Hamed Alí Diab Montero Universidad de los Andes Facultad

1

METODOLOGÍA PARA LA OBTENCIÓN DE CURVAS DE

PRESIÓN CAPILAR A PARTIR DE INFORMACIÓN DE REGISTROS DE

RESONANCIA MAGNÉTICA NUCLEAR (NMR) PARA POZOS CORAZONADOS

EN BLOQUES DE CRUDO PESADO, CUENCA LLANOS ORIENTALES

Hamed Alí Diab Montero

Universidad de los Andes

Facultad de Ciencias

Departamento de Geociencias

Bogotá, D. C.

2015

2

3

METODOLOGÍA PARA LA OBTENCIÓN DE CURVAS DE

PRESIÓN CAPILAR A PARTIR DE INFORMACIÓN DE REGISTROS DE

RESONANCIA MAGNÉTICA NUCLEAR (NMR) PARA POZOS CORAZONADOS

EN BLOQUES DE CRUDO PESADO, CUENCA LLANOS ORIENTALES

Hamed Alí Diab Montero

Código: 201017484

Trabajo de grado como requisito para optar por el título de:

Geocientífico

Asesor:

Jillian Pearse

Profesor Asistente


Coasesor:

José Bermúdez

Ingeniero de Yacimientos

Hocol S.A.

Universidad de los Andes

Facultad de Ciencias


Bogotá, D. C.

2015

4

Porque Jehová da la sabiduría, y de su boca viene

el conocimiento y la inteligencia.

Y he visto que la sabiduría sobrepasa a la necedad,

como la luz a las tinieblas.

Proverbios 2:6; Eclesiastés 2:13

5

Índice General

RESUMEN........................................................................................................................................... 14

INTRODUCCIÓN .............................................................................................................................. 15

OBJETIVOS ........................................................................................................................................ 17

OBJETIVO GENERAL ................................................................................................................. 17

OBJETIVOS ESPECÍFICOS ........................................................................................................ 17

1. FUNDAMENTOS DE LA PRESION CAPILAR .................................................................... 18

1.1. PARÁMETROS FÍSICOS FUNDAMENTALES ............................................................ 18

1.1.1 Tensión Interfacial ............................................................................................................. 18

1.1.2. Mojabilidad ................................................................................................................. 20

1.1.3. Radio de Garganta de Poro ........................................................................................ 22

1.2. PRESIÓN CAPILAR .......................................................................................................... 23

1.2.1. Curvas de Presión Capilar ............................................................................................... 24

1.2.2. Medición en laboratorio: Inyección de Mercurio .................................................... 27

2. FUNDAMENTOS DE LA RESONANCIA MAGNÉTICA NÚCLEAR (RMN) .................. 33

2.1. PROCESO DE MEDICIÓN DE LA RMN:...................................................................... 34

2.1.1. Polarización: ...................................................................................................................... 34

2.1.2. Magnetización transversal ......................................................................................... 34

2.1.3. Resonancia Magnética ................................................................................................ 35

2.1.4. Pulsos ............................................................................................................................ 35

2.1.5. Tren CPMG ................................................................................................................. 35

2.1.6. Secuencia de trenes CPMG ........................................................................................ 35

2.2. PARAMETROS DE MEDICION DE RMN .................................................................... 36

2.3. PROCESAMIENTO DE DATA DE RESONANCIA MAGNÉTICA ................................ 39

2.3.1. Decaimiento Multiexponencial: ....................................................................................... 39

2.4.1. Distribuciones de T2 .......................................................................................................... 39

3. REVISIÓN DE METODOLOGÍAS EXISTENTES................................................................ 41

3.1. VOLOKITIN ET AL. (1999) .............................................................................................. 41

3.1.1. Metodología ....................................................................................................................... 42

3.1.2. Resultados .................................................................................................................... 45

3.1.3. Limitaciones ................................................................................................................. 46

4. MARCO GEOLÓGICO ............................................................................................................. 46

6

4.1. UNIDADES LITOESTRATRIGRÁFICAS...................................................................... 49

4.1.1. Cenozoico. .................................................................................................................... 49

4.1.2. Cretácico. ..................................................................................................................... 52

4.2. GEOLOGÍA DEL PETRÓLEO. ....................................................................................... 53

5. METODOLOGÍA PROPUESTA .............................................................................................. 55

5.1. PROCESAMIENTO DE DATOS ...................................................................................... 55

5.1.1. Control de calidad ............................................................................................................. 58

5.2. CALIDADES DE ROCA .................................................................................................... 60

5.3. CONSTANTES DE TRANSFORMACIÓN (K-VOLOKITIN) ..................................... 67

6. RESULTADOS ........................................................................................................................... 68

6.1. VALIDACIÓN ........................................................................................................................ 72

7. DISCUSIÓN DE RESULTADOS .............................................................................................. 74

8. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES ........................................................................ 76

8.1. CONCLUSIONES ............................................................................................................... 76

8.2. RECOMENDACIONES ..................................................................................................... 76

AGRADECIMIENTOS ...................................................................................................................... 77

APÉNDICE .......................................................................................................................................... 78

BIBLIOGRAFÍA................................................................................................................................. 93

7

Índice de Figuras

Figura 1. Comportamiento de la Tensión Interfacial entre Agua y Aceite en términos de la

temperatura para muestras de distintos pozos y grados API. .............................................................. 19

Figura 2. Comportamiento de la Tensión Interfacial entre Agua y Aceite en términos de la presión

para muestras de distintos pozos y grados API .................................................................................... 20

Figura 3. Ilustración del comportamiento del ángulo de contacto entre agua, aceite y matriz rocosa

.............................................................................................................................................................. 21

Figura 4. Esquema típico de una gota de aceite en la red porosa de una matriz de roca .................... 22

Figura 5. Esquema de una curva de presión capilar típica con sus secciones ...................................... 24

Figura 6. Ejemplo de la distribución de garganta de poros obtenida a partir de una curva de Presión

Capilar ................................................................................................................................................... 25

Figura 7. Ejemplo de una curva de presión capilar con múltiples tamaños de gargantas de poro

dominantes ........................................................................................................................................... 26

Figura 8. Ejemplo de la distribución de garganta de poros con múltiples tamaños dominantes......... 27

Figura 9. Esquema del montaje experimental de la técnica de Inyección de Hg ................................. 28

Figura 10. Ejemplo de corrección de fluidos ......................................................................................... 30

Figura 11. Ejemplo de corrección de cierre .......................................................................................... 30

Figura 12. Ejemplo de corrección de confinamiento ............................................................................ 31

Figura 13. Comparación de los efectos de las distintas correcciones a la curvas de presión capilar

ejemplo ................................................................................................................................................. 32

Figura 14. Comparaciones entre la distribución de T2 y la de gargantas de poro ................................ 41

Figura 15. Errores de Saturación promedio entre curvas de presión capilar derivadas de NMR y

curvas de inyección de Mercurio para un rango de presiones capilares de 0-500 psia ....................... 44

Figura 16. Resultados de la metodología de Volokitin et al. para rocas totalmente saturadas de agua

.............................................................................................................................................................. 45

Figura 17. Localización de las áreas de estudio .................................................................................... 47

Figura 18. Corte W-E generalizado para la Cuenca de los Llanos Orientales ....................................... 47

Figura 19. Columna estratigráfica generalizada de la Cuenca de los Llanos Orientales. ...................... 48

Figura 20. Ajuste en profundidad para los núcleos de un pozo en las áreas de estudio basado en la

coincidencia entre el gamma ray y el core gamma .............................................................................. 56

Figura 21. Corrección de la porosidad por presión de confinamiento ................................................. 58

Figura 22. Corrección de la permeabilidad por presión de confinamiento .......................................... 58

Figura 23. Control de Calidad de las muestras de presión de capilar ................................................... 59

Figura 24. Control de Calidad de las mediciones de NMR .................................................................... 60

Figura 25. Clasificación en calidades de rocas mediante límites de R50 de Pittman ........................... 61

Figura 26. Distribución de muestras según sus campos en la clasificación de tipos de roca .............. 62

Figura 27. Verificación de la división de calidades de roca de acuerdo a la curva de saturación ........ 62

Figura 28. (a) Fotografía de lámina delgada representativa de la calidad de roca 1 (2.5X) (b)

Fotografía de lámina delgada representativa de la calidad de roca 2 (2.5X )(c) Fotografía de lámina

delgada representativa de la calidad de roca 3 (2.5X) (d) Fotografía de lámina delgada representativa

de la calidad de roca 4 (2.5X) (e) Fotografía de lámina delgada representativa de la calidad de roca 5

(2.5X) ..................................................................................................................................................... 63

Figura 29. Muestras de Curvas de Presión Capilar según la clasificación según el tipo de roca .......... 64

Figura 30. Muestras de RMN usadas para la metodología según la clasificación por calidad de roca 64

Figura 31. Distribuciones de radios de gargantas de poro de las muestras clasificadas como Tipo 1 . 65

8

Figura 32. Distribuciones de gargantas de poro clasificadas como Tipo 1 discriminadas por campos 65

Figura 33. Distribuciones T2 de las muestras de RMN clasificadas como Tipo 1 .................................. 66

Figura 34. Definición de la curva de T2 característica del Tipo 1 .......................................................... 67

Figura 35. Comparación de la pseudocurva capilar de RMN y la curva de laboratorio de una muestra

Tipo 1 .................................................................................................................................................... 68

Figura 36. Comparación de la distribución de radios de gargantas de poro de la pseudocurva de RMN

y de la curva de laboratorio de una muestra Tipo 1 ............................................................................. 69

Figura 37. Distribuciones de valores de K-Volokitin según las calidades de roca de cada campo ....... 70

Figura 38. Relación entre los K-Volokitin y la Longitud Característica de Flujo discriminada por

calidades de roca .................................................................................................................................. 71

Figura 39. Relación entre los K-Volokitin y la Longitud Característica de Flujo discriminada por

campos .................................................................................................................................................. 71

Figura 40. Curvas de ajuste para la estimación de los factores K -Volokitin ........................................ 72

Figura 41. Muestras destinadas a la validación según la clasificación en calidades de roca ................ 73

Figura 42. Comparación de las pseudocurvas resultado de la metodología y la curva de presión

capilar de la muestra PG002 (Calidad de Roca: 3) ................................................................................ 73


















Tipo 2 .................................................................................................................................................... 86


Tipo 2 .................................................................................................................................................... 86


Tipo 3 .................................................................................................................................................... 87


Tipo 3 .................................................................................................................................................... 87


Tipo 4 .................................................................................................................................................... 88


Tipo 4 .................................................................................................................................................... 88


Tipo 5 .................................................................................................................................................... 89


Tipo 5 .................................................................................................................................................... 89

9


capilar de la muestra PZP001 (Calidad de Roca: 2) ............................................................................... 90








capilar de la muestra PZG008 (Calidad de Roca:2) ............................................................................... 92


capilar de la muestra PZG013 (Calidad de Roca: 1) .............................................................................. 92


capilar de la muestra PZG014 (Calidad de Roca: 3) .............................................................................. 93

Índice de Tablas

Tabla 1. Clasificación de Crudos de acuerdo a sus grados API: ........................................................... 10

Tabla 2. Valores de tensión interfacial entre distintas fases fluidas...................................................... 20

Tabla 3. Valores de ángulos de contacto entre distintas fases fluidas................................................... 22

Tabla 4. Comparación entre técnicas de uso regular para la adquisición de curvas de presión capilar

en laboratorio ....................................................................................................................................... 32

Tabla 5. Pozos involucrados en el desarrollo de la metodología .......................................................... 49

Tabla 6. Pozos involucrados en la validación de la metodología .......................................................... 49

Tabla 7. Resumen de información disponible de los pozos exploratorios en las áreas de estudio ...... 55

Tabla 8. Límites de la clasificación de calidades de roca ...................................................................... 61

Tabla 9. Valores medios de K de Volokitin e incertidumbres según la calidad de roca ........................ 69

Tabla 10. Estimaciones de relaxividad efectiva para distintos factores de forma ................................ 70

10

Glosario

AGUA DE FORMACIÓN: agua que está presente a las condiciones de presión y

temperatura del yacimiento. Está puede considerarse una solución de sales en la cual los

distintos iones disueltos están en equilibrio químico. Cuando se inicia la explotación del

hidrocarburo, el agua de formación fluye conjuntamente con este a superficie.

AGUA LIGADA A ARCILLAS (CLAY BOUND WATER - CBW): agua que se encuentra

en los intersticios o cerca de la superficie dieléctrica de las arcillas en una roca reservorio.

Esta agua es prácticamente inmóvil.

AGUA MÓVIL (MOVABLE WATER): agua que es posible inducir a flujo a través de la red

de poros de un yacimiento.

CONFINAMIENTO: es la presión a la cual es realizada una prueba de petrofísicos básicos.

CONTACTO AGUA-ACEITE (OWC): se define como la profundidad en la que se

encuentra la primera gota de aceite en el yacimiento

CRUDO PESADO: A pesar de no existir un consenso de los límites de clasificación de los

crudos según sus grados API, puede considerarse a los crudos pesados como aquellos cuyas

gravedades API oscilan entre 10º y 22.3º. Esto concuerda con la clasificación mostrada en la

Tabla 1. Son característicos por sus altas viscosidades (generalmente menores a 10 cP) por lo

que también se conocen como crudos viscosos. Estos generalmente requieren técnicas de

producción especiales para vencer sus altas viscosidades.

Tabla 1. Clasificación de Crudos de acuerdo a sus grados API1:

Clasificación Gravedad API

Crudo Liviano > 31.1º

Crudo Medio 22.3º - 31.1º

Crudo Pesado 10º - 22.3º

Crudo Extra Pesado < 10º

1 MEYER, R; ATTANASI, E. Heavy Oil and Natural Bitumen: Strategic Petroleum Resources. En: U.S. Geological Survey. Fact Sheet 70-03: 2003.

11

CURVAS DE PRESIÓN CAPILAR: funciones que describen el proceso de inyección de un fluido

no mojante en un medio poroso. Cada punto representa el porcentaje de espacio poroso que logra

ocupar el fluido no mojante una vez que se ha superado cierto escalón de presión, que actúa como

oposición al desplazamiento de la fase mojante, y que es dominado por la tensión interfacial de las

fases involucradas, su interacción con la matriz de roca y el tamaño de la garganta de poro.

DRENAJE: proceso de saturación del espacio poroso de una roca en la cual el fluido no

mojante desplaza al mojante.

IMBIBICIÓN: es el proceso inverso al drenaje, en el cual la fase mojante es aquella que

desplaza a la no mojante.

INTER-ECHO SPACING (TE): es el tiempo entre dos pulsos de radiofrecuencia de 180° en

la herramienta de NMR.

MUESTRAS EN ESTADO NATIVO: Son aquellas en las que se ha empleado el mayor

esfuerzo en conservar la mojabilidad del reservorio. Esto se logra mediante el uso de fluidos

de perforación adecuados como salmueras sintéticas de formación, petróleo crudo de

formación o lodo con base agua con un mínimo de aditivos. Además, mediante proceso de

empaquetamiento se previene la oxidación o el secado de las muestras.

MUESTRAS RESTAURADAS: En este tipo de muestras en lugar de conservar se restauran

las condiciones de mojabilidad del reservorio. Primero, los núcleos son limpiados para

eliminar compuestos en la superficie. Luego, se satura la muestra con salmuera, petróleo y se

envejece a condiciones de reservorio por un periodo de hasta mil horas. Después, de haber

restaurado la mojabilidad original, los fluidos de envejecimiento pueden ser reemplazados

por petróleo y salmuera refinada para realizar los ensayos de laboratorio.

NÚCLEO DE PERFORACIÓN: muestra cilíndrica de una formación geológica, por lo

general roca reservorio, que es extraída durante o después de la perforación de un pozo.

Pueden ser de diámetro completo (aproximadamente del mismo diámetro de la broca y son

tomados durante la perforación) o los denominados núcleos de pared (menos de una pulgada

de diámetro tomados después de la perforación).

PERMEABILIDAD: es un parámetro que indica la oposición que exhibe una roca a que un

fluido circule su red porosa.

PERMEABILIDAD AIRE: es la capacidad de la roca para permitir el flujo de aire a través

de ella.

12

PLUG: muestra tomada de un núcleo de perforación para realizar análisis de caracterización

especiales. Por lo general corresponden a cilindros de 1 a 1 ½ pulgadas de diámetro y 1 a 2

pulgadas de altura.

POROSIDAD: es la proporción correspondiente al volumen que no es ocupado por la

matriz sólida de roca frente a su volumen total.

POROSIDAD BÁSICOS: es aquella porosidad que es medida en el laboratorio mediante la

realización de una prueba de petrofísicos básicos.

POROSIDAD Pc-Hg: es aquella porosidad medida en el laboratorio mediante la realización

de una prueba de Presión Capilar por Inyección de Mercurio.

PRESIÓN DE BOYANCIA: es la presión que actúa en un yacimiento debido a la diferencia

de densidades de los fluidos presentes.

PRESIÓN CAPILAR: presión que se opone al desplazamiento de fluidos en una red porosa

y que se asocia a las tensiones interfaciales de los fluidos involucrados, el tamaño y

geometría de los poros y las características de mojabilidad del sistema.

LONGITUD CARACTERÍSTICA DE FLUJO: es un parámetro petrofísico que es

calculado a partir de la permeabilidad y la porosidad mediante la siguiente expresión

𝑅 𝐹𝑙𝑢𝑗𝑜 = √𝑘

𝜑

RELAXIVIDAD SUPERFICIAL: es una medida de la capacidad que ofrece una superficie

para que los protones pierdan su orientación o coherencia de fase, es decir, se relajen. Su

magnitud depende de la interacción fluido-matriz de la roca y varía con la mojabilidad.

RESERVORIO (YACIMIENTO): acumulación de hidrocarburos en el subsuelo.

SALMUERA: agua con alta concentración de sales disueltas, por lo general normalizado a

salinidad en partes por millón de Cloruro de Sodio (NaCl).

SATURACIÓN DE ACEITE RESIDUAL (𝑺𝒐𝒓): proporción volumétrica de aceite

remanente de un proceso de imbibición frente al volumen poroso de la roca de interés.

13

SATURACIÓN DE AGUA IRREDUCIBLE (𝑺𝒘𝒊𝒓𝒓): máxima saturación de agua que se

mantiene persistentemente constante e inmóvil en el volumen poroso después de un proceso

de inyección.

SATURACIÓN DE FLUIDOS: es la fracción de volumen de poroso, ocupando por agua,

petróleo o gas (fluido).

SPIN: el término hace referencia a la rotación de una partícula alrededor de un eje; en

mecánica cuántica, se define como una forma intrínseca de momento angular que es causada

por el movimiento de partículas en el núcleo atómico.

TENSIÓN INTERFACIAL: parámetro que cuantifica la tendencia a reducir el área de

contacto en las regiones limítrofes entre dos fases debido a un desequilibrio de fuerzas

moleculares.

VOLUMEN DE AGUA IRREDUCIBLE NETO (BULK VOLUME IRREDUCIBLE -

BVI): es la fracción del volumen de roca ocupado por agua capilarmente inmóvil.

14

RESUMEN

El propósito de esta investigación es encontrar una metodología que facilite la obtención de

curvas de presión capilar en la cuenca de los Llanos Orientales a partir de una caracterización

petrofísica derivada de registros eléctricos y de distribuciones T2 de registros de resonancia

magnética nuclear. La adquisición temprana de estas curvas brinda información valiosa e

importante para la estimación de los volúmenes de hidrocarburo en un yacimiento,

especialmente importante en las etapas tempranas de procesos exploratorios y en las toma de

decisión de viabilidad económica. La metodología buscada constituiría una alternativa de

mayor confiabilidad, menores costos y tiempos frente a las que son de común uso hoy en el

país.

Se tomaron curvas de presión capilar por inyección de mercurio y registros de resonancia

magnética nuclear, tanto en condiciones de campo como en laboratorio, de muestras

provenientes de diez pozos ubicados en cuatro campos de la zona de interés. Se estableció

una clasificación en cinco calidades de roca de todos los datos utilizando el modelo de R50

de Pittman. Posteriormente, mediante una variación propuesta del método de (Volokitin et al.,

1999) se definieron constantes de conversión de radios de poro a radios de gargantas de poro.

Finalmente, se propuso una correlación entre los resultados de las constantes halladas frente a

la variable longitud característica de flujo. Los resultados indican que las constantes

apropiadas se encuentran en un rango de 100-400 psia∙ms y que existe una relación íntima

entre la constante y la longitud característica de flujo.

Palabras claves:

Presión Capilar, Resonancia Magnética Nuclear, Crudo Pesado, Cuenca Llanos Orientales

15

INTRODUCCIÓN

En el desarrollo de campos petroleros existe una gran incertidumbre de las características y la

disposición exactas de los estratos, fluidos y litologías presentes a profundidad. Esto se

traduce en riesgos al momento de la evaluación de la infraestructura del proyecto y la

consecución de un buen rendimiento económico del mismo. Por ello, en la búsqueda de tener

el modelo más apropiado que explique las condiciones en el subsuelo se han desarrollado

excelentes herramientas de adquisición geofísica que soporten la toma de decisiones. Entre

ellas se destacan los equipos de registros eléctricos que mediante principios de fenómenos

físicos como el electromagnetismo, el decaimiento radioactivo o el uso de ondas mecánicas

brindan luces de las características de los materiales en profundidad. La información

recolectada posteriormente es traducida en parámetros como porosidad, saturación de fluidos,

densidad, viscosidad y en conjunto con la interpretación de datos de carácter sísmico, núcleos

extraídos de pozo y el conocimiento de la geología predominante de la región seá establecer

el modelo deseado.

Una de estas herramientas, es la Resonancia Magnética Núclear (NMR). Esta busca

primicialmente la cuantificación precisa del volumen y distribución de los fluidos en el

espacio poral mediante la medición de la respuesta de los átomos de hidrógenos presentes

frente a campos magnéticos inducidos. De hecho, puede decirse que es una de los registros

más confiables en términos de la cuantificación de porcentajes de porosidad que se obtiene,

ya que las mediciones que se realizan no se ven afectadas por la matriz de roca sino

únicamente por los fluidos presentes. Esto en contraste a metodologías clásicas como las de

registros de resistividad, ampliamente acogidos y de uso rutinario, en las cuales la estimación

de saturaciones sí presenta este tipo de dificultades.

Mediante este proyecto se busca la aplicabilidad de los registros de RMN en la obtención de

información de la distribución de garganta poral, importante al describir sucintamente el

comportamiento de la saturación en la zona de estudio con la profundidad. Actualmente, la

práctica de adquisición principal de las curvas de presión capilar se hace en el laboratorio

mediante tres técnicas que son: inyección de mercurio, plato poroso y centrifugado. Cada una

tiene sus ventajas y desventajas en términos de rangos de presiones, tiempos de medición,

confiabilidad en las saturaciones medidas, o el número de puntos que se pueden tomar. La

16

resonancia magnética ofrece una nueva posibilidad para disminuir los gastos en tiempo que

involucran la extracción, preparación y prueba de muestras obtenidas de pozos a ser

probadas, que superan comúnmente las semanas, así como los costos adicionales que estas

implican.

Otro de los puntos fundamentales de este proyecto es el poder encontrar una forma de obtener

la información más adecuada en situaciones en las que se tienen crudos pesados, como es

muy común en el sector de los Llanos Orientales. Las dificultades subyacentes en esos

escenarios se asocian a que las metodologías que se han desarrollado hasta el momento fallan

en encontrar relaciones entre la señal de resonancia magnética y las distribución de gargantas

de poro debido a la respuesta característica de estos fluidos tan viscosos, en cuyo caso la

respuesta obtenida frente al magnetismo ofrece poca información de la distribución del

espacio poral. Caso contrario a fluidos menos viscosos como el agua en el cual las

correlaciones son muy buenas.

17

OBJETIVOS

OBJETIVO GENERAL

Desarrollar una metodología de obtención de Curvas de Presión Capilar a partir de

información de Registros de Resonancia Magnética Nuclear (NMR) para pozos

corazonados en Bloques de Crudo Pesado de la Cuenca de los Llanos Orientales.

OBJETIVOS ESPECÍFICOS

Definir las generalidades de los Bloques de Crudo Pesado seleccionados para el

desarrollo del proyecto en la Cuenca de los Llanos Orientales.

Realizar una caracterización de las calidades de rocas predominantes en la Cuenca

de los Llanos Orientales

Determinar las limitaciones de la aplicabilidad en las áreas de estudio de las

metodologías existentes para la obtención de curvas de Presión Capilar a través de

registros de Resonancia Magnética Nuclear.

Seleccionar los pozos con la mejor calidad de información de resonancia magnética

nuclear y corazones con base en los parámetros de calidad.

Desarrollar un algoritmo que permita obtener curvas de presiones capilares a partir

de la información obtenida de Registros de Resonancia Magnética Nuclear para las

áreas de estudio.

Validar la metodología a través de la reproducción de los modelos de saturación y

las curvas de presión capilar obtenidas de los registros de resonancia magnética con

respecto a los obtenidos en laboratorio para cada tipo de roca en dos pozos de

validación.

18

1. FUNDAMENTOS DE LA PRESION CAPILAR

La presión capilar puede definirse como la oposición que ofrece un material poroso al ingreso

de fluidos en su interior, en el volumen no ocupado por matriz mineral. De hecho, podría

considerarse como asociada a una fuerza homologa a las fuerzas friccionantes, aquellas que

se oponen al movimiento relativo entre dos superficies. En el caso de la presión capilar las

fuerzas boyantes son las que ocasionan el movimiento de fluidos de distintas densidades en

la matriz porosa y que una vez superan la presión capilar permiten el que estos ocupen el

espacio poroso.

El modelo más sencillo según el cual se explica este fenómeno es el de un tubo capilar. En

este existen cuatro parámetros fundamentales que determinan la altura que el fluido en

cuestión alcanzará en el tubo:

Diámetro del tubo

Tensión interfacial del fluido con el aire

Mojabilidad

Diferencias de densidad fluido-aire

Los tres primeros están asociados con la presión capilar, el cuarto a las fuerzas boyantes.

Cuando se alcanza el equilibrio entre boyancia y capilaridad, como es el caso común de los

yacimientos de petróleo, es posible conocer la columna de hidrocarburo de interés lo que

permite definir profundidades y superficies de contacto entre fluidos una vez que se ha

completado su migración.

1.1. PARÁMETROS FÍSICOS FUNDAMENTALES

1.1.1 Tensión Interfacial

La tensión interfacial entre dos fluidos o sustancias puede definirse como la energía necesaria

para generar un aumento en el área de contacto entre fases, con respecto al área inicial. Este

es un parámetro fundamental que explica las fuerzas que actúan en el contacto entre

sustancias y que determina fenómenos como la formación de burbujas o en el caso de estudio

la presión capilar, la oposición que deben vencer las fuerzas boyantes.

19

La ecuación que explica este parámetro es la siguiente:

𝜎 =𝐹

𝐴

Ecuación 1

En donde:

σ = Tensión interfacial F = Fuerza actuante en el contacto entre las fases A = Superficie entre fases

Se ha intentado identificar qué factores son los que influyen en mayor medida la magnitud de

la tensión interfacial presente entre dos fases fluidas. Algunos de los que se estima que tengan

un mayor efecto en un yacimiento de hidrocarburos son: el pH y la salinidad del agua de

formación, las cantidades y los tipos de surfactantes, las cantidades y tipos de gases en

solución, la composición química del petróleo, las condiciones de presión y temperatura. En

las Figuras 1 y 2 se exhibe el comportamiento de la tensión interfacial en función de los dos

últimos factores mencionados. Las muestras utilizadas para encontrar dicha relación

corresponden a aceites de diversos grados API de diferentes pozos alrededor del mundo que

fueron sometidas ya fuese a diversas condiciones de presión y temperatura, registrando en

cada cambio la tensión interfacial. Se puede apreciar que no hay tendencias claras y generales

en términos de la temperatura, sin embargo en cuanto a la presión los valores a medida que

esta aumenta hay cambios de 5 dinas/cm en la tensión interfacial, manteniéndose bastante

estable en rangos amplios de presión.

Figura 1. Comportamiento de la Tensión Interfacial entre Agua y Aceite en términos de la temperatura para muestras de distintos pozos y grados API.

Fuente: ADAMS, S.J. y VAN DEN OORD R.J. Capillary Pressure and Saturation Height Functions. La Haya: SHELL

INTERNATIONALE PETROLEUM MAATSCHAPPIJ B.V. 1993, p.272 p. Modificado por el autor: 30 de junio de 2015

20

Figura 2. Comportamiento de la Tensión Interfacial entre Agua y Aceite en términos de la presión para muestras de distintos pozos y grados API

Fuente: ADAMS, S.J. y VAN DEN OORD R.J. Capillary Pressure and Saturation Height Functions. La Haya: SHELL


Para la medición de la tensión interfacial se han desarrollado múltiples técnicas

experimentales. Las más comúnmente utilizadas son: el método de la gota colgante, el

tensiómetro de gota giratoria y el método de Parachor, que se utiliza para estimar

empíricamente la tensión entre petróleo y gas.

En la investigación se estarán utilizando los siguientes valores de tensión interfacial:

Tabla 2. Valores de tensión interfacial entre distintas fases fluidas

Fases Fluidas Tensión Interfacial (mN/m)

Mercurio-Agua 480

Agua-Aceite 30

1.1.2. Mojabilidad

La mojabilidad puede definirse como la tendencia de un fluido a adherirse a una superficie

sólida de determinado material en presencia de un fluido circundante. Se explica mediante un

parámetro denominado ángulo de contacto que se define como el ángulo medido entre dicha

superficie sólida y el contacto entre los fluidos. Existen dos ángulos involucrados, el de la

fase mojante y el de la fase no mojante que son complementarios entre sí. El fluido cuyo

ángulo sea menor que 90° se denominará mojante mientras que el que sea mayor de 90° será

no mojante. El ángulo a utilizar para el cálculo de la presión capilar se verá determinado no

21

sólo por las sustancias involucradas sino también por cuál de los dos fluidos (mojante o no

mojante) busca entrar en la matriz porosa. Así, si se tiene un proceso de drenaje en el que la

fase no mojante desplaza a la mojante se tomara el ángulo de la fase no mojante, lo contrario

ocurre en un proceso de imbibición en el que la mojante desplaza a la no mojante.

En la Figura 3, se explica cómo actúa la mojabilidad cuando se tienen como fases fluidas

agua y aceite y una superficie rocosa como matriz sólida. Se puede evidenciar que bajo

dichas condiciones el agua se comporta como el fluido mojante teniendo ángulos de contacto

agudos, mientras el aceite actúa como no mojante con ángulos de contacto obtusos.

Figura 3. Ilustración del comportamiento del ángulo de contacto entre agua, aceite y matriz rocosa Fuente: ADAMS, S.J. y VAN DEN OORD R.J. Capillary Pressure and Saturation Height Functions. La Haya: SHELL


La mojabilidad puede verse afectada por parámetros como: la geometría de los poros, la

rugosidad, el contenido mineral de la roca, la presencia de cargas polarizadas o películas de

materia orgánica. Todos estos factores provocan que dentro de una misma roca con los

mismos fluidos la mojabilidad presente variabilidad. No obstante, comúnmente se establece

que un yacimiento puede presentar algunas de las siguientes condiciones generales de

mojabilidad, estas serán importantes cuando se estudie posteriormente los mecanismos de

relajación frente a la NMR:

Si 0°<θ<70° tiene mojabilidad de agua

Si 70°<θ<110° tiene mojabilidad intermedia o neutral

Si 110°<θ<180° tiene mojabilidad de petróleo

22

Actualmente las técnicas de medición que son más utilizadas para estimar este parámetro son:

el método del Índice de Amott y el índice USBM.

Los valores que serán utilizados de mojabilidad en el proyecto son los que se muestran en la

Tabla 3. Adicionalmente, se asumirá una condición de mojabilidad de agua en los

yacimientos analizados.

Tabla 3. Valores de ángulos de contacto entre distintas fases fluidas

Fases Fluidas Angulo de Contacto(°)

Agua-Mercurio 140

Agua-Aceite 30

1.1.3. Radio de Garganta de Poro

Por último, se tienen los radios de garganta de poro que son que describen los espacios que

conectan la red porosa, es decir, un poro con el siguiente. En analogía con los tubos capilares

estos se ven representados por el diámetro del tubo y determinan la presión capilar a

condiciones de tensión interfacial y un ángulo de contacto constantes. Es inversamente

proporcional a la presión capilar, requiriéndose de menor energía y fuerza para que los

fluidos ingresen en poros más grandes mientras que se necesita ejercer mucho más de ellas

en poros más pequeños.

En la Figura 4 se pueden notar las diferencias existentes entre los conceptos de radio de

garganta de poro, radio de poro y radio de grano en una matriz rocosa.

Figura 4. Esquema típico de una gota de aceite en la red porosa de una matriz de roca Fuente: ADAMS, S.J. y VAN DEN OORD R.J. Capillary Pressure and Saturation Height Functions. La Haya: SHELL


23

1.2. PRESIÓN CAPILAR

A continuación se presenta la ecuación que modela la presión capilar, esta tiene en cuenta que

la tensión interfacial, la mojabilidad y el radio de garganta de poro son los tres parámetros

principales que gobiernan el fenómeno:

𝑃𝑐 =2𝜎𝐶𝑜𝑠𝜃

𝑅𝑇ℎ𝑟𝑜𝑎𝑡

Ecuación 2

En donde:

Pc = Presión Capilar

σ = Tensión Interfacial

θ = Ángulo de contacto

RThroat = Radio de garganta de poro

Una simplificación que comúnmente se realiza debido a la dificultad de no existir técnicas de

medición disponibles de la tensión interfacial y del ángulo de contacto in-situ, sino

únicamente en laboratorio, es la consideración de dichos parámetros como constantes. Esto

conlleva a plantear que la información vital o primordial que describe una distribución de

presiones capilares es la distribución de garganta de poros perteneciente a la roca en cuestión

pudiendo simplificar el modelo como:

𝑃𝑐 =𝑏


Adicionalmente, cuando se tiene el equilibrio entre las fuerzas asociadas a la presión capilar y

las fuerzas de boyancia en el yacimiento se puede obtener una estimación de la columna de

hidrocarburo necesaria para el ingreso a la matriz porosa, y por ende la superficie de contacto

entre fluidos. Le ecuación 3 indica la expresión matemática mediante la cual se puede estimar

dicha columna.

(𝑃𝑐)(𝐴) = (𝑃𝑏)(𝐴)

(2𝜎𝐶𝑜𝑠𝜃

𝑅𝑇ℎ𝑟𝑜𝑎𝑡) (𝐴) = (𝜌𝑎𝑔𝑢𝑎 − 𝜌𝑎𝑐𝑒𝑖𝑡𝑒)(𝑔)(ℎ)(𝐴)

ℎ =2𝜎𝐶𝑜𝑠𝜃

(𝜌𝑎𝑔𝑢𝑎 − 𝜌𝑎𝑐𝑒𝑖𝑡𝑒)(𝑔)(𝑅𝑇ℎ𝑟𝑜𝑎𝑡) Ecuación 3

24

En donde:

g = Constante gravitacional

h = Columna de hidrocarburo

𝜌agua = Densidad del agua

𝜌aceite = Densidad del aceite

Nuevamente, en caso de ser constantes factores como la diferencia de densidades, se

simplificaría el modelo como:

ℎ =𝑐


1.2.1. Curvas de Presión Capilar

Las curvas de presión capilar pueden definirse como gráficas en las cuales la presión capilar

es una función de la saturación, de esta manera es posible estimar bajo que presión se logrará

alcanzar determinada saturación en la roca de interés. Este tipo de curvas son comúnmente

obtenidas en laboratorio, en donde cual fuere la técnica de medición, se estiman las presiones

capilares una vez que entran en equilibrio con el escalón de presión asociado a la fuerza de

boyancia ejercida en la máquina, ya que únicamente la segunda puede ser medida con

instrumentación. De este modo puede decirse que las pruebas de presión capilar realmente

describen una curva de saturación en función de la presión de boyancia ejercida en el

montaje.

Figura 5. Esquema de una curva de presión capilar típica con sus secciones Fuente: ADAMS, S.J. y VAN DEN OORD R.J. Capillary Pressure and Saturation Height Functions. La Haya: SHELL


25

Las curvas de presión capilar están constituidas primordialmente por las siguientes secciones:

(1) Presión de Entrada: corresponde a la sección inicial de la curva. Marca la presión

más pequeña que se requiere para iniciar el ingreso de la fase no mojante en la matriz porosa.

Debido a esto se puede correlacionar con la presión que indica la profundidad a la cual hallar

el OWC en la que se encuentra la primera gota de aceite en el yacimiento.

(2) Zona de Transición: corresponde a la zona comprendida entre la presión de entrada y

la pendiente empinada. Tiene una forma curva e implica que a medida que aumenta su

pendiente se requiere un mayor aumento de presión para generar un pequeño incremento de

saturación.

(3) Pendiente Empinada: Es la parte final de la curva en el que se llega de manera

asintótica a la saturación de agua irreducible (Swirr). En esta región por más que se aumente

la presión los cambios en saturación van a ser mínimos. Se teoriza que esta agua que el aceite

no alcanza desplazar es un líquido que cubre las paredes de los poros encapsulando a las

gotas de aceite presentes.

Dada la relación existente entre la presión capilar y el radio de garganta de poro es posible

construir una gráfica de porosidad en función del radio de garganta de poro como lo muestra

la Figura 6.

Figura 6. Ejemplo de la distribución de garganta de poros obtenida a partir de una curva de Presión Capilar

0

5

10

15

20

25

30

35

10.00 100.00 1.000.00

Po

rosi

dad

(p

.u.)

Radio de Garganta de Poro (µm)

26

1.2.1.1. Curvas Dobles

Existen casos en los cuales una curva no presenta una única sección de transición sino que

son múltiples. El caso más común en el que hay más de una es el de las curvas dobles. En

este tipo de curvas lo que se tiene representado son dos tamaños de gargantas predominantes,

lo cual será bastante importante de identificar en la metodología para su desarrollo ya que los

tamaños predominantes de gargantas son los que definirán los valores resultantes de las

constantes de ajuste de la metodología.

En las Figuras 7 y 8 puede observarse un ejemplo de una curva doble representada tanto en

términos de presiones capilares como distribuciones de gargantas de proro. En la Figura 7 se

logra visualizar las dos zonas de transición y en la Figura 8 las dos gargantas predominantes

que son representadas por los dos picos de la distrbución.

Figura 7. Ejemplo de una curva de presión capilar con múltiples tamaños de gargantas de poro dominantes

27

Figura 8. Ejemplo de la distribución de garganta de poros con múltiples tamaños dominantes

1.2.2. Medición en laboratorio: Inyección de Mercurio

Las técnicas de medición que son rutinariamente empleadas para la adquisición de curvas

capilares consisten básicamente en el desplazamiento inducido mediante presión ejercida del

fluido mojante o no mojante que está presente en la muestra. Dependiendo de cuál es el

desplazado y cual el inyectado se obtendrán curvas de drenaje o imbibición, siendo las

primeras las de uso más común ya que explican el proceso de migración de hidrocarburo en

un yacimiento. Los puntos de control importantes en la medición incluyen la estimación de

los volúmenes inyectados, la determinación del volumen poral total para el cálculo de

saturaciones y el garantizar el equilibrio entre la presión capilar y la de boyancia una vez que

se alcanza la máxima columna de hidrocarburo en cada escalón de presión. Se pueden

efectuar tanto en muestras nativas o restauradas.

Para el desarrollo del proyecto se trabajó con curvas obtenidas mediante la técnica de

Inyección de Mercurio de drenaje. Esta técnica utiliza al mercurio como la fase no mojante y

al aire como la fase mojante y consiste en la aplicación de escalones sucesivos de presiones

que provocan que cierto volumen de mercurio ingrese en el espacio poral de una muestra de

roca ubicada en un penetrómetro, similar al de la Figura 9, hasta que se haya desplazada la

28

mayor cantidad de aire posible. Como suposición se tiene que el espacio total poral de la

muestra es aquel que es alcanzado por la presión de mercurio más elevada. La saturación es

estimada midiendo el volumen de mercurio que ha ingresado hasta el momento en contraste a

la porosidad total de la roca, que se conoce a partir del volumen final de mercurio empleado y

el volumen total de la muestra.

Figura 9. Esquema del montaje experimental de la técnica de Inyección de Hg Fuente: AMYX, James; BASS, Daniel; WHITING, Robert. Petroleum Reservoir Engineering, Physical Properties. The

agricultural and Mechanical College of Texas, 1976, p. 145

Entre las ventajas de este método se tiene que: no importa la dirección de laminación de las

capas de material en la muestra porque el ingreso de mercurio se da en todas las direcciones;

el tiempo de medición es el más corto entre las técnicas de común uso; las muestras pueden

tener formas irregulares y se pueden tomar gran cantidad de puntos en cada núcleo,

otorgando una excelente precisión y definición de la curva capilar, en parte por las presiones

tan altas que se pueden alcanzar.

No obstante, presenta dos dificultades: que la muestra se vuelve inutilizable debido a la

toxicidad y a las características del mercurio y que se requieren realizar un gran número de

correcciones. Estas correcciones buscan descartar el efecto de: el cambio volumétrico del

aparato de medición, cantidades de mercurio que cubren las irregularidades de la superficie

de la muestra antes de ingresar en la red porosa, volúmenes de agua almacenada en las

arcillas durante el proceso de lavado y preparación de muestras y la disminución acelerada de

la fase mojante por la compresibilidad del aire.

29

1.2.2.1. Correcciones

A continuación se explicada cada una de las correcciones que es necesario realizar para poder

garantizar que la curva de presión capilar del laboratorio representa fielmente la relación

entre presión y saturación en el yacimiento:

Corrección por Fluidos: La corrección por fluidos es realizada debido a que las

condiciones entre el aire y el mercurio en términos de ángulo de contacto y tensión

interfacial son diferentes a la presentes entre las fases agua y aceite del yacimiento.

Debido a que los radios de la matriz porosa deben en un principio ser los mismos es

posible realizar la siguiente corrección:

𝑅𝐿𝑎𝑏 = 𝑅𝑅𝑒𝑠

2𝜎𝐿𝑎𝑏𝐶𝑜𝑠𝜃𝐿𝑎𝑏

𝑃𝑐𝐿𝑎𝑏=

2𝜎𝑅𝑒𝑠𝐶𝑜𝑠𝜃𝑅𝑒𝑠

𝑃𝑐𝑅𝑒𝑠

𝑃𝑐𝑅𝑒𝑠 =𝜎𝐿𝑎𝑏𝐶𝑜𝑠𝜃𝐿𝑎𝑏

𝜎𝑅𝑒𝑠𝐶𝑜𝑠𝜃𝑅𝑒𝑠𝑃𝑐𝐿𝑎𝑏

Ecuación 4

En donde:

PcRes = Presión capilar en condiciones de pozo

PcLab = Presión capilar en condiciones de laboratorio

σRes = Tensión interfacial en condiciones de pozo

σLab = Tensión interfacial en condiciones de laboratorio

ΘRes = Ángulo de contacto en condiciones de pozo

ΘLab = Ángulo de contacto en condiciones de laboratorio

En la Figura 10 puede visualizarse el efecto de aplicar esta corrección en la curva de

presión capilar:

30

Figura 10. Ejemplo de corrección de fluidos

Corrección de Cierre: Debido a que existen vúgulos y cavidades en las paredes de la

muestra que son llenadas en la parte inicial de la prueba y que puede que no sean

precisamente parte de la red porosa de la muestra. Debido a esto es necesario efectuar una

corrección de la presión de entrada de la muestra, para definir cuál es la presión a la que

realmente comienza el ingreso del mercurio a la primera garganta de poro. En la Figura

11 puede notarse el efecto de la corrección.

Figura 11. Ejemplo de corrección de cierre

0.01

0.10

1.00

10.00

100.00

1000.00

10000.00

100000.00

0.0% 20.0% 40.0% 60.0% 80.0% 100.0%

Pre

sió

n C

apila

r (p

sia)

Sw (%)

0.010

0.100

1.000

10.000

100.000

1000.000

10000.000

0.0% 20.0% 40.0% 60.0% 80.0% 100.0%

Pre

sió

n C

apila

r (p

sia)

Sw (%)

Curva Original

Curva Corregida porCierre

31

Corrección de Confinamiento: Dado que las condiciones de presión del laboratorio son

diferente de las condiciones de presión del yacimiento, existe una diferencia en los valores

obtenidos. Esto se evidencia en las diferencias de porosidad hallados entre la prueba de

medición y las condiciones de reservorio. Por ello debe efectuarse una corrección que

muestre los resultados bajo las condiciones del reservorio. Las Ecuaciones 5 y 6 son las

usadas para llevarla a cabo y la Figura 12 muestra los cambios que induce en la curva

capilar.

𝑃𝑐𝑅𝑒𝑠 = (𝜑𝑅𝑒𝑠

𝜑𝐿𝑎𝑏)

−0.5

𝑃𝑐𝐿𝑎𝑏 Ecuación 5

𝑆𝑤𝑅𝑒𝑠 = 1 − (1 − 𝑆𝑤𝐿𝑎𝑏) (𝜑𝑅𝑒𝑠

𝜑𝐿𝑎𝑏) Ecuación 6

En donde:

PcRes = Presión capilar en condiciones de pozo PcLab = Presión capilar en condiciones de laboratorio SwRes = Saturación de agua en condiciones de pozo SwLab = Saturación de agua en condiciones de laboratorio ΦRes = Porosidad en pozo ΦLab = Porosidad en laboratorio

Figura 12. Ejemplo de corrección de confinamiento

0.1

1

10

100

1000

10000

0.0% 20.0% 40.0% 60.0% 80.0% 100.0%

Pre

sió

n C

apila

r (p

sia)

Sw (%)

Curva Original

Curva Corregida porConfinamiento

32

En la figura puede visualizarse un ejemplo de una curva de presión capilar a la cual se le

realizan cada una de las correcciones anteriormente mencionadas. En ella pueden verse los

cambios que estas provocan en los valores de la curva y su forma.

Figura 13. Comparación de los efectos de las distintas correcciones a la curvas de presión capilar ejemplo

Finalmente, es importante mencionar que la técnica de inyección de mercurio no es la única

que es comúnmente utilizada para la obtención de curvas de presión capilar. Existen otras

técnicas como la de plato poroso y la de centrifugado que también son utilizadas ya que

ofrecen información más confiable en términos de saturación que la del mercurio al tener

mayor tiempo para que se alcance el equilibrio de fuerzas. En la Tabla 4 se hace una

comparación entre las técnicas.

Tabla 4. Comparación entre técnicas de uso regular para la adquisición de curvas de presión capilar en laboratorio

Método Inyección de

Mercurio

Plato Poroso Centrífuga

Fluido Mojante Aire Salmuera Salmuera o Kerosene

Fluido No Mojante Mercurio Aceite Aire

Rango de Presión Hasta 400 MPa

(60.000 psi)

Máximo 200 KPa (29 psi) 0.9 – 9 Mpa (130-1300

psi)

Temperatura Ambiente (60 °F) Ambiente (60 °F) Ambiente (60 °F)

Número de 30 6 a 8 6 a 10

0.01

0.10

1.00

10.00

100.00

1000.00

10000.00

100000.00

0.0% 20.0% 40.0% 60.0% 80.0% 100.0%

Pre

sió

n C

apila

r (p

sia)

Sw (%)Curva Original

Curva Corregida por Fluidos

Curva Corregida por Fluidos y Cierre

Curva Corregida por fluidos, cierre y confinamiento

33

Mediciones

Tiempo de la Prueba 1 día 5 semanas 3-6 semanas

Influencia de la

Laminación

Despreciable Importante Importante

Condiciones de

Confinamiento

No Si

No

Aplicación Distribución de

gargantas de poro

Saturación de fluidos ---

2. FUNDAMENTOS DE LA RESONANCIA MAGNÉTICA NÚCLEAR (RMN)

La Resonancia Magnética Núclear es un registro eléctrico que busca cuantificar la respuesta

de los fluidos presentes en un yacimiento frente a campos magnéticos inducidos, brindando

información como la porosidad de las rocas.

Uno de los parámetros más importantes para el estudio de este fenómeno se denomina

frecuencia de Larmor y constituye la base de la identificación de las respuestas de los

protones de hidrógenos frente el campo magnético. Es la frecuencia bajo la cual un protón

puede magnetizarse bajo un determinado campo magnético estacionario.

La ecuación que explica está frecuencia es la siguiente:

𝑓 =𝛾

2𝜋𝐵𝑜

Ecuación 7

En donde:

f = Frecuencia de Larmor

γ = Constante giromagnética

Bo = Campo magnético estacionario

En dicha ecuación la constante giromagnética γ es dependiente únicamente del tipo de

sustancia con la que se está trabajando o se requiere inducir. En el registro de NMR el

objetivo son los protones de hidrógeno cuyo valor aproximado, normalizado por 2π, seria

42.58𝑀𝐻𝑧

𝑇𝑒𝑠𝑙𝑎. De esta manera, puede indicarse que la respuesta bajo una frecuencia determinada

será función únicamente por el campo magnético inducido, que a su vez será determinado

solamente por la distancia radial de aplicación del campo magnético. De aquí nace el

concepto de volumen sensible que corresponde a aquel volumen del yacimiento en medición

una vez que la herramienta entra en funcionamiento.

34

Existen herramientas de registro que son multifrecuencia y miden diversas frecuencias

simultáneamente brindando mayor información en términos espaciales, ya que realizan

mediciones en zonas cilíndricas de diversos radios. Otras, tienen como propósito la aplicación

de frecuencias muy similares para medir repetidamente un mismo volumen de control. Esto

tiene como ventaja una mayor precisión y exactitud de la información a costo de restringirse

a un único volumen de estudio.

2.1. PROCESO DE MEDICIÓN DE LA RMN:

La resonancia magnética consta comúnmente de una serie de pasos en los que se miden los

parámetros de interés que registra la herramienta y que están asociados a fenómenos físicos

particulares que toman lugar en cada etapa del proceso. Estas son las siguientes:

2.1.1. Polarización:

En un principio, en cada núcleo de hidrogeno componente de los fluidos de interés existe una

orientación de giro (spin) particular y aleatoria que ha sido afectada por los campos

magnéticos locales y el campo magnético global de la tierra. Debido a que se necesita ejercer

un control en la respuesta de estos núcleos, lo primero que se hace es inducir un campo

magnético estacionario (Bo) que orientará los núcleos a que giren en una única dirección. El

sentido en el que se encuentre girando en dicha dirección dependerá del estado de energía del

núcleo que puede ser de alta o baja energía. Los de baja energía se ubican de manera paralela

con el campo estacionario, mientas que las de alta energía se encuentran en un sentido

antiparalelo. Usualmente, y debido a que las partículas polarizadas tienden a su vez a

polarizar a aquellas que las rodean se da una minimización de los estados de energía

provocando que predominantemente estén paralelos. A este tipo de magnetización se le

denomina longitudinal.

2.1.2. Magnetización transversal

Una vez se tiene un sentido predominante de magnetización, se introduce un campo oscilante

(B1) que causará que los núcleos que se encuentran en estados de energías bajos comiencen a

excitarse y a posicionarse como estados de energías altos. Esto hace que la magnetización de

general de las partículas en precesión comience a comportarse de manera transversal con una

orientación de 90° con respecto a la vertical. En ella se provoca que el 50% de la población

entre en un estado alto de energía y que el otro este en un estado bajo de energía. El ángulo

de inclinación del magnetismo en todo momento se ve gobernado por la Ecuación 8.

35

𝜃 = 𝛾𝐵1𝜏 Ecuación 8

En donde:

θ = Ángulo de inclinación

B1 = Campo magnético oscilatorio

τ = Tiempo de aplicación del campo

2.1.3. Resonancia Magnética

Eventualmente las partículas excitadas por los campos magnéticos entran en resonancia.

Mediante este fenómeno comienzan a entrar en fase y a moverse en sincronía lo que provoca

una señal más clara del proceso de magnetización de los núcleos. A esto se le denomina

Resonancia Magnética Núclear.

2.1.4. Pulsos

Una vez se alcanza la resonancia se cambia el ángulo de aplicación del campo magnético

oscilante provocando que se dé una desmagnetización de los núcleos. Esto hace que la señal

del campo magnético recibido en la herramienta disminuya. Hasta este momento se ha

producido un pulso.

2.1.5. Tren CPMG

Luego de un tiempo de espera (TW), se reorienta el campo magnético oscilante provocando

que se dé un nuevo proceso de magnetización en las partículas de interés. No obstante, la

magnetización total será menor a la del pulso anterior debido a que se da la relajación, una

dispersión de la energía y la respuesta de los núcleos por mecanismos como la difusión o la

interacción de las partículas con las paredes sólidas de los poros. Esto es muy importante, ya

que ayudará a discriminar las respuestas de interés para la determinación de las distribuciones

objetivo. Finalmente, después de repetidos pulsos se da una magnetización insignificante.

Esta secuencia de pulsos se conoce como tren o secuencia CPMG en honor a sus inventores

Carr, Purcel, Meiboom y Gill.

2.1.6. Secuencia de trenes CPMG

Después, de un tiempo razonable es posible comenzar otra secuencia CPMG que permita

caracterizar nuevamente las respuestas de los fluidos presentes. De esta manera a medida que

la herramienta va registrando en su avance en profundidad hace múltiples secuencias de

trenes que resultaran en una medida más confiable del volumen de interés, disminuyendo la

incertidumbre.

36

Debido a la distribución de poros y diversos fluidos que hacen parte de la roca se tiene una

sumatoria de decaimientos de la magnetización en cada tren CPMG:

𝑀(𝑡) = ∑ 𝑀𝑖(0)𝑒−𝑡𝑇2𝑖

𝑀(𝑡) = ∑ 𝑀𝑖(𝑤𝑎𝑡𝑒𝑟)(0)𝑒−𝑡

𝑇2𝑖(𝑤𝑎𝑡𝑒𝑟) + ∑ 𝑀𝑖(ℎ𝑒𝑎𝑣𝑦−𝑜𝑖𝑙)(0)𝑒−𝑡

𝑇2𝑖(ℎ𝑒𝑎𝑣𝑦−𝑜𝑖𝑙)

Se supone que el espacio ocupado por el crudo pesado igualmente queda asignado a la suma

de magnitudes de la magnetización. El agua sigue estando atada a la distribución de poros. Se

asume que el crudo queda atrapado en los poros más grandes e igualmente estando asociado a

un porosidad más no a una distribución de poros.

2.2. PARAMETROS DE MEDICION DE RMN

En cada uno de los pasos anteriores se miden parámetros fundamentales para la

caracterización del sistema que son los siguientes:

Tiempo de relajación longitudinal (T1 ): este tiempo está asociado con la alineación de

los ejes de los núcleos durante la primera etapa en la que se pasa de orientaciones

aleatorias a una impuesta por el campo magnético estático. Formalmente, es definido

como el tiempo en el que se alcanza el 63% de la magnetización total y el 95% una vez

que ha trascurrido tres veces este tiempo.

Cabe indicar que cuando este tiempo transcurre los protones en precesión transfieren su

energía los de su alrededor provocando que este se encuentre en su estado de energía bajo.

Por esto durante la polarización hay una predominancia de alineaciones paralelas.

𝑴𝒛(𝒕) = 𝑴𝑶 (𝟏 − 𝒆−

𝒕𝑻𝟏) Ecuación 9

En donde:

Mz = Magnetización longitudinal

Mo = Magnetización inicial

t = Tiempo

T1 = Tiempo de relajación longitudinal

Tiempo de relajación transversal (T2): Es el tiempo característico de cada fluido para

relajarse durante cada secuencia CPMG. El T2 no está relacionado con emisión de energía

hacia los alrededores por lo que es igual o menor a T1. Dependiendo de las características

37

del fluido puede brindar información valiosa de la distribución de poros de la roca. Esto es

especialmente cierto en los caso en los que la roca se encuentra completamente saturada

de agua.

𝑀𝑥 = 𝑀𝑜𝑥𝑒−𝑡𝑇2

Ecuación 10

En donde:

Mx = Magnetización instantánea durante la relajación de la magnetización transversal

Mox = Magnetización presente durante la magnetización a 90°

t = Tiempo

T2 = Tiempo de relajación transversal

Tiempo de espera (TW): Es el tiempo necesario para finalizado una secuencia CPMG

iniciar la siguiente.

Tiempo de espaciamiento entre ecos (TE): Es el tiempo en el que los protones pasan

de estar en fase a desfasarse, es decir, en el que se produce un pulso también llamado

eco-spin. Usualmente en la medición se prueban distintos TE como un medio para

diferenciar las señales de los fluidos posteriormente. Mientras más corto el TE menor

relajación por difusión habrá.

MECANISMOS RELAJACIÓN

Existen tres mecanismos que explican la relajación de los fluidos que circundan una red de

poros frente a la NMR.

Relajación Intrínseca. “Es la propiedad intrínseca de relajación de un fluido, es

controlada por sus propiedades físicas como la viscosidad y su composición química”. 2Se ve

afectada por factores como la temperatura y la presión.

Relajación Superficial. “La relajación superficial ocurre en la interface sólido –

fluido, es decir en la pared sólida de los poros. Es dependiente de la relación entre la

superficie del poro y el volumen que es ocupado por el fluido dentro del mismo. Otro

parámetro involucrado es la relaxividad superficial de los granos, esta varía con la

mineralogía”3. Estimaciones de la relajación superficial pueden ser obtenidas en laboratorio y

2 Ibid., p. 47. 3 Ibid., p. 48.

38

cuando es el mecanismo dominante ofrecen información de la distribución de tamaños de

poro.

Relajación de Difusión Inducida. “La magnitud del campo magnético inducido

(𝐵𝑜) por la herramienta NMR decrece con la distancia hasta el magneto, lo que causa un

gradiente de campo magnético o una distribución de gradientes en el volumen de medición”4.

Cuando existe un gradiente magnético considerable, la difusión molecular en los fluidos

causa un desfasamiento adicional, por lo que disminuye 𝑇2, éste desfasamiento es causado

por el movimiento de las moléculas a través de regiones en las que la intensidad del campo

magnético es distinta. Por lo general el gas, el agua y el crudo liviano a medio exhiben

relajación de difusión inducida considerable cuando están expuestos a un gradiente de campo

magnético y a una secuencia CMPG.5

En conjunto los mecanismos de relajación indicados explican los parámetros T1 y T2 de

medición siguiendo las Ecuaciones 11 y 12.

1

𝑇1=

1

𝑇1 𝐵𝑢𝑙𝑘+

1

𝑇1 𝑆𝑉=

1

𝑇1 𝐵𝑢𝑙𝑘

+ 𝜌1

(𝑆

𝑉)

𝑝𝑜𝑟𝑜

Ecuación 11

1

𝑇2=

1

𝑇2 𝐵𝑢𝑙𝑘+

1

𝑇2 𝑆𝑉+

1

𝑇2 𝐷𝑖𝑓𝑓

=1

𝑇2 𝐵𝑢𝑙𝑘

+ 𝜌2

(𝑆

𝑉)

𝑝𝑜𝑟𝑜

+𝐷(𝛾𝐺𝑇𝐸)2

12

Ecuación 12

En donde:

T1 = Tiempo de relajación longitudinal


S = Superficie del poro

V = Volumen de poro

𝜌1 = Relaxividad longitudinal

𝜌2 = Relaxividad transversal

D = Constante de difusión

γ = Constante Giromagnética

TE = Tiempo de espaciamiento

G = Gradiente de campo magnético

4 FREEDMAN, Robert, Op., Cit., p. 61. 5 COATES, George; XIAO, Lizhi y PRAMMER, Manfred, Op., Cit., p. 48.

39

2.3. PROCESAMIENTO DE DATA DE RESONANCIA MAGNÉTICA

Una vez que toda esta información es obtenida se requiere del uso de algoritmos para su

interpretación. Cada compañía tiene un método de procesamiento diferente. Entre los más

comunes está el decaimiento multiexponencial.

2.3.1. Decaimiento Multiexponencial:

Es la inversión matemática que es realizada para la obtención de la distribución de T2 y

utiliza como punto de partida las secuencias de ecos. Lo que busca es la discretización en

una suma de exponenciales con componentes de porosidad como magnitud y fracciones de

T2 como fase. La distribución es expresada entonces como una medida de porosidad en

función del tiempo de relajación transversal puntual.

Los T2 son impuestos a priori, conllevando a que lo que sea calculado sean las componentes

de porosidad. Para cada uno de los ecos se va a tener una suma de exponenciales:

𝑒𝑐𝑜1 = 𝜑1𝑒−𝑡/𝑇2,1 + ⋯ . +𝜑𝑛𝑒−𝑡/𝑇2,𝑛

Debido a la complejidad del sistema de ecuaciones que se plantea, la obtención de las

porosidades en realidad tiene soluciones infinitas. Por ello, se procede a efectuar una

regularización que busca el mejor ajuste de las porosidades a la distribución deseada. Esto se

ve afectado por la tasa ruido-señal (signal to noise ratio) y además es una mezcla entre los

datos y la regularización.

La propiedad llamada relaxividad efectiva ayuda a mitigar el hecho de que el tamaño de los

poros y el de las gargantas de poro no es el mismo. Debido a este se define la relaxidad

efectiva como el producto entre la relaxividad y el factor que relaciona un radio con el otro.

𝜌𝑒 =𝑟𝑡

𝑟𝑏𝜌

2.4.1. Distribuciones de T2

Finalmente, después de todo el procesamiento requerido se obtienen las distribuciones de T2

vs Porosidad que son la herramienta fundamental para la metodología a desarrollar. En esta

se tiene en el eje de las ordenadas el volumen porcentual de poros que tuvieron una respuesta

de determinado tiempo que se indica en el eje de las abscisas. Dichos tiempos se verán

40

determinados por los mecanismos de respuesta previamente expuestos. Por lo general,

moléculas más pesadas tendrán tiempos de respuestas más cortos debido a que requieren

emplear más energía para provocar un giro. Así mismo, moléculas en espacios porales más

pequeños tenderán a tener respuestas más cortas debido a que hay una mayor interacción con

las paredes del poro lo que provoca una mayor dispersión de energía.

Gracias a estos fenómenos de respuestas en fluidos como el agua se da una disipación de

energía primordialmente por la relación superficie-volumen. Ello hace que se pueda tener una

buena idea de la distribución de poros de la roca analizada por la siguiente relación:

1

𝑇2=

𝐹 𝑠

𝑅𝑏

Ecuación 13

En donde:


Rb = Radio de poro

Fs = Factor de forma

Esta aproximación puede no ser cierta en casos en los que se tenga presencia de minerales

ferromagnéticas debido a que sus campos magnéticos naturales provocan un cambio en los

mecanismos predominantes de relajación, al afectar la relaxividad. Cuál de ellos será el

dominante dependerá entre otros factores del contenido en hierro del mismo (Keating &

Knight, 2010).

El factor de forma dependerá de la geometría que se asuma de los poros pues esta definirá la

relación entre la superficie y el volumen del mismo. En casos donde se supone una esfera

corresponde a 3, en caso de cilindros es 2.

Dado que la distribución de radios de poros en algunas litologías como las arenas es en cierta

medida similar las gargantas de los poros, especialmente cuando hay una buena selección, es

posible ver similitudes en las formas de las distribuciones de T2 y las de las gargantas

provenientes de las curvas de presión capilar. Esto puede evidenciarse más claramente en la

Figura 14.

41

Figura 14. Comparaciones entre la distribución de T2 y la de gargantas de poro

Fuente: COATES, G., XIAO, L. y PRAMMER, M. NMR Logging Principles and Applications. Houston:

Halliburton Energy Services, 1999, p. 54. Modificado por el autor: 14 de Marzo de 2015.

3. REVISIÓN DE METODOLOGÍAS EXISTENTES

A través de los últimos años, se han desarrollado diversas metodologías para construir curvas

de presión capilar a partir de registros NMR. Cada uno de ellas se encuentra basada en un

conjunto de parámetros y fuentes de información diferentes. Entre ellas se pueden mencionar

las deAltunbay et al. (2001), Liang & Wei (2008) y Chong et al. (2009). Sin embargo, dadas

las características del área de estudio existe una metodología cuyos supuestos son los más

adecuados para servir como base para los planteamientos que se decidieron realizar en el

presente proyecto de investigación. Esta metodología se describe a continuación y fue

desarrollada por Volokitin et al. (1999).

3.1. VOLOKITIN ET AL. (1999)

La metodología de Volokitin y otros6 fue presentada en 1999 en el cuadragésimo simposio

anual de Registros de la SPWLA mediante el artículo nombrado “Constructing Capillary

Pressure Curves from NMR log data in the presence of Hydrocarbons”.

El método de conversión de distribuciones de 𝑇2 de NMR a curvas de presión capilar está

basado en la premisa de que en una arenita, existe una relación de proporcionalidad entre el

radio de poro y el radio de garganta de poro (Ecuación 14). De modo que, como las

distribuciones de 𝑇2 y de presión capilar están profundamente ligadas con dichos parámetros,

debe existir un factor de proporcionalidad que permita la conversión de una distribución en la

6 VOLOKITIN, Yacob; LOOYESTIJIN, Wim; SLIJKERMAN, Walter y HOFMAN, Jan, Op., Cit., p. 1-10.

42

otra (Ecuación 15). Esta suposición funciona bastante bien, especialmente en muestras que

son arenas limpias o poco arcillosas como las pertenecientes a muchas de las unidades

litoestratigráficas del área de estudio.

𝑅𝑏 = (𝐶)(𝑅𝑇ℎ𝑟𝑜𝑎𝑡) Ecuación 14

En donde:

Rb = Radio de poro

RThroat = Radio de garganta de poro

C = Constante de proporcionalidad

1

𝑇2=

𝐹𝑠

𝑅𝑏 ; 𝑃𝑐 =

𝑏


𝐾 = (𝑃𝑐)(𝑇2) Ecuación 15

En donde:

Pc = Presión Capilar


K = Constante de Ajuste de Volokitin et al. (1999)

Para el estudio, los autores utilizaron el “The NMR sandstone catalogue”, una base de datos

de núcleos que compila datos de 19 compañías en donde cada una de ellas ha provisto 20

muestras de arenitas de un campo petrolífero o gasífero. De estas muestras únicamente 10 de

ellas cuentan con información de NMR y presión capilar en el laboratorio, por lo que de toda

la base de datos, únicamente 186 muestras contaban con la información necesaria para el

análisis. Se utilizaron mediciones de NMR (TE=0.35 ms) obtenidas en muestras 100%

saturadas de agua. Las curvas de presión capilar disponibles fueron obtenidas con el método

de inyección de mercurio.

3.1.1. Metodología

El proceso para la determinación de las constantes apropiadas para la conversión consiste de

tres pasos primordiales:

Calculo de la Presión Capilar:

La determinación de la presión capilar proveniente de la distribución de T2 como punto de

partida se hace mediante el uso de la Ecuación 16 que es el resultado de despejar la variable

deseada Ecuación 15. Esto se realiza entonces con cada punto discreto constituyente de la

distribución de T2.

43

𝑃𝑐 =𝐾

𝑇2 Ecuación 16

𝐾 =2𝜎(𝑐𝑜𝑠𝜃)

𝜌 · 𝐹𝑠·

𝑟𝑏

𝑟𝑇ℎ𝑟𝑜𝑎𝑡=

2𝜎(𝑐𝑜𝑠𝜃)

𝜌𝑒 · 𝐹𝑠 Ecuación 17

En donde:

𝜌e = Relaxividad efectiva

Fs = Factor de forma

K = Constante de Volokitin et al. (1999)

Calculo de la Saturación:

Debido a que las ordenadas en la distribución de T2 representan la frecuencia relativa que es

activada en determinado T2 y por ende a un radio de poro específico y que la frecuencia

acumulada de dicha información corresponde a la porosidad total de la muestra, mediante la

Ecuación 18 es posible el determinar la saturación progresiva de la fase mojante de la

muestra, que correspondería a su vez al eje de las abscisas de la curva de presión capilar

requerida.

𝑆𝑤(𝑖) = 1 −∑ 𝜑𝑖

𝑖𝑖=0

𝜑𝑇𝑜𝑡𝑎𝑙

Ecuación 18

En donde:

Sw = Saturación de agua

Φi = Porosidad del punto i-ésimo

ΦTotal = Porosidad total de la distribución T2

Definición de la Constante Óptima de la muestra:

Asociando la información de presión capilar y de saturación punto a punto es posible

construir una curva de presión capilar. Sin embargo, es probable que la constante de

conversión no haya sido la apropiada para que la representación sea precisamente la misma

que se obtiene en laboratorio. Por ello, los autores establecieron un criterio para determinar la

constante indicada para cada muestra. Este básicamente consistía en determinar la constante

que ofreciera las menores diferencias en saturación entre la curva obtenida a partir de la

distribución de T2 y la curva de presión capilar de laboratorio, lo que se traduciría en el uso de

la Ecuación 19 para el cálculo del error de la estimación de la constante en términos de

discrepancias en la saturación de ambas curvas.

44

< 𝛿𝑆𝑤 >𝑓𝑖𝑒𝑙𝑑 (𝑘) =1

𝑁𝑠𝑎𝑚𝑝𝑙𝑒𝑠∑ (𝑆𝑤𝐶𝑎𝑝𝐶𝑢𝑟𝑣𝑒

−

𝑁𝑠𝑎𝑚𝑝𝑙𝑒𝑠

𝑖=1

𝑆𝑤𝑁𝑀𝑅) , (𝑘)

Ecuación 19

En donde:

< 𝛿𝑆𝑤

>𝑓𝑖𝑒𝑙𝑑 (𝑘) = Error en saturación del set de muestras

𝑁𝑠𝑎𝑚𝑝𝑙𝑒𝑠 = Número de muestras del pozo

𝑆𝑤𝐶𝑎𝑝𝐶𝑢𝑟𝑣𝑒 = Saturación de la curva de presión capilar

𝑆𝑤𝑁𝑀𝑅 = Saturación de la curva obtenida de NMR

(𝑆𝑤𝐶𝑎𝑝𝐶𝑢𝑟𝑣𝑒− 𝑆𝑤𝑁𝑀𝑅

) , (𝑘)

= √1

𝑃𝑐 ℎ𝑖𝑔ℎ − 𝑃𝑐 𝑙𝑜𝑤 ∫ (𝑆𝑤𝐶𝑎𝑝𝐶𝑢𝑟𝑣𝑒

− 𝑆𝑤𝑁𝑀𝑅)2 𝑑𝑃𝑐

𝑃𝑐 ℎ𝑖𝑔ℎ

𝑃𝑐 𝑙𝑜𝑤

Ecuación 20

En donde:

𝑃𝑐 ℎ𝑖𝑔ℎ = Presión capilar más alta de comparación entre curvas

𝑃𝑐 𝑙𝑜𝑤 = Presión capilar más baja de comparación entre curvas

Este procedimiento lo repitieron sucesivamente con un gran número de constantes obteniendo

como resultado la gráfica que se muestra en la Figura 15. Cada una de las parábolas

representa cada una de las muestras probadas y la constante apropiada para cada una de ellas

está representada en el valor mínimo de dicha curva, aquel con el menor error en saturación.

Figura 15. Errores de Saturación promedio entre curvas de presión capilar derivadas de NMR y curvas de inyección de Mercurio para un rango de presiones capilares de 0-500 psia

Fuente: VOLOKITIN, Yacob; LOOYESTIJIN, Wim; SLIJKERMAN, Walter y HOFMAN, Jan. Constructing Capillary Pressure

Curves from NMR log data in the presence of Hydrocarbons. En: SPWLA Annual Logging Symposium (40: 30, mayo- 3, junio:

Oslo, Noruega). Memorias. Oslo, 1999, p. 8. Modificado por el autor: 28 de Marzo de 2015.

Con la finalidad de obtener una única constante que logrará el objetivo planteado de ejecutar

la conversión de distribuciones de T2 en curvas de presión capilar, los autores decidieron

calcular una curva promedio de las 186 muestras analizadas. Esta curva se pude observar en

45

la Figura 15 y corresponde a la curva continua. El valor que determinaron que era el mínimo

de la curva promedio y por ende el más apropiado fue de 3 psia*s.

3.1.2. Resultados

Una vez estimaron la constante promedio, los autores decidieron probar que tan buena eran

las aproximaciones de las curvas que se obtenían al aplicar las constantes que definían un

menor error en saturación. Los resultados de dicha operación se resumen en la Figura 16.

Como se puede evidenciar las diferencias entre las curvas obtenidas mediante la metodología

planteada por los autores y las curvas de laboratorio no son muchas. El error de saturación

calculado entre cada par de curvas, usando la ecuación 20, se reporta que fue menor al 8.5 %

en la mayoría de los casos. Los mayores errores tienden a concentrarse en las zonas de

presiones más altas.

Figura 16. Resultados de la metodología de Volokitin et al. para rocas totalmente saturadas de agua Fuente: VOLOKITIN, Yacob; LOOYESTIJIN, Wim; SLIJKERMAN, Walter y HOFMAN, Jan. Constructing Capillary Pressure

Curves from NMR log data in the presence of Hydrocarbons. En: SPWLA Annual Logging Symposium (40: 30, mayo- 3, junio:

Oslo, Noruega). Memorias. Oslo, 1999, p. 8. Modificado por el autor: 28 de Marzo de 2015.

46

3.1.3. Limitaciones

A pesar de que esta metodología ofrece muy buenos resultados, es importante el entender las

limitaciones que tiene para resolver el problema planteado, especialmente en el área de

estudio en el que se trabajará.

Este procedimiento de aplicar una contante de conversión entre la presión capilar y la

distribución de T2 sólo es válido en rocas en muestras donde se haya hecho la resonancia

magnética nuclear y estuvieran completamente saturadas de agua. En aquellos casos en los

que hay presencia de otras sustancias como aceite y gas comienzan a predominar otro tipo de

mecanismos de relajación que no son el de superficie-volumen que es el que ofrece la

conexión entre las distribuciones T2 y los radios de poro. De hecho, los autores proponen una

metodología para resolver este inconveniente en caso donde hubiese presencia de crudos

livianos, pero dado que en la zona de interés se tiene crudos pesados esta pierde total validez.

Adicionalmente, las constantes que se determinaron en esta investigación fueron obtenidas

correlacionando curvas de laboratorio cuyos fluidos eran aire y aceite. Sería de gran utilidad

el conocer dichas constantes directamente como se relacionan con las condiciones de

yacimiento de modo que su aplicación sea directa con la herramienta de registro utilizada en

pozo, evitando los errores asociados a conversiones posteriores de fluidos y correcciones de

confinamiento.

4. MARCO GEOLÓGICO

Con un elevado porcentaje de la producción nacional, la región de los Llanos Orientales ha

sido una de las zonas donde más se han concentrado los esfuerzos exploratorios por parte de

muchas empresas del sector hidrocarburos; algunos de ellos con resultados favorables en la

actualidad produciendo crudos que van desde pesados hasta livianos y condensados. La

Cuenca de los Llanos Orientales está localizada al Noreste de Colombia; según la ANH7 tiene

un área aproximada de 225,603 Km2, sus límites son la Cuenca Apure – Barinas al Norte,

separada por el límite internacional con Venezuela, la Serranía de la Macarena y el Arco del

Vaupés al Sur, el sistema de fallas del borde llanero al Oeste y el Escudo de Guyana al Este.

7 AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS. Cuenca Llanos Orientales, Integración Geológica de la Digitalización y Análisis de Núcleos, 2012, p. 32.

47

La Figura 17 ilustra la localización de las áreas seleccionadas para el desarrollo del proyecto

en la Cuenca de los Llanos Orientales; la gran mayoría de los Bloques se encuentran

ubicados en el Departamento del Meta dentro del cinturón de crudos pesados entre el cinturón

plegado del Piedemonte Llanero y la Depresión Subandina.

Figura 17. Localización de las áreas de estudio Fuente: AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS. Mapa de Tierras, 4 julio de 2014. Modificada por el autor

Adicionalmente, en la Figura 18 se muestra un corte esquemático generalizado de la Cuenca

de los Llanos Orientales. Se observa el acuñamiento de los estratos hacia el este y las

mayores complejidades estructurales hacia el oeste. Las áreas de estudio se encuentran

localizadas entre el Cinturón Plegado y la Depresión Subandina.

Figura 18. Corte W-E generalizado para la Cuenca de los Llanos Orientales Fuente: RODRÍGUEZ, Nathaly. Metodología para el manejo y uso de la información del Campo Caño Limón (Cuenca de los

Llanos Orientales – Colombia). Trabajo de grado Pregrado en Geología. Bucaramanga.: Universidad Industrial de

Santander. Facultad de Ingenierías Fisicoquímicas. Escuela de Ingeniería Geología, 2009, p.18.

48

Las unidades litoestratigráficas presentes en las áreas de estudio se resumen en la columna

estratigráfica de la Figura 19. Esta representa la columna estratigráfica generalizada de la

Cuenca de los Llanos Orientales según Jaime Martínez8. En color rojo se encuentran

resaltadas aquellas unidades presentes en las muestras que fueron objeto de estudio en el

presente trabajo.

En total se estuvo trabajando con un total de diez pozos de los cuales se destinaron ocho de

ellos para el desarrollo de la metodología y los dos restantes se emplearon para la validación

de esta. Los pozos utilizados se presentan en las Tablas 5 y 6, en las cuales se indica,

adicionalmente de las unidades litoestratigráficas presentes, las agrupaciones de pozos por

campos según su ubicación geográfica en el área y los bloques de estudio.

Figura 19. Columna estratigráfica generalizada de la Cuenca de los Llanos Orientales. Fuente: MARTÍNEZ, Jaime. Structural evolution of the Llanos foothills, Eastern Cordillera, Colombia. En: Journal of

South American Earth Sciences, 2006, vol.21, p. 511. Modificado por el autor: Marzo 13 de 2015.

8 MARTÍNEZ, Jaime. Structural evolution of the Llanos foothills, Eastern Cordillera, Colombia. En: Journal of South American Earth Sciences, 2006, vol.21, p. 510-520

49

Tabla 5. Pozos involucrados en el desarrollo de la metodología

Campos ID Pozos Formaciones

1

PZN

PZC

Une

Mirador

Gacheta

2 PZD Arenas Basales (Carbonera)

C5

3 PZF Arenas Basales (Carbonera)

4

PZA

PZE

PZK

PZI

Arenas Basales (Carbonera)

Tabla 6. Pozos involucrados en la validación de la metodología

Campos ID Pozos Formaciones

1

PZG

Une

Mirador

Gacheta

4

PZP

Arenas Basales (Carbonera)

4.1. UNIDADES LITOESTRATRIGRÁFICAS

A continuación se realiza una breve descripción d las características geológicas de cada una

de las unidades litoestratigráficas involucradas en el proyecto.

4.1.1. Cenozoico.

Según la ANH9, el Cenozoico en la Cuenca de los Llanos Orientales está caracterizado por

sucesivas transgresiones y regresiones marinas; en el Paleoceno tardío se depositaron las

formaciones Barco y Los Cuervos. La Formación Mirador del Eoceno corresponde a un nivel

bajo del mar y la Formación Carbonera del Oligoceno-Mioceno evidencia tanto eventos

transgresivos como regresivos.

9 AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS, Op., Cit., p. 48.

50

Formación Mirador (Eoceno superior10). Según la ANH11 está constituida por

arenitas macizas con gradación normal, compuestas por cuarzo, feldespato y glauconita hacia

la parte superior. Su límite basal es discordante, mientras que el contacto superior con la

Formación Carbonera es concordante en la mayor parte de la cuenca, éste límite es difícil de

precisar debido a que en ausencia de información bioestratigrafía puede confundirse con

areniscas basales de la Formación Carbonera. El espesor aumenta hacia el occidente,

alcanzando 950 pies en el Pozo Floreña-1. Según Cazier et al. 12, la Formación Mirador ha

sido definida como de canales fluviales depositados en una planicie costera en la parte central

de la cuenca, y según Reyes13, tiene más influencia continental hacia el norte.

Formación Carbonera (Oligoceno inferior – Mioceno medio14). Según la ANH15,

es una espesa sucesión de hasta 6000 pies de espesor (Pozo Llanos-1) que corresponde a

depósitos de eventos transgresivos y regresivos de corta duración en un mar epicontinental de

poca profundidad en ambientes que varían de marino a transicional y continental; fue

dividida en 8 miembros o unidades operacionales por Elf Aquitaine, los niveles pares son

transgresivos y fino granulares mientras los impares corresponden a niveles arenosos

regresivos. Por su parte, la sucesión ha sido dividida por Ecopetrol en nueve unidades

operacionales; a continuación se presenta la estratigrafía de la Formación Carbonera teniendo

en cuenta las dos nomenclaturas mencionadas:

o Unidad C8 – Unidad E4 (Ecopetrol). Según la ANH16, indica un periodo de

transgresión, por lo que la litología es finogranular (lodolitas). Tiene un espesor variable,

desde 50 pies en el borde oriental de la cuenca hasta más de 400 pies en el piedemonte.

o Unidad C7 – Unidad T1 (Ecopetrol). Según Fabre 17, la porción inferior de la

Formación Carbonera está compuesta de arenitas y sublitoarenitas de color crema a parduzco,

10 Ibíd., p. 49. 11 Ibíd., p. 49. 12 CAZIER, E.; HAYWARD, A.; ESPINOSA, G.; VELANDIA, J.; MUGNIOT, J.; LEEL, W. Petroleum geology of the Cusiana field, llanos basin foothills, Colombia. En: America Association of Petroleum Geologists Bulletin, 79, 2010. P. 1444-1463., citado por BAYONA, Germán; JARAMILLO, Carlos; RUEDA, Milton; REYES-HARKER, Andrés; TORRES, Vladimir, Op., Cit., p. 60. 13 REYES, A. Taller corazón Gibraltar-2: Bucaramanga. Reporte Interno, Ecopetrol S.A, 2004., citado por BAYONA, Germán; JARAMILLO, Carlos; RUEDA, Milton; REYES-HARKER, Andrés; TORRES, Vladimir, Op., Cit., p. 60. 14 AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS, Op., Cit., p. 49. 15 Ibíd., p. 50. 16 Ibíd., p. 50.

51

de grano fino a medio, en ocasiones conglomerático, separadas por niveles de arcillollita de

color gris a verduzco. Según la ANH18, fueron depositadas en ambientes marino somero,

deltaico y continental. Alcanzan 250 a 280 pies de espesor en la parte central de la cuenca.

o Unidad C6 – Lutita E3 (Ecopetrol). Según la ANH19, consiste en una unidad

arcillosa – lodosa de hasta 600 pies de espesor (Pozo Cumaral-1), refleja transgresión marina.

o Unidad C5. Según la ANH20, son intercalaciones de niveles de lodolitas y de arenitas

de grano medio a grueso, en ocasiones calcáreas, con glauconita. Su espesor total varía desde

50 hasta 300 pies. Difícil de diferenciar de la Unidad C4 en el sector de Apiay;

probablemente estarían incluidas en el Conjunto C2 (Ecopetrol), que tiene un espesor

aproximado de 1000 pies de intercalaciones delgadas de lodolitas y arenitas con mayor

predominancia de las lodolitas hacia el tope.

o Unidad C4. Según la ANH21, consiste en alternancia de capas finas de lodolitas,

limolitas y arenitas con predominancia de los finogranulares, el máximo espesor registrado se

da en el Pozo Guacavía-1 con 1050 pies, pero se puede decir que hacia el centro de la cuenca

se encuentra comprendido entre 150 y 300 pies.

o Unidad C3. Según la ANH22, es una intercalación de niveles de arenita de grano fino

a grueso, blanca a translúcida con algunas láminas de limolitas y arcillolitas, de color gris

verdoso; a veces con niveles carbonosos. En el sector de Apiay, puede ser equivalente

cronoestratigráficamente al Conjunto C1 (Ecopetrol).

o Unidad C2 – Lutita E (Ecopetrol). Según la ANH23, está compuesta lodolitas grises

y con un espesor de 100 a 200 pies en la parte media de la cuenca, aumentando hacia el

suroeste, donde alcanza más de 900 pies (Pozo Medina-1).

17 FABRE, A. Estratigrafía de la Sierra Nevada del Cocuy, Boyacá y Arauca, Cordillera Oriental (Colombia). En: Geología Norandina, vol. 4, p. 3-12., citado por BAYONA, Germán; JARAMILLO, Carlos; RUEDA, Milton; REYES-HARKER, Andrés; TORRES, Vladimir, Op., Cit., p. 59. 18 AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS, Op., Cit., p. 51. 19 Ibíd., p. 51. 20 Ibíd., p. 51. 21 Ibíd., p. 51. 22 Ibíd., p. 51. 23 Ibíd., p. 52.

52

o Unidad C1 – Areniscas Superiores de Carbonera (Ecopetrol). Según la ANH24,

son cuerpos arenosos separados por niveles delgados de limolitas oscuras y arcillolitas grises.

Alcanza 2000 pies de espesor en el piedemonte, en el sector de los pozos Guacavía-1 y

Cumaral-1.

4.1.2. Cretácico.

Según la ANH25, en la Cuenca de los Llanos Orientales en lo que corresponde al Cretácico, se

tienen rocas que datan desde el Cenomaniano hasta el Campaniano y que suprayacen

discordantemente rocas Triásico-Jurásicas, Paleozoicas y del basamento Precámbrico. Estas

forman una cuña sedimentaria que se adelgaza progresivamente hacia el sureste-este.

Formación Une (Cenomaniano26). La Formación Une recibe nombres operacionales

dependiendo del área. En la zona de Arauca recibe el nombre de K3, y en el sur se le

denomina Unidad K2. Según Egbue y Kellogg27, consiste en arenitas cuarzosas con

intercalaciones menores de lodolitas en ocasiones carbonosas. Su espesor varía desde cero

pies en el límite de erosión o no deposición hacia el este, hasta 650 pies en el Piedemonte

Llanero, con un valor máximo en los pozos Santa María-1, Casanare-1 y Tame-1. Según la

ANH28 las rocas de la Formación Une suprayacen discordantemente rocas Triásico-Jurásicas,

Paleozoicas y del basamento Precámbrico e infrayacen concordantemente rocas de la

Formación Gachetá. Según COOPER M. et al.29 y LINARES et al.30, el nombre Formación

Une proviene de la Cordillera Oriental, en donde fue depositada desde el Cretácico Temprano

hasta el Cenomaniano y está compuesta de arenitas depositadas en ambientes marinos

someros a transicionales con influencia de las mareas.

24 Ibíd., p. 52. 25 Ibíd., p. 46. 26 EGBUE Obi. y KELLOGG James. Three-dimensional structural evolution and kinematics of the Piedemonte Llanero, Central Llanos foothills, Eastern Cordillera, Colombia. En: Journal of South American Earth Sciences, 2012, vol. 39, p. 216. 27 Ibíd., p. 48. 28 AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS, Op., Cit., p. 47. 29 COOPER M. et al.. Basin development and tectonic history of the Llanos basin, Eastern Cordillera, and middle Magdalena Valley, Colombia, En: American Association of Petroleum Geologists, Bulletin 79, 2010, p. 1421-1443, citado por EGBUE Obi. y KELLOGG James. Op., Cit., p. 216. 30 LINARES, R., AGUIRRE, H., ALZÁTE, J., GALINDO, P. New insights into the Piedemonte license triangle zone in the Llanos foothills- Colombia, En: X Simposio Bolivariano de Exploración Petrolera en las Cuencas Subandinas (26-29 julio: Cartagena Colombia). Memorias. Cartagena, 2009, citado por EGBUE Obi. y KELLOGG James. Op., Cit., p. 216.

53

Formación Gachetá (Formación Chipaque) - (Turoniano-Santoniano31). Según la

ANH32, representa la máxima transgresión marina ocurrida en el Cretáceo sobre el Escudo de

Guyana; está constituida por una sucesión de lodolitas de color gris a gris oscuro, algunas

intercalaciones mínimas con arenitas con glauconita y en ocasiones delgados niveles

calcáreos. Según la ANH33, el espesor aumenta hacia el Noroeste, alcanzando valores de

alrededor de 600 pies en los pozos Chichimene-1, Vanguardia-1, Cumaral-1 y Medina-1; la

Formación Gachetá yace concordantemente sobre la Formación Une e infrayace

concordantemente la Formación Guadalupe. El ambiente de depósito de la Formación

Gachetá es offshore distal.

Según Guerrero y Sarmiento34, Miller en 1979 denominó Formación Gachetá a la sucesión

predominante lodolítica que infrayace el Grupo Guadalupe por la carretera Aguazul-

Sogamoso; en la descripción no se incluye columna estratigráfica. Sin embargo, esta sucesión

ya había sido denominada como Formación Chipaque por Hubach en 1957 y Renzoni en

1963, por lo que se propone que el término Formación Gachetá pase al desuso. Sin embargo

el término Formación Gachetá sigue siendo usado por la ANH.

4.2. GEOLOGÍA DEL PETRÓLEO.

A continuación se describen los principales factores que contribuyen al entrampamiento de

hidrocarburos en la Cuenca de los Llanos Orientales.

Roca Generadora. Según Barrero et al. 35, la Formación Gachetá constituye la roca

fuente para la Cuenca de los Llanos Orientales, está localizada bajo el flanco Este de la

Cordillera Oriental; constituida por shales marinos y continentales con Kerógeno tipo II y III,

TOC que varía entre 1% y 3% y un espesor efectivo entre 150 y 300 pies.

Migración. Según Barrero et al. 36, se han documentado dos pulsos de migración

principales; el primero entre el Eoceno Tardío y el Oligoceno, y el segundo toma lugar desde

31 RANGEL, A. PARRA, P Y NIÑO, C. The La Luna formation: chemostratigraphy and organic facies in the Middle Magdalena Basin, En: Organic Geochemistry, 2000, vol. 31, p. 1268. 32 AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS, Op., Cit., p. 41. 33 AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS, Op., Cit., p. 41. 34 GUERRERO, Javier; SARMIENTO, Gustavo. Estratigrafía Física, Palinológica, Sedimentológica y Secuencial del Cretácico Superior y Paleoceno del Piedemonte Llanero. Implicaciones en Exploración Petrolera. En: Geología Colombiana,1996, vol. 20. Bogotá, p. 7. 35 BARRERO, Darío. PARDO, Andrés. VARGAS, Carlos y MARTÍNEZ, Juan, Op., Cit., p. 71. 36 Ibíd., p. 71.

54

el Mioceno y continúa en la actualidad. Se asume que las acumulaciones de hidrocarburos en

las áreas de estudio corresponden a la primera migración, debido a las características del

crudo pesado, que están directamente relacionadas con degradación biogénica.

Reservorio. Según Barrero et al. 37, las areniscas del Paleógeno de las formaciones

Carbonera (C3, C5 y C7) y Mirador son excelentes rocas reservorio, dentro de la sucesión

cretácica existen algunos intervalos de arenitas como las formaciones Guadalupe y Une que

constituyen buenos yacimientos. Los espesores de las unidades incrementan y las porosidades

decrecen desde un 30% hasta cerca del 10% en la dirección este-oeste. Los espesores netos

petrolíferos varían desde unos pocos hasta 180 pies, dependiendo de la localización. En las

áreas de estudio los yacimientos son las Unidades C3, C5 y C7 de la Formación Carbonera, la

Formación Mirador en algunos casos la Formación Une, se trata de arenitas no consolidadas

de grano medio a grueso muy limpias (sin matriz ni cemento).

Roca Sello. Según Barrero et al. 38, la unidad C-8 de la Formación Carbonera ha sido

considerado como el sello regional de la cuenca, sin embargo, debido a su extensión, el mejor

sello es la unidad C2. Las unidades pares (C2, C4, C6 y C8) de la Formación Carbonera son

considerados como sellos locales así como niveles lutíticos de las formaciones Guadalupe y

Gachetá.

Trampa. Según Barrero et al. 39, la perforación exploratoria se ha concentrado en

fallas normales, sin embargo existen anticlinales fallados con fallas inversas, anticlinales de

bajo relieve y trampas estratigráficas como canales que constituyen objetivos exploratorios de

alto potencia.

37 Ibíd., p. 71. 38 Ibíd., p. 71. 39 Ibíd., p. 71.

55

5. METODOLOGÍA PROPUESTA

En el caso de los pozos analizados se tienen crudos pesados que varían entre 6 y 14 API,

dependiendo de su ubicación en la cuenca. Ello dificulta el obtener información acerca de la

distribución de poros a partir de la resonancia magnética ya que en este tipo de crudos el

mecanismo de respuesta predominante no es de superficie-volumen, que es la que brinda la

correlación entre radios de garganta de poro y el de radio de poro, sino que es intrínseca.

Adicionalmente, se tiene como situación problema que las señales del crudo al ser moléculas

pesadas presentan tiempos de relajación bastante cortos por lo que se posicionan en los

lugares de la distribución de T2 en los que se esperaría que estuviera el agua irreducible o

aquellos poros más pequeños en los que no alcanzó a penetrar el aceite.

Debido a que se incumplen los preceptos de las metodologías analizadas, como (Volokitin et

al. ,1999), para el desarrollo del proyecto es necesario introducir una modificación a la

misma o aproximación distinta para alcanzar los objetivos planteados que constituirá la nueva

metodología. Frente a esta situación, la solución propuesta es determinar un conjunto de

calidades de roca presente en el yacimiento que permitan establecer correlaciones entre las

zonas de crudo pesado en las que se carece de la información pertinente con zonas

completamente saturadas de agua en las cuales se cumplen los requisitos para aplicar la

relación entre los radios y por ende la información de interés puede ser hallada.

5.1. PROCESAMIENTO DE DATOS

Se seleccionaron diez pozos de los bloques de estudio mencionados anteriormente. De estos

se posee información de resonancia magnética nuclear, curvas de presión capilar, petrografía,

petrofísica básica e información de registros de pozo convencionales.

A continuación se tiene un resumen de dicha información:

Tabla 7. Resumen de información disponible de los pozos exploratorios en las áreas de estudio

ID Pozo Información Disponible

Núcleos Pc en Laboratorio NMR Petrofísicos Básicos

PZA X X X X

PZC X X X X

PZD X X X X

PZE X X X X

PZF X X X X

PZG X X X X

PZI X X X

56

PZK X X X X

PZN X X X

PZP X X X X

Durante el proceso de adquisición de datos en el pozo la tensión generada por el peso de las

herramientas, así como factores como la temperatura, provoca que las profundidades

registradas por la herramienta difieran de los de petrofísica básica que corresponden a las

distancias medidas una vez que el núcleo es extraído. Esto provoca desfases entre las

mediciones de los registros y la data de laboratorio. Por ello se debe hacer una corrección en

la que se llevan los datos de la petrofísica a los datos de pozo haciéndolos coincidir. Para

hacerlo se utiliza el registro de Core Gamma de Gamma Ray y se trata de establecer una

correlación con las mediciones de la herramienta en el pozo extraído. De esta manera se

produce una correlación litoestratigráfica, la más acorde que se pueda, que indique las

correcciones y traslapos que son necesario realizar para atar la data de laboratorio a los

registros de pozo.

Figura 20. Ajuste en profundidad para los núcleos de un pozo en las áreas de estudio basado en la coincidencia entre el gamma ray y el core gamma

57

Una vez que esto se ha hecho puede correlacionarse adecuadamente que la información de

resonancia magnética, registros de pozo, petrofísica y curvas de presión capilar pertenecen al

mismo punto en el pozo.

Adicionalmente, debido a que las condiciones de laboratorio no son las mismas que las del

reservorio es necesario llevar las mediciones petrofísicas llevadas a cabo en laboratorio a las

condiciones del pozo. Para ello se cuentan con que rutinariamente se realizan las mediciones

de cada punto en el núcleo a diversas presiones. Con esta información se sigue el siguiente

procedimiento:

(1) Primeramente se calculan los esfuerzos presentes en los pozos mediante la estimación

de la presión litostática y la hidrostática obteniendo el esfuerzo efectivo presente en las

rocas. Con ello se calculará la presión a la que se debe tener los datos petrofísicos.

(2) Posteriormente, con los datos de presión que se tienen se hace una gráfica de porosidad

contra presión, y una de presión contra permeabilidad de cada uno de los puntos de

medición del pozo realizando un ajuste lineal que describa cómo se comporta cada

parámetro en función de la presión para cada punto. Así se tendrán tantas ecuaciones

como puntos se tengan

(3) Finalmente, se promedian todos estos ajustes para tener una tendencia promedio.

Luego, se desplaza esta ecuación hasta la profundidad de interés y con la presión

estimada a través del esfuerzo de confinamiento se encuentran las porosidades y

permeabilidades en campo.

58

Figura 21. Corrección de la porosidad por presión de confinamiento

Figura 22. Corrección de la permeabilidad por presión de confinamiento

5.1.1. Control de calidad

5.1.1.1. Curvas de Presión Capilar

Para conocer que información de curvas de presión capilar es válida, es necesario

primeramente corroborar la suposición de que todo el espacio poral corresponde al volumen

de mercurio inyectado a la presión más elevada. Para ello se hace la siguiente gráfica en la

que se compara las mediciones de porosidad de laboratorio y la de petrofísica corregida,

aquellos puntos que tengan una diferencia mayor de 3% son descartados ya que posiblemente

presentaron problemas en la restauración reflejándolo durante la medición.

Los puntos que cumplieron con este criterio son los siguientes:

59

Figura 23. Control de Calidad de las muestras de presión de capilar

Luego, se verificaron cuales muestras posiblemente estaban fracturadas cuando fueron

caracterizadas. Para ello se identificaron cuales tenían una porosidad bastante baja (menor

15%) y una permeabilidad elevada (mayor a 100 mD). Estas muestras también fueron

descartadas.

Ya definidas las muestras que eran apropiadas para el proyecto. Se realizaron las correcciones

pertinentes (Fluidos, Cierre y Confinamiento) para obtener las curvas de presión capilar que

representaban la distribución de gargantas de poros de las rocas en condiciones de

yacimiento.

5.1.1.2. Resonancia Magnética Núclear

Una de las propiedades que tienen las distribuciones T2 es que la suma de todas sus

porosidades debe ser la porosidad total de la roca, esto es algo que debe respetarse. Para

corroborar que efectivamente la medición fue realizada correctamente, se compararon los

datos de porosidad de resonancia magnética nuclear con los de básicos de petrofísica a la

profundidad correspondiente. Con ello se halló que algunas no cumplían con este criterio

evidenciando inconsistencia en las mediciones, lo que obligó a descartarlas para evitar errores

en la metodología.

y = 0.9811x - 0.4004R² = 0.723

0

5

10

15

20

25

30

35

40

45

50

0.0 10.0 20.0 30.0 40.0 50.0

Po

rosi

dad

Hg

(%)

Porosidad Básicos (%)

60

Los puntos que cumplían con el criterio fueron los siguientes:

Figura 24. Control de Calidad de las mediciones de NMR

5.2. CALIDADES DE ROCA

Una calidad de roca puede definirse como cada una de los grupos en los que se puede

clasificar un grupo de muestras de rocas con características petrofísicas similares y que

permiten simplificar el análisis de un yacimiento. Se denominan calidades, porque permiten

conocer la variabilidad de factores como la porosidad y la permeabilidad, propiedades

asociadas al buen desempeño de una roca ya sea como sello o como reservorio.

Rutinariamente para establecer calidades de roca se utilizan gráficos de Permeabilidad vs

Porosidad que permitan formar agrupaciones basadas en sus características similares.

La división propuesta para el proyecto se resume en las Figura 25 y 26, exponiéndose la

división tanto en términos de pozos como campos. En esta se tienen curvas divisorias que

permiten establecer los límites ente calidades. Dichas curvas corresponden al uso del R50 de

Pittman, un factor que indica cual es el tamaño de garganta predominante a una saturación

del 50% de la curva de presión capilar. Su cálculo se efectúa mediante el uso de la ecuación

𝑅50 = 10(0.778+0.626 log10 𝐾𝑎𝑟−1.205 log10 𝜑) Ecuación 21

En donde:

R50 = Radio 50 de Pittman en µm

Kar = Permeabilidad al aire en mD

ϕ = Porosidad

y = 1.0137x - 1.1943R² = 0.8789

0

5

10

15

20

25

30

35

0 5 10 15 20 25 30 35

Po

rosi

dad

NM

R (

%)

Porosidad Básicos (%)

61

La definición del número de calidades de rocas necesarios para llevar a feliz término el

proyecto se decidió identificando cuantas de ellas se requerían para obtener una resolución

adecuada de la curva de saturación de los pozos en términos de las calidades. El raciocinio

que subyace tras esa comparación es que teóricamente una roca con mayor calidad para ser

reservorio presentará una menor saturación de agua y una mayor saturación de aceite. En

total se distinguieron cinco tipos de rocas cuyos límites se resumen en la Tabla 8. Debido a

que las calidades están definidas para que números más bajos correspondan a mejores

calidades, se tendría que para las calidades 1 y 2 se deben tener los valores más bajos de Sw y

para 4 y 5 los más elevados. Dicho contraste se resume en la Figura 27.

Tabla 8. Límites de la clasificación de calidades de roca

Calidad de Roca

R50(µm)

Límite Inferior Límite Superior

1 16 -

2 6.5 16

3 1.2 6.5

4 0.19 1.2

5 - 0.19

Figura 25. Clasificación en calidades de rocas mediante límites de R50 de Pittman

0.00001

0.0001

0.001

0.01

0.1

1

10

100

1000

10000

100000

0 5 10 15 20 25 30 35 40 45

Per

mea

bili

dad

(m

D)

Porosidad (%)

R50=0.19 µm R50=1.2 µm R50=6.5 µm R50=16 µmPZA PZE PZC PZKPZD PZF PZH PZI

1

2

3

4

5

62

Figura 26. Distribución de muestras según sus campos en la clasificación de tipos de roca

Figura 27. Verificación de la división de calidades de roca de acuerdo a la curva de saturación

Adicionalmente, con la finalidad de garantizar una mejor comprensión de las calidades de

roca establecidos se muestran a continuación en la Figura 28 fotomicrografías típicas y

representativas de cada una de ellas. Estas fotomicrografías están organizadas de mayor a

menor calidad siendo la mejor roca de reservorio la correspondiente a la Figura 28a y siendo

la pero la Figura 28e. En las rocas de mejor calidad puede apreciarse una mayor conectividad

en el espacio poral, una mayor uniformidad en los tamaños de grano y una menor

arcillosidad.

0.00001

0.0001

0.001

0.01

0.1

1

10

100

1000

10000

100000

0 5 10 15 20 25 30 35 40 45

Per

mea

bili

dad

(m

D)

Porosidad (%)

R50=0.19 µm R50=1.2 µm R50=6.5 µm R50=16 µm

Campo 1 Campo 2 Campo 3 Campo 4

1

2

3

4

5

0

1

2

3

4

5

0

0.1

0.2

0.3

0.4

0.5

0.6

0.7

0.8

0.9

1

3060 3080 3100 3120 3140 3160 3180 3200 3220 3240

Cal

idad

de

Ro

ca

Sw(-

)

Profundidad (ft)

63

(a)

(b)

(c)

(d)

(e)

Figura 28. (a) Fotografía de lámina delgada representativa de la calidad de roca 1 (2.5X) (b) Fotografía de lámina delgada representativa de la calidad de roca 2 (2.5X )(c) Fotografía de lámina delgada representativa de la calidad de roca 3 (2.5X) (d) Fotografía de lámina delgada representativa de la calidad de roca 4 (2.5X) (e) Fotografía de lámina delgada representativa de la calidad de roca 5 (2.5X)

Hubo otras condiciones que debieron garantizarse para evitar mayores fuentes de

incertidumbre en la clasificación. Estas consistieron en velar porque los picos de las

distribuciones de garganta de poro fueron coherentes entre las muestras de un mismo tipo de

roca o calidad. Esto también se observó que se cumplieran en las distribuciones de T2 de las

muestras. En la Figuras 29 y 30 se exhiben las muestras correspondientes a las curvas de

presión capilar y a la resonancia magnética nuclear organizadas en las calidades de rocas

impartidas.

De manera ilustrativa se exhibe en la Figura 31 la comparación de radios de garganta de poro

predominante realizado en el tipo de roca 1 discriminando las muestras por pozos y en la

Figura 32 pero considerando las muestras por campos. Para observar el proceso en los tipos

de roca 2 al 5 dirigirse al apéndice a las Figuras 43 a 46 (por pozos) y a las Figuras 47 a 50.

Por su parte, en la Figura 33 se hace la comparación para la calidad de roca 1 en términos de

las distribuciones de T2. Para observar el resultado en las calidades de roca 2 a 5 dirigirse al

apéndice a las Figuras 51 a 54.

64

Figura 29. Muestras de Curvas de Presión Capilar según la clasificación según el tipo de roca

Figura 30. Muestras de RMN usadas para la metodología según la clasificación por calidad de roca

0.00001

0.0001

0.001

0.01

0.1

1

10

100

1000

10000

100000

0 5 10 15 20 25 30 35 40 45

Per

mea

bili

dad

(mD

)

Porosidad(%)

R50=0.19 µm R50=1.2 µm R50=6.5 µm R50=16 µm PZD

PZC PZF PZK PZA PZE

1

2

3

4

5

0.00001

0.0001

0.001

0.01

0.1

1

10

100

1000

10000

100000

0 5 10 15 20 25 30 35 40 45

Pe

rme

abili

dad

(mD

)

Porosidad(%)

R50=0.19 µm R50=1.2 µm R50=6.5 µm R50=16 µm PZA PZN

1

2

3

4

5

65

Figura 31. Distribuciones de radios de gargantas de poro de las muestras clasificadas como Tipo 1

Figura 32. Distribuciones de gargantas de poro clasificadas como Tipo 1 discriminadas por campos

0

5

10

15

20

25

30

35

40

45

0.1 1 10 100

Po

rosi

dad

(p

.u.)

Radio de Garganta (µm)

PZA007 PZC005 PZC006 PZD010 PZD011 PZD012 PZD014 PZD015

PZE008 PZE009 PZE011 PZF004 PZF006 PZK001 PZK002

0

5

10

15

20

25

30

35

40

45

0.1 1 10 100

Po

rosi

dad

(p

.u.)



66

Figura 33. Distribuciones T2 de las muestras de RMN clasificadas como Tipo 1

El último componente que se obtuvo para proseguir a los pasos de la metodología fue el

designar una curva tipo por cada calidad de roca con la que se trabajaría. La justificación de

este paso es que no se tenían distribuciones de NMR con una saturación de 100% agua

exactamente en aquellas profundidades en las que se habían adquirido las curvas de presión

capilar. De esta manera, al crear una curva característica se definió que esta desempeñaría un

papel muy similar para la determinación de la constante de conversión simplemente ajustando

los valores de la misma para que la frecuencia acumulada de su porosidad correspondiera con

la porosidad de la curva de presión capilar con la que se compararía. Estas curvas tipo se

obtuvieron al promediar las curvas definidas para cada calidad y se presentan para la calidad

de roca 1 en la Figura 34, para las otras calidades dirigirse al apéndice a las Figuras 55 a 58.

Esto funciona especialmente bien para las rocas de muy buena calidad, es decir, que contaran

con porosidades y permeabilidades elevadas. Para las muestras con un mayor contenido de

arcillas como aquellas que estaban asociadas con sellos se mantenían las gargantas

predominantes.

0.00%

50.00%

100.00%

150.00%

200.00%

250.00%

300.00%

350.00%

400.00%

0.1 1 10 100 1000 10000

Po

rosi

dad

(p

.u.)

T2 (ms)

PZN002 PZN004 PZN011

67

Figura 34. Definición de la curva de T2 característica del Tipo 1

5.3. CONSTANTES DE TRANSFORMACIÓN (K-VOLOKITIN)

Una vez se tienen las curvas de presión capilar de comparación y las distribuciones de T2 se

deben hallar las constantes de conversión propuestas por Volokitin et al (1999). Para ello se

deben seguir los pasos propuestos a continuación:

(1) Se calcula la pseudocurva de presión capilar estimando la Pc a través de K y T2 con la

Ecuación 16

(2) Se halla la saturación usando la siguiente ecuación:

𝑆𝑤 = (100 − 𝑆𝑤𝑖𝑟𝑟

𝜑𝑇𝑜𝑡𝑎𝑙 − 𝜑(𝑖)) (𝜑𝐴𝑐𝑢𝑚 − 𝜑(𝑖)) + 𝑆𝑤𝑖𝑟𝑟 Ecuación 22

En donde:

Sw = Saturación de Agua

Swirr = Saturación de Agua Irreducible

Φ(i) = Porosidad del i-ésimo punto

ΦTotal = Porosidad total de básicos

ΦAcum = Porosidad Acumulada hasta el i-ésimo punto

0.00

0.50

1.00

1.50

2.00

2.50

3.00

3.50

4.00

0.1 1 10 100 1000 10000

Po

rosi

dad

(p

.u.)

T2 (ms)

PZN002 PZN004 PZN011 Promedio

68

(3) Se estima el error de la conversión. Para ello se decidió no utilizar la ecuación que

propone Volokitin et al.(1999) sino simplemente realizar la resta de las dos curvas y

estimar la suma acumulada de las diferencias, específicamente en la zona de presión de

entrada de la curva de presión capilar. El cambio propuesto se debe a que la ecuación

de Volokitin et al. (1999) minimizan los errores en toda la curva, mientras que el

objetivo de la metodología para los Llanos Orientales es garantizar los mínimos errores

a las presiones más bajas que son aquellas a las que se encuentran los pozos.

(4) Luego iterativamente se probaron constantes hasta que la parte inicial de la curva

estuviera lo mejor ajustada posible, esto se traducía en que coincidieran los picos de la

distribución de resonancia magnética nuclear con la distribución de gargantas de poro.

(5) Repetir el proceso con cada una de las muestras de cada calidad de roca para obtener

las constantes características de cada una de ellas.

6. RESULTADOS

En las Figura 35 se exhibe el resultado de la conversión usando la constante más apropiada

para una muestra típica de la calidad de roca 1, en la curva de presión capilar y en la Figura

36 en la distribución de radios de garganta de poro. Otros ejemplos de conversiones y

comparaciones para las demás calidades de roca se presentan en el apéndice en las Figuras 59 a 66.

Figura 35. Comparación de la pseudocurva capilar de RMN y la curva de laboratorio de una muestra Tipo 1

0.01

0.10

1.00

10.00

100.00

1.000.00

10.000.00

0.00 20.00 40.00 60.00 80.00 100.00

Pre

sió

n C

apila

r (p

sia)

Sw (%)

Pseudocurva RMN Curva Capilar

69

Figura 36. Comparación de la distribución de radios de gargantas de poro de la pseudocurva de RMN y de la curva de laboratorio de una muestra Tipo 1

En la Tabla 9 se resumen las constantes halladas por cada tipo de roca así como la dispersión

asociadas a estas. En la Tabla 10 algunas estimaciones de relaxividad efectiva.

Tabla 9. Valores medios de K de Volokitin e incertidumbres según la calidad de roca

Tipo K Media (psia ∙ms) Desviación Estándar

(psia∙ms)

1 150 50

2 240 80

3 140 100

4 350 70

5 350 -

0.00

2.00

4.00

6.00

8.00

10.00

12.00

14.00

16.00

0.01 0.10 1.00 10.00 100.00 1000.00 10000.00

Po

rosi

dad

(p

.u.)


Dist. Pseudocurva RMN Dist. Curva Capilar

70

Tabla 10. Estimaciones de relaxividad efectiva para distintos factores de forma

FS

𝜌e(µm/s)

2

21.1868401

2.5

16.9494721

3

14.1245601

3.5

12.1067658

Para estudiar las constantes encontradas se decidió evaluar su comportamiento según su

distribución geográfica (campos), su relación en términos de las calidades de roca

encontradas y su asociación con parámetros petrofísicos como la longitud característica de

flujo. Dicho análisis corresponde a las Figuras 37 a la 40.

Figura 37. Distribuciones de valores de K-Volokitin según las calidades de roca de cada campo

0

50

100

150

200

250

300

350

400

450

1 2 3 4

K-V

olo

kiti

n

Campo

TR1

TR2

TR3

TR4

TR5

71

Figura 38. Relación entre los K-Volokitin y la Longitud Característica de Flujo discriminada por calidades de roca

Figura 39. Relación entre los K-Volokitin y la Longitud Característica de Flujo discriminada por campos

0

0.5

1

1.5

2

2.5

3

-1.5 -1 -0.5 0 0.5 1 1.5

Log

10

(K

-Vo

loki

tin

)

Log 10 (√K perm/ϕ)

TR1

TR2

TR3

TR4

TR5

1

10

100

1000

0.1 1 10 100

K-V

olo

kiti

n (

psi

a∙m

s)

√ K perm/ϕ


72

Figura 40. Curvas de ajuste para la estimación de los factores K -Volokitin

6.1. VALIDACIÓN

Con la finalidad de corroborar que la veracidad y aplicabilidad de las expresiones para definir

las constantes de ajustes halladas en los pasos anteriores se destinaron dos pozos (PZG y

PZP). Las muestras pertenecientes a estos pozos se presentan en su clasificación según

calidades de roca en la Figura 41. A estos se les aplico la metodología utilizando las

expresiones presentadas en la Figura 40 para calcular las constantes que define el límite

inferior, el superior y la curva promedio que se puede obtener a través de las curvas de

resonancia magnética en agua. El resultado de la validación para una muestra de la calidad de

roca 3 se muestra en las Figuras 42, para observar otros resultados de las demás calidades

dirigirse al apéndice a las Figuras 67 a 63.

y = -0.2805x + 2.1859R² = 0.4564

y = -0.176704x + 2.404109R² = 0.673402

y = -0.1375x + 2.5305R² = 0.7354

0

0.5

1

1.5

2

2.5

3

3.5

4

4.5

5

-1.5 -1 -0.5 0 0.5 1 1.5

Log

(K-V

olo

kiti

n)

Log √(K perm/ϕ)

Lim. Inferior Promedio Lim. Superior

73

Figura 41. Muestras destinadas a la validación según la clasificación en calidades de roca

Figura 42. Comparación de las pseudocurvas resultado de la metodología y la curva de presión capilar de la muestra PG002 (Calidad de Roca: 3)

0.00001

0.0001

0.001

0.01

0.1

1

10

100

1000

10000

100000

0 5 10 15 20 25 30 35 40 45

Per

mea

bili

dad

(m

D)

Porosidad (%)

R50=0.19 µm R50=1.2 µm R50=6.5 µm R50=15 µm PZC PZG

1

2

3

4

5

0.01

0.10

1.00

10.00

100.00

1000.00

10000.00

0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

Pre

sió

n C

apila

r (p

sia)

Sw (%)

Límites Incertidumbre Curva Capilar Pseudocurva Estimada

74

7. DISCUSIÓN DE RESULTADOS

Como se mencionó en secciones anteriores en las Figuras 35 y 36 y las Figuras 59 a 66 se

expone el tipo de ajuste deseado para las curvas mediante el uso de las constantes K. Se

indica que el ajuste buscado se obtiene primordialmente en la sección de la presión de entrada

de la curva capilar, que corresponde a su parte inicial y por ende a presiones más bajas. La

razón de ello es que las presiones presentes en los pozos de la Cuenca de los Llano Orientales

que se analizaron oscilan en valores bastante bajos. Por ello se requiere una mayor

confiablidad en esta parte de la curva. Adicionalmente, este ajuste es de gran utilidad pues

esta presión ofrece información de la posición del OWC lo que permite conocer las columnas

de hidrocarburo presentes en el yacimiento, una información bastante valiosa.

En la Tabla 9 se hizo un resumen de las constantes de ajuste halladas con las muestras de los

diversos pozos. En esta se ven los valores promedios de las constantes así como la

incertidumbre asociada la dispersión de los datos. Con esta información se construyeron las

Figuras 37 a 40. En la Figura 37 se expone un diagrama de barras organizado por campos

dentro de los cuales se discrimina la data por tipos de roca. Geográficamente el campo 1 se

extiende hacia la parte más occidental de la cuenca, mientras el 4 hacia el más oriental

estando el 2 y el 3 en zonas intermedias. Como se notará en la figura las mejores calidades se

tienen hacia la parte occidental y las de menor calidad hacia la parte oriental. No obstante, no

existen tendencias marcadas por campos en términos de las constantes, lo cual quiere decir

que el análisis no debe orientarse sectorizadamente basándose en la ubicación geográfica en

la cuenca, sino por las características petrofísicas de las rocas. Esto lleva a definir que las

constantes y los resultados son válidos para toda la cuenca. En las Figuras 38 y 39 se

corrobora esta idea en la que se puede notar como existe una mayor coherencia de la

información en términos de las calidades de roca.

En la Figura 40 se graficaron los valores promedios de K así como los límites mínimos y

máximos, tomando en consideración las incertidumbres estimadas, y con ellas se halló una

función que explicara la constante en términos del parámetro conocido como longitud

característica de flujo. Esta relación tiene una pendiente negativa en las tres ocasiones

estando las mejores rocas ubicadas en los valores más grandes de la longitud característica y

las de menor calidad hacia los valores más pequeños. También, se tienen valores más grandes

de las constantes K para las rocas de menor calidad y viceversa.

75

Para dar una explicación a esto se decidió observar la definición de la constante de ajuste que

propuso Volokitin et al. (1999) que se expuso en la Ecuación 17. Entre los factores que

determinaban el valor de la constante se tenían la tensión interfacial, el ángulo de contacto, el

radio de garganta de poro, el radio de poro, la relaxividad y el factor de forma. Los dos

primeros se definieron al inicio de la investigación. Cabe resaltar para el análisis que la

relaxividad se asocia con la razón de los radios mediante un parámetro conocido como la

relaxividad efectiva. Así, la constante podría escribirse en función de dos factores

principales: la relaxividad efectiva y el factor de forma. En la Tabla 10 se hallan las

relaxividaes correspondientes a diversos factores de forma escogidos tomando en

consideración las constantes K promedio. Los valores utilizados de factor de forma fueron los

cercanos a geometrías conocidas como una esfera (Fs=3) o un cilindro (Fs=2). Se obtuvo que

las relaxividades se encuentran oscilando entre los valores de 15 µm/s y 25 µ m/s lo que

concuerda con algunos resultados de la literatura en la que para areniscas se tiene un valor de

23 µm/s.

De hecho, analizando un poco más en profundidad la razón de radios, el factor de forma y la

relaxividad se puede decir que brindan información de la calidad del reservorio. La

relaxividad es un parámetro que está ligado a los minerales constituyentes de la roca, se

observa que para rocas sedimentarias el cuarzo es una de los que presenta valores más

elevados indicando que relaxividades más altas pertenecen a rocas más limpias. Para la razón

de radios se tiene que existe una mejor relación entre ellos en areniscas limpias donde será

más cercana a 1. Finalmente, el factor de forma habla de la relación entre superficie y

volumen dados por la geometría de los granos. Esto es coherente con las fotomicrografías

exhibidas de cada calidad de roca corroborando que las constantes de conversión deberían ser

más pequeñas para rocas limpias, con buena conectividad y tamaños de granos más similares

como la calidad 1 y mayores en rocas con alta arcillosidad, baja conectividad del espacio

poral y gran diversidad de tamaños de grano.

Por último, en la Figura 41 se exhiben las muestras destinadas a validación siendo

caracterizadas de acuerdo a las calidades de roca. Como se notará solo se tiene puntos para

las calidades 1,2 y 3. Lamentablemente, no se hallaron datos disponibles para hacerlo en las

rocas de tipo 4 y 5 que eran de las que más escaza información se tuvo en el desarrollo de la

metodología. Sin embargo, detallando los resultados de la aplicación de las constantes

halladas mediante las ecuaciones que ligan la contaste K con los radios característicos de

flujo se puede afirmar que la metodología funciona bastante bien y cumple su objetivo en

76

predecir las presiones de entrada de las curvas capilares a partir de las resonancias magnéticas

en agua presente en el pozo y que dichas constantes son válidas para toda la cuenca.

8. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

8.1. CONCLUSIONES

Mediante el uso de constantes de ajustes asociadas a calidades de rocas establecidas en

una región es posible convertir las curvas de distribución de T2 obtenidas de muestras

completamente saturadas de agua en curvas de presión capilar.

Las constantes de conversión halladas en el proyecto son válidas para toda la Cuenca de

los Llanos Orientales y se encuentran ligadas con la longitud característica de flujo.

Estas pueden ser aplicadas siempre que se coincidan con los tipos de roca planteados

La clasificación en calidades de roca provistas por la investigación puede utilizarse

sistemáticamente para el uso de la metodología en proyectos de explotación ubicados

en toda la cuenca y por ende el uso de la metodología al ser consistentes las constantes

de transformación halladas con ellas.

8.2. RECOMENDACIONES

Teniendo en cuenta los hallazgos de este proyecto de investigación se recomienda:

Extender las mediciones de Resonancia Magnética Nuclear realizadas en pozos hasta

zonas en la que se estime que existe una alta saturación de agua para poder utilizar la

metodología. Especialmente en zonas de abundancia de crudos pesados como lo es la Cuenca

de los Llanos Orientales

Para la aplicación de la metodología en otras regiones del país, realizar un análisis

previo de calidades de roca predominantes de la región y constantes de ajustes pertinentes.

Sería interesante, por ejemplo, el validar cuanto cambian estas constantes en otras muestras

de distintas áreas de estudio.

77

Únicamente aplicar la metodología en muestras en las que se conoce que la saturación

de agua es muy elevada, para que las señales de crudo presentes en las mismas no

entorpezcan los resultados de las curvas de presión capilar buscadas.

AGRADECIMIENTOS

En el aspecto psicoafectivo quisiera agradecer: primeramente a Dios por brindarme la

sabiduría y la dirección para llevar a feliz término la investigación; a mis padres, Alexander

Diab Rincón y Sara E. Montero Martínez, por brindarme el apoyo moral y la fortaleza para

continuar con el proyecto de principio a fin. En el aspecto técnico a: la Ing. Ingrid Tatiana

Cabrejo Cardenas por brindar un fundamento teórico-práctico claro y contundente en las

temáticas de caracterización y análisis petrofísico, por su supervisión, aportes y

asesoramiento continúo en el proceso; y a Daniel Andrés Aramburo Vélez, por su dedicación

y apoyo en la obtención de resultados y procesamiento de información, especialmente en los

temas de estratigrafía, geología del petróleo y conceptos rutinarios de la ingeniería de

petróleos. Finalmente, a mi asesora Jillian Pearse y a mi coasesor José Bermudez por su

compañía y guía que me permitieron alcanzar los objetivos planteados y adquirir múltiples

conocimientos y habilidades relacionadas con la Ingeniería de Petróleos y las Geociencias.

78

APÉNDICE



0

5

10

15

20

25

30

35

40

45

0.1 1 10 100

Po

rosi

dad

(p

.u.)


PZA009 PZC001 PZC004 PZD003 PZD005 PZD009

PZD016 PZE004 PZF003 PZF007 PZF008

0

2

4

6

8

10

12

14

16

0.001 0.01 0.1 1 10 100

Po

rosi

dad

(p

.u.)


PZA005 PZA010 PZE003 PZE006 PZE012

79



0

2

4

6

8

10

12

0.001 0.01 0.1 1 10

Po

rosi

dad

(p

.u.)


PZD002 PZF010

0

1

2

3

4

5

6

7

8

0.001 0.01 0.1 1 10

Po

rosi

dad

(p

.u.)


PZD001

80



0

5

10

15

20

25

30

35

40

45

0.1 1 10 100

Po

rosi

dad

(p

.u.)



0

2

4

6

8

10

12

14

16

0.001 0.01 0.1 1 10 100

Po

rosi

dad

(p

.u.)

Radio de Garganta(µm)

Campo 4

81



0

2

4

6

8

10

12

0.001 0.01 0.1 1 10

Po

rosi

dad

(p

.u.)


Campo 2 Campo 3

0

1

2

3

4

5

6

7

8

0.001 0.01 0.1 1 10

Po

rosi

dad

(p

.u.)


Campo 3

82



0.00

0.50

1.00

1.50

2.00

2.50

3.00

0.1 1 10 100 1000 10000

Po

rosi

dad

(p

.u.)

T2 (ms)

PZN001 PZN005 PZN006 PZN007

0.00

0.20

0.40

0.60

0.80

1.00

1.20

0.1 1 10 100 1000 10000

Po

rosi

dad

(p

.u.)

T2 (ms)

PZA020 PZN010

83



0.00

0.50

1.00

1.50

2.00

2.50

0.1 1 10 100 1000 10000

Po

rosi

dad

(p

.u.)

T2 (ms)

PZA041 PZA053

0.00

0.20

0.40

0.60

0.80

1.00

1.20

1.40

0.1 1 10 100 1000 10000

Po

rosi

dad

(p

.u.)

T2 (ms)

PZA028 PZA037 PZA038 PZN009

84



0.00

0.50

1.00

1.50

2.00

2.50

3.00

0.1 1 10 100 1000 10000

Po

rosi

dad

(p

.u.)

T2 (ms)

PZN001 PZN005 PZN006 PZN007 Promedio

0.00

0.20

0.40

0.60

0.80

1.00

1.20

0.1 1 10 100 1000 10000

Po

rosi

dad

(p

.u.)

T2 (ms)

PZA020 PZN010 Promedio

85



0.00

0.50

1.00

1.50

2.00

2.50

0.1 1 10 100 1000 10000

Po

rosi

dad

(p

.u.)

T2 (ms)

PZA041 PZA053 Promedio

0.00

0.20

0.40

0.60

0.80

1.00

1.20

1.40

0.1 1 10 100 1000 10000

Po

rosi

dad

(p

.u.)

T2 (ms)

PZA028 PZA037 PZA038 PZN009 Promedio

86



0.01

0.10

1.00

10.00

100.00

1.000.00

10.000.00

0.00 10.00 20.00 30.00 40.00 50.00 60.00 70.00 80.00 90.00 100.00

Pre

sió

n C

apila

r (p

sia)

Sw (%)


0.00

5.00

10.00

15.00

20.00

25.00

0.01 0.10 1.00 10.00 100.00 1.000.00 10.000.00

Po

rosi

dad

(p

.u.)



87



0.01

0.10

1.00

10.00

100.00

1.000.00

10.000.00

0.00 10.00 20.00 30.00 40.00 50.00 60.00 70.00 80.00 90.00 100.00

Pre

sió

n C

apila

r (p

sia)

Sw (%)


0.00

1.00

2.00

3.00

4.00

5.00

6.00

7.00

0.01 0.10 1.00 10.00 100.00 1000.00 10000.00

Po

rosi

dad

(p

.u.)



88



0.10

1.00

10.00

100.00

1.000.00

10.000.00

0.00 10.00 20.00 30.00 40.00 50.00 60.00 70.00 80.00 90.00 100.00

Pre

sió

n C

apila

r (p

sia)

Sw (%)


0.00

2.00

4.00

6.00

8.00

10.00

12.00

0.01 0.10 1.00 10.00 100.00 1000.00 10000.00

Po

rosi

dad

(p

.u.)



89



0.10

1.00

10.00

100.00

1000.00

10000.00

0.00 10.00 20.00 30.00 40.00 50.00 60.00 70.00 80.00 90.00 100.00

Pre

sió

n C

apila

r (p

sia)

Sw (%)


0.00

1.00

2.00

3.00

4.00

5.00

6.00

7.00

8.00

9.00

0.01 0.10 1.00 10.00 100.00 1000.00

Pre

sió

n C

apila

r (p

sia)

Sw (%)


90

Figura 67. Comparación de las pseudocurvas resultado de la metodología y la curva de presión capilar de la muestra PZP001 (Calidad de Roca: 2)


0.01

0.10

1.00

10.00

100.00

1.000.00

0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

Pre

sió

n C

apila

r (p

sia)

Sw (%)

Límites Incertidumbre Pseudocurva Estimada Curva Capilar

0.01

0.1

1

10

100

1000

0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

Pre

sió

n C

apila

r (p

sia)

Sw (%)

Curva Capilar Límites Incertidumbre Pseudocurva Estimada

91



0.01

0.1

1

10

100

1000

0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

Pre

sió

n C

apila

r (p

sia)

Sw (%)


0.01

0.1

1

10

100

1000

0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

Pre

sió

n C

apila

r (p

sia)

Sw (%)

Curva Capilar Límites Incertidumbre Pseudocurva Estimada

92

Figura 71. Comparación de las pseudocurvas resultado de la metodología y la curva de presión capilar de la muestra

PZG008 (Calidad de Roca:2)

Figura 72. Comparación de las pseudocurvas resultado de la metodología y la curva de presión capilar de la muestra PZG013 (Calidad de Roca: 1)

0.01

0.10

1.00

10.00

100.00

1.000.00

10.000.00

0.00 10.00 20.00 30.00 40.00 50.00 60.00 70.00 80.00 90.00 100.00

Pre

sió

n C

apila

r(p

sia)

Sw (%)


0.01

0.1

1

10

100

1000

10000

0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

Pre

sió

n C

apila

r (p

sia)

Sw (%)


93

Figura 73. Comparación de las pseudocurvas resultado de la metodología y la curva de presión capilar de la muestra PZG014 (Calidad de Roca: 3)

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0.01

0.1

1

10

100

1000

10000

0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

Pre

sió

n C

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r (p

sia)

Sw (%)


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Documents

Hamed Alí Diab Montero Universidad de los Andes Facultad