ESCUELA MILITAR DE INGENIERIA Registro de Pozos de los Pozos
Margarita - Huaycaya1. INTRODUCCIONEn el ao de 1927 se realiz el
primer registro elctrico en el pequeo campo petrolero de
Pechelbronn, Alsacia, Provincia del noreste de Francia.Rpidamente
se identific en la industria petrolera, la utilidad de la medicin
de la resistividad para propsitos de correlacin y para la
identificacin de las capas potenciales portadoras de
hidrocarburo.En 1931, la medicin del potencial espontaneo (SP) se
incluyo con la curva de resistividad en el registro elctrico. En
ese mismo ao, los hermanos Schlumberger, Marcelcy Conrad,
perfeccionaron un mtodo de registro continuo y se desarrollo el
primer trazador grafico. Las herramientas de perfilaje fueron
desarrolladas sobre los aos midiendo propiedades elctricas,
acsticas, radioactivas, electromagnticas, y otras relacionadas no
solo a las rocas, sino tambin a sus fluidos.
2. ANTECEDENTESLa actividad de perforacin explotara en la zona
se inici en 1999. Cuatro pozos fueron perfectos en campo Margarita:
MGR-X1, X2, X3 y MGR-X4; donde tres reservorios fueron descubiertos
en las areniscas del devnico: Huamampa H1a, H1b y H2. El pozo
penetro el contacto de agua-gas en la arena H1b. En el 2007 otro
pozo fue perforado en el bloque Huaycaya, HCY-X1, penetrando el
reservorio H1b.
3. OBJETIVOS3.1. OBJETIVO GENERAL Ppresentar la interpretacin y
anlisis de los registros de pozos.3.2. OBEJETIVO ESPECFICO Aprender
a leer el encabezado de un registro de pozo. Aprender a interpretar
las variables ambientales y de perforacin de un registro de pozo.
Identificar los tipos de registros, unidades de medicin, grficos y
escalas de medicin. Aprender a realizar las mediciones (perfiles) y
conocer los instrumentos especficos del perfilaje de pozos. 4.
JUSTIFICACIONEl presente informe se realiza debido a la necesidad
de incrementar el conocimiento de los estudiantes, donde ellos
puedan aprender, a leer e interpretar un registro de pozo de manera
que los educandos puedan tener un mejor desempeo en su trabajo en
el futuro.5. MARCO TEORICO5.1. POROSIDADLa porosidad es el volumen
de poros por cada unidad volumtrica de formacin, o sea, es la
fraccin del volumen de total de una muestra que es ocupada por
poros o huecos, es smbolo de la porosidad es o PHI. = V huecos /V
total de roca
Poros
5.1.1. Porosidad: Capacidad de una roca para contener fluidos o
gases. Es la parte no slida de la roca (huecos) dividida entre el
volumen total de roca.5.1.2. Porosidad primaria: Usualmente
granular o intergranular, desarrollada en la sedimentacin original,
durante la formacin de las rocas5.1.3. Porosidad secundaria:
Desarrollada despus del proceso de formacin de la roca; por
disolucin los carbonatos (calizas y dolomitas), por aguas
subterrneas formando vgulos; la diagnesis / dolomitizacin,
fracturacin por causas tectnicas, etc. La porosidad de fractura es
generalmente considerada como la porosidad secundaria por
excelencia, pero existen las otras mencionadas anteriormente. En
ocasiones, encontramos varios tipos de porosidad secundaria
relacionados dentro de un mismo colector, por ejemplo, vgulos de
disolucin interconectados por fracturas
Muestra de roca,Donde se aprecianClaramente fracturas5.1.4.
Porosidad total (PHIT): Total de huecos de las rocas, o sea la suma
de las porosidades primaria y secundaria.5.1.5. Porosidad efectiva
(PHIE): Es la suma de las porosidades conectadas, tanto primaria
como secundaria. En formaciones que contienen arcillas, la
porosidad efectiva se obtiene restndole a la porosidad total el
efecto provocado por la presencia de esta.5.2. PERMEABILIDAD (k)Es
una medicin de la facilidad con que los lquidos fluyen a travs de
una formacin. En una determinada muestra de roca y con cualquier
lquido homogneo, la permeabilidad ser una constante siempre y
cuando el lquido no interacte con la roca en s. La unidad de
permeabilidad es el darcy, pero como esta es muy grande, comnmente
se utiliza la milsima parte o sea milidarcy (md)Una roca debe tener
fracturas, capilares o poros interconectados para ser permeables.
As existe cierta relacin entre la porosidad y la permeabilidad; por
lo general, una permeabilidad mayor se acompaa de una porosidad
mayor, sin embargo esto no se cumple absolutamente. Las lutitas,
arcillas y algunos tipos de arenas, tienen altas porosidades, sin
embargo sus granos son tan pequeos que los caminos que permiten el
paso de fluidos son escasos y tortuosos, por lo tanto sus
permeabilidades son muy bajas o nulasOtras formaciones,
generalmente poco porosas como los carbonatos, pueden presentar
fracturas o fisuras de gran extensin, en este caso, aunque la
porosidad sea baja, su permeabilidad puede ser muy grande.5.3.
VOLUMEN DE ARCILLA (VSh)Como se plante en los puntos anteriores,
las arcillas y lutitas tienen valores de porosidad muy altos, pero
debido al pequeo tamao de sus granos, tienen muy baja
permeabilidad, por lo cual funcionan como un sello de los
reservorios. En los colectores que presentan un cierto volumen de
arcilla, la porosidad total est seriamente influida por la arcilla,
presentando valores altos que no responden realmente a las
potencialidades del colector, por eso se hace imprescindible
calcular el volumen de arcilla con la mayor precisin posible para
poder determinar la porosidad efectiva, que s da una medida real
del volumen de poros interconectados5.4. SATURACIN DE AGUA (Sw)La
saturacin de una formacin, es la fraccin del volumen poroso que
ocupa un fluido determinado; por lo tanto, la saturacin de agua es
la fraccin o porcentaje del volumen poroso que contiene agua de
formacin. Si slo existe agua en los poros, la formacin tendr un
100% de saturacin de agua.La saturacin de petrleo o gas, es la
fraccin del volumen poroso que contiene petrleo y/o gas. Los poros
deben saturarse con algn lquido, de este modo la suma de todas las
saturaciones de una determinada roca de formacin debe ser igual al
100%. Cuando la saturacin de agua es 100% esto implica una
saturacin de hidrocarburos igual a 100% - SwLa saturacin de agua de
una formacin puede variar desde el 100% hasta un valor muy pequeo,
sin embargo, rara vez es nula; sin importar cuan "rica" sea la roca
del yacimiento de petrleo y gas, siempre habr una pequea cantidad
de agua capilar que el petrleo no puede desplazar, esto se conoce
como saturacin de agua residual.Del mismo modo, en el caso de una
roca de un yacimiento de petrleo, es imposible retirar todos los
hidrocarburos por medio de las tcnicas de extraccin o recuperacin
ms comunes. Alguna cantidad de hidrocarburos permanece atrapada en
partes del volumen poroso, a esta se le denomina saturacin de
petrleo residual5.5. ESPESOR EFECTIVO (Hef)No es ms que el espesor
total de roca que es realmente colector potencial de hidrocarburos,
eliminando todas aquellas zonas correspondientes a arcillas, rocas
densas (sin porosidad) o colectoras de agua; de esta forma se evita
la sobrevaloracin de las reservas, las que se circunscriben
realmente a los volmenes de roca que son colectores de
hidrocarburos5.6. REGISTRO DE RAYOS GAMMAMide el nivel de la
presencia natural de Rayos Gamma en las formaciones. Bsicamente, la
emisin de rayos gamma es producida por tres series radioactivas
encontradas en la corteza terrestre, como lo son: series de
Potasios (K40), de Uranio y de Thorio. Las arcillas y el carbn
exhiben alta radiacin de rayos gamma, sin embargo las arenas y
carbonatos muestran baja radiacin Gamma.En arenas limpias, la
lectura de los Rayos Gamma debera estar alrededor de 40 API. Si el
valor de Gamma Ray se encuentra entre 40-75 API, puede tambin
clasificarse como arena pero SUCIA. En formaciones arcillosas, la
lectura de GR se encuentra entre 120-180 API. Esto difiere bastante
de la lectura mostrada cuando la formacin es arenosa. En presencia
de Carbn, la lectura es demasiado alta, por sobre los 200 API,
dependiendo de la formacin.
5.7. REGISTRO DE RESISTIVIDADCon este se mide la Resistividad de
la Formacin, aplicando conceptos bsicos de electricidad. La
corriente puede atravesar nicamente a travs del agua en la
formacin, por lo tanto la resistividad va a depender de: 1)
Resistividad del Agua de la Formacin, 2) Cantidad de Agua y
presencia de Hidrocarburos en la Formacin y 3) Estructura de
Poro.Altas lecturas de Resistividad reflejan alto contenido de
Hidrocarburos en la formacin, ya que estos son fluidos no
conductores. Al contrario, bajas lecturas de Resistividad indicarn
alta presencia de agua en la formacin, llamadas ARENAS HUMEDAS, ya
que el agua es un fluido conductor. La resistividad es la clave
para la determinacin de hidrocarburos.5.7.1. Registro de
Induccin:La resistividad de la formacin es medida induciendo flujo
de corriente, lo cual produce un Campo Electromagntico, segn la Ley
de Faraday, este campo produce un Circuito a Tierra que a su vez
produce que el campo electromagntico regreso con los retornos hacia
las antenas receptoras. Las antenas Transmisoras y receptoras miden
la resistividad de la formacin mediante la induccin de un flujo de
corriente.El registro de Induccin es adecuado para fluidos de
perforacin no conductores. La Resistividad en las arcillas est
alrededor de 1,5 a 4 ohm-m, mientras que las arenas de agua o
hmedas presentan valores de 4 - 10 ohm-m. Y para arenas petrolferas
se manejan criterios de valores mayores a 10 ohm-m. En formaciones
arcillosas no hay separacin entre las lneas de resistividad
profunda y somera, porque la arcilla es una zona No permeable, por
lo que no habr filtracin de lodo hacia la formacin. Por lo cual la
separacin entre las lneas de resistividad profunda y somera se
pueden ver en zonas permeables, como Arenas.5.7.2. Registro
Laterolog:este perfilaje tiene un circuito bsico de emisin y
medicin de electrodos, a travs de los cuales una cada de potencial
en la medicin dar la resistividad de la roca. Es apropiado para
cuando se est usando fluidos de perforacin conductores, como lodos
base agua.6. MARCO PRCTICO 6.1. DATOS PRINCIPALES DEL POZO rea de
contrato: Bloque Caipipendi Operador: Repsol Pozos perforados: 5
Ssmica: 1700Km2 Primera PEM: 2004 Produccin: Gas : ~2.50 MMm3/d
Lquidos: ~4 MBopd
6.2. PLAN DE TRABAJO PARA UN ANALISIS
6.3. EVALUACION DE LA SISMICACRONOLOGIA Los pozos MGR-X1, MGR-X2
y MGR-X3 fueron planificados a partir de la ssmica 2D. Adquisicin
de la ssmica 3D sobre el campo Margarita 1090 Km2 en el ao 2001;
interpretado en el los aos 2002 2003. El pozo MGR-X4 fue
planificado a partir de la adquisicin de la ssmica 3D sobre el
campo Huaycaya de 227 Km2 en el ao 2004. La interpretacin en el ao
2006 incluyen el pozo MGR-X4, los nuevos datos de velocidad y en
ssmica 3D (Huaycaya). El pozo HCY-X1, fue perforado en el ao 2007.
En el 2008 un nuevo modelo estructural fue desarrollado con PSDM
ssmicos y los datos del pozo HCY-X1.
6.4. COBERTURA
Margarita y Huaycaya en 3D VolumenLos datos ssmicos en el flanco
occidental del campo son de buena a regular con las reflexiones que
llevan a la cresta de la estructura; los datos sobre la parte
oriental del estudio ssmico varia de regular a baja calidad.Las
conclusin de GCA son similares al reporte de YPFB Informe Margarita
Volumen Interpretacin Ssmica 3D.6.5. LINEA ECHADA
6.6. SECCION ESTRUCTURAL
6.7. EVALUCION DE CORRELACION DE LOS POZOS
6.8. EVALUACION DE MAPAS ESTRUCTURALES Mapas estructurales
entregados por YPFB Los registros de pozos (mbnm/subsea) se adapta
la estructura de los mapas, sin embargo los valores de los
registros no se muestran en los mapas. Intervalos de contornos es
de 200 metros. Mapas estructurales por Ryder Scott (RS) Los
registros de pozos (mbnm/subsea) se adapta a la estructura de los
mapas, y los valores de los registros se muestran en los mapas con
los topes de la formacin Huamampampa +/- 10m de los mapas
entregados por YPFB. Intervalo de contornos es de 100metros. Los
mapas estructurales de RS son muy similares a los mapa entregados
por YPFB. Estos mapas de estructura (RS/YPFB) se basan en los datos
ssmicos aceptables y son una representacin razonable de la
estructura de la formacin Huamampampa en Margarita-Huaycaya.6.9.
EVALUACION DE CONTACTOS DE FLUIDOS 1P: Nivel ms bajo conocido de
gas (LKG, confirmado por pruebas de pozos). 2P: Estimacin del
contacto gas-agua de mas probable. 3P: Estimacin del contacto
gas-agua optimista.
Ryder Scott: Bloque de falla H1a Contacto 2P: Para la formacin
Huamampampa, el gradiente del agua de la formacin Icla en H1b, pozo
MGR-X3, se extrapolo al gradiente de gas en este bloque fallado
(H1a) en el pozo MGR-X1. Contacto 3P: Se utilizo la altura de la
columna de gas del bloque H1b. Ryder Scott: Bloque de falla H1b
Contacto 2P: para la formacin Huamampampa, el gradiente del agua
obtenida de la formacin Icla en el MGR-X3, se extrapolo al
gradiente de gas en la formacin Huamampampa obtenido a partir de
MGR-X3 y MGR-X4. Contacto 3P: La formacin Huamampampa fue aprobada
en el MGR-X2 con flujo de gas (502 MPCD) y el agua de formacin
(3100 bwpd). El contacto fue tomado cerca de la base la fonacin
Huamampampa en el MGR-X2. Ryder Scott: Bloque de falla H2 Contacto
2P: para la formacin Huamampampa, el gradiente de agua de la
formacin Icla en H1b, pozo MGR-X3, se extrapolo al gradiente de gas
en este bloque fallado (F2). Contacto 3P: Se utilizo la altura de
la columna de gas del bloque H1b.6.10. EVALUACION DEL VOLUMEN BRUTO
DE LA ROCAGCA esta analizando los volmenes de rocas (VBRs)
certificados por Ryder Scott obtenidos de la combinacin de sus
mapas estructurales y contactos agua-gas; GCA tiene planificado
revisar estos volmenes por medio del modelo esttico en Petrel.6.11.
EVALUACION DE DATOS PETROFISICOS Porosidad Saturacin del agua
Relacin espesor neto bruto (net togross ratios)
Ryder Scott uso diferentes parmetros petrofsicos para el
reservorio H1b. En la interpretacin observamos un cambio abrupto de
propiedades petrofsicas en el limite entre los bloques margarita
Huaycaya.
6.12. MUESTRAS DE FLUIDOS/CROMATOGRAFIAEstudios de muestras de
fluidos de los pozos MGR-X1, MGR-X3, MGR-X4 y HCY-X1.Cromatografa
de fluidos recombinados.
6.13. EVALUACION DE PRESION ESTATICA Y GRADIENTESRevisin de las
muestras de presin DST, XPT y MDT. HCY-X1D DST HCY-X1 MDT MGR-X4
DST MGR-X3 DST-1 MGR-X3 MDT (+Formacion Icla) MGR-X2 DST-1
7. CONCLUSION Podemos concluir de que para poder leer e
interpretar un registro de pozos se debe tener los conocimientos
tericos necesarios de porosidad, permeabilidad y saturacin. Como
tambin se debe conocer todo sobre un reservorio y los tipos de
formaciones que puedan existir. Se debe tomar en cuenta que los
datos del registro deben estar precisos y entendibles.8.
BIBLIOGRAFIA Fundamentals and Practical Approach to formation
evaluation. James D. Gittins
http:/hcbcdn.hihidrocarburosbol.netdnacdn.com/downloads/gaffney/informe%20final%20reservorios%20compartidos.pdf
http:/hcbcdn.hihidrocarburosbol.netdna-cdn.com/downloads/conectividad
9. ANEXOS
FIGURA1.- UBICACIN DEL CAMPO HUACAYA
FIGURA 2.- UBICACIN DE LOS POZOS
FIGURA 3.- UBICACIN DEL CAMPO REGISTROS DE POZOS19
