UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA EQUINOCCIAL

FACULTAD DE CIENCIAS DE LA INGENIERÍA E INDUSTRIAS

CARRERA DE INGENIERÍA DE PETRÓLEOS

ANÁLISIS DE LOS RESULTADOS DE PRODUCCIÓN MEDIANTE LA CORRELACIÓN DE UNIDADES DE FLUJO DISTINTAS CON REGISTROS AVANZADOS DINÁMICOS Y

ESTÁTICOS EN EL RESERVORIO HOLLÍN DEL POZO X

TRABAJO PREVIO A LA OBTENCIÓN DEL TÍTULO

DE INGENIERO DE PETRÓLEOS

CHRISTIAN ANDRÉS ZAMORA VILLOTA

DIRECTOR: ING. VÍCTOR PINTO TOSCANO

Quito, noviembre 2017

© Universidad Tecnológica Equinoccial. 2017

Reservados todos los derechos de reproducción

FORMULARIO DE REGISTRO BIBLIOGRÁFICO PROYECTO DE TITULACIÓN

DATOS DE LA OBRA

TITULO:

Análisis de los resultados de producción mediante la correlación de unidades de flujo distintas con registros avanzados dinámicos y estáticos en el reservorio Hollín del pozo X

AUTOR O AUTORES: Christian Zamora Villota FECHA DE ENTREGA DEL PROYECTO DE TITULACIÓN: noviembre, 2017

DIRECTOR DEL PROYECTO DE TITULACIÓN: Ing. Víctor Pinto Toscano

PROGRAMA PREGRADO POSGRADO TITULO POR EL QUE OPTA: Ingeniero de Petróleos

RESUMEN:

Los registros convencionales proporcionan información que tradicionalmente no identifica problemas asociados a entradas de agua en reservorios de petróleo como sucede en Hollín, que presentó diversas unidades de flujo. El objetivo de este trabajo fue analizar los resultados de producción mediante la correlación de unidades de flujo distintas con registros avanzados dinámicos y estáticos en el pozo X del reservorio Hollín. Al correlacionar las propiedades petrofísicas obtenidas por este tipo de registros con herramientas avanzadas NMR se ha

DATOS DE CONTACTO

CÉDULA DE IDENTIDAD: 100338056-3 APELLIDO Y NOMBRES: ZAMORA CHRISTIAN ANDRÉS DIRECCIÓN: BOLIVIA Y AV. UNIVERSITARIA EMAIL: christianza14@hotmail.com TELÉFONO FIJO: (02) 3215602 TELÉFONO MOVIL: 0995700233

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demostrado superioridad en la calidad de datos obtenidos y mayor visibilidad de la realidad del reservorio mediante el análisis de los resultados de producción del pozo de estudio y su correlación con los registros dinámicos PLT, que reprodujeron la producción de fluidos obtenidos a través de la interpretación NMR que además permitió identificar presencia de CO2

y no se vio afectado por mineralogías complejas como fue el caso del Triple Combo en sobreestimar saturaciones de petróleo de hasta el 90%, lo cual permitió la comprensión de los resultados a las condiciones verdaderas en hueco abierto estimando saturaciones más pegadas a la realidad del medio poroso. Los mapas de difusión generados, permitieron identificar con mayor precisión los fluidos contenidos en el reservorio, por lo que los intervalos propuestos luego del estudio fueron 10150’-10155’ (5 pies), 10168’-10174’ (6 pies) y 10194’-10198’ (4 pies), respectivamente, que mostraron zonas potencialmente explotables diferentes a las que se consideraron inicialmente con aportes significativos de agua a la producción (1155,39 BAPD). La distribución de sellos identificados en el reservorio Hollín, simplificaron el trabajo y ampliaron la visión acerca de las entradas de agua, con el fin de evitarlas en futuras intervenciones, también visualizando la capacidad de flujo con el uso del MRIL. Concluyendo que, la correlación de los registros avanzados dinámicos y

estáticos del reservorio Hollín, hicieron posible la determinación de las características petrofísicas de las distintas unidades de flujo por sus diferentes ambientes de depositación con el plano estratigráfico de Lorenz, y permitieron a través de un análisis nodal corroborar el comportamiento predictivo de cada una de ellas, para la recuperación de reservas remanentes en el campo maduro. De manera práctica se ha demostrado la aplicación de este tipo de tecnologías para optimización de la recuperación de los hidrocarburos alojados en los reservorios de la Cuenca Oriente del Ecuador, se redujo la incertidumbre y se demostró precisión.

PALABRAS CLAVES: Registros eléctricos convencionales, avanzados, dinámicos, reservorio Hollín.

ABSTRACT:

Conventional logging provides information that traditionally does not identify problems associated with water inflows in oil reservoirs as in the case of Hollin, which presented several flow units. The objective of this work was to analyze the production results by correlating different flow units with advanced dynamic and static logs in well X of Hollin reservoir. By correlating petrophysical properties obtained by this type of logs with advanced NMR tools, it has shown the superiority in the quality of data obtained and greater visibility into the reality of the reservoir through the analysis of production results of the study well and its correlation with dynamic logs PLT, which reproduced the production of fluids obtained through the NMR interpretation that also

allowed to identify presence of CO2 and was not affected by complex mineralogies as was the case of the Triple Combo in overestimating oil saturations of up to 90%, which allowed the understanding of results to the true conditions open hole estimating saturations more attached to the reality of the porous medium. The generated diffusion maps, allowed to identify with greater precision the fluids contained in the reservoir, so the proposed intervals after the study were 10150'-10155' (5 feet), 10168'-10174' (6 feet) and 10194'-10198' (4 feet), respectively, which showed different potentially exploitable areas different from those that were initially considered with significant contributions of water inputs to production (1155,39 BWPD). The distribution of seals identified in Hollin reservoir, simplified the work and expanded the vision about the water inlets, in order to avoid them in future interventions, adding the flow capacity visualization by the use of MRIL tool. Concluding, the correlation of advanced dynamic and static logging of Hollin reservoir, made possible the determination of petrophysical characteristics of the different flow units by their different deposition environments with the Lorenz stratigraphic plane, and allowed through a nodal analysis corroborate the predictive behavior of each of them, for the recovery of residual reserves in the mature field. In a practical way, it has been shown the application of this type of technologies to optimize the recovery of the hydrocarbons stored in the

DEDICATORIA

Este trabajo está dedicado con infinito amor a mi Dios, y a cada uno de los ángeles que él puso en mi vida (mi familia):

Galo, mi padre a quien admiro mucho, quien con su amor, ejemplo y esfuerzo supo educar, corregir, ayudar, aconsejar siempre de la mejor manera, con las mejores palabras y con los mejores actos.

Consuelo, mi madre, quien siempre me esperó en casa, luego de las ajetreadas semanas en la Universidad, donde finalmente encontraba descanso.

A mis hermanos Andre y Said y a mi reciente sobrino Naún. A mis abuelitos quienes estuvieron presentes cuando apenas empecé esta meta, pero se adelantaron, y en vida, a mi abuelita María Elina.

A un amigo muy especial que se encuentra muy lejos, Andrés Chavarrea, querido amigo, este logro es de los 2.

Andrés Melo (broster), a ti que has demostrado una amistad sincera y duradera.

Y, para no alargar las cosas, a todos quienes han ocupado una parte muy importante en mi corazón, y han sabido interpretar el rol de amigo adecuadamente, ustedes saben a quién me refiero.

Es por ello que este trabajo, está dirigido a ustedes con mucho amor y dedicación, desde el primer día.

AGRADECIMIENTOS

A la empresa Halliburton Latin America, la cual me abrió las puertas en 3 ocasiones este año. Un agradecimiento muy especial a Carlos Suárez, por permitirme realizar este trabajo con la línea de servicios Wireline & Perforating, a mi tutor Xavier Ramírez, y quien fue mi soporte y gran ayuda estos meses, Jeimmy Fuerte.

A la UTE, la mejor Universidad de Petróleos del país y a cada uno de los docentes que me guiaron durante esta travesía, con sus experiencias, consejos y por todas esas giras inolvidables, gracias a la carrera de Petróleos que me llevó al Oriente por primera vez y a muchas de las instalaciones en todo el país para mi formación. Agradezco la flexibilidad de muchos docentes, y de los horarios que me permitieron ir más allá, desarrollarme profesionalmente y principalmente avanzar a pasos agigantados, mil gracias.

A mi principal motor, mi familia… todos y cada uno de mis sueños van encaminados hacia ellos, yo no soy nadie sin ustedes. La vida es demasiado corta como para llegar a descubrir la manera más adecuada para expresar mi agradecimiento y amor hacia ustedes.

Gracias, gracias, gracias Señor por llegar a mi vida, por las bendiciones de todos los días y por enseñarme que lo aparentemente imposible con fe, se resume a posible.

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ÍNDICE DE CONTENIDOS PÁGINA

RESUMEN 1 ABSTRACT 2 1. INTRODUCCIÓN 3 1.1. OBJETIVOS DEL PROYECTO 16

1.1.1. OBJETIVO GENERAL 16

1.1.2. OBJETIVOS ESPECÍFICOS 16

2. METODOLOGÍA 16

2.1. DETERMINACIÓN DE UNIDADES DE FLUJO DISTINTAS EN EL

RESERVORIO HOLLÍN 16

2.2. DEFINIR LOS REGISTROS A UTILIZAR 16

2.3. INTERPRETACIÓN DE LOS REGISTROS EN EL POZO X,

LOCALIZADO EN EL RESERVORIO HOLLÍN 17

2.3.1. TRIPLE COMBO 17

2.3.2. RESONANCIA MAGNÉTICA NUCLEAR (NMR) 19

2.3.3. REGISTRO DE PRODUCCIÓN (PLT) 21

2.4. CORRELACIÓN DE LOS REGISTROS ESTÁTICOS 22

2.5. CORRELACIÓN DE REGISTROS ESTÁTICOS Y DINÁMICOS 22

2.6. ANÁLISIS NODAL DE LOS RESULTADOS DE PRODUCCIÓN 22

3. RESULTADOS Y DISCUSIÓN 24

3.1. DESCRIPCIÓN GEOLÓGICA DEL RESERVORIO HOLLÍN 24

3.1.1. EVALUACIÓN DEL POZO TIPO EN HOLLÍN - CASO REAL

DE ESTUDIO 25

3.2. REGISTROS ESTÁTICOS CONVENCIONALES A HUECO

ABIERTO 27

3.2.1. EVALUACIÓN DEL TRIPLE COMBO 28

3.2.1.1. Pista 1 (Gamma Ray, SP) 29

3.2.1.2. Pista 2 (Densidad, Porosidad, Factor Fotoeléctrico) 30

3.2.1.3. Pista 3 (Resistividades: Laterolog dual y

Microresistivas) 31

3.2.1.4. Pista 4 (saturación de petróleo) 32

ii

PÁGINA

3.2.1.5. Pista 5 (volúmenes de arenisca y arcilla) 32

3.2.2. EVALUACIÓN DEL MRIL 32

3.2.3. EVALUACIÓN DEL PLT Y RESULTADOS 37

3.2.3.1. Análisis de flujo fraccional del reservorio Hollín 39

3.2.4. CORRELACIÓN DE RESULTADOS ESTÁTICOS DEL NMR

CON LOS REGISTROS DINÁMICOS 40

3.2.5. POROSIDAD VS PERMEABILIDAD – MRIL VS TRIPLE

COMBO 41

3.2.6. ANÁLISIS NODAL: SENSIBILIDADES “K” Y EVALUACIÓN

DE RESULTADOS DE PRODUCCIÓN 44

4. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES 46

4.1. CONCLUSIONES 46

4.2. RECOMENDACIONES 48

5. BIBLIOGRAFÍA 46

6. ANEXOS 56

iii

ÍNDICE DE TABLAS

PÁGINA

Tabla 1. Frecuencias de la Herramienta MRIL-XL de Halliburton 12

Tabla 2. Calidad del crudo y contenido de azufre en campos con el

reservorio Hollín 24

Tabla 3. Identificación de las curvas del Registro Triple Combo 28

Tabla 4. Comparación de la densidad aparente medida por la herramienta

de densidad de la formación con la densidad aparente actual

para mineralogías y fluidos comunes 30

Tabla 5. Propiedades NMR de fluidos de reservorio 33

Tabla 6. Identificación de las curvas del registro NMR 33 Tabla 7. Producción medida por el PLT en el pozo tipo 38

iv

ÍNDICE DE FIGURAS PÁGINA

Figura 1. Esquema paleo geográfico de los miembros: Hollín Principal, y

Hollín Superior-Lutita Napo Inferior 6

Figura 2. Columna estratigráfica de la cuenca Oriente, secuencia

cronológica y sus procesos petroleros 7

Figura 3. Respuesta -típica del Gamma Ray en rocas sedimentarias 8

Figura 4. Esquemas de la trayectoria actual de Laterolog 9

Figura 5. Configuración de la herramienta de densidad 10

Figura 6. Herramienta típica de neutrón 11

Figura 7. Familia de herramientas MRIL de Wireline: en la izquierda MRIL-

Prime, en la derecha MRIL-XL (en pozo grande) 12

Figura 8. Valores cualitativos típicos de T1, T2, y D para diferentes tipos de

fluidos y tamaños porales de rocas 13

Figura 9. BHA de un registro de producción (PLT) 15

Figura 10. Ambientes deposicionales del reservorio Hollín 26

Figura 11. Unidades de Flujo distintas del pozo tipo, de acuerdo al plano

estratigráfico de Lorenz modificado 27

Figura 12. Triple Combo del pozo tipo 29

Figura 13. Registro NMR del pozo tipo – Hollín Marino Glauconítico 34

Figura 14. Registro NMR del pozo tipo – Hollín Mareal 35

Figura 15.Registro PLT del pozo tipo 37

Figura 16. Curvas de permeabilidad relativa del pozo tipo 39

Figura 17. Curva de flujo fraccional del pozo tipo 40

Figura 18. Correlación NMR vs PLT del pozo tipo 41

Figura 19. Correlación MRIL vs Triple Combo del pozo tipo 43

Figura 20. Análisis nodal considerando sensibilidad de reservorio

homogéneo 44

Figura 21. Análisis nodal considerando los resultados de producción 45

v

ÍNDICE DE ANEXOS

PÁGINA

ANEXO 1. Datos reales del MRIL del pozo tipo de porosidad (ɸ) y permeabilidad (k) para determinación de unidades de Flujo distintas 56

1

RESUMEN

Los registros convencionales proporcionan información que

tradicionalmente no identifica problemas asociados a entradas de agua en reservorios de petróleo como sucede en Hollín, que presentó diversas unidades de flujo. El objetivo de este trabajo fue analizar los resultados de producción mediante la correlación de unidades de flujo distintas con registros avanzados dinámicos y estáticos en el pozo X del reservorio Hollín. Al correlacionar las propiedades petrofísicas obtenidas por este tipo de registros con herramientas avanzadas NMR se ha demostrado superioridad en la calidad de datos obtenidos y mayor visibilidad de la realidad del reservorio mediante el análisis de los resultados de producción del pozo de estudio y su correlación con los registros dinámicos PLT, que reprodujeron la producción de fluidos obtenidos a través de la interpretación NMR que además permitió identificar presencia de CO2 y no se vio afectado por mineralogías complejas como fue el caso del Triple Combo en sobreestimar saturaciones de petróleo de hasta el 90%, lo cual permitió la comprensión de los resultados a las condiciones verdaderas en hueco abierto estimando saturaciones más pegadas a la realidad del medio poroso. Los mapas de difusión generados, permitieron identificar con mayor precisión los fluidos contenidos en el reservorio, por lo que los intervalos propuestos luego del estudio fueron 10150’-10155’ (5 pies), 10168’-10174’ (6 pies) y 10194’-10198’ (4 pies), respectivamente, que mostraron zonas potencialmente explotables diferentes a las que se consideraron inicialmente con aportes significativos de agua a la producción (1155,39 BAPD). La distribución de sellos identificados en el reservorio Hollín, simplificaron el trabajo y ampliaron la visión acerca de las entradas de agua, con el fin de evitarlas en futuras intervenciones, también visualizando la capacidad de flujo con el uso del MRIL. Concluyendo que, la correlación de los registros avanzados dinámicos y estáticos del reservorio Hollín, hicieron posible la determinación de las características petrofísicas de las distintas unidades de flujo por sus diferentes ambientes de depositación con el plano estratigráfico de Lorenz, y permitieron a través de un análisis nodal corroborar el comportamiento predictivo de cada una de ellas, para la recuperación de reservas remanentes en el campo maduro. De manera práctica se ha demostrado la aplicación de este tipo de tecnologías para optimización de la recuperación de los hidrocarburos alojados en los reservorios de la Cuenca Oriente del Ecuador, se redujo la incertidumbre y se demostró precisión.

Palabras clave: registros eléctricos convencionales, avanzados, dinámicos, reservorio Hollín.

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ABSTRACT

Conventional logging provides information that traditionally does not identify

problems associated with water inflows in oil reservoirs as in the case of Hollin, which presented several flow units. The objective of this work was to analyze the production results by correlating different flow units with advanced dynamic and static logs in well X of Hollin reservoir. By correlating petrophysical properties obtained by this type of logs with advanced NMR tools, it has shown the superiority in the quality of data obtained and greater visibility into the reality of the reservoir through the analysis of production results of the study well and its correlation with dynamic logs PLT, which reproduced the production of fluids obtained through the NMR interpretation that also allowed to identify presence of CO2 and was not affected by complex mineralogies as was the case of the Triple Combo in overestimating oil saturations of up to 90%, which allowed the understanding of results to the true conditions open hole estimating saturations more attached to the reality of the porous medium. The generated diffusion maps, allowed to identify with greater precision the fluids contained in the reservoir, so the proposed intervals after the study were 10150'-10155' (5 feet), 10168'-10174' (6 feet) and 10194'-10198' (4 feet), respectively, which showed different potentially exploitable areas different from those that were initially considered with significant contributions of water inputs to production (1155,39 BWPD). The distribution of seals identified in Hollin reservoir, simplified the work and expanded the vision about the water inlets, in order to avoid them in future interventions, adding the flow capacity visualization by the use of MRIL tool. Concluding, the correlation of advanced dynamic and static logging of Hollin reservoir, made possible the determination of petrophysical characteristics of the different flow units by their different deposition environments with the Lorenz stratigraphic plane, and allowed through a nodal analysis corroborate the predictive behavior of each of them, for the recovery of residual reserves in the mature field. In a practical way, it has been shown the application of this type of technologies to optimize the recovery of the hydrocarbons stored in the reservoirs of the Orient Basin in Ecuador, uncertainty was reduced and accuracy was demonstrated. Keywords: conventional electrical logs, advanced, dynamic, Hollin reservoir.

1. INTRODUCCIÓN

3

1. INTRODUCCIÓN

Las interpretaciones tradicionales a través del uso de herramientas

convencionales no identifican el problema de entradas de agua causada por los efectos de barrido de la producción de pozos cercanos. Añadiendo a este complejo escenario sobre la identificación de las zonas bypaseadas y la no correlación con los registros convencionales, es la presencia de CO2 que puede ocultar las verdaderas zonas porosas con un posible potencial de reservas restantes que pueden ser estimadas.

Los retos en el desarrollo de la cuenca del Oriente de Ecuador,

específicamente en un campo maduro abordan una serie de variables, estas son:

- Optimizar la recuperación de hidrocarburos - Mineralogía compleja - Presencia de CO2 - Integrar y comprender el comportamiento de los registros a hueco

abierto y de producción con respecto a las condiciones reales del yacimiento

Para una correcta caracterización se debe maximizar la recuperación de

hidrocarburos y reducir la incertidumbre que los registros convencionales no identifican, más aun cuando se evalúan reservorios con diferentes ambientes de depositación y unidades flujo distintas, como el caso particular de Hollín.

Para entender una unidad de flujo, se debe identificar el tipo de roca, que

es un producto del análisis de núcleos y la evaluación de formación. El tipo de roca es depositada bajo condiciones similares experimentadas durante la diagénesis, que como resultados reflejan: una relación de porosidad y permeabilidad, geometría de la porosidad y distribución de tamaño de grano, saturación de agua de una altura por sobre el nivel de agua libre en el reservorio. Para reconocer el ambiente de depositación de los sedimentos es necesario además un análisis de facies, que tiene características específicas de un cuerpo sedimentario que incluye litología, estructuras sedimentarias primarias y secundarias y un carácter diagenético. Una facie de depositación es distintiva de otra por su proceso de formación que permite identificarlo de otro basadas en sus características petrofísicas, una asociación vertical y lateral con patrones geológicos en un amplio rango de ambientes, incluyendo ríos, lagos, mares estuarios y someros, hasta desiertos.

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De acuerdo al modo de depositación de los sedimentos, la textura de sus granos constituye el punto de control más importante de las propiedades del reservorio, sus principales componentes incluyen:

- La distribución del tamaño de grano que gobierna la magnitud de agua

irreducible y la altura de la zona de transición donde la saturación retenida en la roca es proporcional a la presión capilar y controla su sistema de flujo.

- Los sedimentos con buena selección de los granos segregados

naturalmente durante el transporte y depositación, cuya porosidad tiende a ser mayor (desviaciones estándar bajas) que una arenisca pobremente seleccionada (desviaciones estándar altas), porosidades más bajas y gargantas porales indican menor permeabilidad y mayor saturación de agua irreducible.

- El empaque de las rocas para describir el arreglo de los granos en los

sedimentos, así como su matriz y soporte, siendo el empaque romboédrico el más eficiente llevando a una porosidad más baja por su orientación en dirección a los procesos de depositación y su contacto con otros granos, demostrando regiones con mayores continuidades.

- La morfología del grano y la textura de superficie que refleja el

transporte y mineralogía de los sedimentos por su grado de redondez, generalmente es mayor en ambientes de alta energía, cuyas superficies son más suaves y facilitan el flujo de fluidos a través del sistema poroso. De otra forma, se puede describir como la madurez de los granos química y físicamente estables a inestables.

De aquí nace el término de unidades de flujo como una interrelación de la

capacidad de flujo y la capacidad de almacenamiento de la roca. Cada unidad de flujo posee varios tipos de roca estratigráficamente continuas (sucesiones de estratos que muestran conformidades) y pueden tener una relación bien marcada de la geometría de granos con el tipo de roca.

Las unidades de flujo incorporan todos los detalles geológicos

concernientes e información petrofísica disponible de: la porosidad, permeabilidad, capacidad de flujo (kh), distribución del tamaño de poro, presión capilar, relación de permeabilidad vertical y horizontal, saturaciones, estructuras sedimentarias, litología y tamaño de grano. Entonces por medio de las mismas se obtiene información descriptiva del yacimiento así como la variación de sus parámetros, utilizados para predecir el comportamiento de la producción en la recuperación de hidrocarburos (Meza, 2013).

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La cuenca del Oriente de Ecuador ha producido una vasta cantidad de petróleo, desde la perforación del primer pozo (Lago Agrio 1) en el nororiente ecuatoriano el 15 de febrero de 1967. Más de 3000 000 000 barriles de petróleo se han recuperado de los principales reservorios de las formaciones Napo y Hollín (Ecuador, 2007).

Hollín se presenta como una arenisca (blanca), de granulometría gruesa,

formada en un ambiente continental con ciertos elementos marinos hacia el tope, se encuentra en capas de gran grosor y en ocasiones más compactas, intercaladas con formaciones de lutitas. Tiene un espesor máximo en ocasiones comprendido de 200 metros al sur de la Cordillera de Cutucú, el centro de la cuenca y hacia el este de la Cordillera Oriental entre el río Napo y Quijos-Coca; se degrada en dirección al oeste ubicada por el río Pastaza, y se considera que no está presente al noreste de la cuenca (White, 1995).

Hollín Principal tiene tres ambientes de deposición fluviales distintos,

formados luego de un ciclo de erosión de las eras jurásico-paleozoico. Hacia la base, sobre la superficie de pre-Hollín se interpretan como relleno de valles, por medio de deposiciones fluviales. Sobre esta, se encuentra Hollín Principal con secuencias de depósitos de ríos de llanuras aluviales hacia el oeste por la extensión de la región. Conforme se avanza al tope de la formación Hollín Principal, existen ambientes influenciados por mareas las cuales cubren las facies basales (playa-deltáico-estuarinas), a partir de la cual se pierde el sistema fluvial total (Baby, 2004).

Gradualmente, aparecen sistemas de sedimentación transgresivos por

disgregación in situ de oeste a este, donde se demuestran los efectos de un ascenso del nivel marino representativo de Hollín Superior. La deposición de la división restante del ciclo Hollín-Napo, corresponde a una sucesión de calizas T, calcarenitas, arenas verdes y lutitas marinas, que forman parte de este sistema (Figura1).

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Figura 1. Esquema paleo geográfico de los miembros: Hollín Principal, y Hollín Superior-Lutita Napo Inferior

(Barragán, 2004)

Hollín, perteneciente al Aptiano-Albiano medio, constituye uno de los reservorios con mayor productividad de la cuenca. Está compuesta por areniscas cuarzosas limpias en sus partes inferiores, con índices muy bajos de feldespatos. Hacia arriba, cuenta con unidades estratigráficas relacionadas a ambientes depositacionales marinos areno-limosos que cambian progresivamente a sedimentologías arcosas-glauconíticas y carbonatadas (Barragán, 2004).

En la Figura 2, se encuentra la columna estratigráfica donde se encuentra el reservorio de caso de estudio Hollín, de edad cretácica.

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Figura 2. Columna estratigráfica de la cuenca Oriente, secuencia cronológica y sus

procesos petroleros (Baby, 2004)

La interpretación de registros convencionales ó Triple Combo, consiste

generalmente de un conjunto herramientas, con diferentes principios y aplicaciones desde la adquisición hasta la interpretación de los datos, representados gráficamente en curvas particulares de cada registro para definir diferentes propiedades petrofísicas de un reservorio en los pozos de petróleo y gas. En el caso del Gamma Ray (GR), la mayor parte de la actividad de rayos gamma deriva de los minerales de arcilla (PetroSkills, 2010).

El material radiactivo natural más común, Potasio con un componente

atómico peso de 40 se encuentra generalmente en lutitas y arcillas, y se encuentra raramente en areniscas limpias o calizas.

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Además, el Torio, y en menor medida, el Uranio, y sus elementos hijos son también se encuentran frecuentemente en las lutitas. En general, las lutitas son naturalmente radiactivas, mientras que las porosas y permeables no lo son. Hay algunas excepciones notables. Sin embargo, el GR es un detector de lutitas útil, y es el indicador cuantitativo de lutitas más utilizado.

Figura 3. Respuesta -típica del Gamma Ray en rocas sedimentarias

(PetroSkills, 2010)

En cuanto a la resistividad, la mayoría de las matrices de roca son aisladores eléctricos; es decir, la propia matriz de roca tiene resistividad infinita. Pero las rocas sedimentarias son a menudo porosas, y los poros suelen ser permeables. Si el agua contiene sales solubles, será conductivo, y la roca como un todo entonces exhibe una conductividad que es una función de la porosidad, la conductividad del agua, y la forma en que los poros están interconectados (PetroSkills, 2010).

Sin embargo, a diferencia del agua salina, los hidrocarburos son aislantes.

Si parte del agua en una roca porosa se sustituye por hidrocarburos la conductividad de esa roca será menor, es decir, la resistividad será mayor que

9

si fuese enteramente acuífero. Por lo tanto, la resistividad de una roca se puede utilizar para identificar la presencia de hidrocarburos. De hecho, la resistividad eléctrica es el parámetro físico más sensible que se puede encontrar para distinguir entre agua salada e hidrocarburos. El análisis logarítmico sirve para determinar la resistividad en parte de la roca alejada del pozo que no se ve afectada por la invasión de lodo de perforación; y luego relacionar esta resistividad con la saturación de agua (y por lo tanto de hidrocarburo) en el espacio poroso.

De acuerdo al reservorio de estudio, la resistividad utilizada es de tipo Dual

Laterolog por sus bajas salinidades, que utiliza métodos enfocados cuidadosamente para el diseño de electrodos de la corriente de medición en una hoja horizontal de pre-determinado espesor (Figura 4). La resistividad resultante de la medición es restringido a una sección vertical corta, y prácticamente no se ve afectada por la resistividad del fluido del pozo (a menos que el fluido sea un aislador eléctrico, es decir, lodo base aceite o aire) (Doll, 1950).

Figura 4. Esquemas de la trayectoria actual de Laterolog

(Schlumberger, 2003)

El registro de densidad, se encarga de medir la densidad aparente de la formación. Su uso principal es derivar un valor para obtener una porosidad total. Además es apropiado para la detección de formaciones de gas así como la identificación de evaporitas.

Formaciones con elevadas densidades aparentes, se deben a una elevada densidad de electrones, en consecuencia una tasa de conteo de rayos gamma baja se registra en los sensores. Formaciones con bajas densidades aparentes, se deben a una densidad menor de electrones, en este caso una tasa de conteo de rayos gamma más alta es grabada en los sensores. Para ambos casos, se describe la densidad de electrones mediante ne (densidad numérica de electrones). En sustancias puras, la densidad numérica se

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relaciona con la densidad aparente, dada por el número de Avogadro (N ≈ 6,02 × 1023) (Lizarazo, 2012).

La densidad aparente en las rocas depende de los minerales sólidos que las componen, propiedades inherentes de porosidad y densidad de fluidos contenidos en esa porosidad, que se pueden determinar por, la herramienta de densidad de formación. Ayuda también a detectar fluidos bajos en densidad (gases), y a la identificación litológica.

Las herramientas más modernas (densidad de formación compensada)

tienen dos detectores para ayudar a compensar el problema de las herramientas anteriores que no podían compensar la torta de lodo de diferentes grosores y densidades a través de las cuales los rayos gamma tienen que pasar, porque sólo medían con un detector.

Figura 5. Configuración de la herramienta de densidad

(Glover, 2000)

Por otra parte, el registro de neutrones es sensible principalmente a la cantidad de átomos de hidrógeno en las formaciones. Su uso primordial es la determinación de la porosidad en los reservorios compuestos de areniscas.

El funcionamiento de la herramienta radica en bombardear la formación con

neutrones de energía potencialmente alta. A continuación, los neutrones se dispersan en la cara del pozo, donde pierden energía y producen radiación. Esta dispersión resulta más eficiente en fluidos compuestos de hidrógeno. La baja energía resultante de los neutrones o los rayos gamma y su tasa de recuento está relacionada con la cantidad de átomos de hidrógeno presentes. Formaciones con abundantes átomos de hidrógeno, presentan características donde los neutrones son ralentizados y asimilados muy rápidamente en profundidades cortas (Glover, 2000).

11

Figura 6. Herramienta típica de neutrón

(Glover, 2000)

Los neutrones inicialmente rápidos (>0,5 MeV) pierden rápidamente su energía y se vuelven más lentos (Figura 5), estos pasan a través de diferentes fases: neutrones intermedios (102 a 105 eV), neutrones epitermales (0,1 a 100 eV), y los neutrones termales (<0,1 eV). El registro más comúnmente usado hoy se denomina registro de Neutrón Compensado (Bateman, 1985).

Es necesaria la aplicación de nuevos servicios para ayudar a definir lo que hay en un espacio de poroso con la tecnología de resonancia magnética nuclear NMR, que identifica este problema así como la calidad del reservorio, la heterogeneidad vertical y su efecto sobre las entradas de agua. Esto dependerá exclusivamente de la calidad del yacimiento relacionada con la capacidad de flujo como la permeabilidad y la distribución de sellos desarrollados. A esto se suma importancia definir un método independiente de la matriz de la roca para medir la porosidad total y diferenciar la tipificación de fluidos para dar una estimación de la producción del reservorio.

El principio NMR, utilizado para analizar los fluidos mantenidos en los espacios porosos de rocas reservorio, consiste en que el centro de una herramienta MRIL, un imán permanente produce un campo magnético que magnetiza materiales de formación. Una antena que rodea a este imán transmite en la formación precisamente ráfagas temporizadas de energía de radiofrecuencia en forma de un campo magnético oscilante. Entre estos

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pulsos, la antena se utiliza para medir la señal de eco en descomposición de aquellos protones de hidrógeno que están en resonancia con el campo desde el imán permanente (Halliburton, 1999).

Figura 7. Familia de herramientas MRIL de Wireline: en la izquierda MRIL-Prime, en la

derecha MRIL-XL (en pozo grande) (Halliburton, 2017)

La MRIL-Prime puede ser operada a nueve frecuencias separadas. El uso

de múltiples frecuencias permite obtener información independiente para múltiples cilindros concéntricos, mejorando así la relación señal/ruido, permitiendo un registro más rápido, y diferentes secuencias de sincronización de impulsos para la adquisición de datos complejos.

Tabla 1 . Frecuencias de la Herramienta MRIL-XL de Halliburton POSICIÓN DE

VOLUMEN DIÁMETRO DE

INVESTIGACIÓN (in) FRECUENCIA

(KhZ) GRADIENTE (gauss/cm)

Interior 2,5 500 8,0 Medio 3,0 450 6,6

Extremo 4,0 400 5,3 (Halliburton, 2017)

Debido a que sólo los líquidos son visibles en el MRI, la porosidad medida

por una herramienta MRIL no contiene contribución de los materiales de la matriz y no necesita ser calibrado a la litología de la formación. Esta

13

característica de respuesta hace que una herramienta MRIL sea fundamentalmente diferente de las herramientas de registros convencionales: el neutrón convencional, la densidad aparente y el tiempo de viaje acústico de las herramientas de registro de porosidad; que están influenciadas por todos los componentes de una roca reservorio, debido a que suelen tener más estructura de roca que espacio lleno de fluido, estas herramientas tienden a ser mucho más sensibles a los materiales de la matriz que a los fluidos porosos (Halliburton, 1999).

Figura 8. Valores cualitativos típicos de T1, T2, y D para diferentes tipos de fluidos y

tamaños porales de rocas (Halliburton, 1999)

En base a las características de las señales de los fluidos en reservorios

porosos, se pueden identificar y cuantificar los tipos de hidrocarburos presentes.

Las herramientas MRIL pueden proporcionar tres tipos de información, cada una de las cuales hace que estas herramientas sean únicas entre los dispositivos de registros:

(i) Información sobre las cantidades de fluidos en la roca (ii) Información sobre las propiedades de estos fluidos (iii) Información sobre los tamaños de los poros que contienen estos fluidos

El componente de roca sólida está compuesto por minerales arcillosos y no arcillosos, y el componente de fluido poral está compuesto por agua (agua asociada con la arcilla, agua irreductible por capilaridad, agua movible) e hidrocarburos (gas, petróleo liviano, petróleo de viscosidad mediana, y petróleo pesado). Los datos del MRIL hacen posible que se puedan distinguir en la zonas investigadas a los fluidos gracias a: tiempos de relajamiento (T1 y

14

T2), difusividad (D), que es una medida del grado en que las moléculas se mueven al azar en el fluido, entre otras propiedades (Halliburton, 1999).

Se han realizado evaluaciones petrofísicas utilizando registros

convencionales y avanzados, en los cuales se comparan los resultados con registros dinámicos de producción, en ellos se ha demostrado que la evaluación por NMR es más precisa que las evaluaciones convencionales.

Mientras que la mayoría de registros se utilizan para caracterizar el pozo,

la formación y los fluidos antes de la terminación del pozo, una serie de herramientas de registro están disponibles para proporcionar información durante las operaciones de producción.

Los registros de producción (PLT) se utilizan principalmente para medir el

comportamiento de los pozos productores, proporcionando un diagnóstico sobre las zonas en donde los fluidos (agua, gas y petróleo) están entrando al pozo, tal como proporcionar información crucial para comprender y resolver problemas. El registro de producción es una medida de varios parámetros del fluido en una formación que incluyen la obtención de información acerca del movimiento de fluidos dentro y cerca de la pared del pozo, temperatura, densidad de los fluidos, monitoreo de cemento, monitoreo de corrosión, monitoreo de contactos de fluido de formación y saturaciones, eficiencia de las perforaciones (cañoneo), asentamiento de tapones y empaquetadores, presiones, etc., sin embargo sólo las señales de flujo y densidad proporcionan una medida cuantitativa del análisis de registros; mientras que los datos de temperatura y presión se utilizan cualitativamente para la determinación de propiedades en sitio del fluido como localizar zonas de entrada de fluidos al pozo (Madrid, 2016).

El registro normalmente es corrido en condiciones dinámicas en donde

fluyen mezclas de líquidos y gases. Se utiliza para mostrar puntos de entrada en flujos de trifásicos. Los registros de producción se utilizan para medir la producción zona por zona y también para diagnosticar problemas de producción tales como fugas o flujo cruzado. Estas tareas se clasifican entre aquellas en las que la producción objetivo es dentro o fuera del pozo y aquellas en las que el flujo nunca entra en el pozo, normalmente fluye detrás de la tubería. El primero es generalmente más fácil y más cuantitativo, mientras que el segundo es más cualitativo (SPE, 2017).

15

Figura 9. BHA de un registro de producción (PLT)

(Madrid, 2016)

Además existe una posibilidad de comparar el registro dinámico frente a los resultados del registro estático respaldando la credibilidad de la NMR, demostrando superioridad y mayor precisión sobre los registros convencionales siendo mejor aplicación técnica para la recuperación y optimización de reservas remanentes en campos maduros.

Para la optimización de la producción del reservorio, el análisis de

presiones es fundamental a lo largo del camino del fluido en distintos puntos del sistema, para lo cual es necesario realizar un análisis nodal tomando en consideración la ley de Darcy como medida de la permeabilidad, que involucra caudal, viscosidad, área de sección transversal al flujo (área de drenaje) y un drawdown (diferencial de presión) en condiciones dinámicas de flujo en un medio poroso homogéneo saturado. Para cada unidad de flujo las condiciones de presión estática varían tanto como su presión promedio por sus límites de volumen permeable de la roca. El caudal de producción en relación con la presión dinámica de fondo definen el IPR (curva de comportamiento del pozo bbl/psi) que de acuerdo a la composición del fluido del reservorio y su comportamiento en condiciones de flujo determinarán la forma de la curva de la tasa de producción.

16

1.1. OBJETIVOS DEL PROYECTO 1.1.1. OBJETIVO GENERAL

Analizar los resultados de producción de fluidos mediante la correlación de

unidades de flujo distintas con registros avanzados dinámicos y estáticos en el pozo X del reservorio Hollín

1.1.2. OBJETIVOS ESPECÍFICOS

- Reconocer la calidad del reservorio y los tipos de fluidos móviles y no

movibles mediante la aplicación de la resonancia magnética nuclear

- Demostrar el mayor grado de exactitud de la información proveniente de registros avanzados NMR con respecto a registros convencionales en el pozo X del reservorio Hollín

- Identificar mediante la interpretación avanzada de registros las distintas

unidades de flujo en el reservorio Hollín y su respuesta en producción mediante un análisis nodal

2. METODOLOGÍA

16

2. METODOLOGÍA

Este estudio fue de tipo experimental apoyado por una investigación

bibliográfica y de cálculos en Microsoft Excel. El tema se lo desarrolló de manera íntegra en la empresa Halliburton Latin America. Este proyecto comprende la descripción, formulación, análisis, e interpretación de datos de la correlación de resultados de registros convencionales, avanzados y dinámicos en distintas unidades de flujo del reservorio Hollín, en la cuenca Oriente del Ecuador. 2.1. DETERMINACIÓN DE UNIDADES DE FLUJO DISTINTAS

EN EL RESERVORIO HOLLÍN

Primero se realizó la descripción geológica del reservorio Hollín y su ubicación en los diferentes campos de petróleo del Ecuador. A partir de ello, con los datos reales de la herramienta MRIL del pozo tipo proporcionados por Halliburton Latin America, se generó una tabla (Ver Anexo 1) con la cual se obtuvo un Plano estratigráfico de Lorenz (modificado) donde sus principales variables, tomadas en consideración fueron la porosidad y permeabilidad a lo largo de la trayectoria de estudio cada 0,25 pies. En esta constan cálculos de capacidad de flujo, capacidad de almacenamiento, sus acumulados y sus fracciones correspondientes. La curva generada, proporciona al intérprete una idea de donde existen cambios significativos en la trayectoria de la misma, debido a la existencia de una barrera natural, o un cambio referente a una unidad de flujo distinta por efecto de cambios en sus propiedades petrofísicas, que influye directamente con la producción del pozo. 2.2. DEFINIR LOS REGISTROS A UTILIZAR

Para este estudio fueron 2 grupos de registros los necesarios para alcanzar

los objetivos propuestos: estáticos y dinámicos. Como registros estáticos se utilizaron los convencionales (Triple Combo) y el NMR (avanzado); por otra parte para la evaluación fue necesario el registro dinámico de producción PLT. Para cada uno de los registros establecidos, fue necesaria la adquisición de datos de campo, en las zonas de interés.

17

2.3. INTERPRETACIÓN DE LOS REGISTROS EN EL POZO X, LOCALIZADO EN EL RESERVORIO HOLLÍN

La interpretación se llevó a cabo en orden por cada uno de los registros

establecidos en puntos anteriores, dentro de los cuales se realizó una interpretación por cada pista individualmente para un mejor entendimiento de la petrofísica y las condiciones más precisas en las cuales se encuentra el pozo. 2.3.1. TRIPLE COMBO

Las curvas tomadas en cuenta para esta interpretación fueron:

- Gamma Ray, donde principalmente se observaron cambios litológicos de acuerdo a la profundidad, identificación de posibles reservorios y sellos para la división de intervalos, por variación de minerales y volumen de arcilla.

- Resistividad, para analizar los fluidos encontrados en los reservorios de areniscas, determinar la profundidad promedio del contacto agua petróleo y valores altos de resistividades para la localización de hidrocarburos, así como una correlación litológica.

- Densidad, para la determinación de la misma fue necesario el uso

de las ecuaciones tomadas del libro de Glover Paul (2000) “Registro de densidad de formación”, Inglaterra:

La densidad del número de electrones:

bANZ = ne [1]

Donde: ne = Número de electrones por unidad volumen (electrones/cm3) N = Número de Avogadro (≈ 6,02 × 1023) Z = Número atómico (adimensional) A = Peso atómico (g/mol) ρb = La densidad aparente del material (g/cm3)

18

La densidad de números efectiva ρe:

bA2Z = e [2]

Donde: ρe = Densidad de números efectiva (2ne /N) Z = Es el número atómico promedio A = Es la masa atómica promedia ρb = La densidad aparente del material (g/cm3)

Densidad aparente de formación:

fma)-(1= b [3]

Cuando se resuelve para la porosidad:

fma

bma= [4]

Donde: ρb = Densidad aparente de la formación ρma = Densidad de la matriz de la roca ρf = Densidad de los fluidos que ocupan la porosidad ɸ = Porosidad de la roca

Densidad del fluido, corregida a condiciones de temperatura del pozo:

)1(= f xohcxomf SS [5]

Donde: Sxo = Saturación del filtrado de lodo en la zona invadida ρmf = Densidad del filtrado de lodo ρhc = Densidad del hidrocarburo ρf = Densidad del fluido

19

- Neutrón, donde su uso primordial es la determinación de la porosidad en los reservorios compuestos de areniscas con la interacción de los Hidrógenos presentes en los fluidos de la misma y junto a la curva de densidad para la identificación litológica.

2.3.2. RESONANCIA MAGNÉTICA NUCLEAR (NMR)

El uso de este registro independiente de la matriz de la roca, permitió determinar porosidades verdaderas, una tipificación adecuada de los fluidos en el reservorio Hollín y fueron los datos adquiridos por la herramienta los utilizados en la determinación de las unidades de flujo distintas (Ver Anexo 1). Se utilizaron ecuaciones que pertenecen al libro de Halliburton (1999) “Registros eléctricos RMN: Principios y Aplicaciones”, Houston.

Magnetización dada por la ley de Curie:

02

22

0 )4(3)1( B

kTIIhNM [6]

Donde: M0 = Momento magnético neto N = Núcleos por unidad de volumen

= Relación giromagnética, para el hidrógeno, /2 = 42,58 MHz/tesla k = Constante de Boltzman T = Temperatura absoluta (Kelvin) h = Constante de Planck I = Número cuántico de momentos rotacionales del núcleo B0 = Dirección del campo estático

Porosidad de los fluidos en una zona investigada:

)1(

)1()1(

1/

1/

1/

o

w

TTWoo

gTTWgg

TTWww

eHIS

eHIS

eHISMRIL

[7]

Donde: ɸMRIL = Porosidad medida por el MRIL HIw,g,o = Índice de Hidrógeno del agua, gas o petróleo Sw,g,p = Saturación del agua, gas o petróleo TW = Tiempo de polarización

20

Modelo de Coates:

22

BVIMFFI

CMPHIk [8]

Donde:

k = Permeabilidad de la formación C = Constante que depende de la formación MPHI = Porosidad efectiva MFFI = Índice de fluido libre BVI = Volumen de agua irreductible

Modelo del T2 promedio:

42

2gmaTk [9] Donde: k = Permeabilidad de la formación ɸ = Porosidad efectiva NMR T2gm = Media geométrica de la distribución de T2

a = Coeficiente que depende de la formación

Modelo de permeabilidad del MRIL (combinado):

ba

BVIMFFI

CMPHIMPERM [10]

Donde:

MPERM = Permeabilidad de la formación MPHI = Porosidad efectiva NMR MFFI = Índice de fluido libre BVI = Volumen de agua irreductible a = Coeficiente que depende de la formación, standard=2 b = Constante de standard=2 C = Constante que depende de la formación, standard=10

21

2.3.3. REGISTRO DE PRODUCCIÓN (PLT)

Los resultados obtenidos a partir de esta evaluación durante la producción proporcionaron datos reales de producción en cada uno de los intervalos intervenidos con el fin de comparar esta información con la de los otros registros utilizados, esta información permitió realizar un análisis nodal donde se tomaron en consideración curvas de flujo fraccional y de permeabilidad relativa para determinar la saturación de los fluidos localizados en el reservorio Hollín. Se utilizaron ecuaciones tomadas del curso de Registros de producción (Parte I), de Madrid Marcelo (2016) “Introducción”.

Número de revoluciones de la hélice del flowmeter:

RPSKVtVf [11] Donde: Vf = Velocidad del fluido Vt = Velocidad hacia arriba/abajo K = Pendiente de la recta de calibración [pies/min/RPS]

Modelo de interpretación de datos simple o bifásico:

VsAYhYhYhQtQh )1( [12]

QhQtQl [13]

Donde: Qh = Tasa de flujo fase pesada Yh = Holdup fase pesada Qt = Tasa de flujo fase liviana Vs = Velocidad de desplazamiento A = Área transversal

Factor de corrección de la velocidad promedio:

CVfVpromedio [14]

22

Donde: Vf = Velocidad del fluido de una línea en zona de calibración C = Factor de corrección del perfil de velocidad en función del

número de Reynolds (0,83) Vpromedio = Velocidad promedio

Cálculo del Caudal, una vez obtenida la velocidad del fluido:

ACVfQ [15]

Donde: Q = Tasa de flujo A = Área de flujo

2.4. CORRELACIÓN DE LOS REGISTROS ESTÁTICOS

Mediante la interpretación previa del Triple combo y del NMR se realizó una correlación para adquirir y proporcionar información complementaria la cual permitió hacer una evaluación más acertada en la obtención de los resultados para establecer conclusiones cercanas a la realidad productiva del pozo.

2.5. CORRELACIÓN DE REGISTROS ESTÁTICOS Y

DINÁMICOS

Los intervalos productores, correlacionados con los registros estáticos avanzados NMR y dinámicos permitieron determinar las saturaciones reales y la efectividad de las herramientas, desde la etapa de evaluación petrofísica hasta la producción del pozo.

2.6. ANÁLISIS NODAL DE LOS RESULTADOS DE

PRODUCCIÓN

Una vez realizada la interpretación del registro de resonancia y el PLT, con los resultados obtenidos se realizó un análisis nodal que incluyó la curva de flujo fraccional para la estimación de producción del porcentaje agua, las curvas de permeabilidad relativa, donde se determinó el promedio de saturación de agua en el medio poroso y la relación de movilidad, también los índices de productividad para cada caso.

3. RESULTADOS Y DISCUSIÓN

24

3. RESULTADOS Y DISCUSIÓN

En esta sección se determinara las unidades de flujo para lo cual es

necesario la descripción geológica del reservorio Hollín.

3.1. DESCRIPCIÓN GEOLÓGICA DEL RESERVORIO HOLLÍN

Hollín es la formación más importante del Oriente ecuatoriano, varios son los campos que actualmente producen de este reservorio en donde se encuentra una variedad de la calidad del crudo producido (°API) y el contenido de azufre (%) detallados en la Tabla 2.

Donde:

Calidad del Crudo Pesado < 20 °API Mediano 20 - 30 °API Liviano > 30 °API

Contenido de Azufre (porcentaje en peso) < 0,50 0,5 - 1,0 1,0 - 2,0 > 2,0

Tabla 2. Calidad del crudo y contenido de azufre en campos con el reservorio Hollín

CAMPO RESERVORIO - TIPO DE CRUDO

CRUDOS-CONTENIDO DE AZUFRE

Bermejo Charapa Lago Agrio Guanta-Dureno Sacha Pucuna Coca-Payamino Culebra-Yulebra Yuca Auca Rumiyacu Cononaco Tiguino Chonta

25

Continuaciónde la Tabla 2 Chonta Sur-Chonta Este Concordia Gacela Indillana Jivino Mono Oso Palo Azul Yuralpa Villano Yuca Sur Pindo Sami Hormiguero Sur Huachito MDC Paraiso Tivacuno Eno

De manera general, se puede establecer que el tipo de crudo en el

reservorio Hollín, tomando en consideración todos los campos donde se tienen registros de producción de crudo, corresponden a: 18% liviano, 70% mediano y 12% pesado, siendo en su mayoría crudo correspondiente a un API mediano entre 20 y 30; mientras tanto el contenido de azufre (porcentaje en peso) en promedio del reservorio es de 24% menor a 0,50, 36% de 0,5 a 1, 28% de 1 a 2 y 12% concentraciones mayores a 2, donde se evidencia una mayoría en el rango de 0,5 a 1 donde muestra propiedades más significativas de un crudo agrio que dulce. 3.1.1. EVALUACIÓN DEL POZO TIPO EN HOLLÍN - CASO REAL DE

ESTUDIO

El análisis del pozo tipo, se encuentra localizado en todo el intervalo del reservorio Hollín. En lo que respecta a los desafíos para la descripción petrofísica de Hollín, se presentan las siguientes:

- Optimización de la recuperación de Hidrocarburos - Empujes de agua de altas presiones y su inter-digitación - Mineralogía compleja - Presencia de CO2

26

De acuerdo a los puntos anteriores, para la comprensión de los mismos en las condiciones actuales, es necesario que se lleve una interpretación por separado de acuerdo al ambiente sedimentario de formación que este reservorio constituye. Son tres las unidades de flujo conformadas por areniscas de la edad Cretácica en la formación Hollín (Figura 10), de las cuales una conforma Hollín Inferior y las otras dos constituyen a Hollín Superior, así:

- Hollín Superior: En la parte superior, tiene un ambiente marino poco

profundo con barras y presencia de glauconita, y, hacia el fondo, tiene influencia de ambiente mareal.

- Hollín Inferior: Es un ambiente de depositación fluvial con predominio de canales fluviales.

Figura 10. Ambientes deposicionales del reservorio Hollín

(Wireline&Peforating, 2017)

De manera complementaria, en Anexo 1, se encuentran 945 datos reales del pozo adquiridos por la herramienta MRIL, con los cuales se identifica de

27

mejor manera cada una de las unidades de flujo de acuerdo a los cambios registrados en su porosidad (ɸ) y permeabilidad, con los cuales se genera el plano estratigráfico de Lorenz (modificado).

Figura 11. Unidades de Flujo distintas del pozo tipo, de acuerdo al plano estratigráfico de

Lorenz modificado

En la Figura 11, se evidencian 5 unidades de flujo distintas (UF) basadas

en la variación de propiedades petrofísicas como porosidad y permeabilidad, así como de propiedades geológicas de facies. En cada cambio de la tendencia de la curva azul, existe un comportamiento diferente respecto a la capacidad de flujo además que este cambio de orientación de la curva, indica la presencia de varias barreras entre las unidades: UF-2 y UF-3, UF-4 y UF-5. 3.2. REGISTROS ESTÁTICOS CONVENCIONALES A HUECO ABIERTO

Para la evaluación de formaciones se abarcan distintas disciplinas, es decir,

un esfuerzo para cubrir todos los posibles métodos de obtención de datos y el análisis de cada uno de ellos, la omisión de alguno podría dejar un trabajo incompleto. Por ello la evaluación puede incluir todo de estudios macroscópicos de una cuenca geológica bajo estudios microscópicos de granos minerales individuales. Una clara idea que se encuentra en medio de los dos extremos mencionados anteriormente son los registros eléctricos en un pozo.

28

De manera práctica, cada método de evaluación de formaciones se apoya en la correlación de pozos y análisis de información que se tenga disponible para que sea posible entender y modelar un yacimiento de forma correcta.

Entre la data que permite evaluar lo anterior se encuentra la sísmica

tomada en un campo, data de registros eléctricos convencionales y avanzados que se pueden correlacionar con data de núcleos, adicionando pruebas de presión, pruebas de producción, análisis nodales que permitirán un entendimiento mucho más amplio del reservorio objetivo, que hacen de todo el proceso una ciencia viable para la utilización de registros convencionales y avanzados; es importante resaltar que los registros por sí solos no definirán totalmente las propiedades y el comportamiento de una formación.

Este estudio de evaluación del reservorio Hollín está basado en un estudio

en conjunto de las áreas de geología, petrofísica, ingeniería de reservorios y producción, con la utilización de registros convencionales estáticos para describir cada uno de estos aspectos con su interpretación y justificación de los resultados obtenidos en las distintas unidades de flujo del mismo reservorio del pozo tipo.

3.2.1. EVALUACIÓN DEL TRIPLE COMBO

A partir del siguiente registro convencional, los resultados obtenidos de la

interpretación del pozo tipo, se describirán por pistas, con la finalidad de diferenciar las respuestas de cada una de las curvas del registro en el intervalo de 10120’-10338,5’ (218,5 pies).

Tabla 3. Identificación de las curvas del Registro Triple Combo

Pista N° Nombre del registro Unidades Color

1 GR api Verde SP mV Rojo

2 Densidad g/cm3 Rojo Porosidad % Verde entrecortada

PE bernios/electrón Morado

3 Resistividad Laterolog ohmm Rojo Resistividad microresistiva ohmm Verde

4 Saturación de petróleo % Verde

5 Volumen de arenisca % Amarillo Volumen de arcilla % Verde

29

Figura 12. Triple Combo del pozo tipo

(Wireline&Peforating, 2017)

3.2.1.1. Pista 1 (Gamma Ray, SP)

Hollín Marino Glauconítico (azul) se encuentra en el intervalo 10120’-10152’ (32 pies), seguido de Hollín Mareal (celeste) correspondiente a 10152’-10199,5’ (47,5 pies) y finalmente en el intervalo de 10199,5’-10338,5’ (139 pies) Hollín Inferior Fluvial (Rosado), cada uno identificado por la variación del registro Gamma Ray al encontrar un sello de lutitas entre cada una de las unidades de flujo.

La escala del Gamma Ray de 0 a 200 api, indican un cambio bastante

marcado del contenido de arcillas en todo el reservorio de areniscas (curva verde), mismo que puede ser observado de mejor manera en la Pista 5, a excepción de las secciones donde la curva deflecta a la derecha, es un claro indicador de presencia de lutitas, mismas que se encuentran en: 10149’-10151’ (2 pies), 10154’-10171’ (17 pies) y 10199’-10204,5’ (5,5 pies).

La sección con areniscas más limpias de todo el registro yace en la parte

inferior de Hollín Mareal con un total de 18,5 pies netos, mismo que se lo puede corroborar con la curva del potencial espontáneo (SP).

El SP (curva roja) marca la mayor salinidad en el ambiente Marino Superior

de Hollín con valores cercanos a -80 mV, según su escala de -80 a 20; a partir del mejor cuerpo aparente de areniscas limpias, este permanece constante en

30

el valor de 54 mV hasta el final del registro. Existe una pequeña deflexión hacia la derecha en el intervalo 10149’-10171’ (22 pies aproximadamente) por la presencia de lutitas.

3.2.1.2. Pista 2 (Densidad, Porosidad, Factor Fotoeléctrico)

Tal como se señaló en capítulos anteriores, la combinación del registro de

Densidad junto con el de Porosidad, nos permiten obtener la mejor interpretación del Triple Combo.

Usualmente estos registros se encuentran en la tercera Pista, en este

registro, están localizados en la segunda Pista. Se los reconoce por ser la curva de densidad de color rojo, en una escala de 1,95 a 2,95 (matriz caliza) en g/cm2 y la curva del Neutrón, que está entrecortada en tonalidad verde en unidades de porosidad de -15 a 45%.

La relación entre la densidad del número de electrones y la densidad

aparente viene dada por la Ecuación [4]. Note que existe una relación lineal entre la densidad del número de electrones y la densidad aparente.

Para las rocas compuestas de más de un elemento, la Ecuación [5] es

válida siempre que Z es el número atómico promedio y A es la masa atómica promedia (Glover, 2000).

Tabla 4. Comparación de la densidad aparente medida por la herramienta de densidad

de la formación con la densidad aparente actual para mineralogías y fluidos comunes

COMPUESTO COMPOSICIÓN

DENSIDAD APARENTE

ACTUAL ρb (g/cm3)

2 Z/A

DENSIDAD EFECTIVA DE ELECTRONES

ρe (g/cm3)

DENSIDAD APARENTE ρa (g/cm3)

Cuarzo SiO2 2,654 0,9985 2,650 2,468 Calcita CaCO3 2,710 0,9991 2,708 2,710

Dolomita CaCO3.MgCO3 2,870 0,9977 2,863 2,876 Anhidrita CaSO4 2,960 0,9990 2,957 2,977

Yeso CaSO4.2H2O 2,320 1,0222 2,372 2,351 Antracita

(bajo) 1,400 1,030 1,442 1,355

Antracita (alto) 1,800 1,030 1,852 1,796 Carbón

(bituminoso) 1,200 1,060 1,272 1,173

Carbón 1,500 1,060 1,590 1,514 Agua pura H2O 1,000 1,1101 1,110 1,000

Agua salada 200,000ppm NaCl 1,146 1,0797 1,237 1,135

Petróleo (CH2)n 0,850 1,11407 0,970 0,850

Metano CH4 ρm 1,247 1,247 ρm 1,335 ρm-0,188

Gas C1.1 H4.2 ρg 1,238 1,238 ρg 1,325 ρg-0,188 (Glover, 2000)

31

En la Tabla 4, se encuentran valores típicos de la densidad aparente leída por la herramienta contra la densidad aparente real.

La densidad aparente (ρb) de una formación (Ecuación [3] y [4]) es una variable lineal tomada a partir de la densidad de la matriz (ρma) y la densidad del fluido (ρf), donde (1- ɸ) y ɸ, se proporcionan respectivamente. En zonas portadoras de hidrocarburos, la densidad del fluido es calculada por la Ecuación [5].

En la primera sección del registro convencional, claramente se pueden identificar zonas más apretadas con porosidades más bajas en comparación a las areniscas más profundas de ambiente fluvial y mareal, todo esto por la influencia de Glauconita y la posibilidad de que exista porosidad asociada al agua irreducible

En los siguientes intervalos, hacen posible la identificación de reservorios

de interés en Hollín Mareal y Hollín Fluvial, debido al cruce entre densidad neutrón, la porosidad promedio de los mismos es un aproximado del 15%, manifestando mejor calidad de reservorio, confirmando la lectura de los registros GR de la Pista 1.

El primer intervalo será la zona potencial 1 que va desde 10171’-10173’ y de 10174’-10199’ con un total de 27 pies y la zona potencial 2, que pertenece a Hollín Inferior con un total de 101 pies desde 10202’ hasta 10303’.

3.2.1.3. Pista 3 (Resistividades: Laterolog dual y Microresistivas)

Una vez reconocidos los diferentes intervalos de areniscas con mejores

cualidades petrofísicas, es necesario definir cuáles zonas son las que contienen hidrocarburos, para ello se emplea la resistividad Laterolog que arroja los resultados de la zona virgen y las resistividades Microresistivas a nivel de la zona invadida. Son 2 los intervalos identificados por zona potencial 1 y zona potencial 2, respectivamente.

En la zona potencial 1, se observan resistividades altas (800 ohmm

aproximadamente), que muestran mayor prospectividad que la zona potencial 2, siendo esta la zona de mayor interés, además de arrojar características de un reservorio homogéneo respecto a las medidas de porosidad. Hacia la parte central, alrededor de 5 pies pierden ligeramente la resistividad (hasta 70 ohmm) pero siguen mostrando prospectividad de posible presencia de hidrocarburos, aunque este efecto no se puede determinar si se debe a la mineralogía o es un efecto de los fluidos que se encuentran dentro del yacimiento.

32

Finalmente, la zona potencial 2, en la evaluación petrofísica únicamente muestra un porcentaje de hidrocarburos en la parte superior con un total de 15 pies y hacia abajo se puede identificar una zona de transición y cuando la resistividad se vuelve constante, se encuentra un contacto por su baja resistividad asociada al agua (5 ohmm en promedio).

3.2.1.4. Pista 4 (saturación de petróleo)

Según la evaluación convencional, la zona potencial 1, tiene una saturación

de hidrocarburos del 90% y la zona potencial 2, en el límite que contiene hidrocarburos, cerca de un 50%, ambas reconocidas con tonalidad verde.

3.2.1.5. Pista 5 (volúmenes de arenisca y arcilla)

De la misma manera que el registro Gamma Ray, esta pista evidencia los

porcentajes de volumen de arcilla y volumen de la matriz de la roca arenisca por medio de una representación gráfica de cada una de ellas, pintado de amarillo la arenisca y de verde el contenido de arcilla en esa arenisca, o si es el caso de ser otro tipo de litología como las evaluadas en este caso (lutitas), se las podrá identificar como una cantidad abrumante de arcilla. Esta tendencia, mantiene la dirección del Gamma Ray.

3.2.2. EVALUACIÓN DEL MRIL

La resonancia magnética nuclear (NMR), hace posible la medición de la

porosidad de los volúmenes de fluido que se encuentran dentro de los poros de la roca, pudiendo evaluar así en litologías complejas que no se afectan por la matriz de la roca, permite determinar el índice de permeabilidad, utilizando el modelo de permeabilidad MRIL que combina los modelos de las Ecuaciones [8] y [9], complementándolos de la forma indicada en la Ecuación [10]. Así como diferenciar al agua irreducible de la móvil y de la asociada a las arcillas para obtener una tipificación adecuada de los fluidos de la formación.

En petróleos más viscosos las distribuciones T2 generalmente son más

amplias. En petróleos livianos se dan casos donde se tienen componentes múltiples y pueden presentar una distribución T2 dilatada. Las diferencias en T1, T2, y D entre estos fluidos en las condiciones de reservorio forman el fundamento del método para la identificación de fluidos con NMR.

33

Tabla 5. Propiedades NMR de fluidos de reservorio

FLUIDO T1 (ms)

T2 (ms)

T1/T2 TÍPICO HI ɳ

(cp) D0x10-5

(cm2/s) Agua 1-500 1-500 2 1 0,2 - 0,8 1,8 - 7

Petróleo 3000-4000 300-1000 4 1 0,2 - 1000 0,0015 - 7,6

Gas 4000-5000 30-60 80 0,2-0,4 0,011 - 0,014 metano 80 - 100

(Halliburton, 1999)

En vista de los valores de las propiedades reflejadas en la Tabla 5, tanto el gas como el petróleo tienen valores T1 (tiempo de relajamiento) más largos que la del agua, de modo que serán útiles para detectar y cuantificar hidrocarburos.

Para cada unidad de flujo del reservorio Hollín, se ha realizado una interpretación, de acuerdo a los resultados arrojados por las curvas de las distribuciones T1 y T2, así como de los mapas T1T2, generados. Las siguientes figuras reflejan la interpretación de NMR del pozo:

Tabla 6. Identificación de las curvas del registro NMR

Pista N° Nombre del registro Unidades Color

1 GR api Verde Porosidad T2 Bin % -

2 Profundidad pies - 3 Permeabilidad mD Rosado

4 Resistividad Laterolog ohmm Rojo Resistividad microresistiva ohmm Azul

5 Distribución T2 ms Amarillo Distribución T1 ms Verde

6 Tipificación de fluidos % Amarillo-Verde-Azul

34

Figura 13. Registro NMR del pozo tipo – Hollín Marino Glauconítico

(Wireline&Peforating, 2017)

En la Figura 13, se muestra la interpretación de NMR comenzando por Hollin Glauconítico (Dos primeros mapas T1T2) y el comienzo de Hollín Mareal (Tercer mapa T1T2), donde cada uno respecto a los resultados que indican los mapas T1T2, arrojan resultados de tipos de fluidos y tamaños de poro. En rocas saturadas con agua, se puede demostrar matemáticamente que los poros pequeños tienen valores bajos de T2 y poros grandes tienen valores altos de T2, mediante la Ecuación [7] la herramienta MRIL puede determinar la porosidad de los fluidos en cada zona investigada.

Hacia la parte superior del registro se observan tiempos bajos intermedios

hacia 10 ms, adicional a esto hace que la baja resistividad se vea afectada por la presencia de Glauconita, y las porosidades estén asociadas a altas saturaciones de agua irreducible, por tanto, la saturación de petróleo móvil, a la derecha del T2cutoff, es alta en relación a la del agua libre. Además en esta misma sección del registro las lecturas de permeabilidad son bajas (2 mD aproximadamente), lo cual dificultaría la producción natural en esta zona, sin algún tipo de estimulación. En el tercer mapa, inicios de Hollín Mareal se

35

observa una arenisca bastante limpia con bajas señales de agua asociada al agua irreducible y altas señales asociadas a saturación de hidrocarburo mediano liviano. Los mapas de la parte inferior, muestran señales que se ubican en zonas con alta saturación de petróleo, señalando la presencia de un fluido diferente al agua, e hidrocarburos (gas y petróleo), que de acuerdo a la producción del campo es CO2. En esta parte la permeabilidad aumenta hasta los 100 mD. Su resistividad aumenta y el registro de Gamma Ray refleja areniscas más limpias, todo esto debido a que el agua asociada a arcillas y el fluido no móvil es mínimo.

La siguiente sección ilustrada en la Figura 14, pertenece a la principal zona

de interés de acuerdo a los registros convencionales:

Figura 14. Registro NMR del pozo tipo – Hollín Mareal

(Wireline&Peforating, 2017)

El intervalo de Hollín Mareal, presenta un incremento considerable de la permeabilidad a lo largo del intervalo hasta valores de 700 mD (de acuerdo a la resonancia) y presenta porosidades efectivas superiores, los cuales son indicativos de fuertes señales asociadas a la existencia de crudo, con influencia de agua libre. Las señales captadas por la herramienta MRIL, en

36

su mayoría presentan fluidos sobre el T2cutoff, de acuerdo a los mapas y a la tipificación de fluidos la mayor parte las mismas son una muestra de petróleo y CO2, aunque una gran parte está asociada a agua irreducible y fluidos capilares entre un 40 al 60% que indica una importante saturación de agua libre. La entrada de agua de esta sección, se sabe que produce a presiones muy altas, y de acuerdo a la presión capilar provocaría un avance superior de esta y dificultaría la movilidad del petróleo en poco tiempo, así que no es recomendable que entre en producción por los antecedentes que ha mostrado el reservorio Hollín. A pesar de esto, el intervalo 10168’-10177’ (9 pies) tiene menos presencia de agua móvil, haciéndola potencialmente explotable. Otra pequeña sección de 4 pies, tampoco parece tener mucha influencia lateral del agua entre 10186’ hasta 10190’. En general todo el intervalo se considera prospectivo aun con la saturación de agua que se presenta como posible influencia de movimiento lateral de fluidos causado por pozos cercanos. Sin embargo es importante mencionar que debido a la profundidad de investigación de la resonancia el agua observada también podría estar asociada a un efecto de invasión.

La última unidad de flujo, hacia el fondo, muestra un contacto agua-petróleo

(desde 10230’`aprox.) y presencia de CO2. Hacia el tope muestra 16 pies de saturación importante de petróleo (10204’-10220’), pese a esto, las entradas laterales de agua, la cercana zona de transición y el contacto al fondo con características de heterogeneidad vertical, provocarían un avance rápido del acuífero hacia la zona de pago. El intervalo comprendido entre 10204’ y 10234’, muestra una arenisca con contenido de agua asociada al agua irreducible (1,5 – 2,7% aproximadamente), se reflejan permeabilidades comprendidas entre 48 y 238 mD aproximadamente. Espectros asociados a T1, indican en su mayoría tiempos altos, reflejando en su mayoría fluido libre asociados a presencia de gas o algún hidrocarburo liviano, los mapas T1T2 corroboran esto mostrando 70% de saturación de agua con 30% de saturación de hidrocarburos.

Las reservas de hidrocarburos, pueden verse afectadas por la presencia de

CO2 en zonas porosas, pero gracias a la resonancia magnética, todas estas zonas pueden ser identificadas y así proporcionar las saturaciones de fluidos adecuadas en torno a su porosidad efectiva. Normalmente en zonas 100% agua la porosidad de resonancia debe ser igual a la porosidad calculada por convencionales, pero este no es el caso en los pozos del campo de estudio. Lo que se efectuó para recobrar la porosidad tanto en zonas con agua y con hidrocarburo estuvo en realizar el procesamiento DMR usado para recobrar la porosidad corregida por efecto de gas y por efecto de CO2 usando una combinación con los registros convencionales.

37

3.2.3. EVALUACIÓN DEL PLT Y RESULTADOS

El registro dinámico PLT del pozo de estudio (caso real), es un registro de tipo dinámico tomado una vez que el pozo entró en producción, el cual arrojó los siguientes resultados:

Figura 15.Registro PLT del pozo tipo

(Wireline&Peforating, 2017)

La primera Pista corresponde al Registro Gamma Ray, tomado a partir del registro de producción, cuya información corresponde a la variación de litología del reservorio Hollín y cuyos resultados son muy similares a los obtenidos en el Triple combo (registros convencionales) y en el NMR (registros avanzados).

A continuación se presenta la siguiente columna correspondiente a las

zonas por las cuales ingresan los datos medidos por la herramienta, que son las zonas de pago actuales, mismas que pueden identificarse como intervalos de color rojo. Estos están ubicados a las profundidades de: 10151’-10155’ (4 pies), 10177’-10182’ (5 pies) y 10192’-10198’ (6 pies), respectivamente. Hacia la parte derecha dela misma columna, identificados de color amarillo, se encuentran las zonas de calibración para la toma de medidas de caudales del

38

flowmeter, en los intervalos: 10134,5’-10142’ (7,5 pies), 10167’-10171’ (4 pies) y 10187,5’-10190’ (2,5 pies), respectivamente.

La tercera Pista, representa las revoluciones del Flowmeter en una escala

de -100 a 120 revoluciones por segundo (rps), tanto de bajada (signo negativo porque va en dirección contraria al fluido), como de subida (signo positivo en la misma dirección del fluido), que es la forma como obtiene los datos gracias al giro del spinner, provocado por la velocidad del fluido que ingresa al pozo. El número de revoluciones de la hélice es proporcional a la velocidad relativa del fluido con respecto a la herramienta (véase la Ecuación [11]). Para la interpretación de los datos, se escoge un modelo de interpretación simple o bifásico con el uso de las Ecuaciones [12] y [13] para obtener resultados.

La medida del flowmeter es en el centro de la tubería y por esto las medidas serán más altas que la velocidad promedio del fluido en el casing, así que para contabilizar este efecto se utiliza el factor de corrección de la Ecuación [14]. Una vez obtenida la velocidad del fluido, se calcula el caudal con la Ecuación [15].

Cada curva varía entre -105 y -109 rps en la bajada de la herramienta, y de

112 a 116 rps en el sentido de subida de la misma, que se acercan a giros constantes a lo largo de toda su trayectoria, la única observación de variación de estas curvas, ligeramente sucede a partir de los 10174’ donde deja de ser constante la velocidad de flujo del fluido, por variaciones anisotrópicas y de presiones a diferentes profundidades del reservorio. Las presiones detectadas por la herramienta consisten en 3381,4 psi (libras por pulgada cuadrada) a los 10153’ y de 3391,8 psi a 10179,5’, siendo esta la zona con mayor aporte de fluido al pozo (1001,21 bls). A continuación se encuentran detallados los volúmenes de fluido obtenidos en cada una de las zonas productoras de este pozo:

Tabla 7. Producción medida por el PLT en el pozo tipo

INTERVALOS BAPD BPPD % DE PRODUCCIÓN

10151’-10155’ 66,24 (Fluido) 0 5,17 10177’-10182’ 1001,21 116,53 87,96 10192’-10198’ 87,94 (Fluido) 0 6,87

Total 1155,39 116,53 100

Los valores de la Tabla anterior, encaminan a la suposición que debido a la producción del intervalo 10177’-10182’ superior a las otras zonas en producción y también su presión más significativa podría tratarse de un posible flujo cruzado, en lugar de un aporte de las tres zonas productoras.

La cuarta pista, contiene las señales obtenidas de la variación de

temperatura de 237,2°F a 238 °F, mismas que permanecen constantes a

39

237,8 °F, y a partir de los 10175’ el fluido se enfría mínimamente, mismo que se refleja en la deflexión hacia la izquierda de las curvas de temperatura, cosa que sucede cuando hay un cambio de fluido, es decir se evidencia un aumento en la producción de agua, proveniente de la zona puesta en producción inferior, este cambio se estabiliza a partir de la producción de la zona central, donde la producción es sumamente superior.

La siguiente y última Pista, ilustra a la capacitancia que es la que con

exactitud refleja los valores mostrados en la Tabla 5 con la observación que aquellos valores cuyo caudal es menor a los 100 barriles, no pueden distinguirse entre sí con la misma precisión que aquellos cuya producción es mayor y diferencia la cantidad aportada de cada uno de los fluidos (%agua y %petróleo).

3.2.3.1. Análisis de flujo fraccional del reservorio Hollín

Las anteriores interpretaciones mostraron saturaciones de agua del 10%

en el caso de la convencional, y de una saturación del 40 al 60% en el caso de la interpretación con resonancia magnética. A través de una evaluación de las permeabilidades relativas de la formación, se determinó que el promedio de saturación de agua en el pozo consiste en un 56%, con una relación de movilidad igual a 2, mismo que puede ser observado en la Figura 16. Con este valor se puede hacer una estimación de la saturación de agua y el corte que va tener el pozo con los valores actuales y la distribución de los mismos con el avance del agua en una curva de flujo fraccional.

Figura 16. Curvas de permeabilidad relativa del pozo tipo

(Wireline&Peforating, 2017)

40

Con la saturación promedia de 56% se generó una curva de flujo fraccional (Figura 17) que, al interpolar en ese valor, generó un corte de agua sobre el 90%, mismo que de acuerdo a las saturaciones obtenidas por el PLT, son iguales. Si previo al cañoneo de las zonas productoras actuales se hubiese realizado este análisis, se hubiese llegado a la conclusión que la saturación entregada por los registros convencionales, tenía una desviación debido a factores ambientales.

Figura 17. Curva de flujo fraccional del pozo tipo

(Wireline&Peforating, 2017)

3.2.4. CORRELACIÓN DE RESULTADOS ESTÁTICOS DEL NMR CON LOS REGISTROS DINÁMICOS

La siguiente Figura, es una correlación del registro avanzado estático y el

registro de producción dinámico en el caso de estudio.

41

Figura 18. Correlación NMR vs PLT del pozo tipo

(Wireline&Peforating, 2017)

Ambos registros, puestos en posición, efectivamente coinciden en las mediciones de saturaciones, las cuales en la segunda zona muestran el mayor aporte de fluido hacia el pozo, con una saturación de agua superior que la del petróleo (90% vs 10% aproximadamente), de igual forma, es en este intervalo donde suceden la mayoría de eventos que de acuerdo a la reseña del NMR, es más acertada que la del Triple Combo, reflejados en los resultados obtenidos del registro PLT (de azul, saturación de agua y de verde la de petróleo).

3.2.5. POROSIDAD VS PERMEABILIDAD – MRIL VS TRIPLE COMBO

Los resultados obtenidos por cada uno de los registros estáticos por

separado, mostraron diferencias significativas en la definición de las características petrofísicas del reservorio Hollín, en sus distintas unidades de flujo, específicamente por la presencia de mineralogías complejas, como es el caso el Hollín Superior, con presencia de glauconita y saturaciones elevadas de agua irreducible que provocaron alteraciones en las señales obtenidas por el Triple Combo, efecto que no sucede con el registro avanzado. Por esta razón la teoría afirma que el NMR presenta los mejores valores de porosidad en relación a otros registros, que pueden tener interferencias como en este caso real de estudio. De la misma forma el registro NMR permite realizar una tipificación de fluidos independiente de la resistividad y trabaja con permeabilidades obtenidas en laboratorio a través de muestras de núcleo de

42

la misma formación, en sí, es un conjunto de variables que perfeccionan las deducciones a partir de este registro y facilitan al intérprete la obtención de datos. Otra de las ventajas en cuanto a la porosidad del MRIL, es que representa en forma de fracción donde se encuentran las mejores porosidades y de acuerdo a las mismas clasifica a los fluidos en móviles, asociados a capilaridad, a fluido no móvil como es el caso del agua intersticial y la identificación de fluidos que no contienen Hidrógenos (CO2, etc.).

Las herramientas convencionales de registro de resistividad, al mismo

tiempo que son extremadamente sensibles a espacios llenos de fluido y tradicionalmente se utilizan para estimar la cantidad de agua presente en las rocas del yacimiento, no pueden considerarse como verdaderos dispositivos de registro de fluidos. Estas herramientas están influenciadas fuertemente a la presencia de minerales conductores y, para que las respuestas de estas herramientas sean adecuadamente interpretadas, se requiere un conocimiento detallado de las propiedades tanto de la formación como del agua del espacio poroso.

De todas formas, realizar una evaluación con Triple Combo puede

proporcionar información muy importante para la recuperación de reservas y una caracterización del reservorio adecuada, si cada una de sus herramientas se calibran de acuerdo a la mineralogía conocida en base a la correlación con pozo aledaños, las condiciones del pozo con parámetros obtenidos durante la perforación del mismo, entre otros factores. Aun así y con conocimiento de los reservorios en campos maduros, se ha visto la necesidad de ampliar esta información con registros especiales, que permitan adquirir y proporcionar información complementaria la cual permita sacar el máximo beneficio en la obtención de recursos naturales y el mínimo porcentaje de agua asociada al mismo que sea posible, con el fin de disminuir costos y explotar el máximo potencial con el mejor rendimiento, incluso alargando la vida del pozo.

Al correlacionar ambos registros, se pueden identificar de mejor manera los

intervalos elegidos inicialmente y se los puede comparar con los propuestos, tomando en consideración que cada uno corresponde a diferentes ambientes depositación, con distintas capacidades de flujo, evidenciando que el comportamiento a pesar de que se trata una misma formación, posee diferentes comportamientos. Además los dos son necesarios para determinar la realidad del pozo a más de 10000’ de profundidad.

43

Figura 19. Correlación MRIL vs Triple Combo del pozo tipo

(Wireline&Peforating, 2017)

Como la Figura 19 establece, cada unidad de flujo (3) es independiente de la otra. Hollín Superior, como se había mencionado en puntos anteriores, posee dos unidades de flujo distintas, de las cuales una tiene la presencia de CO2 y la otra no, pero esta, a diferencia de las otras dos no muestra tanta saturación de agua móvil. En el caso de Hollín Mareal vs Hollín Fluvial, ambos poseen empujes por acuíferos activos, pero en Hollín Mareal no se puede identificar el contacto agua-petróleo, mientras que en Hollín Fluvial sí.

Existen diferencias en permeabilidades y porosidades en las secciones

verticales, pero de los tres, refleja características de heterogeneidad vertical Hollín Fluvial, ninguna presenta condiciones de reservorio homogéneo. Es importante anotar que en la zona de agua en Hollín Fluvial, el neutrón presenta el mismo comportamiento de porosidad al MRIL, ya que los dos solo pueden leer los protones asociados a Hidrogeno. En la zona de agua la respuesta tanto del MRIL y el neutrón son casi iguales, un claro indicio que existe presencia de CO2.

44

3.2.6. ANÁLISIS NODAL: SENSIBILIDADES “K” Y EVALUACIÓN DE RESULTADOS DE PRODUCCIÓN

Si se considera un reservorio homogéneo, cuyos valores se consideran con

sensibilidades de la permeabilidad promedio de 460 mD, estiman una producción de 1500 barriles de fluido a las condiciones de presión estática de 4200 psi, con una presión de fondo fluyente de 3109 psi. Con el mismo diferencial de presión, pero aumentando la sensibilidad de la permeabilidad promedio con un valor de 696 mD, el fluido a producir del pozo de acuerdo a la curva IP, incrementa hasta los 2500 barriles de fluido, siendo ambos casos escenarios optimistas que gráficamente se verían así:

Figura 20. Análisis nodal considerando sensibilidad de reservorio homogéneo

(Wireline&Peforating, 2017)

Estas tasas de flujo ocurrirían siempre y cuando el reservorio cumpla con estas condiciones, pero la realidad no es así, debido a que existen cambios de permeabilidad lateralmente y verticalmente, por lo tanto se deben considerar valores promedios para cada unidad de flujo, si se quieren obtener estimaciones más concretas de la producción. Este escenario podría caer en un sobredimensionamiento de la capacidad de la bomba requerida así como de sobrecostos para la Operadora.

Entonces, si se realiza un análisis nodal tomando estas consideraciones,

se van a generar curvas diferentes con valores reales del aporte de cada zona

45

de pago, y una combinada que indica la producción total del conjunto de unidades de flujo del reservorio.

Así, los índices de productividad (IP) para cada zona, son los siguientes:

Figura 21. Análisis nodal considerando los resultados de producción

(Wireline&Peforating, 2017)

El IP correspondiente a Hollín Marino Glauconítico cuyas unidades de flujo corresponden a UF-1 y UF-2, es de 0,1 bbl/psi. Hollín Mareal, que es la zona con mayor aporte y la cual contiene a UF-3 y UF-4, tiene un IP de 1,4 bbl/psi. En el caso de Hollín Fluvial, siendo esta la UF-5, su IP es de 0,1 bbl/psi. De esta manera el índice de productividad combinado se acerca mucho al IP2 porque la producción de las otras zonas en relación a esta son despreciables y si la comparamos con los valores del IP de los escenarios optimistas (1,83 bb/psi), se puede demostrar que la sobreestimación de la permeabilidad afecta considerablemente la producción y de ser el caso, puede llevar a una sobreestimación de las facilidades de producción, así como de las dimensiones de la bomba requerida para la producción de estas reservas por levantamiento artificial.

4. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

46

4. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

4.1. CONCLUSIONES

- Los intervalos determinados por el Triple Combo fueron: 10151’-10155’ (4 pies), 10177’-10182’ (5 pies) y 10192’-10198’ (6 pies), respectivamente, pero después del análisis por correlación de los registros estáticos y dinámicos se determinó que los intervalos óptimos para reducir la incertidumbre de la producción son: 10150’-10155’ (5 pies), 10168’-10174’ (6 pies) y 10194’-10198’ (4 pies), respectivamente, según se demuestra en la correlación de la Figura 19.

- El plano estratigráfico de Lorenz (modificado) hizo posible la determinación de 5 unidades de flujo distintas así como la identificación de 4 barreras a lo largo del reservorio Hollín, donde mostró la mejor capacidad de flujo en la zona comprendida entre 10178,5’-10190’ (11,5 pies) que corresponde a UF-3 y UF-4.

- La interpretación del NMR proporcionó información valiosa relacionada con la calidad del yacimiento y la heterogeneidad vertical que explican la causa de entrada de agua por los efectos de barrido de producción de pozos cercanos, además de reconocer que la entrada de agua se produce en el intervalo de 10176’-10195’.

- Un escenario optimista con las sensibilidades de permeabilidad promedio de 460 mD y 696 mD, estiman una producción de 1500 y 2500 barriles de fluido, respectivamente, a las condiciones de presión estática de 4200 psi y presión de fondo fluyente de 3109 psi, que provocaron decisiones técnicas erróneas para la selección de la BES en los intervalos propuestos por el Triple Combo.

- Considerando un índice de productividad para cada unidad de flujo

Hollín Mareal, fue la zona con mayor aporte con un IP de 1,4 bbl/psi en UF-3 y UF-4 (1000 bbl de fluido), mientras que la producción de las otras zonas en relación a esta son despreciables y comparadas con los valores del IP de los escenarios optimistas (1,83 bbl/psi), se pudo demostrar que la sobreestimación de la permeabilidad afectó considerablemente la producción con hasta 1500 BFPD.

47

- Al seleccionar los intervalos propuestos por el Triple Combo para la producción del pozo X, se obtuvieron resultados negativos por la alta producción de agua (1155,39 BAPD), está demostrado en las Figuras 13 y 14 que si entran en producción los intervalos óptimos mencionados, aumentaría la producción de hidrocarburos y la de agua disminuiría al ser intervalos con baja saturación de agua móvil.

- La presencia de glauconita en Hollín, hizo que las medidas tomadas

por el Triple Combo fallaran en la determinación de la saturación de fluidos en el pozo X, con estimaciones de saturaciones de agua del 10% aproximadamente en la zona de mayor aporte.

- La aplicación del NMR minimizó considerablemente el riesgo durante la interpretación al definir volúmenes de fluidos movibles y enlazados en la captación de la calidad del yacimiento, indicando una saturación de agua de 40 a 60% en la zona de mayor aporte.

48

4.2. RECOMENDACIONES

- Se recomienda el uso de registros avanzados NMR para la localización de reservas hidrocarburíferas en la cuenca Oriente del Ecuador, más aún en presencia de mineralogías complejas y reservorios donde se desconocen las entradas de agua.

- Contar con núcleos e información del Master Log puede ayudar significativamente en la interpretación de registros, ya que pueden integrarse mineralogías complejas que pueden, en algunos casos, distorsionar los resultados medidos por las herramientas de registros eléctricos.

- Se recomienda el uso de herramientas de registros de producción PLT

que puedan medir capacitancias menores a 100 barriles de fluido, para evitar confusiones en la interpretación del tipo de fluido generalmente asumido como agua.

- Se recomienda hacer uso para futuras intervenciones de los intervalos

propuestos, que de acuerdo a la evaluación son los óptimos para un mayor aporte de petróleo, y el máximo rendimiento del pozo, así como la intervención de Hollín Marino Glauconítico por su alta saturación de petróleo y baja saturación de agua libre, estableciendo condiciones favorables para mejorar las condiciones actuales del pozo.

5. BIBLIOGRAFÍA

49

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6. ANEXOS

56

6. A

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ANEX

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up.

1017

9,3

17,3

445

225,

397

0,13

28

,174

63

0,02

17

456,

0123

3 2,

7427

0,

0186

7 0,

2219

1 H

ollín

Sup

.

1017

9,5

17,5

554

174,

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13

21,7

8733

0,

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47

7,79

965

2,76

47

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956

0,22

368

Hol

lín S

up.

1017

9,8

17,6

348

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5956

0,

13

18,0

7445

0,

0220

49

5,87

410

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67

0,02

030

0,22

547

Hol

lín S

up.

1018

0 17

,490

2 13

2,42

25

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16

,552

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19

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4269

1 2,

8086

0,

0209

8 0,

2272

3 H

ollín

Sup

.

1018

0,3

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13

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0,

0214

52

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639

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00

0,02

167

0,22

897

Hol

lín S

up.

1018

0,5

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938

160,

3152

0,

13

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3940

0,

0209

54

9,50

579

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09

0,02

249

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066

Hol

lín S

up.

1018

0,8

16,3

995

142,

9494

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13

17,8

6868

0,

0205

56

7,37

446

2,87

14

0,02

323

0,23

231

Hol

lín S

up.

1018

1 15

,933

1 18

3,23

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0,13

22

,904

43

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99

590,

2788

9 2,

8913

0,

0241

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2339

3 H

ollín

Sup

.

1018

1,3

15,7

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13

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62

1,79

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09

0,02

545

0,23

551

Hol

lín S

up.

1018

1,5

15,6

314

321,

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13

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0195

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2,01

406

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710

0,23

710

Hol

lín S

up.

1018

1,8

15,6

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376,

5676

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13

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0,

0196

70

9,08

501

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0,02

903

0,23

868

Hol

lín S

up.

1018

2 15

,734

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98

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,898

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5 0,

2402

7 H

ollín

Sup

.

1018

2,3

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402

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,175

25

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96

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1589

9 2,

9894

0,

0334

1 0,

2418

6 H

ollín

Sup

.

1018

2,5

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88

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343

Hol

lín S

up.

1018

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13

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0,

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93

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055

3,02

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0,03

832

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499

Hol

lín S

up.

1018

3 15

,242

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63

,676

95

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91

999,

6875

0 3,

0471

0,

0409

2 0,

2465

3 H

ollín

Sup

.

1018

3,3

15,1

535

519,

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13

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0,

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10

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3,

0660

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0435

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2480

6 H

ollín

Sup

.

57

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1018

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3,10

37

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878

0,25

111

Hol

lín S

up.

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,953

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34

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,882

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87

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,566

93

3,12

24

0,05

128

0,25

262

Hol

lín S

up.

1018

4,3

14,8

53

467,

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13

58,4

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13

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3,

1409

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0536

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2541

2 H

ollín

Sup

.

1018

4,5

14,7

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13

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0185

13

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8218

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1594

0,

0559

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2556

1 H

ollín

Sup

.

1018

4,8

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8106

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13

55,3

5133

0,

0185

14

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3350

3,

1779

0,

0582

3 0,

2571

1 H

ollín

Sup

.

1018

5 15

,031

6 41

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82

0,13

52

,384

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1474

,918

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038

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Hol

lín S

up.

1018

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15

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5876

3,

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0,

0622

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2601

8 H

ollín

Sup

.

1018

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15

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2354

0,

0639

1 0,

2617

7 H

ollín

Sup

.

1018

5,8

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13

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15

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0281

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2554

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2633

8 H

ollín

Sup

.

1018

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,090

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,831

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501

Hol

lín S

up.

1018

6,3

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1988

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13

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7485

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16

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0590

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2957

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4 H

ollín

Sup

.

1018

6,5

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784

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9076

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16

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0692

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2682

7 H

ollín

Sup

.

1018

6,8

15,9

879

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2611

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13

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17

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3358

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0706

3 0,

2698

9 H

ollín

Sup

.

1018

7 15

,973

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,120

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1768

,499

99

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57

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150

Hol

lín S

up.

1018

7,3

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4203

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13

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18

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5253

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2 H

ollín

Sup

.

1018

7,5

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Hol

lín S

up.

1018

7,8

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733,

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,539

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Hol

lín S

up.

1018

8 16

,537

5 71

5,92

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89

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,030

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Hol

lín S

up.

1018

8,3

16,5

634

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1898

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13

76,3

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6 H

ollín

Sup

.

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2 H

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.

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.

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Hol

lín S

up.

1018

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.

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5 H

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Sup

.

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9,8

15,5

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,314

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Hol

lín S

up.

1019

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,316

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,973

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2462

,765

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65

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098

Hol

lín S

up.