD y clic en ok como lo indica la figura 41. 79 Figura 41. Ventanas de input TVD (Freire V, 2015) 3.4.- CÀLCULO DE GRADIENTE DE TEMPERATURA 1.- De los registros del pozo obtener los valores de temperatura de superficie y temperatura de fondo en el cabezal del mismo como lo indica la figura 42. 80 Figura 42. Cabezal registro (Freire V, 2015) 2.- Ir a la pestaña “calculation” y al botón en el cual se pone los datos de temperatura de superficie y de fondo y pulsar run como lo indica la figura 43. Figura 43. Calculo del gradiente de temperatura (Freire V, 2015) 81 3.5.- CÁLCULO DEL VOLUMEN DE ARCILLA 1.- En la pestaña “interpretation” seleccionamos el botón en el cual se despliega un cuadro en el cual seleccionamos las curvas para interpretación, en este caso se tiene dos indicadores con las curvas de gamma ray, neutrón y densidad, y se presiona run como lo indica la figura 44. Figura 44. Ventana del volumen de arcilla (Freire V, 2015) 2.- En la ventana que se abre procedemos a realizar el análisis de cada una de las zonas, en el track 4 se ajusta el volumen de arcilla con la curva de gamma ray y en el track 5 se ajusta el volumen de arcilla con las curvas densidad y neutrón seleccionando los máximos y mínimos, finalmente en el track 6 se muestra el resultado del volumen de arcilla como se muestra en la figura 45. 82 Figura 45. Ventana de ajuste del volumen de arcilla (Freire V, 2015) 3.- Una vez realizado el análisis se procede a colocar en nuestro track de resultados el volumen de arcilla en el cual la parte verde representa lutita y la parte amarilla representa arena como lo muestra la figura 46. 83 Figura 46. Presentación del volumen de arcilla (Freire V, 2015) 3.5.- CÁLCULO DEL SATURACIÓN DE AGUA 1.- En la pestaña “interpretation” se selecciona el botón en el cual se despliega un cuadro en el cual se selecciona las curvas de neutrón, densidad, sónico, foto eléctrico, resistividad verdadera, resistividad de la zona lavada, volumen de arcilla y la temperatura; subsiguiente se selecciona el modelo inicial neutrón-densidad con 3 minerales y finalmente se utiliza la ecuación de saturación; que para el campo Sacha es la ecuación modificada de Indonesia y clic en ok como lo muestra la figura 47. 84 Figura 47. Ventana de saturación (Freire V, 2015) 2.- En el plot de saturación que se va a desplegar, se procede a realizar el análisis para cada zona, ajustando las curvas con los datos del campo. Primero en el track de porosidad se ajusta la curva de densidad, neutrón, factor foto eléctrico y sónico según la zona en la que se encuentre ya sea arena o lutita, posteriormente ajustamos los valores de las curvas de resistividad de la zona virgen y resistividad de la zona lavada en base a la zona de lutitas, luego se ajusta la curva de salinidad la cual se selecciona según el valor correspondiente para cada zona con los datos del campo como lo muestra la figura 48. 85 Figura 48. Ventana de ajustes saturación (Freire V, 2015) 4.- Se hace clic en el botón “display water and porosity saturation” y en cada una de las pestañas se procede a llenar según los valores del pozo y del cabezal del registro. La tabla 10 muestra los parámetros de saturación usados como se muestra en la figura 49. 86 Tabla 10. Parámetros de saturación PARÁMETROS PARA SATURACIÓN Formación Exponente de cementación (m) Exponente de saturación (n) Factor de tortuosidad (a) Basal Tena Napo U Napo T Hollin inferior Hollin superior 2 1,83 1,76 1,97 1,77 2 2,44 1,96 1,6 1,6 0,81 0,81 0,81 0,81 0,81 (Freire V, 2015) Figura 49. Ventana de parámetros saturación (Freire V, 2015) 3.6.- RESULTADOS Para desplegar los resultados se realiza clic en la pestaña “Interpretation”, luego en el icono y se despliega una ventana en la cual se selecciona las curvas de entrada las cuales serán porosidad, saturación de agua, volumen de arcilla y TVD como lo muestra la figura 50, 87 luego se selecciona las curvas de salida las cuales van a ser las zonas netas de pago, volumen de arcilla, porosidad y saturación de agua como lo muestra la figura 51, posteriormente se selecciona las zonas las cuales se va a evaluar, en este caso en particular Hollín inferior y superior como lo muestra la figura 52, después en la pestaña de cutoffs se pone los valores para descartar zonas las cuales son una porosidad de hasta 10%, volumen de arcilla hasta 40% y saturación de agua hasta 50% como lo muestra la figura 53, finalmente en la ventana de reportes seleccionamos la manera en la cual se quiere que se presente los resultados en la hoja final como lo muestra la figura 54. Por último los resultados para el pozo 273 D se muestran en la tabla 11 y el resultado para todos los pozos se presentan en las tablas 15 y 16. Figura 50. Curvas de entrada (Freire V, 2015) 88 Figura 51. Curvas de salida (Freire V, 2015) Figura 52. Zonas (Freire V, 2015) 89 Figura 53. Cutoffs (Freire V, 2015) Figura 54. Ventana de resultados (Freire V, 2015) A continuación se presentan los resultados del pozo 273 D obtenidos en el programa. 90 Tabla 11. Resultados Pozo 273 D Pozo Zona SACHA-273D HI Tope (pies) Base (pies) 9 920.74 9 958.73 Gross Net (pies) (pies) 38.00 ɸ Sw Vcl 34.75 0.163 0.20 0.07 3.7.- CÁLCULOS PARA LA EVALUACIÓN DE ZONAS DE INTERÉS Para ejemplificar se toma datos del pozo Sacha – 273D la zona Hollín inferior la cual se va a comparar los resultados con el programa Interactive Petrophysics. Lo que se analiza al principio son las curvas del registro para identificar las zonas de interés como se observa en la figura 55 de debe tener un gamma ray bajo lo que es indicativo de una zona limpia, separación entre la curva micro normal y micro inversa lo que indica que es una zona permeable, resistividades altas que indican que hay hidrocarburos y una separación entre las curvas de densidad y neutrón que indica que hay porosidad en la zona de interés. Figura 55. Registro pozo 273 (Freire V, 2015) 91 3.7.1.- DATOS DEL REGISTRO DE LA ZONA U SUPERIOR Rmf= 1.88 @ 76.2ºF BHT= 208 º F PT= 10 957 pies PF= 10 726 pies 3.7.2.- CÁLCULO DE LA TEMPERATURA DE LA FORMACIÓN (T2) 205.22 ºF 3.7.3.- CÁLCULO DEL RMF CORREGIDO Cuando el Rmfc es mayor a 0.1 se multiplica por 0.85 Ohm 3.7.4.- CÁLCULO DE RESISTIVIDAD DEL AGUA Para el cálculo de la resistividad de agua se ocuparán los datos de resistividad que se sacaron en base de las salinidades para cada arena y la locación del pozo dentro del campo como se muestra en la tabla 12. 92 Tabla 12. Salinidades del campo Sacha SALINIDAD CAMPO SACHA ZONA SALINIDAD (ppm NaCl) Rw @ 75 ºF NORTE CENTRO-SUR NORESTE EXTREMOS CENTRO-SUR NORESTE 78 960 49 350 41 125 69 069 46 060 32 900 0.0875 0.1314 0.1546 0.0979 0.1397 0.1894 HS TODO EL CAMPO 13 892,5 0.4221 HI TODO EL CAMPO 2 961 1.8294 FORMACIÓN U T 3.7.5.- CÁLCULO DE D 3.7.6.- CÁLCULO DEL VSH 3.7.7.- CÁLCULO DE POROSIDAD El valor de Neutron Porosity en la tercera pista. √ 93 √ 3.7.8.- CÁLCULO DE POROSIDAD EFECTIVA 3.7.9.- CÁLCULO SATURACIÓN DE AGUA √ F= factor de formación Dónde: El valor de Rt leer de la curva de resistividad profunda √ √ F= factor de formación 94 Dónde: √ 3.7.10.- CÁLCULO SATURACIÓN PETRÓLEO So= 1 – Swa So= 1 – 0.3373 So= 0.6627 * 100 % So= 66.27 % 3.7.11.- CÁLCULO MOVILIDAD DEL CRUDO √ El valor de Rxo leer la resistividad de la zona lavada √ = 41.71 % Movilidad del crudo MOS = Sxo – Sw 95 MOS= 0.4171 – 0.3373 MOS= 0.0798 3.7.12.- CÁLCULO DEL SOR SOR= 1 – Sxo SOR= 1 – 0.4171 SOR = 0.5826 Como SO > SOR el petróleo es móvil 3.7.13.- CALCULO DE SATURACION DE AGUA PARA ZONAS ARCILLOSAS Cuando se encuentra en una zona de que no esté limpia, lo que quiere decir que contenga arcillas se usa la ecuación de indonesia. ⌈ ⌈ ⌈ ⌈ √ ⌈ ⌈ ⌈ ⌈ √ √ √ √ √ ⌉ ⌉ ⌉ ⌉ ⌉ ⌉ ⌉ ⌉ Como se observa, se obtuvieron los siguientes resultados para la evaluación de la zona Hollín inferior, en la tabla 13 se muestran los valores promedios y en la tabla 18 se observan los cálculos completos para la zona, los cuales 96 comparados con el programa corresponden como se muestra en la siguiente tabla. Tabla 13. Resultados Pozo 273D Cálculo Programa Manual Pozo SACHA273D SACHA273D Zona Tope (pies) Base (pies) Gross (pies) Net (pies) HI 9 920 9 958 38 34 0.16 0,208 0,07 HI 9 920 9 958 38 34 0,15 ɸ Sw 0,23 Vcl 0,04 3.8- DETERMINACIÓN DE CONTACTOS Para determinar los contactos en los registros eléctricos se debe observar las curvas de resistividad bajo ciertas condiciones como: un cambio brusco en la curva de resistividad total y/o una resistividad total baja y constante en zona de arenas. En el capítulo de análisis y resultados se muestra la tabla con los resultados para los pozos evaluados. La figura 56 muestra como determinar un contacto. La tabla 17 muestra los contactos de los 400 pozos evaluados en el capítulo de análisis de resultados. 97 CAP Figura 56. Contactos agua - petróleo (Freire V, 2015) 3.9.- CÁLCULO DE RESERVAS Para calcular las reservas primero se debe realizar un mapa de isópacas con las coordenadas de cada pozo y el espesor neto de cada uno de estos como se muestra en la tabla 14. El mapa se muestra en el anexo 2. Tabla 14. Espesores y coordenadas de pozos Pozo SACHA-003 SACHA-011 SACHA-014 Espesor Neto (pies) 48.00 63.25 21.75 X (m) 295091 293991 292005 Y (m) 9968341 9965809 9966496 98 Continuación Tabla 14 Espesor Neto (pies) Pozo SACHA-031 29.50 SACHA-033 42.75 SACHA-044 34.25 SACHA-045B 36.50 SACHA-062 30.00 SACHA-065B 23.25 SACHA-083 65.75 SACHA-106 19.50 SACHA-114 65.00 SACHA-115 60.25 SACHA-119 34.75 SACHA-127 29.50 SACHA-128 76.75 SACHA-140D 28.50 SACHA-146 9.50 SACHA-147S 48.25 SACHA-154D 31.50 SACHA-155D 0.00 SACHA-158 20.50 SACHA-159 30.25 SACHA-160D 29.50 SACHA-161 17.00 SACHA-164D 51.75 SACHA-183 29.50 SACHA-189 29.00 SACHA-191 23.50 SACHA-192 37.00 SACHA-193 25.75 SACHA-198 18.50 SACHA-204D 60.00 SACHA-206D 21.50 SACHA-213D 43.50 SACHA-214D 40.25 SACHA-218D 37.75 SACHA-226D 18.25 SACHA-227D 35.00 SACHA-228D 35.75 SACHA-231D 42.50 SACHA-242D 18.75 SACHA-246D 27.50 X (m) 294404 294616 289827 290835 288416 294782 290994 293702 293355 292514 294007 294399 290140 293832 288763 294583 289667 289717 291095 289435 294436 294737 294466 289974 293273 292656 296410 288391 290053 294502 292902 296033 296769 295182 296237 295698 293948 295040 295662 294918 Y (m) 9969851 9964973 9958556 9957773 9957427 9973724 9962168 9966412 9966076 9967004 9965253 9966263 9960737 9967060 9954922 9967288 9954867 9953857 9958552 9958248 9973188 9969309 9968388 9960293 9959069 9961335 9971926 9956292 9954418 9976190 9970224 9972283 9972231 9973486 9971564 9972045 9973816 9974262 9971543 9966925 99 Continuación Tabla 14 Espesor Neto (pies) Pozo SACHA-251D 41.88 SACHA-253D 52.75 SACHA-259D 27.00 SACHA-262D 13.00 SACHA-273D 34.75 SACHA-288D 15.50 SACHA-300V 26.50 SACHA-351D 11.75 SACHA-353D 58.75 SACHA-362D 45.25 SACHA-400V 32.88 SACHA-426 34.75 SACHA-441D 15.75 SACHA-452D 50.50 SACHA-454D 18.00 X (m) 295435 295871 294441 294638 296325 295489 290797 293506 291915 288758 292900 294080 296258 296470 296445 Y (m) 9968633 9968684 9974071 9978874 9970306 9979290 9953436 9957925 9957497 9958268 9960375 9957336 9978725 9973983 9973394 Posteriormente se miden las áreas dentro de cada curva y mediante la razón de áreas se determina si se aplica el método trapezoidal o piramidal para calcular el volumen de cada área con las siguientes ecuaciones. Si la razón es mayor a 0.5 se aplica la ecuación trapezoidal y si es menor a 0,5 la ecuación piramidal. La tabla 15 muestra estos cálculos. [ √ ] 100 Tabla 15. Área para cada curva ÁREA A0 A1 A2 A3 A4 A5 A6 A7 A8 A9 A10 A11 Sección Acres 39760,6 31511,05 25166,25 18921,93 13192,35 9298,43 6086,48 3190,64 1605,12 868,79 324,18 45,16 CÁLCULO DE VOLUMEN PARA CADA ÁREA Espesor Razón Ecuación pies (A1/A0) 15 15 15 15 15 15 15 15 15 15 15 0,79 0,80 0,75 0,70 0,70 0,65 0,52 0,50 0,54 0,37 0,14 TRAPEZOIDAL TRAPEZOIDAL TRAPEZOIDAL TRAPEZOIDAL TRAPEZOIDAL TRAPEZOIDAL TRAPEZOIDAL TRAPEZOIDAL TRAPEZOIDAL PIRAMIDAL PIRAMIDAL Volumen Total (Vb) Volumen Acres - pie 534537,4 425079,8 330661,4 240857,1 168680,9 115386,8 69578,4 35968,2 18554,3 6137,5 1942,8 1947384,5 Finalmente se calcula las reservas con la fórmula del POES con la porosidad ponderada y la saturación de agua ponderada para lo cual cada porosidad y cada saturación se multiplican por el espesor y el total se divide para el espesor total. Para obtener las reservas en superficie (N) se aplica la siguiente ecuación: N = 1733598408,09 BBl 101 Para obtener las reservas explotables multiplicamos por el factor de recobro, para el caso de Hollín es del 20.7%. R = N * Fr R = 1733598408,09 * 0.207 R = 358854870.5 BBl 102 ANÁLISIS DE RESULTADOS 4.1.- ANÁLISIS Lo primero que se realiza es un análisis rápido del pozo viendo las curvas del registro. Se va a analizar el pozo 273 como ejemplo. Como se puede observar en la figura 57 la zona de Hollín inferior se encuentra desde 9920 pies hasta 9958 pies, debido a que la curva de GR presenta valores bajos lo que significa presencia de arena , de la misma forma las curvas de micro normal y micro inversa presenta una separación característica de zonas permeables; las curvas de resistividad presentan valores altos lo que indica la presencia de hidrocarburos y las curvas de densidad y neutrón tienen una separación que indica una zona porosa, de la misma forma en el track de litología se observa que la zona Hollín inferior es una zona con bajo contenido de arcilla. En el track 7 se observa la presencia de porosidad en la zona y en el track 8 se observa la saturación de agua en la formación Hollín. Todos estos análisis se realizaron para los 63 pozos evaluados con el objetivo de obtener parámetros petrofísicos como: Saturación, Porosidad, Espesores netos y Volumen de arcilla. Todos estos parámetros serán usados para calcular las reservas de petróleo del campo Sacha y se muestran en la tabla 21. La tabla 16 muestra cada uno de los parámetros petrofísicos evaluados para cada uno de los pozos para las zonas: Hollín Inferior y Superior. La tabla 17 muestra de la misma forma los pozos evaluados, pero descartando los pozos que contengan una saturación de agua mayor al 50 %, contenido de arcilla mayor al 40% y porosidad menor al 10%. 103 Figura 57. Interpretación del pozo 273 D (Freire, 2015) 104 Tabla 16. Sumario Petrofísico de los pozos evaluados SUMARIO DEL RESERVORIO Pozo SACHA-147S SACHA-003 SACHA-011 SACHA-062 SACHA-081 SACHA-083 SACHA-091 SACHA-106 SACHA-114 SACHA-119 SACHA-127 SACHA-140D SACHA-158 SACHA-164D SACHA-191 SACHA-193 SACHA-198 SACHA-213D SACHA-226D Zona HS HS HS HS HS HS HS HS HS HS HS HS HS HS HS HS HS HS HS Top (pies) 9 824.78 9 889.00 9 802.00 9 808.00 9 785.00 9 829.00 9 805.00 9 814.00 9 806.00 9 803.00 9 820.00 9 803.92 9 828.00 9 807.41 9 816.00 9 821.00 9 817.00 9 871.83 9 900.85 Bottom (pies) 9859.78 9 911.00 9 842.00 9 839.00 9 814.00 9 848.00 9 824.00 9 846.00 9 842.00 9 839.00 9 869.00 9 836.92 9 871.00 9 838.41 9 832.00 9 859.00 9 845.00 9 885.83 9 921.85 Gross (pies) 35.00 22.00 40.00 31.00 29.00 19.00 19.25 32.00 36.00 36.00 49.00 33.00 43.00 30.99 16.00 38.00 28.00 14.00 21.00 Net (pies) 20.25 1.50 7.50 0.00 2.50 5.00 0.00 6.50 14.00 18.25 31.00 16.75 11.00 24.00 7.00 18.50 0.50 4.50 5.50 ɸ 0.119 0.215 0.124 --0.121 0.111 --0.127 0.125 0.145 0.150 0.130 0.120 0.148 0.143 0.133 0.102 0.132 0.168 Sw 1.000 1.000 0.908 --0.172 0.289 --0.865 1.000 0.636 0.656 1.000 0.340 0.614 0.450 0.779 0.996 0.365 0.067 Vcl 0.376 0.476 0.322 --0.185 0.332 --0.250 0.359 0.266 0.349 0.230 0.270 0.338 0.360 0.431 0.411 0.188 0.168 105 Continuación Tabla 16 Pozo Zona Top (pies) Bottom (pies) Gross (pies) Net (pies) ɸ Sw Vcl SACHA 231D HS 9 887.18 9 906.17 18.99 14.49 0.141 1.000 0.216 SACHA-242D HS 9 904.14 9 916.07 11.93 2.86 0.141 0.488 0.284 SACHA-262D HS 9 906.86 9 956.86 50.00 27.75 0.121 0.847 0.177 SACHA -300V HS 9 844.00 9 862.00 18.00 4.00 0.144 1.000 0.381 SACHA-353D HS 9 834.10 9 857.82 23.71 6.42 0.118 0.784 0.291 SACHA-362D HS 9 822.01 9 850.80 28.79 15.89 0.173 1.000 0.206 SACHA-351D HS 9 876.39 9 895.39 19.00 10.00 0.136 0.156 0.344 SACHA-400V HS 9 854.71 9 886.71 32.00 0.00 --- --- --- SACHA-430V HS 9 972.04 9 993.54 21.50 11.00 0.121 1.000 0.312 SACHA-452D HS 9 898.44 9 921.42 22.98 6.49 0.111 0.905 0.359 SACHA-246D HS 9 837.53 9 876.53 39.00 25.00 0.143 0.910 0.283 SACHA-426 HS 9 901.48 9 935.97 34.48 9.50 0.133 0.575 0.221 SACHA-441D HS 9 940.73 9 973.70 32.97 7.87 0.112 1.000 0.293 SACHA-288D HS 9 904.16 9 940.36 36.20 5.38 0.111 1.000 0.239 SACHA-454D HS 9 887.45 9 917.92 30.47 19.66 0.130 0.304 0.202 SACHA-251D HS 9 853.92 9 884.92 31.00 16.75 0.141 0.531 0.324 SACHA-273D HS 9 894.74 9 916.74 22.00 0.00 --- --- --- SACHA-014 HS 9 776.00 9 815.00 39.00 14.75 0.140 1.000 0.366 SACHA-031 HS 9 834.00 9 881.00 47.00 1.50 0.119 1.000 0.314 SACHA-033 HS 9 815.00 9 842.00 27.00 2.50 0.118 1.000 0.384 SACHA-044 HS 9 795.00 9 812.00 17.00 1.00 0.103 1.000 0.402 SACHA-045B HS 9 774.00 9 809.00 35.00 1.00 0.118 0.147 0.488 SACHA-065B HS 9 862.00 9 883.00 21.00 0.00 --- --- --- SACHA-088 HS 9 802.00 9 833.00 31.00 1.00 0.107 1.000 0.378 106 Continuación Tabla 16 Pozo Zona Top (pies) Bottom (pies) SACHA-115 SACHA-128 SACHA-146 SACHA-154D SACHA-155D SACHA-159 SACHA-160D SACHA-161 SACHA-183 SACHA-189 SACHA-192 SACHA-204D SACHA-206D SACHA-214D SACHA-218D SACHA-227D SACHA-228D SACHA-253D SACHA-259D SACHA-147S SACHA-003 SACHA-011 SACHA-062 SACHA-081 HS HS HS HS HS HS HS HS HS HS HS HS HS HS HS HS HS HS HS HI HI HI HI HI 9 814.00 9 773.00 9 804.00 9 763.15 9 800.31 9 809.00 9 860.58 9 855.00 9 831.00 9 866.00 9 912.00 9 859.25 9 854.48 9 914.87 9 867.90 9 870.24 9 888.49 9 861.70 9 884.50 9 865.78 9 932.00 9 860.00 9 855.00 9 823.00 9 847.00 9 786.00 9 829.00 9 786.14 9 843.31 9 835.00 9 881.57 9 902.00 9 845.00 9 888.00 9 924.00 9 878.25 9 879.48 9 926.87 9 886.90 9 896.24 9 901.40 9 886.52 9 904.50 9 940.77 10 004.00 9 934.00 9 903.00 9 849.00 Gross (pies) Net (pies) 33.00 13.00 25.00 23.00 43.00 26.00 20.99 47.00 14.00 22.00 12.00 19.00 25.00 12.00 19.00 26.00 12.91 24.82 20.00 74.99 72.00 74.00 48.00 26.00 21.50 3.50 4.00 0.00 3.00 8.25 7.37 5.50 2.00 9.75 6.00 11.50 13.00 0.00 10.00 15.75 7.70 17.13 5.00 58.37 48.25 63.25 30.00 0.00 ɸ Sw Vcl 0.134 0.120 0.135 --0.109 0.116 0.125 0.117 0.120 0.165 0.123 0.125 0.121 --0.140 0.133 0.134 0.141 0.125 0.152 0.162 0.188 0.143 --- 0.523 0.045 0.374 --0.417 0.318 0.260 0.572 0.251 0.097 0.270 1.000 1.000 --0.679 0.193 1.000 0.649 0.488 0.428 0.311 0.194 0.214 --- 0.298 0.436 0.360 --0.179 0.348 0.246 0.204 0.069 0.214 0.402 0.301 0.295 --0.277 0.229 0.409 0.256 0.192 0.269 0.279 0.171 0.300 --- 107 Pozo SACHA-091 SACHA-106 SACHA-114 SACHA-119 SACHA-127 SACHA-140D SACHA-158 SACHA-164D SACHA-191 SACHA-193 SACHA-198 SACHA-213D SACHA-226D SACHA 231D SACHA-242D SACHA-262D SACHA -300V SACHA-353D SACHA-362D SACHA-351D SACHA-400V SACHA-430V SACHA-452D Zona HI HI HI HI HI HI HI HI HI HI HI HI HI HI HI HI HI HI HI HI HI HI HI Top (pies) 9 824.00 9 852.00 9 850.00 9 853.00 9 880.00 9 845.92 9 886.00 9 847.40 9 847.00 9 867.00 9 855.00 9 892.83 9 935.85 9 915.17 9 929.99 9 963.86 9 877.00 9 869.68 9 854.77 9 900.39 9 893.71 9 999.04 9 930.41 Continuación Tabla 16 Bottom Gross (pies) (pies) Net (pies) 9 824.00 0.00 0.00 9 925.00 73.00 25.25 9 922.50 72.50 66.75 9 916.00 63.00 34.75 9 922.00 42.00 30.25 9 901.91 55.99 29.75 9 933.00 47.00 20.50 9 920.39 72.99 54.24 9 882.00 35.00 24.25 9 916.00 49.00 25.75 9 910.00 55.00 29.00 9 958.32 65.50 44.62 9 960.84 25.00 18.25 9 975.14 59.97 47.23 9 962.80 32.81 24.24 9 989.36 25.50 17.25 9 909.00 32.00 26.50 9 929.01 59.33 58.59 9 909.66 54.89 45.08 9 922.89 22.50 11.75 9 926.71 33.00 33.00 10 036.04 37.00 $$4.00 9 998.35 67.94 53.20 ɸ --0.128 0.151 0.174 0.149 0.187 0.158 0.195 0.144 0.129 0.118 0.141 0.140 0.156 0.157 0.162 0.153 0.159 0.169 0.152 0.161 0.114 0.187 Sw --0.259 0.148 0.068 0.201 0.183 0.218 0.133 0.139 0.215 0.450 0.190 0.286 0.217 0.407 0.371 0.207 0.158 0.176 0.171 0.116 1.000 0.171 Vcl --0.350 0.183 0.109 0.338 0.129 0.198 0.218 0.304 0.308 0.277 0.121 0.153 0.144 0.168 0.054 0.146 0.134 0.114 0.201 0.133 0.356 0.101 108 Pozo SACHA-441D SACHA-288D SACHA-454D SACHA-251D SACHA-273D SACHA-014 SACHA-031 SACHA-033 SACHA-044 SACHA-045B SACHA-065B SACHA-088 SACHA-093 SACHA-115 SACHA-128 SACHA-146 SACHA-154D SACHA-155D SACHA-159 SACHA-160D SACHA-161 SACHA-183 SACHA-189 Zona HI HI HI HI HI HI HI HI HI HI HI HI HI HI HI HI HI HI HI HI HI HI HI Top (pies) 9 978.69 9 947.22 9 936.61 9 898.92 9 920.74 9 821.00 9 891.00 9 874.00 9 822.00 9 815.00 9 894.00 9 846.00 9 937.00 9 856.00 9 792.00 9836.00 9 795.14 9 858.31 9 839.00 9 887.57 9 912.00 9 851.00 9 895.00 Continuación Tabla 16 Bottom Gross (pies) (pies) Net (pies) 10 010.67 31.97 20.23 9 982.49 35.27 27.43 9 970.57 33.76 22.39 9 966.92 68.00 44.75 9 958.73 38.00 35.25 9 926.00 105.00 99.50 9 946.00 55.00 29.50 9 928.00 54.00 42.75 9 874.00 52.00 39.25 9 856.00 41.00 36.50 9 952.00 58.00 26.25 9851.00 5.00 0.00 9 942.00 5.00 0.00 9 934.00 78.00 61.50 9 890.00 98.00 76.75 9 920.00 84.00 17.75 9 838.14 43.00 32.75 9 874.31 16.00 1.75 9 891.50 52.50 30.25 9920.56 32.99 29.74 9 940.00 28.00 17.50 9 908.00 57.00 39.25 9 926.00 31.00 29.25 ɸ 0.144 0.128 0.152 0.178 0.163 0.179 0.124 0.165 0.170 0.158 0.140 ----0.145 0.138 0.119 0.113 0.148 0.146 0.151 0.140 0.146 0.155 Sw 0.394 0.550 0.417 0.239 0.208 0.838 0.169 0.188 0.340 0.123 0.290 ----0.112 0.113 0.589 0.130 1.000 0.164 0.167 0.238 0.422 0.163 Vcl 0.128 0.156 0.142 0.173 0.070 0.179 0.279 0.253 0.329 0.377 0.218 ----0.222 0.428 0.218 0.243 0.204 0.190 0.112 0.125 0.109 0.142 109 Pozo SACHA-206D SACHA-214D SACHA-218D SACHA-227D SACHA-228D SACHA-253D SACHA-259D SACHA-093 SACHA-083 SACHA-246D SACHA-426 SACHA-192 SACHA-204D Zona HI HI HI HI HI HI HI HS HI HI HI HI HI Top (pies) 9 912.48 9 933.87 9 891.90 9 909.23 9 909.34 9 902.40 9 913.50 9 891.00 9 854.00 9 880.53 9 940.46 9 937.00 9 888.25 Continuación Tabla 16 Bottom Gross (pies) (pies) Net (pies) 9 939.48 27.00 22.50 9 992.12 58.24 41.62 9 937.89 46.00 43.50 9 957.23 48.00 41.00 9 965.93 56.59 39.96 9 956.03 53.63 53.13 9 967.49 54.00 31.25 9 924.00 33.00 3.50 9 950.00 96.00 66.25 9 931.53 51.00 29.25 9 988.44 47.98 35.48 9 990.25 53.25 38.50 9 964.25 76.00 63.00 ɸ 0.165 0.161 0.161 0.158 0.142 0.176 0.135 0.134 0.159 0.142 0.147 0.146 0.160 Sw 0.154 0.203 0.231 0.228 0.312 0.102 0.315 0.272 0.239 0.144 0.215 0.162 0.152 Vcl 0.143 0.156 0.142 0.148 0.223 0.136 0.238 0.118 0.129 0.133 0.154 0.213 0.117 110 Tabla 17. Sumario Petrofísico de las zonas de pago de los pozos evaluados SUMARIO DE PAGO DEL RESERVORIO Pozo SACHA-147S SACHA-003 SACHA-011 SACHA-062 SACHA-081 SACHA-083 SACHA-091 SACHA-106 SACHA-114 SACHA-119 SACHA-127 SACHA-140D SACHA-158 SACHA-164D SACHA-191 SACHA-193 SACHA-198 SACHA-213D SACHA-226D Zona HS HS HS HS HS HS HS HS HS HS HS HS HS HS HS HS HS HS HS Top (pies) 9 824.78 9 889.00 9 802.00 9 808.00 9 785.00 9 829.00 9 805.00 9 814.00 9806.00 9 803.00 9 820.00 9 803.92 9 828.00 9 807.41 9 816.00 9 821.00 9 817.00 9 871.83 9 900.85 Bottom (pies) 9 859.78 9 911.00 9 842.00 9 839.00 9 814.00 9 848.00 9 824.00 9 846.00 9 842.00 9 839.00 9 869.00 9 836.92 9 871.00 9 838.41 9 832.00 9 859.00 9 845.00 9 885.83 9 921.85 Gross (pies) 35.00 22.00 40.00 31.00 29.00 19.00 19.25 32.00 36.00 36.00 49.00 33.00 43.00 30.99 16.00 38.00 28.00 14.00 21.00 Net (pies) 0.00 0.00 0.00 0.00 2.50 5.00 0.00 1.00 0.00 7.25 13.50 0.00 11.00 9.50 5.00 7.00 0.00 4.50 5.50 ɸ --------0.121 0.111 --0.145 --0.151 0.168 --0.120 0.172 0.153 0.114 --0.132 0.168 Sw --------0.172 0.289 --0.362 --0.122 0.296 --0.340 0.230 0.280 0.352 --0.365 0.067 Vcl --------0.185 0.332 --0.193 --0.180 0.287 --0.270 0.264 0.337 0.441 --0.188 0.168 111 Pozo SACHA 231D SACHA-242D SACHA-262D SACHA -300V SACHA-353D SACHA-362D SACHA-351D SACHA-400V SACHA-430V SACHA-452D SACHA-246D SACHA-426 SACHA-441D SACHA-288D SACHA-454D SACHA-251D SACHA-273D SACHA-014 SACHA-031 SACHA-033 SACHA-044 SACHA-045B Zona HS HS HS HS HS HS HS HS HS HS HS HS HS HS HS HS HS HS HS HS HS HS Top (pies) 9 887.18 9 904.14 9 906.86 9 844.00 9 834.10 9 822.01 9 876.39 9 854.71 9 972.04 9898.44 9 837.53 9 901.48 9 940.73 9 904.16 9 887.45 9 853.92 9 894.74 9 776.00 9 834.00 9 815.00 9 795.00 9 774.00 Continuación Tabla 17 Bottom Gross (pies) (pies) Net (pies) 9 906.17 18.99 0.00 9 916.07 11.93 1.75 9 956.86 50.00 5.00 9 862.00 18.00 0.00 9 857.82 23.71 1.75 9 850.80 28.79 0.00 9 895.39 19.00 10.00 9 886.71 32.00 0.00 9 993.54 21.50 0.00 9 921.42 22.98 1.00 9 876.53 39.00 3.50 9 935.97 34.48 5.00 9 973.70 32.97 0.00 9 940.36 36.20 0.00 9 917.92 30.47 17.00 9 884.92 31.00 10.00 9 916.74 22.00 0.00 9 815.00 39.00 0.00 9881.00 47.00 0.00 9 842.00 27.00 0.00 9 812.00 17.00 0.00 9 809.00 35.00 1.00 ɸ --0.154 0.149 --0.121 --0.136 ----0.121 0.156 0.139 ----0.134 0.143 ----------0.118 Sw --0.229 0.339 --0.218 --0.156 ----0.435 0.415 0.226 ----0.269 0.352 ----------0.147 Vcl --0.236 0.061 --0.208 --0.344 ----0.332 0.214 0.125 ----0.190 0.355 ----------0.488 112 Pozo SACHA-093 SACHA-115 SACHA-128 SACHA-146 SACHA-154D SACHA-155D SACHA-159 SACHA-160D SACHA-161 SACHA-183 SACHA-189 SACHA-192 SACHA-204D SACHA-206D SACHA-214D SACHA-218D SACHA-227D SACHA-228D SACHA-253D SACHA-259D SACHA-147S SACHA-003 SACHA-011 Zona HS HS HS HS HS HS HS HS HS HS HS HS HS HS HS HS HS HS HS HS HI HI HI Top (pies) 9 891.00 9 814.00 9 773.00 9 804.00 9 763.15 9 800.31 9809.00 9 860.58 9 855.00 9 831.00 9 866.00 9 912.00 9 859.25 9 854.48 9 914.87 9 867.90 9 870.24 9 888.49 9 861.70 9 884.50 9 865.78 9 932.00 9 860.00 Continuación Tabla 17 Gross Bottom (pies) (pies) Net (pies) 9 924.00 33.00 3.50 9 847.00 33.00 13.00 9 786.00 13.00 3.50 9 829.00 25.00 4.00 9 786.14 23.00 0.00 9 843.31 43.00 2.00 9 835.00 26.00 7.00 9881.57 20.99 5.50 9 902.00 47.00 2.50 9 845.00 14.00 2.00 9 888.00 22.00 9.75 9 924.00 12.00 4.50 9 878.25 19.00 0.00 9 879.48 25.00 0.00 9926.87 12.00 0.00 9 886.90 19.00 4.50 9 896.24 26.00 15.50 9 901.40 12.91 0.00 9 886.52 24.82 9.00 9 904.50 20.00 3.50 9 940.77 74.99 48.25 10 004.00 72.00 48.00 9 934.00 74.00 63.25 ɸ 0.134 0.143 0.120 0.135 --0.109 0.116 0.130 0.127 0.120 0.165 0.123 ------0.125 0.133 --0.153 0.131 0.155 0.162 0.188 Sw 0.272 0.277 0.045 0.374 --0.124 0.229 0.137 0.133 0.251 0.097 0.097 ------0.203 0.188 --0.381 0.445 0.365 0.308 0.194 Vcl 0.118 0.300 0.436 0.360 --0.107 0.361 0.222 0.088 0.069 0.214 0.376 ------0.268 0.225 --0.294 0.169 0.263 0.279 0.171 113 Pozo SACHA-081 SACHA-083 SACHA-091 SACHA-106 SACHA-114 SACHA-119 SACHA-127 SACHA-140D SACHA-158 SACHA-164D SACHA-191 SACHA-193 SACHA-198 SACHA-213D SACHA-226D SACHA 231D SACHA-242D SACHA-262D SACHA -300V SACHA-353D SACHA-362D SACHA-351D Zona HI HI HI HI HI HI HI HI HI HI HI HI HI HI HI HI HI HI HI HI HI HI Top (pies) 9 823.00 9 854.00 9 824.00 9 852.00 9 850.00 9 853.00 9 880.00 9 845.92 9 886.00 9 847.40 9 847.00 9 867.00 9 855.00 9 892.83 9 935.85 9 915.17 9 929.99 9 963.86 9 877.00 9 869.68 9 854.77 9 900.39 Continuación Tabla 17 Bottom (pies) Gross (pies) Net (pies) 9 849.00 26.00 0.00 9 950.00 96.00 65.75 9 824.00 0.00 0.00 9 925.00 73.00 19.50 9 922.50 72.50 65.00 9 916.00 63.00 34.75 9 922.00 42.00 29.50 9 901.91 55.99 28.50 9 933.00 47.00 20.50 9 920.39 72.99 51.75 9 882.00 35.00 23.50 9 916.00 49.00 25.75 9 910.00 55.00 18.50 9 958.32 65.50 43.50 9 960.84 25.00 18.25 9 975.14 59.97 42.50 9 962.80 32.81 18.75 9989.36 25.50 13.00 9 909.00 32.00 26.50 9 929.01 59.33 58.75 9 909.66 54.89 45.25 9 922.89 22.50 11.75 ɸ --0.159 --0.129 0.150 0.174 0.149 0.189 0.158 0.198 0.144 0.129 0.117 0.141 0.140 0.158 0.152 0.159 0.153 0.159 0.169 0.152 Sw --0.237 --0.131 0.123 0.068 0.182 0.152 0.218 0.103 0.111 0.215 0.136 0.174 0.286 0.170 0.289 0.260 0.207 0.151 0.173 0.171 Vcl --0.126 --0.375 0.185 0.109 0.336 0.129 0.198 0.205 0.302 0.308 0.259 0.121 0.153 0.126 0.184 0.060 0.146 0.133 0.115 0.201 114 Pozo SACHA-452D SACHA-246D SACHA-426 SACHA-441D SACHA-288D SACHA-454D SACHA-251D SACHA-273D SACHA-014 SACHA-031 SACHA-033 SACHA-044 SACHA-045B SACHA-065B SACHA-088 SACHA-093 SACHA-115 SACHA-128 SACHA-146 SACHA-154D SACHA-155D SACHA-159 SACHA-160D SACHA-161 Zona HI HI HI HI HI HI HI HI HI HI HI HI HI HI HI HI HI HI HI HI HI HI HI HI Top (pies) 9 930.41 9 880.53 9 940.46 9 978.69 9 947.22 9 936.61 9898.92 9 920.74 9 821.00 9 891.00 9 874.00 9 822.00 9 815.00 9 894.00 9 846.00 9 937.00 9 856.00 9 792.00 9 836.00 9 795.14 9 858.31 9 839.00 9 887.57 9 912.00 Continuación Tabla 17 Bottom (pies) Gross (pies) 9998.35 67.94 9 931.53 51.00 9 988.44 47.98 10 010.67 31.97 9 982.49 35.27 9 970.57 33.76 9 966.92 68.00 9 958.73 38.00 9 926.00 105.00 9 946.00 55.00 9 928.00 54.00 9874.00 52.00 9 856.00 41.00 9 952.00 58.00 9 851.00 5.00 9 942.00 5.00 9 934.00 78.00 9 890.00 98.00 9920.00 84.00 9 838.14 43.00 9 874.31 16.00 9 891.50 52.50 9 920.56 32.99 9 940.00 28.00 Net (pies) 50.50 27.50 34.75 15.75 15.50 18.00 41.88 34.75 21.75 29.50 42.75 34.25 36.50 23.25 0.00 0.00 60.25 76.75 9.50 31.50 0.00 30.25 29.50 17.00 ɸ 0.188 0.143 0.148 0.148 0.135 0.157 0.177 0.163 0.173 0.124 0.165 0.175 0.158 0.143 ----0.145 0.138 0.113 0.113 --0.146 0.151 0.141 Sw 0.139 0.098 0.203 0.333 0.245 0.284 0.210 0.208 0.233 0.169 0.188 0.315 0.123 0.218 ----0.095 0.113 0.289 0.099 --0.164 0.162 0.232 Vcl 0.097 0.125 0.152 0.118 0.112 0.111 0.177 0.070 0.176 0.279 0.253 0.310 0.377 0.207 ----0.220 0.428 0.218 0.244 --0.190 0.110 0.122 115 Pozo SACHA-183 SACHA-189 SACHA-192 SACHA-204D SACHA-206D SACHA-214D SACHA-218D SACHA-227D SACHA-228D SACHA-253D SACHA-259D SACHA-065B SACHA-088 SACHA-062 SACHA-400V SACHA-430V Zona HI HI HI HI HI HI HI HI HI HI HI HS HS HI HI HI Top (pies) 9 851.00 9 895.00 9 937.00 9 888.25 9912.48 9 933.87 9 891.90 9 909.23 9 909.34 9 902.40 9 913.50 9 862.00 9 802.00 9 855.00 9 893.71 9 999.04 Continuación Tabla 17 Bottom (pies) Gross (pies) 9 908.00 57.00 9 926.00 31.00 9 990.25 53.25 9 964.25 76.00 9 939.48 27.00 9 992.12 58.24 9 937.89 46.00 9 957.23 48.00 9 965.93 56.59 9 956.03 53.63 9 967.49 54.00 9 883.00 21.00 9 833.00 31.00 9 903.00 48.00 9 926.71 33.00 10 036.04 37.00 Net (pies) 29.50 29.00 37.00 60.00 21.50 40.25 37.75 35.00 35.75 52.75 27.00 0.00 0.00 30.00 32.88 0.00 ɸ 0.140 0.155 0.145 0.162 0.167 0.162 0.164 0.161 0.142 0.176 0.135 ----0.143 0.161 --- Sw 0.317 0.156 0.136 0.120 0.137 0.184 0.136 0.143 0.262 0.089 0.231 ----0.214 0.112 --- Vcl 0.112 0.141 0.208 0.110 0.139 0.150 0.111 0.135 0.219 0.137 0.226 ----0.300 0.133 --- 116 La tabla 18 muestra los contactos agua petróleo (CAP) para el campo Sacha en el cual se analizaron los 400 pozos que tiene el campo. Para determinar los contactos debe haber un cambio de resistividad brusco dentro de la zona de interés, así como también una linealidad de la resistividad mostrando valores bajos como se indicó en el capítulo de metodología. Una vez determinado el contacto se procede a trazarlo sobre el mapa estructural como se muestra en la figura 58. Tabla 18. Contactos Agua - Petróleo Pozo Surface X (m) Surface Y (m) Cap (pies) S-001 S-002 S-003 S-004 S-006 S-008 S-009 S-011 S-012 S-013 S-014 S-016 S-018 S-019 S-020 S-022 S-023 S-024 S-025 S-026 S-028 S-034 S-035 S-037 290807 289933 295092 294864 293968 292765 292439 293991 293474 293094 292006 291792 291232 291919 295047 291631 294823 294250 291508 290375 292269 294254 293586 292691 9963504 9955781 9968342 9975793 9968829 9965765 9964755 9965809 9964787 9963799 9966497 9967316 9964453 9963628 9968919 9965436 9965988 9963994 9962626 9962326 9961750 9966826 9967729 9962817 9 029 9 051 9 047 9043 9 042 9 029 9 042 9 031 9029 9 030 9 035 9 030 9 034 9 004 9 038 9 023 9 039 9024 9 010 9 033 9 025 9 024 9 020 9 024 117 Continuación Tabla 18 Pozo Surface X (m) Surface Y (m) Cap (pies) S-040 S-042 S-04B S-058 S-062 S-063 S-067 S-068 S-087 S-114 S-115 S-116 S-119 S-120 S-123 S-124 S-125 S-126 S-127 S-128 S-131 S-132 S-133 S-134 S-136 S-137 S-138 S-139 S-141 S-143 S-144 S-146 S-147D S-148 S-151D S-152D 290043 290792 294832 295577 288416 295904 289182 292231 292576 293356 292514 293701 294008 294080 289582 290003 295256 294154 294400 290140 291413 290055 294839 290676 294090 289737 295020 293882 288816 295771 295160 288763 294583 293736 290262 293356 9962996 9960515 9975817 9972882 9957427 9970999 9956625 9958944 9963414 9966077 9967004 9963554 9965254 9964499 9957098 9957940 9978772 9967507 9966263 9960737 9966739 9959083 9970289 9964697 9968146 9956241 9973118 9962378 9955805 9964277 9964835 9954922 9967288 9969434 9956495 9971028 9 017 9 023 9 043 9 054 9 028 9 046 9 015 9 008 9 010 9 016 9 022 9 009 9 017 9 012 9 017 9 032 9 034 9 035 9 014 9 000 9 016 9 058 9 033 9 008 9 033 9 024 9 014 9 029 9 022 9 044 9 036 9 045 9 023 9 037 9 022 9 038 118 Continuación Tabla 18 Pozo Surface X (m) Surface Y (m) Cap (pies) S-153 S-154D S-155D S-156 S-158 S-159 S-160D S-161 S-165D S-167 S-170 S-172D S-177D S-178D S-181D S-188D S-189 S-192 S-193 S-194D S-195D S-196D S-199D S-203D S-205D S-206D S-208D S-209D S-210D S-212D S-213D S-214D S-215D S-216D S-217D 290029 289668 289718 289880 291096 289435 294437 294737 294373 294153 294345 292615 295784 294467 289233 289533 293273 296410 288391 290427 290925 291039 290554 293071 294339 292903 292774 294080 296480 293089 296033 296770 291794 291717 296005 9957383 9954868 9953857 9956782 9958553 9958248 9973188 9969309 9975630 9974379 9971726 9959346 9977707 9975076 9957281 9957928 9959069 9971926 9956292 9960207 9960132 9959437 9960843 9971461 9962799 9970224 9958871 9959411 9972553 9958478 9972283 9972231 9958611 9958035 9972982 9 015 9 014 9 032 9 048 9 060 9 017 9 005 9 027 9 021 9 046 9 031 9 035 9 036 9 030 9 021 9 032 9 064 9 059 9 036 9 039 9 029 9 028 9 046 9 010 9 035 9 020 9 036 9 037 9 043 9 034 9 030 9 063 9 060 9 023 9 032 119 Continuación Tabla 18 Pozo Surface X (m) Surface Y (m) Cap (pies) S-220D S-222D S-226D S-227D S-228D S-230D S-233D S-235D S-236D S-238D S-239D S-240D S-241D S-242D S-245D S-248D S-249D S-253D S-256D S-257D S-258D S-259D S-260D S-261D S-262D S-263D S-264D S-265D S-268D S-273D S-274D S-275D S-285D S-287D S-288D S-300 291091 288834 296238 295698 293946 296198 294672 295053 295102 295430 295784 296663 296687 295658 295237 295800 294463 295877 296345 290279 290857 294442 294439 294827 294639 295251 294554 295297 290538 296326 295722 295267 295959 294932 295493 290797 9957074 9953857 9971565 9972045 9973816 9963043 9974532 9975216 9976414 9973951 9973519 9971408 9971783 9971542 9966290 9966620 9968879 9968683 9969423 9953835 9954738 9974071 9978075 9977769 9978875 9978344 9977416 9976892 9954282 9970307 9970520 9971107 9973995 9977222 9979296 9953436 9 056 9 055 9 038 9 029 9 027 9 053 9 037 9 038 9 051 9 031 9 027 9 059 9 055 9 041 9 034 9 035 9 020 9 039 9 007 9 057 9 027 9 041 9 053 9 049 9 049 9 049 9 046 9 054 9 004 9 012 9 035 9 022 9 039 9 012 9 026 9 005 120 Continuación Tabla 18 Pozo Surface X (m) Surface Y (m) Cap (pies) S-301D S-302D S-305D S-306D S-307D S-310 S-311D S-312D S-313D S-315D S-316D S-318D S-320D S-321D S-322D S-331D S-332D S-333D S-350 S-352D S-353D S-355D S-361D S-364D S-372D S-376D S-378D S-380 S-381D S-384D S-390 S-391D S-392D S-393D S-394D S-400 290407 291395 290934 291278 291972 291743 292074 290898 291801 291511 290779 291004 296827 297233 292597 288840 288547 288042 292820 292440 291908 292683 287734 289198 292728 293011 292025 291000 290931 291488 289416 289547 290062 288845 288932 292901 9953158 9954205 9953968 9953161 9953481 9955638 9954914 9955362 9954468 9956351 9956052 9956523 9972763 9972115 9956514 9955347 9954279 9955200 9958066 9958447 9957494 9957073 9958887 9959954 9952558 9953018 9952838 9951801 9950582 9950971 9951700 9950218 9950222 9950939 9950277 9960376 9 011 9 062 9 004 9 077 9 054 9 070 9 067 9 029 9 080 9 049 9 032 9 058 9 065 9 068 9 010 9 019 9 024 9 048 9 058 9 027 9 029 9 065 9 039 9 004 9 097 9 096 9 102 9 028 9 078 9 030 9 100 9 076 9 066 9 096 9 010 9 024 121 Continuación Tabla 18 Pozo Surface X (m) Surface Y (m) Cap (pies) S-401D S-402D S-403D S-404D S-405D S-406D S-411D S-442D S-451D S-452D S-453D S-455D S-456D S-458D S-45B S-481D S-483 S-484D S-486D 293817 294088 293438 293508 293273 294495 292509 297630 295569 296470 295385 296940 297363 296949 290835 296528 296572 295641 295987 9959905 9960351 9959581 9960498 9960037 9959918 9954630 9978163 9975006 9973984 9975600 9975298 9974276 9973817 9957773 9960219 9961155 9961899 9960205 9 055 9 025 9 029 9 032 9 031 9 052 9 031 9 072 9 055 9 065 9 021 9 071 9 058 9 058 9 040 9 099 9 094 9 065 9 063 122 Figura 58. Contacto Agua – Petróleo Campo Sacha (Víctor H Freire, 2015) La tabla 19 muestra el cálculo completo de los parámetros petrofísicos para el pozo 273D que se utilizó como ejemplo de cálculo en el capítulo de metodología en los cuales cada dos pies de la zona de interés se debe leer los valores de gamma ray, densidad, neutrón, resistividad verdadera, resistividad de la zona lavada, para calcular la saturación, porosidad y volumen de arcilla. Estos resultados al compararlos con el programa coinciden como lo muestra la tabla 20. 123 Tabla 19. Calculo de parámetros petrofísicos pozo 273D Profundidad 10726 10728 10730 10732 10734 10736 10738 10740 10742 10744 10746 10748 10750 10752 10754 10756 10758 10760 Datos Leídos Rt (ohm-m) Rxo (ohm-m) ρb 1297 291 2.45 2916 160 2.37 2702 64.5 2.30 8395 65.2 2.30 3977 57.4 2.31 2524 75.5 2.33 4517 91 2.35 1446 96.5 2.30 1408 56.3 2.28 1357 62.1 2.32 2465 76.3 2.35 2317 70.6 2.31 1041 62 2.32 1655 81.5 2.30 1299 86.4 2.32 2436 91.4 2.30 2852 112 2.31 923 100 2.30 Gr leído 25 23 22 19 17 19 20 18 15 17 15 15 18 15 17 17 15 20 φN 0.07 0.09 0.1 0.11 0.1 0.11 0.1 0.11 0.11 0.11 0.1 0.08 0.1 0.11 0.1 0.1 0.1 0.1 124 Continuación Tabla 19 Profundidad 10726 10728 10730 10732 10734 10736 10738 10740 10742 10744 10746 10748 10750 10752 10754 10756 10758 10760 Rmf corr (ohm-m) 0.63 0.63 0.63 0.63 0.63 0.63 0.63 0.62 0.62 0.62 0.62 0.62 0.62 0.62 0.62 0.62 0.62 0.62 φD 0.121 0.170 0.212 0.212 0.206 0.194 0.182 0.212 0.224 0.200 0.182 0.206 0.200 0.212 0.200 0.212 0.206 0.212 Vsh 0.10 0.08 0.08 0.05 0.03 0.05 0.06 0.04 0.05 0.03 0.05 0.05 0.04 0.01 0.03 0.03 0.08 0.06 φN-D 0.10 0.14 0.17 0.17 0.16 0.16 0.15 0.17 0.18 0.16 0.15 0.16 0.16 0.17 0.16 0.17 0.16 0.17 φN-D® 0.089 0.124 0.153 0.161 0.157 0.150 0.138 0.163 0.175 0.157 0.145 0.155 0.152 0.167 0.154 0.161 0.160 0.156 Factor (F) 83 44 29 28 31 33 38 28 26 31 38 33 32 28 32 29 31 29 K 87.29 87.30 87.30 87.30 87.31 87.31 87.31 87.32 87.32 87.32 87.33 87.33 87.33 87.34 87.34 87.34 87.35 87.35 Rw (ohm-m) 1.82 1.82 1.82 1.82 1.82 1.82 1.82 1.82 1.82 1.82 1.82 1.82 1.82 1.82 1.82 1.82 1.82 1.82 125 Profundidad 10726 10728 10730 10732 10734 10736 10738 10740 10742 10744 10746 10748 10750 10752 10754 10756 10758 10760 Sxo 0.42 0.41 0.53 0.52 0.58 0.52 0.51 0.43 0.54 0.56 0.56 0.54 0.57 0.47 0.48 0.45 0.41 0.43 Swa 0.34 0.17 0.14 0.08 0.12 0.15 0.12 0.19 0.18 0.20 0.17 0.16 0.24 0.18 0.21 0.15 0.14 0.24 SOR 0.58 0.59 0.47 0.48 0.42 0.48 0.49 0.57 0.46 0.44 0.44 0.46 0.43 0.53 0.52 0.55 0.59 0.57 Continuación Tabla 19 Swsh Factor (F) 0.38 103 0.18 52 0.15 34 0.08 31 0.12 33 0.16 36 0.13 42 0.20 31 0.19 26 0.21 33 0.17 38 0.16 34 0.25 35 0.18 29 0.22 34 0.15 31 0.14 31 0.26 33 MOS 0.08 0.25 0.39 0.44 0.46 0.37 0.39 0.24 0.35 0.35 0.39 0.38 0.33 0.29 0.27 0.30 0.27 0.19 So 0.66 0.83 0.86 0.92 0.88 0.85 0.88 0.81 0.82 0.80 0.83 0.84 0.76 0.82 0.79 0.85 0.86 0.76 Sw Ind 0.31 0.20 0.18 0.12 0.17 0.20 0.17 0.25 0.25 0.26 0.23 0.22 0.29 0.24 0.27 0.20 0.20 0.29 126 Tabla 20. Resultados Pozo 273D Tope Pozo Zona (pies) SACHAPrograma 273D HI 9 920 SACHAManual HI 9 920 273D Cálculo Base (pies) Gross Net (pies) (pies) ɸ Sw Vcl 9 958 38 34 0.16 0.208 0.07 9 958 38 34 0.15 0.23 0.04 127 Tabla 21. Calculo de reservas Hollín ÁREA A0 A1 A2 A3 A4 A5 A6 A7 A8 A9 A10 A11 Sección Espesor Razón Acres Pies (A1/A0) 39 760.6 31 511.05 25 166.25 18 921.93 13 192.35 9 298.43 6 086.48 3 190.64 1 605.12 868.79 324.18 45.16 CÁLCULO DE VOLUMEN PARA CADA ÁREA Ecuación Volumen Acre -pie POES COND YACIMIENTO COND SUPERFICIE (bbl) (bbl) 1932 442 145.5 15 15 15 15 15 15 15 15 15 15 15 0.79 0.80 0.75 0.70 0.70 0.65 0.52 0.50 0.54 0.37 0.14 TRAPEZOIDAL TRAPEZOIDAL TRAPEZOIDAL TRAPEZOIDAL TRAPEZOIDAL TRAPEZOIDAL TRAPEZOIDAL TRAPEZOIDAL TRAPEZOIDAL PIRAMIDAL PIRAMIDAL Volumen Total 1733 598 408.1 Reservas Explotables (bbl) 358 854 870.5 534 537.4 425 079.8 330 661.4 240 857.1 168 680.9 115 386.8 69 578.4 35 968.2 18 554.3 8 618.4 2 451.7 1 950 374.2 128 CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES 5.1.- CONCLUSIONES  Las herramientas de registros eléctricos constituyen instrumentos muy importantes ya que permiten determinar con bastante exactitud las zonas de interés hidrocarburífero. en este caso específico las areniscas Hollín Superior e Inferior. las cuales se encuentra a profundidades variables según la ubicación de los pozos. pero generalmente se ubican entre los 9.800 a los 10.200 pies de profundidad. en el campo Sacha.  Las curvas de resistividad ayudan a determinar si se encuentra o no hidrocarburos en una zona; de esta forma una alta resistividad en una roca permeable (arena). es un claro indicativo de la presencia de hidrocarburos y una baja resistividad indica la presencia de agua.  La interpretación cuantitativa de los registros eléctricos nos permiten obtener varios parámetros petrofísicos: saturación de hidrocarburos. porosidad. volumen de arcilla. y espesores netos. Para esta investigación se obtuvo valores promedio de saturación de agua para Hollín superior del 25% e inferior del 30%. porosidad para Hollín superior del 12% e inferior del 14%. volumen de arcilla para Hollín superior de 20 % e inferior del 17% y espesores netos de hidrocarburos. para hollín superior de 8 pies e inferior de 30 pies.  Para la determinación de zonas de interés hidrocarburífero y para su evaluación se marginó las zonas que posean una Porosidad menor al 10%. una Saturación de agua mayor al 50 % y un Volumen de arcilla mayor al 40%. Estas zonas son descartadas para la producción de hidrocarburos. 129  Los valores calculados por el programa Interactive Petrophysics y por la hoja de Excel muestran una gran aproximación. por lo que cualquiera de los dos métodos puede ser utilizado para una correcta interpretación de los registros eléctricos.  El cálculo de reservas se lo realizó por el método de isópacas obteniendo 1932.442.145.50 barriles de petróleo en sitio y 1733.598.408.10 barriles de petróleo en superficie así como 358.854.870.50 barriles de petróleo explotables. 5.2. - RECOMENDACIONES  Las personas encargadas de la interpretación de registros eléctricos debe poseer sólidos conocimientos de geología y de los modelos de depositación de la cuenca oriente para obtener buenos resultados.  El paquete computacional Interactive Petrophysics permite realizar una interpretación completa y rápida de cada pozo ahorrando tiempo y dinero para la empresa.  Conforme se siga perforando mayor cantidad de pozos se debe ir actualizando el modelo estático y dinámico del Campo Sacha. 130 BIBLIOGRAFÍA  Alberto. 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Reservoir Engineering Handbook. Institucional. 132 ABREVIATURAS Sor: Saturación del petróleo residual MOS: Saturación de Petróleo Móvil Sxo: Saturación de la zona lavada So: Saturación de Petróleo F: Factor de formación Swa: Saturación de agua aparente Swsh: Saturación de agua en la arcilla : Porosidad Neutrónica : Porosidad Neutron-Densidad VSH: Volumen de arcilla : Porosidad de densidad Rw: Resistividad del agua Ro: Resistividad de la roca saturada de agua TF: Temperatura de formación K: Factor para el cálculo de Rw SP: Potencial Espontáneo Rmf: Resistividad del filtrado de Lodo BHT: Temperatura hueco abierto PF: Profundidad de La Formación PT: Profundidad total Rm: Resistividad del lodo de perforación 133 Rmf: Resistividad del filtrado del lodo Rmfc: Resistividad del filtrado del lodo corregido EPT: Registro De Propagación Electromagnética SL: Registro Sónico ML: Registro Microlog PL: Registro de Proximidad mV: Milivoltios GAPI: Unidades API °F: Grados Fahrenheit MLL: Registro Micro Laterolog MSFL: Registro Micro Resistividad Esférica Enfocada MRL: Registros de Micro Resistividad Boi: Factor Volumétrico del petróleo N: Reservas in Situ Ns: Reservas in situ sobre el factor volumétrico SFL: Registro de Resistividad Esférica Enfocada GR: Registro de Rayos Gamma µ-ohm: Microhmios Sg: Saturación de gas So: Saturación de petróleo Sw: Saturación de agua Vg: Volumen de gas 134 Vo: Volumen de petróleo Vw: Volumen de agua Vt: Volumen total 135 ANEXOS Anexo 1. Mapa Estructural Hollín 136 Anexo 2. Mapa de espesores Hollín 137 Anexo 3. Interpretación Petrofísica Pozo Sacha 259D 138 Anexo 4. Interpretación Petrofísica Pozo Sacha 253D 139 Anexo 5. Interpretación Petrofísica Pozo Sacha 228D 140 Anexo 6. Interpretación Petrofísica Pozo Sacha 227D 141 Anexo 7. Interpretación Petrofísica Pozo Sacha 154D 142 Anexo 8. Interpretación Petrofísica Pozo Sacha 128 143 Anexo 9. Interpretación Petrofísica Pozo Sacha 213 144 Anexo 10. Interpretación Petrofísica Pozo Sacha 193 145 Anexo 11. Interpretación Petrofísica Pozo Sacha 164D 146 Anexo 12. Interpretación Petrofísica Pozo Sacha 119 147 Anexo 13. Interpretación Petrofísica Pozo Sacha 191 148 Anexo 14. Interpretación Petrofísica Pozo Sacha 193 149 Anexo 15. Interpretación Petrofísica Pozo Sacha 198 150 Anexo 16. Interpretación Petrofísica Pozo Sacha 213D 151 Anexo 17. Interpretación Petrofísica Pozo Sacha 226D 152 60