Determinación de unidades permeables

Indicadores petrofsicos para la determinacin de unidades permeables y sus propiedades en rocas carbonatadas de textura calcarentica Jaime J. Ros-Lpez*

PEMEX E & P, Regin Marina Noreste RESUMEN Las rocas carbonatadas del Eoceno medio, de textura calcarentica, que constituyen un yacimiento de hidrocarburos pesados en los campos Ku, Maloob y Zaap, en la Sonda de Campeche; se han estudiado de manera integrada considerando aspectos geolgicos, de petrofsica de ncleos, registros geofsicos y comportamiento histrico de la explotacin del yacimiento; a fin de redefinir la arquitectura interna del yacimiento y distribucin de propiedades petrofsicas que permita aclarar el comportamiento actual del yacimiento. Utilizando las unidades de depsito definidas en otros trabajos ha sido posible zonificar petrofisicamente al yacimiento para explicar la conformacin del mismo desde el punto de vista esttico, e inferir sus implicaciones al flujo de fluidos. A partir de estudios especiales de ncleos y de diversos anlisis petrofsicos de informacin de buena calidad se conjuntan los indicadores necesarios para determinar aspectos de flujo y mojabilidad con impacto en la explotacin y proyectos de mantenimiento de la produccin del yacimiento. INTRODUCCIN El yacimiento de calcarenitas del Eoceno medio ha sido atravesado por 39 pozos; de los cuales 37 han proporcionado gran parte de la informacin de registros geofsicos y ncleos para la documentacin del presente estudio, pero cuyos objetivos en su mayora han sido otros yacimientos ms profundos. Los pozos, Z-1001 y Z-7DA estn localizados en la parte central de la estructura geolgica; en tanto que el pozo Z-106 se localiza en el extremo oriental de dicha estructura. Los intervalos probados en Z-1001 y Zaap-106 son en la parte intermedia y superior del espesor total del yacimiento; para el Z-7DA el intervalo probado se ubica en la parte superior del yacimiento. En el caso del pozo Zaap-7DA se manifest desde el inicio de su produccin, un alto gasto o contenido de gas, tenindose que cerrar peridicamente, hasta que en julio de 2001 se decidi cerrarlo permanentemente debido al alto contenido de gas y la limitada capacidad para su manejo en las instalaciones petroleras costa-afuera. El yacimiento correspondiente a las calcarenitas del Eoceno medio tiene actualmente, pozos con problemas de produccin, lo cual no es un problema aislado de ingeniera. Por lo tanto, el estudio de este yacimiento se reinicia con un estudio geolgico considerando aspectos sedimentolgicos y estratigrficos, y se continua con el

anlisis petrofsico a fin de evaluar la formacin de manera integrada. El presente trabajo se enfoca a los aspectos petrofsicos, pero teneindo en consideracin los trabajos geolgicos previos. Las caractersticas geolgicas observadas en las rocas del yacimiento, bsicamente de tipo sedimentolgicas, se relacionan con las propiedades petrofsicas obtenidos mediante estudios convencionales y especiales efectuados en ncleos y de registros geofsicos. Con este material de estudio se identifican tendencias de permeabilidad para la definicin de unidades de flujo asociadas a las unidades de depsito previamente identificados. Una vez que se han integrado cada una de las asociaciones para cada unidad se est en posibilidad de proponer la correlacin sedimentolgica-petrofsica de las unidades permeables o de flujo, que finalmente se pueden representar en un modelo geolgico integrado. El objetivo del presente trabajo es realizar una anlisis geolgico-petrofsico, para definir la distribucin de unidades permeables asociadas con las unidades de depsito, previamente definidas, que explique el comportamiento de produccin del yacimiento LOCALIZACIN Los campos Ku, Maloob y Zaap; localizados en la Sonda de Campeche, se les ubica en el dominio estructural denominado como: Pilar Tectnico de Akal - Reforma. Las

Indicadores petrofsicos en rocas carbonatadas

coordenadas geogrficas entre las que se localizan los campos Ku-Maloob-Zaap son: X1=570000, X2=592000, Y1=2150000, Y2=2170000. METODOLOGIA Revisar la informacin de intervalos productores, la correlacin de sus posiciones dentro del yacimiento as como el comportamiento histrico de los pozos que han tenido y/o tienen intervalos probados o productores de hidrocarburos en las calcarenitas del Eoceno medio de los campos Ku y Zaap. Asi tambin, es importante una exhausta revisin de los siguientes elementos: ncleos, registros geofsicos y comportamiento de la produccin. Una vez recopilada la informacin se correlaciona parcial e integralmente y se analiza mediante tcnicas estadsticas, asociaciones o variaciones de datos, comportamiento de curvas en los registros con implicaciones sedimentarias, clasificacin de datos. De acuerdo con los resultados derivados del anlisis grfico y estadstico, se realiza una calibracin de las propiedades petrofsicas a condiciones de yacimiento y se aplican al procesamiento de registros geofsicos y/o generacin de registros sintticos. GEOLGIA DEL YACIMIENTO Dentro de las rocas del Eoceno medio, se encuentra un cuerpo calcarentico el cul contiene intercalaciones calcreo-arcillosas y cuya distribucin se infiere, dentro de los campos Ku, Maloob y Zaap, mediante registros geofsicos de pozos y con informacin ssmica. De la base a la cima de las calcarenitas del Eoceno medio, se han identificado 5 unidades litolgicas (1A, Lu-1, 1B, Lu-2, 1C) bsicamente de textura calcarentica y que posteriormente fueron consideradas como unidades de depsito (Ros-Lpez, 2002). Dichas unidades litolgicas fueron documentadas aplicando criterios de estratigrafa de secuencias, apoyndose en observaciones detalladas de inflexiones, cambios graduales o abruptos principalmente en registros de rayos gama, cuya respuesta requiere mnima correccin por efecto de componentes radiactivos (ver figura 1). Esos comportamientos se trataron como ciclos o patrones relacionndolos con sucesiones granocrecientes y granodecrecientes, asociados a su vez, con fluctuaciones del paleonivel del mar. Las unidades litolgicas limpias, denominadas como unidades 1A, 1B y 1C, son muy similares entre si y estn constituidas por rocas calcarenticas con clasificaciones que van desde packstone a grainstone. Los principales componentes de estas unidades son fragmentos redondeados de restos biogenos (en su mayora foraminferos bentnicos) y algas. Eventualmente presentan intercalaciones calcreo-arcillosas. Entre estas unidades existen diferencias relacionadas con sus valores de porosidad, la cul es predominantemente de tipo

primario (interpartcula). Tambin se diferencian entre ellas por su posicin estratigrfica. Por otro lado, las unidades litolgicas sucias, denominadas como unidades Lu-1 y Lu-2, estn formadas por packstone con intercalaciones de lutitas verdes, ricas en esmectita e illita, altamente calcreas, as como mudstone muy arcillosos. Las 5 unidades en las calcarenitas del Eoceno medio, tambin se han descrito desde el punto de vista petrolgico y diagentico (Ros-Lpez, op. cit.). La correlacin y caracterizacin de las unidades est basada en el material de ncleo estudiado, estos datos fueron subsecuentemente relacionados con el comportamiento de las curvas de registros geofsicos y finalmente, con el anlisis petrofsico basados en la integracin de los ncleos y registros. La correlacin empleada en la identificacin de unidades dentro de las calcarenitas del Eoceno medio, es una correlacin litoestratigrfica que explica la disposicin local de cada uno de esos cuerpos sedimentarios reconocidos en la localidad. En este caso se aplic el criterio fsico de correlacin litolgica-geomtrica, al considerar la continuidad de los diferentes cuerpos sedimentarios. EVALUACIN DE LA FORMACIN La porosidad predominante en las calcarenitas del Eoceno medio en los campos Ku, Maloob y Zaap, es porosidad primaria interpartcula, seguida por intercristalina y shelter; en menor grado y relevancia estn las de tipo secundario como la porosidad vugular y/o mldica, y finalmente por fracturas. Los datos petrofsicos obtenidos de anlisis de ncleos, segn pruebas de laboratorio, representan las propiedades y comportamiento del yacimiento en condiciones in situ. Al efectuar las mediciones en muestras de rocas, se deben simular simultneamente las condiciones de esfuerzo, de presin de poro (presin de yacimiento) y de temperatura, que ocurren en el yacimiento de donde proceden los ncleos. Los yacimientos petroleros antes de su explotacin, mantienen una presin original que de alguna manera ayuda a soportar la presin de sobrecarga de la columna litosttica encima de ellos; por lo tanto la compresibilidad existente en la porosidad de los yacimientos vara al declinar dicha presin original. En el caso de los ncleos del yacimiento de calcarenitas, aqu tratado, se consider conveniente realizarles estudios especiales de laboratorio a diferentes condiciones de presin y temperatura, para determinar los valores ms representativos de parmetros petrofsicos a utilizar la caracterizacin del yacimiento desde el punto de vista esttico.


Presin Capilar Las determinaciones de presiones capilares, muestran concordancia con la determinacin de caractersticas litolgicas de las calcarenitas. El comportamiento de las curvas de presin capilar tienen mas relacin con el tipo y clasificacin de muestra analizada que con la unidad de depsito a que corresponden; se tiene por ejemplo que muestras de la unidad 1C que se clasifican como packstone-wackestone (Z-7DA) hasta los grainstone (Z-106) se les encuentra en todo el rango (sombreado en la figura 2A) de comportamiento para las calcarenitas. Considerando la clasificacin de tamaos de poros (de la figura 4E), se puede deducir que aproximadamente el 80% (en promedio) de canalizaciones entre los poros, de tamao relativamente mediano, permiten que el fluido no mojante (aceite) se mueva fcilmente a bajas presiones, tomando como referencia a las muestras F29-M5V del pozo Ku-66 y a la F-19-M1C-H del pozo Zaap-7DA; asimismo, se podra decir que para el caso de estas dos muestras, el mximo porcentaje de canales porosos que permitiran pasar el aceite sera de alrededor de 87%. El extremo pesimista en el caso de las muestras (F5-M1A-H y F5-M2H) de los pozos Zaap-7DA y 27D (respectivamente) presentados en la figura 2A, sera de un +65% de poros de tamaos medianos que permiten que el fluido no mojante se mueva fcilmente a bajas presiones. En tanto que en el extremo optimista (F-4 del pozo Zaap-106), ese porcentaje llegara a ser hasta del 95%. Otras observaciones indican que, las muestras de menor calidad, es decir, aquellas que registran una mayor dificultad para invadir el volumen total de poros an a altas presiones de inyeccin, independientemente de la unidad a la que corresponden, es porque se les asocia con granulometras menores y mayor contenido de matriz micrtica; en tanto que las muestras que mostraron una mayor saturacin a condiciones similares de presin correspondan con muestras de mayor granulometra y muy baja o nula presencia de micrita, a pesar de presentar una menor porosidad. Asimismo es relevante la marcada saturacin de agua irreductible que denotan las muestras en los ensayos con salmuera (figura 2B). Por lo tanto, se supone que la calidad de las muestras , que en un momento dado se puede extrapolar a escala de yacimiento zonificado, est mas ligado a la granulometra, clasificacin y contenido de finos, que a la porosidad total. Permeabilidades Relativas Los fragmentos de Zaap 7DA (F4-M1 y F-19-M2) representados en la figura 3B, utilizados para la obtencin de permeabilidades relativas haban sido expuestos a diferentes tipos de tratamientos (muestras: restituidas,

lavadas y preservadas) para sus anlisis en el laboratorio. Las diferencias relativas en las muestras restituidas y preservadas, sugiere que el tipo de tratamiento dado es un factor que influye fuertemente en la permeabilidad efectiva al aceite, de acuerdo con los resultados reportados por Contreras-Lpez et al. (1999). Desde el punto de vista de eficiencia de la recuperacin de aceite, para las muestras de calcarenitas de Zaap 7DA, los valores de eficiencia de recuperacin estn en el intervalo de 13.3% como mnimo y 24.5% como mximo, con un valor medio de 19.5% (Contreras-Lpez, 1999); esta baja eficiencia de la recuperacin de aceite por inyeccin de salmuera puede interpretarse como una evidencia de que la roca tiene fuerte afinidad al aceite. En trminos de mojabilidad, esto significa que la roca es preferencialmente mojada por aceite. Por otro lado las muestras de calcarenitas de los pozos Ku-46 y Zaap-106, que en el presente trabajo si se incluyen para la obtencin de permeabilidades relativas (figura 3A), demuestran en forma cualitativa que la roca es preferencialmente mojada por agua, lo cual se observa en la interseccin entre las curvas de Kro y Krw (permeabilidades relativas al aceite y al agua, respectivamente), que se ubica en un rango de 0.72 y 0.76 de la saturacin de salmuera Sw. Lo anterior se confirma con los valores de saturacin de agua congnita mayor al 20%. Las muestras de estos pozos (Ku-46 y Zaap-106) correspondientes a las unidades 1A y 1C, tienen un comportamiento similar entre ellas, por lo que para fines de simulacin numrica de yacimientos se podra obtener un promedio de estas o una normalizacin de datos, dependiendo del grado de detalle. En resumen, se observan notables diferencias en el comportamiento de permeabilidades relativas al agua y al aceite entre los resultados de las muestras de los ncleos de Ku-46 y Zaap-106 contra los resultados de las muestras de Zaap-7DA (unidad 1C): la mojabilidad resultante se podra interpretar que es preferentemente por agua (Ku-46 y Zaap-106) o por aceite (Zaap-7DA). Lo anterior resulta ser un asunto crtico, ya que la recuperacin que se puede alcanzar en las rocas preferentemente mojadas por agua es mayor que en las rocas preferentemente mojadas por aceite. Discusin del anlisis de permeabilidadesrelativas En un artculo tcnico de Garca-Olvera et al. (2001) para determinar el origen de agua de baja salinidad en pozos productores de las calcarenitas, incluyen una interpretacin sobre la mojabilidad prevaleciente en las calcarenitas, y mencionan que: ...la roca es preferentemente mojada por aceite, situacin que favorece la permeabilidad al fluido no mojante, en este caso el agua y el gas...; sin embargo, revisando la informacin contenida en la grfica de permeabilidades relativas que los autores anteriormente

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citados utilizan en su artculo, se puede observar que bsicamente incluyeron los anlisis practicados a fragmentos (4, 9, 14 y 19) del ncleo 1 del pozo Zaap 7DA (figura 3), y se omiten los estudios practicados a muestras de ncleos de los pozos Zaap-106 y Ku-46, que corresponden al mismo yacimiento. Los pozos de desarrollo (Zaap-1001, 106, 7DA) a pesar de tener una historia de produccin de aceite relativamente corta, y cuya posicin dentro de la estructura del campo Zaap los libraba del contacto agua-aceite (dos de ellos: Zaap 1001 y 7DA, ubicados en la cima de la estructura), ya presentan altas relaciones de gas asociado al aceite que producen y tambin se ha ido incrementando paulatinamente el porcentaje de agua (hasta 18%, como en el caso del pozo Zaap-106). Esos dos factores han ocasionado problemas para el manejo de dichos hidrocarburos en las instalaciones superficiales de produccin provocando el cierre temporal de dichos pozos. La presencia de gas significa que el yacimiento de las calcarenitas, en esa localidad y por descompresin del mismo, ya alcanz su punto crtico en la curva de saturacin. En tanto que la presencia de agua significa que existe una alta saturacin de agua en el yacimiento, parte de la cual es mvil y el resto es irreductible; y no precisamente que corresponda a una amplia zona de transicin del contacto agua aceite; ya que esto ltimo se descarta de acuerdo con el comportamiento de los registros geofsicos y la posicin de los pozos en la cima de la estructura. En opinin del autor del presente trabajo, este yacimiento podra ser preferentemente mojado por agua tomando en consideracin los anlisis de permeabilidades relativas, presiones capilares y la evaluacin petrofsica de registros convencionales y las observaciones de los registros de resonancia magntica en los pozos Zaap-106 y Maloob-97. Evaluacin Petrofsica de Registros La informacin petrofsica obtenida del anlisis de ncleos de las calcarenitas del Eoceno medio, generalmente es mnima, comparativamente con la de los registros de todos los pozos estn disponibles a lo largo de los intervalos productores y generalmente del yacimiento completo. As que es comn correlacionar las porosidades de los ncleos con las porosidades ledas de los registros para hacer las calibraciones pertinentes para obtener la relacin porosidad-permeabilidad a partir de ncleos (figura 6) y posteriormente emplear los valores de porosidad de los registros y aplicar la relacin porosidad-permeabilidad para estimar la permeabilidad de los intervalos de inters. En el presente estudio se realizaron diversos tipos de anlisis, a partir de los resultados de estudios de ncleos y que son ilustrados en las figuras 2, 3, 4, 6. Los anlisis derivados de las grficas y estadsticas contenidas en las figuras anteriormente citadas, se presentan con la intencin

de mostrar que las caractersticas geolgicas, estn fuertemente ligadas con los datos petrofsicos derivados de los ncleos y asociarlas con las evaluaciones petrofsicas de los registros geofsicos. El nfasis de las grficas y estadsticas geolgico-petrofsicas es en la valoracin de la porosidad y caractersticas de la misma, ya que esto coadyuva a estimar la capacidad de almacenamiento y de flujo de hidrocarburos. En el caso de la figura 4C y D, se presentan los histogramas de porosidad considerando los pozos tipo, es decir, aquellos mas representativos de los campos y a su vez los que cuentan con una mejor calidad en los registros geofsicos o bien que su conjunto de registros es completo. Todas las interpretaciones de registros geofsicos han sido sujetas a previas correcciones ambientales. Estimacin de la Porosidad Para aplicaciones petrofsicas se hace honor a las observaciones petrogrficas de la porosidad dominante; sin embargo, no se consider prctico realizar un modelo de porosidades incluyendo aquellas de mnima relevancia y que en la mayora de los casos no contribuyen con la porosidad efectiva de la formacin. Consecuentemente, las determinaciones de permeabilidad se establecieron a partir de la porosidad primaria, ya que por ejemplo la permeabilidad de fractura no es una componente de esta formacin. La porosidad efectiva se calcul a partir de los registros de densidad y porosidad neutrn, en matriz caliza y corregidos por el volumen de arcilla, este ltimo derivado a partir del registro de rayos gamma. Corte por porosidad. Los valores de corte para el clculo del espesor neto impregnado utilizados en la evaluacin del yacimiento de calcarenitas del Eoceno medio, se obtienen de las grficas de datos mostradas en la figura 5. En la grfica de porosidad contra saturacin (figura 5B) se observa un patrn hiperblico que demuestra la relacin existente entre porosidad y saturacin para una matriz carbonatada; esto es consistente con las curvas de presin capilar donde tambin se observa un incremento en la saturacin cuando la porosidad o presin capilar disminuye. Esta caracterstica de correlaciones estadsticas tambin es utilizada para determinar la porosidad de corte que se selecciona en la regin de la curva con drstico cambio en la distribucin de tamao de poro; esto es, la porosidad en donde se refleja un marcado incremento marcado en la saturacin de agua (3%). Estimacin de la Saturacin de Agua El modelo de saturacin de agua utilizado en el yacimiento de calcarenitas del Eoceno medio de los campos Ku, Maloob y Zaap, emplea la ecuacin bsica de Archie, ya que en yacimientos de la Sonda de Campeche, esta

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ecuacin da muy buenos resultados (Hernndez Cano, 1992), debido al bajo contenido de arcilla (menos del 15%). Swn = a * Rw / m Rt (ecuacin de Archie) Donde: Sw es la saturacin de agua, Rw es la resistividad del agua de formacin, Rt es la resistividad verdadera de la formacin, es la porosidad corregida, a es la constante emprica de Archie= 1, m es el exponente de cementacin (valor prctico = 2), n es el exponente de saturacin (valor prctico = 2). Para ajustar los parmetros de la ecuacin de saturacin de agua de Archie, se utiliz una grfica de Pickett (ver figura 5A) con los siguientes parmetros: Rw (resistividad del agua de formacin)= 0.093 ohm-m a 200 F, que corresponde con una salinidad de 25 000 ppm. Las propiedades elctricas para el yacimiento, tambin fueron determinadas, mediante correlaciones de datos derivados de estudios a los ncleos y modeladas en el anlisis de los registros. Por lo tanto, fue posible usar un anlisis de los exponentes m y n en el clculo final de la saturacin del agua. Los resultados estn representados en las siguientes ecuaciones: m = - 210.053 + 169.08 2 - 42.804 + 5.2753 (ec. 1) n= 531.61 4 - 381.09 3 + 68.75 2 + 2.34 + 1.117 (ec.2) Hernndez-Cano (1996) seala que cuando los estudios de ndice de resistividad de ncleos indican que los valores del exponente de saturacin de agua n son muy cercanos a 2, se est en presencia de rocas preferentemente mojadas por agua. Esto tambin concuerda con los resultados derivados del anlisis de permeabilidades relativas y de presin capilar citados en temas previos dentro del presente captulo. Permeabilidad de las calcarenitas La permeabilidad en las calcarenitas aqu estudiadas, no es alta como lo demuestran los datos mostrados en la figura 6, a excepcin de los casos en que se presentan las facies de grainstone. Las intercalaciones arcillosas o calcreo-arcillosas (facies lodosas) hacen decrecer muy poco la porosidad, pero si afectan de manera significativa a la permeabilidad. Las relaciones que se han encontrado entre las permeabilidades y porosidades, para las muestras analizadas, tambin se presentan en la figura 6. La ecuacin de ajuste para la obtencin de valores de permeabilidad que el lo sucesivo se adopta para la evaluacin petrofsica de las calcarenitas del Eoceno medio es la siguiente: K = EXP ( - 17.568) / 2.115

Determinacin de unidades de flujo en las calcarenitas En el caso aqu documentado se presentan dos correlaciones obtenidas mediante puntos tericos sobre la tendencia general de valores graficados de porosidad y permeabilidad: para porosidades menores o iguales a 24 % y una segunda correlacin para porosidades mayores a 24% (como se muestra en la figura 6B y 6C). Cuando los valores son inferiores a 10% de porosidad, en los casos aqu documentados, resulta ms eficiente aplicar la formula resuelta para < 24%. De hecho, para efectos de consideracin en cuanto a calidad de yacimiento o indicadores de zona de flujo, no resultan de inters alguno aquellos intervalos o zonas con valores promedio inferiores a 10% de porosidad; nicamente son interesantes para la cuantificacin volumtrica. Con los valores de porosidad efectiva (e) y las correlaciones obtenidas, se calcula la permeabilidad para cada unidad plenamente identificada. Una vez conocida la permeabilidad y presentada en milidarcies, entonces es posible calcular un ndice de calidad del yacimiento, RQI (Amaefule et al, 1988; in Gardner y Albrechtsons, 1995); asimismo es necesario calcular la relacin entre el volumen de poro y el volumen de grano (z), y finalmente, es posible obtener un indicador de la zona de flujo (FZI):

emkRQI 0314.0)( = (ecuacin 3)

= e

ez

1

(ecuacin 4)

zRQIFZI = (ecuacin 5)

Las unidades de flujo y el ndice de calidad del yacimiento (RQI) son trminos que describen la naturaleza del yacimiento con respecto a la geometra de los poros y las propiedades de la roca. Se puede inferir que los tipos de rocas con valores de indicadores de zonas de flujo (FZI) similares, tendrn un carcter hidrulico o de flujo similar. Con frecuencia, se pueden hacer los agrupamientos de los tipos de rocas con valores FZI similares, por medio de un anlisis de grupo de histogramas univariantes (Gardner, 1997). Adicionalmente con apoyo estadstico ha sido posible determinar cinco unidades hidrulicas denominadas UH-1, UH-2, UH-3, UH-4 y UH-5. La unidad UH-5 es la de mayor calidad.

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Para entender mejor las causas de las variaciones de porosidad y permeabilidad que definen la calidad del yacimiento para cada unidad, se utilizaron los anlisis de presin capilar de la figura 2A, las frecuencias de tamaos de poro de la figura 4F, la distribucin de tamao de poro de la figura 4E y los histogramas de porosidad de la figura 4C y D. Los datos analizados integralmente, demuestran que hay 4 clases para asociaciones: porosidad-tamaos de gargantas de poros; desafortunadamente una de las clases, de mayor observancia en la unidad Lu-1, carece de informacin de laboratorio, sin embargo, a partir de datos estadsticos derivados de registros geofsicos se deduce su relevancia para la subdivisin en clases de porosidad. Las clases A, B, C y D, que a continuacin se describen, estn presentes en todas las unidades identificados y representan un complemento u otro criterio adicional para la zonificacin de unidades permeables dentro de las clacarenitas del Eoceno medio: Clase A. Relacionados con poros extremadamente pequeos, de dimetro de 0.01 a 0.0430 micras, presente en todas las unidades de depsito, pero abundante en Lu-1. El rango de porosidad asociado es de 0 a 9% y considera las unidades hidrulicas 1 y 2. Clase B. De 0 a 100 Kg/cm2 de presin, con poros de tamao (radio) desde 0.01 con dominio en el rango de 0.1 a 2.0 micras. El rango de porosidad asociado es de 9 a 25% y considera la unidad hidrulica 3. Clase C. De 0 a 75 Kg/cm2 de presin, con poros de tamao(radio) ) desde 0.01 con dominio en el rango de 0.1 a 6.0 micras. El rango de porosidad asociado es de 25 a 30% y considera la unidad hidrulica 4. Clase D. De 0 a 50 Kg/cm2 de presin, con poros grandes de tamao (radio) desde 0.01 con dominio en el rango de 0.1 a 10 micras. El rango de porosidad asociado es de 30 a 35% y considera la unidad hidrulica 5. Las ecuaciones anteriormente citados, pueden ser cargadas en un procesador de registros geofsicos o software de interpretacin petrofsica y se modelan para cada lectura de registros convencionales y sus respectivas curvas sintticas, de tal manera que se pueden obtener valores puntuales en cualquier intervalo del pozo con yacimiento registrado. En la figura 7 se muestran los registros geofsicos convencionales y curvas procesadas a partir de los mismos, en el intervalo (2473 a 2639 mv) de calcarenitas en el pozo Zaap-106. Indicadores petrofsicos a partir de registros de resonancia magntica Tericamente los registros de resonancia magntica muestran muy buena resolucin en formaciones con

porosidad primara. Sin embargo, las permeabilidades en el registro de resonancia aqu presentado, se deben de considerar meramente cualitativas ya que la compaa Numar que utiliz muestras de ncleos de estos pozos para calibrar el registro, concluye en su reporte tcnico que el modelo para calcular permeabilidad no es suficientemente sustentable debido al limitado nmero de muestras analizadas. Sin embargo, los datos derivados de este registro pueden ser utilizados como indicadores de propiedades de la roca y de los fluidos en ella presentes. Esto se ejemplifica con el caso del pozo Zaap-106. Interpretacin del pozo Zaap-106 En lo que se refiere al registro en zona de yacimiento mostrado en la figura 8, se pueden observar paquetes de caractersticas de tamao de poro ms o menos uniformes, con tamaos de poro que van de 32 ms a 1024 ms pero que principalmente estn relacionados a granulometras gruesas (distribuciones de 512 a 1024 ms). En el registro se puede llegar a determinar las siguientes caractersticas presentes en las unidades previamente identificados: Los fuertes descensos de porosidad detectados por la

herramienta (como en el caso de 2608 m) se relacionan a intercalaciones calcreo-arcillosas ocasionadas por una predominancia de sedimentos de grano muy fino, corroborado en este caso con el ncleo 2.

La unidad Lu-2 presenta mayores discontinuidades que el resto de las unidades con relacin al tamao de poro, debido a la abundante cantidad de intercalaciones calcreo-arcillosas reconocidas en las distribuciones espectrales, discretizacin de fluidos contenidos en los espacios porosos, tamaos de poro y rayos gamma.

La unidad Lu-1 presenta gran variabilidad en tamaos pequeos de poro.

Se pueden distinguir dos sucesiones granulomtricas: una sucesin grano-creciente presente en la base del yacimiento y una grano-decreciente ubicada en la cima del yacimiento.

En las intercalaciones calcreo-arcillosas dentro de las unidades Lu-2 y 1C, se presentan caractersticas de truncamiento abrupto en la granulometra de los sedimentos presentes en la cima de cada una de dichas intercalaciones, en tanto que en la base de las intercalaciones (calcreo arcillosas) los cambios granulomtricos son graduales.

La saturacin de agua (irreductible) est presente en todo el yacimiento, sin embargo, a partir de la unidad Lu-2 hacia la base del yacimiento se inicia y paulatinamente se incrementa la saturacin de fluidos libres (mviles): Lo anterior es razonable y se ha confirmado con la aportacin de pequeos porcentajes de agua (>8%) aportados por el pozo casi desde el inicio de su vida productiva, siendo esta la razn principal de su cierre, ya cundo se contabilizaba hasta un + 18%

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CONCLUSIONES A partir de la evaluacin petrofsica aqu presentada, ha sido posible definir y caracterizar a las unidades permeables previamente identificadas como simples unidades de depsito en trabajos previos. La caracterizacin de las unidades, estn respaldadas con descripciones de tipos de poro y curvas de presin capilar, descripcin del origen de poros y procesos a los que se han sujetado en el tiempo geolgico, as como las relaciones de comunicacin entre unidades de flujo. Las unidades de mejor calidad hidrulica (1A, 1B, 1C) se encuentran aisladas por las unidades (Lu-1 y Lu-2), ya que estas ltimas contienen abundantes intercalaciones calcreo-arcillosas que causan problemas de comunicacin vertical debido a la disposicin que guardan dentro de sus respectivas unidades de depsito. La arquitectura del yacimiento, definitivamente si tiene impacto en los comportamientos (no uniformes) de produccin de hidrocarburos en los pozos cuyos objetivos han sido las rocas calcarenticas tratadas en el presente trabajo. La caracterizacin de unidades permeables con el enfoque mostrado en el presente trabajo, es sumamente importante con relacin a los proyectos futuros de explotacin y mantenimiento del yacimiento de calcarenitas del Eoceno medio en Ku-Maloob-Zaap, as como relevante para la estimacin de factores de recuperacin de hidrocarburos. Los anlisis de informacin de ncleos, as como de los registros convencionales y especiales, han proporcionado los indicadores suficientes para determinar propiedades de mojabilidad a las rocas que conforman el yacimiento de calcarenitas aqu tratado. De acuerdo a ello, las rocas de este yacimiento estaran preferentemente mojadas por agua, lo cul es un dato importante para los planes futuros de recuperacin secundaria o mejorada de hidrocarburos. BIBLIOGRAFIA Ayala, D. R., Uribe, M., Siller, R., Avils, J., 1997,

Estudio de Caracterizacin Petrofsica de los Ncleos 1 y 2 del Pozo Zaap-27D y del Ncleo 1 del Pozo Ku-66. Parte 1: Informe Tcnico (indito) IIE

Contreras-Lpez E., P. Garca, R. Siller, M. Uribe y J. Aviles, 1999, Desplazamientos de Aceite por Inyeccin de Salmuera en Muestras del Ncleo 1 del Pozo Zaap-7DA: Informe Tcnico (indito) IIE/11/11062/SER 03/99, 157 p.

Contreras-Lpez E., R. Ayala, 1997 (b), Estudio de Caracterizacin Petrofsica de los Ncleos 1 y 2 del Pozo Zaap-27D y del Ncleo 1 del Pozo Ku-66. Parte 2: Informe Tcnico (indito) IIE

Contreras-Lpez, E., R. Ayala, G. Izquierdo, V. Torres, R. Siller, J. Avils, y M. Uribe, 1998, Estudios de Caracterizacin Petrofsica, Petrografa y Diagnesis de

los Ncleo 1 del Pozo Zaap-7DA: Informe Tcnico (indito) IIE/11/11062/SER 05/98.

Contreras-Lpez, E., R. Ayala, M. Uribe, R. Siller, y J. Avils, 1997 (a), Estudio de Caracterizacin Petrofsica de los Ncleos 1 y 2 del Pozo Zaap-27D y del Ncleo 1 del Pozo Ku-66: Informe Tcnico (indito) IIE/11/11062/SER 03/97, 113 p.

Dennis, K., 1997, Informe Final de Anlisis Convencional de Ncleos, Pozo ZAAP-7DA: Informe Tcnico (indito) CORE LABORATORIES.

Garca-Olvera, G., M. J. Correa, J. R. Mayorquin, 2001, Produccin de Agua de Baja Salinidad en Pozos del Eoceno Medio de los Campos Ku y Zaap: XXXIX Congreso Nacional AIPM, Villahermosa Tab., 20 p.

Gardner, R. I., 1997, Ku-Maloob-Zaap Integrated Reservoir Study, Section 5.1.1: Petrophysical Log Analysis and Layered Parameter Determination: Internal Report (PEMEX)

Gardner, R. I., and E. A. Albrechtsons, 1995, Hydraulic Zonation and Permeability Modelling of the Hibernia Formation Using an Integrated Mathematical, Petrophysical and Geological Approach: Paper presented at the 46th Annual Technical Meeting of the Petroleum Society of CIM in Canada. 10 p.

Hernndez-Cano, I. A., 1992, Ecuaciones de Sw, Archie e Indonesia. Optimizacin de su Uso en la Sonda de Campeche: Revista Ingeniera Petrolera, v. XXXII, n. 10, p. 43-52.

Hernndez-Cano, I. A., 1996, Quince aos de Explotacin del Campo Ku: Trabajo Tcnico presentado en el Primer Simposium Internacional en Explotacin de Campos Petroleros organizado por CIPM y SPE, Poza Rica, Ver., 23 y 24 de mayo, 17 p.

Numar Co., 1997, Reporte de las Propiedades Petrofsicas de los Fragmentos N-4 y N-5 de los Ncleos 1 y 2 del Pozo Zaap 106, NUMAR CORPORATION

Ortz-Daz, A., y Mndez-Lpez, T., 1998, Campo Zaap. Anlisis Petrofsico Convencional de los Ncleos de los Pozos 106 y 7DA: (Proyecto CCB-8506) Reporte Tcnico (indito) IMP

Ros-Lpez, J., 2002, Estudio Geolgico y Petrofsico para la Evaluacin y Explotacin de un Yacimiento Petrolero Maduro: Calcarenitas Kumaza del Eoceno Medio en la Sonda de campeche: Tesis de Maestra, 193 p.

RECONOCIMIENTOS Se agradece la colaboracin y comentarios de los ingenieros Jose Ramn Mallorqun, Mara de Jess Correa y Benito Martnez Pea. BIOGRAFIA Jaime J. Ros-Lpez naci en Reynosa, Tamaulipas el 10 de noviembre de 1966. Estudi Geologa en el Instituto Politcnico Nacional. Tiene 10 aos de experiencia en caracterizacin de yacimientos, geologa de explotacin y actualizacin de reservas; dentro de Petrleos Mexicanos.

- 7 -


SPECTROMETRY & Vcl (from CGR) Vs.NATURAL GR

Vcl = 0.0002x2 + 0.0042x + 0.0015R2 = 0.832

CGR = 0.0083x2 + 0.456x + 1.8202R2 = 0.923

0

20

40

60

0 25 50 75GR

CG

R

0.0

1.5

3.0

4.5

Vcla

y

Z-106, CGR - GR

Z-1001, CGR - GR

M-97, CGR - GR

K-26, CGR - GR

Z-106, Vcl - GR

Z-1001, Vcl - GR

M-97, Vcl - GR

K-26, Vcl - GR

GAMMA - ESPECTROMETRIA , Vol. arcilla BTipificacin de arcillas

0

10

20

1 2 3 4 5Potasio (%)

Torio

(ppm

)

KaolinitaC

lorit

a Illita

Micas

Glauconita Feldspatos

Promedio del 100% de arcillas

Evaporitas potsicas

Z-106: Lu1 & Lu2 Z-1001: Lu2 M-97: Lu1 & Lu2 K-26: Lu1 & Lu2

mediante espectrometra gammaA SPECTROMETRY & Vcl (from CGR) Vs.NATURAL GR

Vcl = 0.0002x2 + 0.0042x + 0.0015R2 = 0.832

CGR = 0.0083x2 + 0.456x + 1.8202R2 = 0.923

0

20

40

60

0 25 50 75GR

CG

R

0.0

1.5

3.0

4.5

Vcla

y

Z-106, CGR - GR

Z-1001, CGR - GR

M-97, CGR - GR

K-26, CGR - GR

Z-106, Vcl - GR

Z-1001, Vcl - GR

M-97, Vcl - GR

K-26, Vcl - GR

GAMMA - ESPECTROMETRIA , Vol. arcilla B SPECTROMETRY & Vcl (from CGR) Vs.NATURAL GR

Vcl = 0.0002x2 + 0.0042x + 0.0015R2 = 0.832

CGR = 0.0083x2 + 0.456x + 1.8202R2 = 0.923

0

20

40

60

0 25 50 75GR

CG

R

0.0

1.5

3.0

4.5

Vcla

y

Z-106, CGR - GR

Z-1001, CGR - GR

M-97, CGR - GR

K-26, CGR - GR

Z-106, Vcl - GR

Z-1001, Vcl - GR

M-97, Vcl - GR

K-26, Vcl - GR

GAMMA - ESPECTROMETRIA , Vol. arcilla BTipificacin de arcillas

0

10

20

1 2 3 4 5Potasio (%)

Torio

(ppm

)

KaolinitaC

lorit

a Illita

Micas



Evaporitas potsicas


mediante espectrometra gammaA Tipificacin de arcillas

0

10

20

1 2 3 4 5Potasio (%)

Torio

(ppm

)

KaolinitaC

lorit

a Illita

Micas



Evaporitas potsicas


mediante espectrometra gammaA

Mezcla de arcillasMezcla de arcillasMezcla de arcillas

Figura 1. Grfica de indicadores cualitativos de (A) tipos de arcillas predominantes para las unidades Lu-1 y Lu-2 de las calcarenitas del Eoceno medio, la tipificacin fue obtenida de lecturas de Torio y Potasio leidos por el registro de espectrometra de rayos gamma; (B) Relaciones para la determinacin de volumen de arcilla (Vclay).

igura 2. Grficas de presin capilar (PC) en las calcarenitas del Eoceno medio de Ku-Maloob-Zaap. (A)

igura 3. Grficas de permeabilidades relativas en las calcarenitas del Eoceno medio de Ku-Maloob-Zaap. (A) se uestra una mayor cantidad de material analizado de varios pozos, y se presenta un comportamiento tpico de rocas

mojadas por agua; en tanto que (B), muestra un comportamiento tpico de rocas mojadas por aceite.

PC (aire-Hg), CALCARENITAS E.M.

Zaap 27D(N1, F5-M2H)

Zaap 7DA(F5-M1A-H)

Ku 66 (N1, F29-M5V)

Zaap 7DA (F19-M1C-H)

Zaap 106 (N1, F4)

Ku 46 (N1, F1-2H)

0

100

200

300

400

020406080100Saturacin (% vol. poro)

PC A

ire/H

g(K

g/cm

2)

WP-WPG M1B1A

1C

A PC: Aire/Salmuera CALCARENITAS E.M.

0

2

4

6

8

0 25 50 75 100

Sw (por. vol. %)

Aire

/sal

mue

ra (K

g/cm

2)

WG, P M

Zaap 27D (F12-M4V)

Zaap 7DA (F19-M1B)

Zaap 7DA (F5-M1B)

Zaap 1001 (N2, F-SP9)

Ku 66 (F29-M3V)= 20.7, K= 1.15, Packstone de pellets

= 26, K= 40, = 1.99. Packstone fosilfero

= 30, K= 104.5, = 1.92, Packstone-Wackestone de mililidos.

= 27, K= 23.8, = 1.96 Packstone fosilfero

= 29, K= 218, = 2.01 Grainstone-Packstone de foras y equinodermos

1A, 1B, 1C

PC: Aire/Salmuera CALCARENITAS E.M.

0

0.1

1

10

20 40 60 80

Sw (vol. poro %)

Aire

/ Sa

lmue

ra (K

g/cm

2)

Zaap 27D (F12-M4V)

Zaap 7DA (F19-M1B)

Zaap 7DA (F5-M1B)

Zaap 1001 (N2, F-SP9)

Ku 66 (F29-M3V)

100

Swi

imbibicin

drene

histresis

Sor

BPC (aire-Hg), CALCARENITAS E.M.Zaap 27D(N1, F5-M2H)

Zaap 7DA(F5-M1A-H)

Ku 66 (N1, F29-M5V)


Zaap 106 (N1, F4)

Ku 46 (N1, F1-2H)

0

100

200

300

400


PC A

ire/H

g(K

g/cm

2)

WP-WPG M1B1A

1C

A PC (aire-Hg), CALCARENITAS E.M.Zaap 27D(N1, F5-M2H)

Zaap 7DA(F5-M1A-H)

Ku 66 (N1, F29-M5V)


Zaap 106 (N1, F4)

Ku 46 (N1, F1-2H)

0

100

200

300

400


PC A

ire/H

g(K

g/cm

2)

WP-WPG M1B1A

1C

A PC: Aire/Salmuera CALCARENITAS E.M.

0

2

4

6

8

0 25 50 75 100

Sw (por. vol. %)

Aire

/sal

mue

ra (K

g/cm

2)

WG, P M

Zaap 27D (F12-M4V)

Zaap 7DA (F19-M1B)

Zaap 7DA (F5-M1B)

Zaap 1001 (N2, F-SP9)






1A, 1B, 1C


0

0.1

1

10

20 40 60 80

Sw (vol. poro %)

Aire

/ Sa

lmue

ra (K

g/cm

2)

Zaap 27D (F12-M4V)

Zaap 7DA (F19-M1B)

Zaap 7DA (F5-M1B)

Zaap 1001 (N2, F-SP9)

Ku 66 (F29-M3V)

100

Swi

imbibicin

drene

histresis

Sor

B PC: Aire/Salmuera CALCARENITAS E.M.

0

2

4

6

8

0 25 50 75 100

Sw (por. vol. %)

Aire

/sal

mue

ra (K

g/cm

2)

WG, P MWG, P M

Zaap 27D (F12-M4V)

Zaap 7DA (F19-M1B)

Zaap 7DA (F5-M1B)

Zaap 1001 (N2, F-SP9)






Zaap 27D (F12-M4V)

Zaap 7DA (F19-M1B)

Zaap 7DA (F5-M1B)

Zaap 1001 (N2, F-SP9)






1A, 1B, 1C


0

0.1

1

10

20 40 60 80

Sw (vol. poro %)

Aire

/ Sa

lmue

ra (K

g/cm

2)

Zaap 27D (F12-M4V)

Zaap 7DA (F19-M1B)

Zaap 7DA (F5-M1B)

Zaap 1001 (N2, F-SP9)

Ku 66 (F29-M3V)

100

Swi

imbibicin

drene

histresis

Sor

B

FComportamiento de la PC con mercurio, en la parte superior de dicha grfica estn las iniciales de las caractersticas texturales que corresponden a las muestras analizadas (Packstone, P, Wackestone, W, etc.). (B) Comportamiento de PC utilizando como fluido desplazante una salmuera, para muestras de calcarenitas de los pozos indicados; en esta grfica se observa, indicativamente, una saturacin de agua irreductible, muy alta.

Sat. Salmuera (% vol. poros)

Kre

l(fr

acc.

Keo

@ S

wi) Kro (Zaap 7DA, F4-M1)

Krw (Zaap 7DA, F4-M1)

Kro (Zaap 7DA, F19-M2)


0

0.2

0.4

0.6

0.8

1

0.2 0.4 0.6 0.8 1

Krel Calcarenitas Kumaza

Sro

Swi= 24.2 K= 62.7

= 26.1 K= 18.0

= 24.2 K= 62.7

= 26.1 K= 18.0

1CB

0.0

0.2

0.4

0.6

0.8

1.0

0.2 0.4 0.6 0.8 1.0


Kre

l(fr

acc.

Keo

@ S

wi)

Kro (Zaap 106, F6)

Krw (Zaap 106, F6)

Kro (Ku 46, M1-1H)

Krw (Ku 46, M1-1H)

Kro (Ku46, M1-2H)

Krw (Ku 46, M1-2H)

Swi

Sro= 22.8 K= 2.18

= 27.6 K= 8.7

= 17.6 K= 5.37

1A1A1CA

Flui

do m

ojan

te

Fluido no mojante


Kre

l(fr

acc.

Keo

@ S





0

0.2

0.4

0.6

0.8

1

0.2 0.4 0.6 0.8 1


Sro

Swi= 24.2 K= 62.7

= 26.1 K= 18.0

= 24.2 K= 62.7

= 26.1 K= 18.0

1CB


Kre

l(fr

acc.

Keo

@ S





0

0.2

0.4

0.6

0.8

1

0.2 0.4 0.6 0.8 1


Sro

Swi= 24.2 K= 62.7

= 26.1 K= 18.0

= 24.2 K= 62.7

= 26.1 K= 18.0

1CB

0.0

0.2

0.4

0.6

0.8

1.0

0.2 0.4 0.6 0.8 1.0


Kre

l(fr

acc.

Keo

@ S

wi)

Kro (Zaap 106, F6)

Krw (Zaap 106, F6)

Kro (Ku 46, M1-1H)

Krw (Ku 46, M1-1H)

Kro (Ku46, M1-2H)

Krw (Ku 46, M1-2H)

Swi

Sro= 22.8 K= 2.18

= 27.6 K= 8.7

= 17.6 K= 5.37

1A1A1CA

Flui

do m

ojan

te

Fluido no mojante

0.0

0.2

0.4

0.6

0.8

1.0

0.2 0.4 0.6 0.8 1.0


Kre

l(fr

acc.

Keo

@ S

wi)

Kro (Zaap 106, F6)

Krw (Zaap 106, F6)

Kro (Ku 46, M1-1H)

Krw (Ku 46, M1-1H)

Kro (Ku46, M1-2H)

Krw (Ku 46, M1-2H)

Swi

Sro= 22.8 K= 2.18

= 27.6 K= 8.7

= 17.6 K= 5.37

1A1A1CA

Flui

do m

ojan

te

Fluido no mojante

Krel Calcarenitas KumazaKrel Calcarenitas KumazaKrel Calcarenitas Kumaza

Fm


A B

Ku-

l resente estudio. Explicacin en el texto.

Figura 4. Grficas, estadsticas y correlaciones determinadas con datos de ncleos de las calcarenitas de Maloob-Zaap; realizadas para la documentacin y caracterizacin petrofsica de las unidades identificadas en e

y = 0,9988x + 0,6659

y = 0,9933x - 0,4809

0

20

30

40

10 20 30 40

PHIE

10

20

30

4010 20 30PHIE

PHIT

PHIT Vs. PHIE

PHIE Vs. PHIT

Lineal (PHIE Vs. PHIT)

Lineal (PHIT Vs. PHIE)

y = 0,9988x + 0,6659

y = 0,9933x - 0,4809

0

20

30

40

10 20 30 40

PHIE

10

20

30

4010 20 30PHIE

PHIT

PHIT Vs. PHIE

PHIE Vs. PHIT

Lineal (PHIE Vs. PHIT)

Lineal (PHIT Vs. PHIE)

0

20

40

< 6 10 18 26POROSIDAD

NU

MER

O D

E M

UES

TRAS

1A 1B 1C Lu2

Parmetros estadsticos en elRango (22 , >30 %)Media geom.= 26,59media Armnica= 26,50Mediana= 26,73Moda= 27,20Desviacin std.= 2,14Varianza= 4,57Kurtosis= -0,42Min.= 22,20Max.= 31,54

Parmetros estadsticos de la porosidad. Todos los datos:Media geomtrica= 22,64media Armnica= 20,04Mediana= 26,10Moda= 27,20Desviacin std.= 6,28Varianza= 39,42Kurtosis= 2,23Min.= 2,80Max.= 31,54

0

20

40

< 6 10 18 26POROSIDAD

NU

MER

O D

E M

UES

TRAS

1A 1B 1C Lu2

Parmetros estadsticos en elRango (22 , >30 %)Media geom.= 26,59media Armnica= 26,50Mediana= 26,73Moda= 27,20Desviacin std.= 2,14Varianza= 4,57Kurtosis= -0,42Min.= 22,20Max.= 31,54

Parmetros estadsticos de la porosidad. Todos los datos:Media geomtrica= 22,64media Armnica= 20,04Mediana= 26,10Moda= 27,20Desviacin std.= 6,28Varianza= 39,42Kurtosis= 2,23Min.= 2,80Max.= 31,54

C D

E FFRECUENCIAS DE TAMAOS DE POROS, Calcarenitas E.M.

0

50

100

150

0

0.04

3

0.20 1.0

2.0

4.0

6.0

8.0

> 8

Dimetro de poros (micras)

Vol.

tota

l de

poro

s (%

)

Ku 66 (N1, F35-M3) Ku 66 (N1, F28-M1) Ku 66 (N1, F29-M5)Zaap 27D (N1, F5-M1) Zaap 27D (N1, F5-M2H) Zaap 27D (N1, F12-M2V)

Zaap 27D (N1, F12-M3V) Zaap 27D (N1,F12-M5V) Zaap 7DA (N1, F19-M1)Zaap 7DA (N1, F5-M1A) Zaap 106 (N1, F4)

Tendencia general de las unidades 1A, 1B, 1C.

Clase A Clase B Clase C D

FRECUENCIAS DE TAMAOS DE POROS, Calcarenitas E.M.

0

50

100

150

0

0.04

3

0.20 1.0

2.0

4.0

6.0

8.0

> 8

Dimetro de poros (micras)

Vol.

tota

l de

poro

s (%

)





Tendencia general de las unidades 1A, 1B, 1C.

Clase A Clase B Clase C D

DISTRIBUCIN DE TAMAO DE PORO (Garganta)

0

100

020406080100Vol. poros (%)

Rad

io e

quiv

alen

te d

e po

ros

(mic

ras)

0.1

1

10

, K, Seleccin

1A1B, 1C1CZaap 27D (F12-M4V)

Zaap 7DA(F5-M1AH)

Ku 66(F29-M5V)

Zaap 106(N1, F4)ME

GA

MES

OM

ICR

ON

ANO

MAC

RO

, K, Seleccin

xcvc

cxf

mf

vf

DISTRIBUCIN DE TAMAO DE PORO (Garganta)

0

100

020406080100Vol. poros (%)

Rad

io e

quiv

alen

te d

e po

ros

(mic

ras)

0.1

1

10

, K, Seleccin

1A1B, 1C1CZaap 27D (F12-M4V)

Zaap 7DA(F5-M1AH)

Ku 66(F29-M5V)

Zaap 106(N1, F4)ME

GA

MES

OM

ICR

ON

ANO

MAC

RO

MEG

AM

ESO

MIC

RO

NAN

OM

ACR

O

, K, Seleccin

xcvc

cxf

mf

vfxc

vcc

xfm

fvf

HISTOGRAMA DE POROSIDAD (todos los datos)

0

5

10

15

20

25

30

0 5 10 15 20 25 30

Porosidad (%)

Frec

uenc

ia r

elat

iva

(100

%)

1C 1B 1A Lu-2 Lu-1

HISTOGRAMA DE POROSIDAD (todos los datos)

0

5

10

15

20

25

30

0 5 10 15 20 25 30

Porosidad (%)

Frec

uenc

ia r

elat

iva

(100

%)

1C 1B 1A Lu-2 Lu-1

( Facies Limpias )

0

2

6

10

14

18

5 10 15 20 25 30Porosidad (%)

Frec

uenc

ia re

lativ

a (1

00%

)

1C 1B 1A

Clase A Clase B C D

( Facies Limpias )

0

2

6

10

14

18

5 10 15 20 25 30Porosidad (%)

Frec

uenc

ia re

lativ

a (1

00%

)

1C 1B 1A

( Facies Limpias )

0

2

6

10

14

18

5 10 15 20 25 30Porosidad (%)

Frec

uenc

ia re

lativ

a (1

00%

)

1C 1B 1A

Clase A Clase B C D

p

Porosidades en calcarenitasPorosidades en calcarenitas Histograma de porosidades de ncleos

> 30

Histograma de porosidades de ncleos

> 30

10

PHIT

10

PHIT

- 9 -


n

racin n= 2, la constante emprica de Archie a= 1. La resistividad de gua (Rw) obtenida es de 0.093 a temperatura de 200 oF correspondiente a una salinidad de 25,000 ppm.

Fi (A)

tos co de

ndencia con su respectiva ecuacin de ajuste. (C) Dos lneas de tendencias, segn los mismos datos; se aplican cuando las porosidades son mayores o menores a 24%.

Figura 5. Graficas empleadas en la determinacin de parmetros petrofsicos en las rocas calcarenticas tratadas eel presente estudio. (A) Grafica de Pickett mostrando que la pendiente Ro (Sw= 100%) es el exponente de

0

10

20

30

0 20 40 60 80SwZaap (E) Zaap (W) Ku (E) Ku (W) Maloob

Porosidad de corte

Puntos en una zona de transicin

0

10

20

30


Porosidad de corte


0

10

20

30


Porosidad de corte


cementacin m=2, el exponente de satu

POROSIDAD vs. SATURACIN40

BA POROSIDAD vs. SATURACIN40

B POROSIDAD vs. SATURACIN40

BAAZona con saturacin de agua irreductible, SwiZona con saturacin de agua irreductible, SwiZona con saturacin de agua irreductible, Swi

100100100

a(B)Grfifica de porosidad contra saturacin de agua empleada para la determinacin del corte de agua y que muestra el efecto a la saturacin de agua irreductible.

Relaciones K - en unidades de calcarenitasA PUNTOS TEORICOS: Kmax Vs. BRelaciones K - en unidades de calcarenitasA Relaciones K - en unidades de calcarenitasA PUNTOS TEORICOS: Kmax Vs. B PUNTOS TEORICOS: Kmax Vs. PUNTOS TEORICOS: Kmax Vs. B

gura 6. Determinacin de permeabilidad segn datos de ncleos en las calcarenitas de Ku-Maloob-Zaap.Agrupamientos de las unidades y lnea de tendencia general que no incluye los puntos de muestras con al

ntenidos de mudstone arcilloso (facies lodosas). (B) Grfica de puntos tericos a partir de la lnea general

0

1

10

100

0 5 10 15 20 25 30 35

POROSIDAD

PER

MEA

BIL

IDAD

1A (Ku-66)

1A (Ku-401)

1C (Z-7DA)

1B (Z-27D)

1B (Z-1001)

1C (M-97)

1C (Z-106)

Lu-2 (Z-1001)

1A

1B

1C

Facies lodosas

y=0.0002 e 0.4728x

(%)

K(m

d)

Datos de ncleos Puntos tericos

0

150

300

450

0 10 20 30 4

Ecuaciones de tendencias

y = 1E-41x29,736

y = 0,0642e 0,1629x80

180

280

380

480

0 10 20 30 35

K

0 a 24 > 24

Potencial (> 24)

Exponencial ( 0 a 24)

C

0

1

10

100

0 5 10 15 20 25 30 35

POROSIDAD

PER

MEA

BIL

IDAD

1A (Ku-66)

1A (Ku-401)

1C (Z-7DA)

1B (Z-27D)

1B (Z-1001)

1C (M-97)

1C (Z-106)

Lu-2 (Z-1001)

1A

1B

1C

Facies lodosas

y=0.0002 e 0.4728x

0

1

10

100

0 5 10 15 20 25 30 35

POROSIDAD

PER

MEA

BIL

IDAD

1A (Ku-66)

1A (Ku-401)

1C (Z-7DA)1C (Z-7DA)

1B (Z-27D)

1B (Z-1001)

1C (M-97)

1C (Z-106)

Lu-2 (Z-1001)

1A

1B

1C

Facies lodosas

y=0.0002 e 0.4728x

(%)

K(m

d)


0

150

300

450

0 10 20 30 4 (%)

K(m

d)


0

150

300

450

0 10 20 30 4 (%)

K(m

d)


0

150

300

450

0 10 20 30 4

Ecuaciones de tendencias

y = 1E-41x29,736

y = 0,0642e 0,1629x80

180

280

380

480

0 10 20 30 35

K

0 a 24 > 24

Potencial (> 24)


C Ecuaciones de tendencias

y = 1E-41x29,736

y = 0,0642e 0,1629x80

180

280

380

480

0 10 20 30 35

K

0 a 24 > 24

Potencial (> 24)


C

100010001000600

0

K= EXP ( - 17.568) / 2.115)600

0

K= EXP ( - 17.568) / 2.115)600

0

K= EXP ( - 17.568) / 2.115)600

0

K= EXP ( - 17.568) / 2.115)

te

- 10 -


PHIND0 1

0 1

cilla

Porosidad0 1

0 1

Bulk vol. M.

PHIE0 1

0 1

ILM0.2 2000

GR0 100

0 100 M.V

.

M.D

.

Kmax0.02 1000

RQI

FZI2 0

0 5

2500

2550

2600

2650

PHIND0 1

0 1

cilla

Porosidad0 1

0 1

Bulk vol. M.

PHIE0 1

0 1

ILM0.2 2000

GR0 100

0 100 M.V

.

M.D

.

Kmax0.02 1000

RQI

FZI2 0

0 5

2500

2550

2600

2650

PHIND0 1

0 1

PHIND0 1

0 1

cilla

Porosidad0 1

0 1

cilla

Porosidad0 1

0 1

Bulk vol. M.

PHIE0 1

0 1

Bulk vol. M.

PHIE0 1

0 1

ILM0.2 2000

ILM0.2 2000

GR0 100

0 100 M.V

.

M.D

.

Kmax0.02 1000

Kmax0.02 1000

RQI

FZI2 0

0 5

RQI

FZI2 0

0 5

2500

2550

2600

2650

TNPHI

0 1Caliza

Ar0 1

Sw_Archie0 1ILD

0.2 2000

CALI

CGR5 20

PROF.

Zaap-106T

NPHI0 1

Caliza

Ar0 1

Sw_Archie0 1ILD

0.2 2000

CALI

CGR5 20

PROF.

Zaap-106T

NPHI0 1

TNPHI

0 1Caliza

Ar0 1

Caliza

Ar0 1

Sw_Archie0 1Sw_Archie

0 1ILD0.2 2000

ILD0.2 2000

CALI

CGR5 20

PROF.

Zaap-106

Figura 7. Presentacin de un registro de datos a partir de registros geofsicos y curvas procesadas de porosidad, litologa, saturacin, permeabilidad, RQI y FZI derivadas de los registros convencionales; en el intervalo de calcarenitas del Eoceno medio. Explicacin en el texto.

- 11 -


Figura 8. Registro de resonancia magntica, histogramas de porosidad total y anlisis de presin capilar en el

Zaap-106e, 1-A

Zaap-106e, Lu-1

Zaap-106e, 1-B

Zaap-106e, Lu-2

Zaap-106e, 1-C

T2Distrubution

T2Spectral

Dist

Resistivity Log/ Permeability

Zaap - 106

Cima de Calcarenitas

Ncleo-1

Lu-2

1-B

Lu-1

Base de Calcarenitas

Eoceno Inf.

CLAYHIDROC.

BVI

FREE-WTR

MAXBVI

CBVWE

MPHID

MSIGD

0.6

0.6

0.6

0.6

Porosity

102451225612864321684

Zaap-106 (N-1, F-4)

0

400

0100 Saturacin (% vol. poro)

PC A

ir/H

g(K

g/cm

2 )

1-A

INTERVALOS PRODUCTORES

Ncleo-2 1-C

Zaap-106e, 1-A

Zaap-106e, 1-A

Zaap-106e, Lu-1

Zaap-106e, Lu-1

Zaap-106e, 1-B

Zaap-106e, 1-B

Zaap-106e, Lu-2

Zaap-106e, Lu-2

Zaap-106e, 1-C

Zaap-106e, 1-C

T2Distrubution

T2Spectral

Dist

Resistivity Log/ Permeability

Zaap - 106

Cima de Calcarenitas

Ncleo-1

Lu-2

1-B

Lu-1

Base de Calcarenitas

Eoceno Inf.

CLAYHIDROC.

BVI

FREE-WTR

MAXBVI

CBVWE

MPHID

MSIGD

0.6

0.6

0.6

0.6

CLAYHIDROC.

BVI

FREE-WTR

MAXBVI

CBVWE

MPHID

MSIGD

0.6

0.6

0.6

0.6

Porosity

102451225612864321684

102451225612864321684

Zaap-106 (N-1, F-4)

0

400


PC A

ir/H

g(K

g/cm

2 )

Zaap-106 (N-1, F-4)

0

400


PC A

ir/H

g(K

g/cm

2 )

1-A

INTERVALOS PRODUCTORES

Ncleo-2 1-C

rubutionrubution

ncleo-2, del pozo Zaap-106. Explicacin en el texto.

- 12 -

Documents

Determinación de unidades permeables