UNIVERSIDAD CENTRAL DEL ECUADOR
FACULTAD DE INGENIERÍA EN GEOLOGÍA, MINAS, PETRÓLEOS Y AMBIENTAL
CARRERA DE INGENIERÍA EN GEOLOGÍA
“GENERACIÓN DE UN FLUJO DE TRABAJO PARA NORMALIZAR PERFILES DE
POZOS Y REALIZAR EL ANÁLISIS PETROFÍSICO DE POZOS TIPO”
Proyecto de Titulación Previo a la Obtención del Título de Ingeniera en Geología
AUTORA: Moncayo Olmedo Katherine Paulina
TUTOR: M. Sc. Jairo Geovanny Bustos Cedeño
QUITO
Mayo, 2017
I
DEDICATORIA
Este Proyecto de Titulación está dedicado principalmente a mis padres Celso
Moncayo y Rocío Olmedo, por ser los pilares más importantes de mi vida, quienes se han
esforzado constantemente por el bienestar y educación de mis hermanos y de mí, por
apoyarme y creer en mí en cada reto que se me presentaba, sin dudar ni un solo momento
de mi inteligencia y capacidad, es por ellos que soy lo que soy ahora.
A mis hermanos, a pesar de nuestras diferencias, siempre han estado junto a mí,
brindándome su apoyo y cariño.
II
AGRADECIMIENTO
A Dios, por brindarme la sabiduría, paciencia y perseverancia que me permitió llegar
hasta este momento tan importante de mi formación profesional.
A mi familia por darme la confianza, el apoyo incondicional y ser mi principal
motivación durante este arduo camino para convertirme en una profesional.
A la UNIVERSIDAD CENTRAL DEL ECUADOR, a la prestigiosa FIGEMPA,
especialmente a la Carrera de Geología por haberme acogido en su seno durante estos estos
años, y a cada docente por impartirme sus conocimientos y experiencias.
Al Ingeniero Hugo Simba y a la Ingeniera Evelyn Medina, quienes estuvieron de
manera desinteresada presentes durante todo este proceso brindándome su conocimiento,
observaciones, críticas y sugerencias que mejoraron la calidad de este trabajo; estaré
eternamente agradecida por su paciencia, tiempo y confianza en mí.
A mis amigos, gracias por compartir tantas alegrías y tristezas, y por ser parte de mi
vida.
“La vida es difícil cuando te olvidas que hay un motor llamado Corazón, un seguro
llamado Fe y un conductor llamado Dios”
III
AUTORIZACIÓN DE LA AUTORÍA INTELECTUAL
Yo, Katherine Paulina Moncayo Olmedo en calidad de autor del trabajo de investigación:
“GENERACIÓN DE UN FLUJO DE TRABAJO PARA NORMALIZAR PERFILES DE POZOS Y
REALIZAR EL ANÁLISIS PETROFÍSICO DE POZOS TIPO”, autorizo a la UNIVERSIDAD
CENTRAL DEL ECUADOR, hacer uso de todos los contenidos que me pertenecen o parte de los
que contiene esta obra, con fines estrictamente académicos o de investigación.
Los derechos que como autor me corresponden, con excepción de la presente autorización, seguirán
vigentes a mi favor, de conformidad con lo establecido en los artículos 5, 6, 8; 19 y demás pertinentes
de la Ley de Propiedad Intelectual y su Reglamento.
Asimismo, autorizo a la Universidad Central del Ecuador para que realice la digitalización y
publicación de este trabajo de investigación en el repositorio virtual, de conformidad a lo dispuesto
en el Art. 144 de la Ley Orgánica de Educación Superior.
En la ciudad de Quito, a los 03 días del mes de mayo de 2017.
_________________________
Katherine Paulina Moncayo Olmedo
CI: 172237883-1
Telf: 0987230146
E-mail: [email protected]
IV
UNIVERSIDAD CENTRAL DEL ECUADOR FACULTAD DE INGENIERÍA EN
GEOLOGÍA, MINAS, PETRÓLEOS Y AMBIENTAL
CARRERA DE INGENIERÍA EN GEOLOGÍA
APROBACIÓN DEL TRABAJO DE TITULACIÓN POR PARTE DEL TUTOR
Yo, Jairo Geovanny Bustos Cedeño en calidad de tutor del trabajo de titulación:
“GENERACIÓN DE UN FLUJO DE TRABAJO PARA NORMALIZAR PERFILES DE POZOS Y
REALIZAR EL ANÁLISIS PETROFÍSICO DE POZOS TIPO”, elaborado por la estudiante
KATHERINE PAULINA MONCAYO OLMEDO, de la Carrera de Ingeniería en Geología, Facultad
de Ingeniería en Geología, Minas, Petróleos y Ambiental, de la Universidad Central del Ecuador,
considero que el mismo reúne los requisitos y méritos necesarios en el campo metodológico y en el
campo epistemológico, para ser sometido a la evaluación por parte del jurado examinador que se
designe, por lo que lo APRUEBO, a fin de que el trabajo investigativo sea habilitado para continuar
con el proceso de titulación determinado por la Universidad Central del Ecuador.
En la ciudad de Quito, a los 11 días del mes de abril de 2017.
_________________________
Jairo Geovanny Bustos Cedeño
Magister en Geología Ambiental y Recursos Geológicos
CI: 092296292-3
TUTOR
V
UNIVERSIDAD CENTRAL DEL ECUADOR FACULTAD DE INGENIERÍA EN
GEOLOGÍA, MINAS, PETRÓLEOS Y AMBIENTAL
CARRERA DE INGENIERÍA EN GEOLOGÍA
APROBACIÓN DEL TRABAJO DE TITULACIÓN POR PARTE DEL TRIBUNAL
El tribunal constituido por: Ing. Elías Ibadango, presidente del tribunal de grado oral; Ing.
Diego Palacios, e Ing. Johana Navarrete como miembros, DECLARAN: Que el presente proyecto de
investigación denominado “GENERACIÓN DE UN FLUJO DE TRABAJO PARA NORMALIZAR
PERFILES DE POZOS Y REALIZAR EL ANÁLISIS PETROFÍSICO DE POZOS TIPO”,
preparado por la señorita MONCAYO OLMEDO Katherine Paulina, egresada de la Carrera de
Ingeniería en Geología, ha sido revisado, verificado y evaluado detenida y legalmente, dando fe de la
originalidad del presente trabajo.
En la ciudad de Quito, a los 03 días del mes de abril de 2017.
Para constancia de lo actuado firman:
_________________________
Ing., Elías Ibadango M. Sc.
PRESIDENTE DEL TRIBUNAL DE GRADO ORAL
_________________________ _________________________
Ing., Diego Palacios M. Sc. Ing., Johanna Navarrete M. Sc.
MIEMBRO MIEMBRO
VI
CONTENIDO
………. pág.
ÍNDICE DE FIGURAS ....................................................................................................................ix
ÍNDICE DE TABLAS ................................................................................................................... xiii
RESUMEN .................................................................................................................................... xiv
ABSTRACT ................................................................................................................................... xv
SIGLAS Y ABREVIATURAS ...................................................................................................... xvi
INTRODUCCIÓN ........................................................................................................................... 1
1. GENERALIDADES .................................................................................................................... 2
1.1. Estudios Previos ............................................................................................................... 2
1.2. Justificación ..................................................................................................................... 2
1.3. Objetivos .......................................................................................................................... 3
1.3.1. Objetivo General....................................................................................................... 3
1.3.2. Objetivos Específicos ............................................................................................... 3
1.4. Alcance ............................................................................................................................ 4
1.5. Zona de Estudio ................................................................................................................ 5
2. CONTEXTO METODOLÓGICO ............................................................................................ 6
2.1. Análisis de la información ................................................................................................ 6
2.2. Digitalización de perfiles de pozos ................................................................................... 6
2.2.1. Cargar la imagen del perfil........................................................................................ 7
2.2.2. Digitalización de una curva, usando como referencia la imagen del perfil de pozo. ........ 8
2.2.3. Caso en el que exista picos que se salen de la escala de la curva del papel .................... 10
VII
2.3. Conversiones de unidades............................................................................................... 11
2.3.1. Conversión de unidades del Perfil NPHI. ................................................................ 11
2.3.2. Conversión de unidades del Perfil RHOB. .............................................................. 12
2.4. Normalización de perfiles de pozos ................................................................................ 14
2.4.1. Eliminación de mediciones erráticas ....................................................................... 15
2.4.2. Correcciones Ambientales ...................................................................................... 15
2.4.3. Normalización de GR, a partir de Línea Base de lutitas .......................................... 18
2.4.4. Normalización de GR y SP, a partir de histogramas. ............................................... 20
2.4.5. Estandarización de nombres de las curvas. .............................................................. 22
2.5. Evaluación petrofísica convencional utilizando perfiles de pozos ................................... 22
2.5.1. Identificación de topes y bases de los reservorios de interés. ........................................ 22
2.5.2. Cálculo del GG y Temperatura de formación................................................................ 23
2.5.3. Obtención de la salinidad.............................................................................................. 23
2.5.4. Cálculo de la Rw de formación ..................................................................................... 23
2.5.5. Cálculo del Vsh ............................................................................................................ 25
2.5.6. Cálculo de la porosidad ................................................................................................ 28
2.5.7. Cálculo de la saturación de fluidos ............................................................................... 30
2.5.8. Determinación de “cut- off” y cálculos de espesores netos saturados ............................ 34
3. RESULTADOS...................................................................................................................... 35
3.1. Organización y control de calidad de la información ........................................................... 35
3.2. Digitalización de curvas de perfiles de pozo ........................................................................ 37
3.3. Conversión de unidades para los perfiles NPHI y RHOB .................................................... 39
3.3.1. Conversión de unidades para el perfil NPHI ................................................................. 39
3.3.2. Conversión de unidades para el perfil RHOB ............................................................... 42
3.4. Normalización de perfiles de pozos ..................................................................................... 43
3.4.4. Eliminación de mediciones erráticas ............................................................................. 43
VIII
3.4.1. Correcciones ambientales ............................................................................................. 46
3.4.2. Normalización de GR, a partir de Línea Base de lutitas ................................................ 55
3.4.3. Normalización de GR y SP, a partir de histogramas...................................................... 56
3.4.5. Estandarización de nombres y escalas de las curvas...................................................... 59
3.5. Evaluación Petrofísica convencional a partir de perfiles de pozos ....................................... 65
3.5.1. Evaluación petrofísica convencional del Pozo F ........................................................... 66
3.5.2. Evaluación petrofísica convencional del Pozo I ............................................................ 67
3.5.3. Evaluación petrofísica convencional del Pozo J ............................................................ 70
6. Flujos de Trabajo ................................................................................................................... 74
3.6.1. Flujo de trabajo para normalizar perfiles de pozos ........................................................ 74
3.6.2. Flujo de trabajo recomendado para la evaluación petrofísica convencional utilizando
perfiles de pozos..................................................................................................................... 75
4. ANÁLISIS DE RESULTADOS Y COMPARACIÓN ............................................................... 76
5. CONCLUSIONES ..................................................................................................................... 85
6. RECOMENDACIONES ............................................................................................................ 88
CITAS BIBLIOGRÁFICAS .......................................................................................................... 89
ANEXOS ....................................................................................................................................... 91
ANEXO A: Cartas de Schlumberger aplicables para hacer las correcciones en IP. Fuente:
Schlumberger Log Interpretation Charts. 1997 y 2009 Edition. .................................................. 92
ANEXO B: Cartas de Halliburton aplicables para hacer las correcciones en IP. Fuente:
Halliburton Log Interpretation Charts. ....................................................................................... 95
IX
ÍNDICE DE FIGURAS
Figura 1. Mapa esquemático de ubicación (Modificado de Daswood y Abbotts, 1990; Cooper et al.,
1995, Rivadeneira y Baby, 1999, Vallejo et al., 2002, Roddaz et al., 2003, en Vaca 2004) .............. 5
Figura 2. Ventana para cargar la imagen del perfil en IP (Fuente: Propia). ...................................... 7
Figura 3. Cargar la imagen del perfil en un “track” en IP (Fuente: Propia). ..................................... 7
Figura 4. Imagen del perfil cargada en un “track” en IP (Fuente: Propia). ....................................... 8
Figura 5. Ventana de creación de una curva digitalizada a partir de una curva de referencia en IP
(Fuente: Propia). .............................................................................................................................. 8
Figura 6. Digitalización a partir de una curva de referencia en IP (Fuente: Propia). ........................ 9
Figura 7. Creación de la curva que se va a digitalizar en IP (Fuente: Propia). ................................. 9
Figura 8. Curvas de resistividad del Pozo B escala logarítmica de 0.2 a 20 (Fuente: Propia). ........ 10
Figura 9. Curvas de resistividad del Pozo B escala logarítmica de 20 a 200 y en escala logarítmica
de 0.2 a 2000 en IP (Fuente: Propia). ............................................................................................. 10
Figura 10. Ventana de la Aplicación NeutronConversion en IP (Fuente: Propia). ......................... 12
Figura 11. A) Valor de la densidad en zona arcillosas (47.742 CPS). B) Valor de la densidad en la
zona de arenas (126.63 CPS) del Pozo F, en IP (Fuente: Propia). .................................................. 13
Figura 12. Valores de densidad de la matriz para las formaciones sedimentarias más comunes
(Schlumberger, 2008)..................................................................................................................... 13
Figura 13. Ventana del módulo Rescale Curve, para el Pozo F, en IP (Fuente: Propia). ................ 14
Figura 14. Normalización de la curva GR del Pozo H a partir de la línea base (Fuente: Propia). ... 18
Figura 15. Normalización de la curva GR del Pozo I a partir de la línea base (Fuente: Propia). .... 19
Figura 16. Histograma de frecuencia de la curva de GR del Pozo E (color verde) y de referencia
(color rojo). Y función aplicada para la normalización (Fuente: Propia)......................................... 20
Figura 17. Histograma de frecuencia de la curva de GR del Pozo F (color verde) y de referencia
(color rojo). Y función aplicada para la normalización (Fuente: Propia)......................................... 20
Figura 18. Histograma de frecuencia de la curva de GR del Pozo G (color azul) y de referencia (color
rojo). Y función aplicada para la normalización (Fuente: Propia). .................................................. 21
Figura 19. Histogramas de frecuencia de la curva GR del Pozo J (color azul) y de referencia (color
rojo). Y la función aplicada para la normalización (Fuente: Propia). .............................................. 21
Figura 20. Histograma de frecuencia de la curva de SP del Pozo A (color azul) y de referencia (color
rojo). Y la función aplicada para la normalización (Fuente: Propia). .............................................. 22
Figura 21. Ventanas para renombrar los perfiles (derecha) y estandarizar la escalas (izquierda)
(Fuente: Propia). ............................................................................................................................ 22
Figura 22. Valor de Rw calculado de acuerdo a la Carta Gen-6, Ex Gen-9 (Fuente: Carta de
Interpretación de Registros de Schlumberger 2009). ...................................................................... 24
Figura 23. Curvas (SP, resistividad) en papel y digitalizadas del Pozo A (Fuente: Propia). ........... 37
X
Figura 24. Curvas (GR, SP y resistividad) en papel y digitalizadas del Pozo B (Fuente: Propia). .. 38
Figura 25. Curvas y tabla de datos generados por la aplicación NeutronConversion para el Pozo E,
en IP (Fuente Propia). .................................................................................................................... 39
Figura 26. Curvas y tabla de datos generados por la aplicación NeutronConversion para el Pozo F,
en IP (Fuente Propia). .................................................................................................................... 40
Figura 27. Comparación de la curva NPHI y valores originales en unidades API (color azul, escala
3300 a -1200) y valores transformados a unidades DEC (color rojo, escala 0.45 a -0.15) del Pozo E,
en IP (Fuente: Propia) .................................................................................................................... 41
Figura 28. Comparación de la curva NPHI y valores originales en unidades API (color azul, escala
3000 a -1500) y valores transformados a unidades DEC (color rojo, escala 0.45 a -0.15) del Pozo F,
en IP (Fuente: Propia). ................................................................................................................... 41
Figura 29. Correlación de la curva en unidades CPS (Izquierda, escala 0 a 200), curva NPHI y GR
con la curva transformada a unidades G/CC (derecha, escala 1.95 a 2.95) del Pozo E, en IP (Fuente:
Propia). .......................................................................................................................................... 42
Figura 30. Comparación de la curva y datos originales en unidades CPS (Izquierda, escala 250 a 0)
con la curva transformada a unidades G/CC (derecha, escala 1.95 a 2.95) del Pozo F, en IP (Fuente:
Propia). .......................................................................................................................................... 43
Figura 31. Perfiles del Pozo C antes de corregir la profundidad de las curvas en el cuadro rojo se
observa los valores erráticos que serán eliminados a partir de la profundidad de 31.5 ft (Fuente:
Propia). .......................................................................................................................................... 44
Figura 32. Perfiles del Pozo C corregidos por profundidad de las curvas (Fuente: Propia)............. 44
Figura 33. Perfiles del Pozo H antes de corregir la profundidad de las curvas, en el cuadro rojo se
observa los valores erráticos que serán eliminados a partir de la profundidad de 10327.5 ft (Fuente:
Propia). .......................................................................................................................................... 45
Figura 34. Perfiles del Pozo H corregidos por profundidad de las curvas (Fuente: Propia). .......... 45
Figura 35. Plantilla para realizar las correcciones ambientales de la curva GR y comparación de la
curva original de GR (color verde) y el GR corregido (color rojo), escala 0 a 200 GAPI, del Pozo C
en IP (Fuente: Propia). ................................................................................................................... 46
Figura 36. Plantilla para realizar las correcciones ambientales de la curva GR y comparación de la
curva original de GR (color verde) y el GR corregido (color rojo), escala 0 a 200 GAPI, del Pozo D
en IP (Fuente: Propia). ................................................................................................................... 47
Figura 37. Plantilla para realizar las correcciones ambientales de la curva GR y comparación de la
curva original de GR (color verde) y el GR corregido (color rojo), escala 0 a 200 GAPI, del Pozo E
en IP (Fuente: Propia). ................................................................................................................... 47
Figura 38. Plantilla para realizar las correcciones ambientales de la curva GR y comparación de la
curva original de GR (color verde) y el GR corregido (color rojo), escala 0 a 200 GAPI, del Pozo F
en IP (Fuente: Propia). ................................................................................................................... 48
Figura 39. Plantilla para realizar las correcciones ambientales de la curva GR y comparación de la
curva original de GR (color verde) y el GR corregido (color rojo), escala 0 a 200 GAPI, del Pozo I en IP
(Fuente: Propia). ............................................................................................................................ 48
XI
Figura 40. Plantilla para realizar las correcciones ambientales de la curva RHOB y comparación de
la curva original (color azul) y la corregida (color rojo), escala 1.95 a 2.95 G/CC, del Pozo C en IP
(Fuente: Propia). ............................................................................................................................ 48
Figura 41. Plantilla para realizar las correcciones ambientales de la curva RHOB y comparación de
la curva original (color roja) y la corregida (color azul), escala 1.95 a 2.95 G/CC, del Pozo D en IP
(Fuente: Propia). ............................................................................................................................ 49
Figura 42. Plantilla para realizar las correcciones ambientales de la curva RHOB y comparación de
la curva original (color azul) y la corregida (color roja), escala 1.95 a 2.95 G/CC, del Pozo E en IP
(Fuente: Propia). ............................................................................................................................ 49
Figura 43. Plantilla para realizar las correcciones ambientales de la curva RHOB y comparación de
la curva original (color azul) y la corregida (color rojo), escala 1.95 a 2.95 G/CC, del Pozo F en IP
(Fuente: Propia). ............................................................................................................................ 50
Figura 44. Plantilla para realizar las correcciones ambientales de la curva RHOB y comparación de la
curva original (color azul) y la corregida (color rojo), escala 1.95 a 2.95 G/CC, del Pozo I en IP (Fuente:
Propia). .......................................................................................................................................... 50
Figura 45. Plantilla para realizar las correcciones ambientales del perfil de NPHI y comparación de
la curva original (color azul) y la corregida (color rojo), escala 0.45 a -0.15 DEC, del Pozo C en IP
(Fuente: Propia). ............................................................................................................................ 51
Figura 46. Plantilla para realizar las correcciones ambientales del perfil de NPHI y comparación de
la curva original (color azul) y la corregida (color rojo), escala 0.45 a -0.15 DEC, del Pozo D en IP
(Fuente: Propia). ............................................................................................................................ 51
Figura 47. Plantilla para realizar las correcciones ambientales del perfil de NPHI y comparación de
la curva original (color azul) y la corregida (color rojo), escala 0.45 a -0.15 DEC, del Pozo E en IP
(Fuente: Propia). ............................................................................................................................ 52
Figura 48. Plantilla para realizar las correcciones ambientales del perfil de NPHI y comparación de
la curva original (color azul) y la corregida (color rojo), escala 0.45 a -0.15 DEC, del Pozo F en IP
(Fuente: Propia). ............................................................................................................................ 52
Figura 49. Plantillas para realizar las correcciones ambientales de los perfiles de resistividad y
comparación entre las curvas originales (izquierda) y las normalizadas (derecha), escala logarítmica
0.2 a 2000 OHM.M, del Pozo C en IP (Fuente: Propia).................................................................. 53
Figura 50.Plantillas para realizar las correcciones ambientales de los perfiles de resistividad y
comparación entre las curvas originales (izquierda) y las normalizadas (derecha), escala logarítmica
0.2 a 2000 OHM.M, del Pozo D en IP (Fuente: Propia). ................................................................ 53
Figura 51. Plantillas para realizar las correcciones ambientales de los perfiles de resistividad y
comparación entre las curvas originales (izquierda) y las normalizadas (derecha), escala logarítmica
0.2 a 20000 OHM.M, del Pozo E en IP (Fuente: Propia). ............................................................... 54
Figura 52. Plantillas para realizar las correcciones ambientales de los perfiles de resistividad y
comparación entre las curvas originales (izquierda) y las normalizadas (derecha), escala logarítmica
0.2 a 2000 OHM.M, del Pozo F en IP (Fuente: Propia). ................................................................. 54
XII
Figura 53. Plantillas para realizar las correcciones ambientales de los perfiles de resistividad y
comparación entre las curvas originales (izquierda) y las normalizadas (derecha), escala logarítmica
0.2 a 2000 OHM.M, del Pozo I en IP (Fuente: Propia). .................................................................... 55
Figura 54. Comparación de las curvas de GR originales (color azul) y normalizadas (color rojo) del
Pozo H a partir de la línea base (Fuente: Propia). ........................................................................... 55
Figura 55. Comparación de las curvas de GR originales (color azul) y normalizadas (color rojo) del
Pozo I a partir de la línea base (Fuente: Propia). ............................................................................ 56
Figura 56. Comparación de las curvas de GR originales (color verde) y normalizadas (color rojo) del
pozo E, en IP (Fuente: Propia). ...................................................................................................... 56
Figura 57. Comparación de las curvas de GR originales (color verde) y normalizadas (color rojo) del
pozo F, en IP (Fuente: Propia). ....................................................................................................... 57
Figura 58. Comparación de las curvas de GR originales (color verde) y normalizadas (color rojo) del
pozo G, en IP (Fuente: Propia). ...................................................................................................... 57
Figura 59. Comparación de las curvas de GR originales (color verde) y normalizadas (color rojo) del
pozo J, en IP (Fuente: Propia). ....................................................................................................... 58
Figura 60. Comparación de las curvas de SP originales (color azul) y normalizadas (color rojo) del
pozo A, en IP (Fuente: Propia). ...................................................................................................... 58
Figura 61. Visualización de parámetros petrofísicos calculados y principales perfiles sin normalizar
utilizados del pozo F (Fuente: Propia). ........................................................................................... 66
Figura 62. Visualización de parámetros petrofísicos calculados y principales perfiles normalizados
utilizados del pozo F (Fuente: Propia). ........................................................................................... 67
Figura 63. Visualización de parámetros petrofísicos calculados y principales perfiles sin normalizar
utilizados del pozo I (Fuente: Propia). ............................................................................................ 68
Figura 64. Visualización de parámetros petrofísicos calculados y principales perfiles normalizados
utilizados del pozo I (Fuente: Propia). ............................................................................................ 70
Figura 65.Visualización de parámetros petrofísicos calculados y principales perfiles sin normalizar
utilizados del pozo J (Fuente: Propia)............................................................................................. 71
Figura 66. Visualización de parámetros petrofísicos calculados y principales perfiles normalizados
utilizados del pozo J. Fuente: Propia .............................................................................................. 73
Figura 67. Flujo de trabajo para normalización de perfiles de pozo (Fuente: Propia)..................... 74
Figura 68. Flujo de trabajo recomendado para la evaluación petrofísica utilizando perfiles de pozos
(Fuente: Propia). ............................................................................................................................ 75
Figura 69. Comparación de la curva originales (color azul) y corregidas (color rojo), del Pozo E en
IP (Fuente: Propia). ........................................................................................................................ 77
XIII
ÍNDICE DE TABLAS
Tabla 1. Factor de conversión de unidades CPS a API en IP. ........................................................ 11
Tabla 2. Principales correcciones ambientales realizadas en perfiles de pozo, según la compañía de
servicios (Fuente: Propia)............................................................................................................... 16
Tabla 3. Parámetros de los pozos C, D, E y F (Fuente: Propia)...................................................... 17
Tabla 4. Valores de salinidad y Rw utilizados para la evaluación petrofísica del Pozo I y J (Fuente:
Propia). .......................................................................................................................................... 24
Tabla 5. Ecuaciones para obtener Vsh a partir de IGR................................................................... 25
Tabla 6. Inventario de los pozos a normalizar (Fuente: Propia). .................................................... 35
Tabla 7. Perfiles disponibles de los pozos (Fuente: Propia).. ......................................................... 36
Tabla 8. Mnemónicos utilizados de las empresas prestadoras de servicios y estandarizados para los
perfiles de correlación y litología (Fuente: Propia). ........................................................................ 59
Tabla 9. Mnemónicos utilizados de las empresas prestadoras de servicios y estandarizados para los
perfiles de Densidad (Fuente: Propia). ........................................................................................... 61
Tabla 10. Mnemónicos utilizados de las empresas prestadoras de servicios y estandarizados para los
perfiles de Resistividad (Fuente: Propia). ....................................................................................... 62
Tabla 11. Parámetros petrofísicos calculados de los pozos F, I y J (Fuente: Propia). ..................... 65
Tabla 12. Parámetros de corte establecidos para este estudio (Fuente: Propia). ............................. 77
Tabla 13. Comparación de los parámetros petrofísicos para el pozo F (Fuente: Propia)................. 78
Tabla 14. Comparación de los parámetros petrofísicos para el pozo I (Fuente: Propia). ................ 80
Tabla 15. Comparación de los parámetros petrofísicos para el pozo J (Fuente: Propia). ................ 83
XIV
Título: “Generación de un flujo de trabajo para normalizar perfiles de pozos y realizar el
análisis petrofísico de pozos tipo”.
Autora: Katherine Paulina Moncayo Olmedo
Tutor: Jairo Geovanny Bustos Cedeño
RESUMEN
La normalización precisa y oportuna de los perfiles de pozos, establece un nuevo estándar en
términos de confiabilidad y eficiencia; garantizando menor incertidumbre en la información
proporcionada para el cálculo de parámetros petrofísicos, cálculo de facies, determinación de topes y
bases, correlaciones estratigráficas- estructurales, generación del modelo estático- petrofísico y
determinación de reservas de los diferentes reservorios. El presente estudio se enfoca en la
importancia del tratamiento que deben tener los perfiles antes de ser interpretados para sus diferentes
aplicaciones. Inicialmente se procedió a la recolección de información y perfiles de pozos para el
respectivo estudio; se describió metodológicamente los procedimientos y actividades realizadas en
cada uno de los pozos según las características presentes. Una vez normalizados los perfiles se efectuó
la evaluación petrofísica convencional a tres pozos, los valores se presentan en una tabla comparativa
de los parámetros petrofísicos calculados aplicando antes y después de aplicar el flujo de trabajo en
los perfiles. Finalmente, se presenta un flujo de trabajo para normalizar perfiles de pozos.
PALABRAS CLAVES: NORMALIZACIÓN, PERFILES DE POZOS, EVALUACIÓN
PETROFÍSICA, FLUJO DE TRABAJO.
XV
Title: "Generation of a flow of work to normalize well profiles and realize the petrophysical
analysis of well types"
Author: Katherine Paulina Moncayo Olmedo
Tutor: Jairo Geovanny Bustos Cedeño
ABSTRACT
The precise and timely normalization of well profiles, establishes a new standard in terms of
reliability and efficiency; guaranteeing less uncertainty in the information provided for the calculation
of petrophysical parameters, calculation of facies, determination of formation top, stratigraphic-
structural correlations, generation of the static-petrophysical model and determination of reserves of
the different reservoirs. The present study focuses on the importance of the treatment that the profiles
must have before being interpreted for their different applications. Initially the information and
profiles of wells were collected for the respective study; the procedures and activities realized in each
of the wells according to the present characteristics were described methodologically. Once the
profiles were normalized, the conventional petrophysical evaluation was carried out to three wells,
the values are presented in a comparative table of the petrophysical parameters calculated applying
before and after the workflow in the well profiles. Finally, a workflow is presented to normalize well
profiles.
KEY WORDS: NORMALIZATION, WELL PROFILES, PETROPHYSICAL EVALUATION,
WORKFLOW.
I CERTIFY that the above and foregoing is a true and correct translation of the original document
in Spanish.
_________________________
Jairo Bustos Cedeño
CI: 092296292-3
Tutor
XVI
SIGLAS Y ABREVIATURAS
BIPE: Banco de Información Petrolera del Ecuador
CIGQ: Coordinación de Investigación de Quito de Petroamazonas EP
CNT: Compensated Neutron Log tool (herramienta del perfil de Neutrón Compensado o CNL)
Crossplot: Gráfico bidimensional con una variable escalada en la dirección vertical (Y) y la otra en
el eje horizontal (X)
Cut- off: Valores de corte
DT: Perfil Sónico
GG: Gradiente Geotémico
GR: Gamma Ray (pefil de Rayos Gama)
H: Arenisca Hollín
Hs: Arenisca Hollín Superior
Hi: Arenisca Hollín Inferior
IP: Software Interactive Petrophysics
MINV: Perfil Micro inversa
MNOR: Perfil Micro normal
NPHI: Perfil de Porosidad Neutrón
ϕe: Porosidad Efectiva
𝝓𝑵𝒐𝒏−𝒔𝒉: Porosidad no asociada a las arcillas
Prof: Profundidad
RHOB: Perfil de Densidad
Rm: Resistividad del lodo
Rmf: Resistividad del filtrado del lodo
RXO: Perfil de resistividad somera
RT: Perfil de resistividad profunda
Rw: Resistividad del agua
Sw: Saturación del agua
Standoff; Centricidad
SP: Spontaneus Potential (perfil de Potencial Espontáneo)
XVII
Temp: Temperatura
Templates: Plantillas de visualización aplicables en IP
Ti: Arenisca “T” inferior
Tmáx: Temperatura
Ts: Arenisca “T” superior
Track: Carril donde se ubica el perfil en IP
Ui: Arenisca “U” inferior
Ui: Arenisca “U” superior
Vsh: Volumen de arcilla
Unidades de Medida
API: American Petroleum Institute (Instituto Americano del Petróleo)
CPS: Cuentas por segundo
DEC: Unidades decimales
ºF: Unidad de medida de temperatura, grados Fahrenheit.
Ft: Unidad de medida de profundidad: pies
G/CC: Unidades de densidad, gramos sobre centímetros cúbicos
in: Unidad de medida: Pulgadas
lb/gal: Unidad de medida de densidad: libras sobre galón
ohm: Unidad de medida de resistividad: Ohmio por metro
s: Unidad de medida de la viscosidad: segundo
µ: Micro: prefijo 10-6
1
INTRODUCCIÓN
El primer perfil de información del subsuelo de un pozo fue tomado en 1869, por Lord Kelvin,
éste permitió conocer la temperatura de un pozo somero. En 1927, Marcel y Conrad Schlumberger,
con Henri Doll, obtuvieron el primer registro de resistividad eléctrica.
Desde entonces, la interpretación de perfiles de pozos constituye uno de los aspectos más
importantes en la viabilidad de un proyecto de explotación de hidrocarburos y mejora de estrategias
para el desarrollo del yacimiento. Sin interpretación, las medidas resultantes de los perfiles no son
útiles, sin embargo hay que considerar que las lecturas de los perfiles son afectadas por diferentes
factores tales como: lodos de perforación de diferente composición, mal funcionamiento de las
herramientas o muy antiguas, errores de medición e imprecisión de las herramientas debidas a
calibraciones inefectivas, entre otros. Es por eso que los perfiles de pozos deben ser normalizados
para identificar y eliminar lecturas erróneas, de manera que se pueden obtener resultados confiables
para la evaluación petrofísica, correlación y modelamiento geológico.
La generación de un flujo de trabajo para normalizar perfiles de pozos de la Cuenca Oriente
pretende estandarizar la secuencia de acciones, actividades y procedimientos seguidos para el control
de calidad, edición y normalización de los mismos, a partir de estudios de trabajos previos, manejo
de software e información de perfiles de pozos. Para el presente estudio se analiza y procesa perfiles
de diferentes características y posteriormente se ha efectuado la evaluación petrofísica de tres pozos,
antes y después de ser normalizados para comparar y analizar los cambios en los parámetros
petrofísicos.
2
1. GENERALIDADES
1.1. Estudios Previos
Según Ramírez, J. y Meneses, J. (2008), en su estudio se desarrolla una metodología para la
caracterización de Atributos Petrofísicos básicos de la Formación Mugrosa: caso de estudio Campo
Colorado, estos atributos necesarios para el modelamiento petrofísico de rocas considera el
comportamiento de los perfiles del pozo, orientado por el modelo geológico y los datos de producción
del campo. Además enfoca un capítulo en el tratamiento básico de los perfiles de pozo previo a la
obtención de los parámetros petrofísicos.
Según Medina, E. (2009), en el estudio geológico para el cálculo de reservas de la arenisca “A”
del Campo Dayuma, realiza el control de calidad, normalización y edición de los perfiles que
intervienen directamente en la evaluación petrofísica y posteriores fases de modelado con la finalidad
de que los resultados reflejen con mayor certeza la realidad del subsuelo.
Según Higuera, D. (2012), en el estudio del modelo petrofísico integrado del grupo Guadalupe,
aplicado al Campo Matachín Norte; analiza los parámetros sobre la calidad del yacimiento, con la
textura, composición de la roca, diagénesis, estructuras sedimentarias mecánicas y bioturbación, a
partir de las propiedades de los perfiles de pozos. Previamente a la obtención del modelo petrofísico,
los perfiles de pozos originales fueron normalizados y realizados las respectivas correcciones de
anomalías, ambientales y profundidad de los núcleos.
De este tema no existe mayor información publicable, más que lo descrito anteriormente.
1.2. Justificación
Los perfiles de pozo suministran información directa del subsuelo, miden propiedades físicas,
eléctricas, acústicas y radioactivas de las formaciones, por tanto, son herramientas cuya integración
con otros datos geológicos, geofísicos y de producción son de vital importancia en la interpretación
petrofísica, caracterización de los reservorios y optimización de los mismos.
3
Sin embargo, los perfiles independientemente si son antiguos o nuevos presentan afectaciones
como puede ser la mala calibración de la herramienta y las condiciones ambientales o fisicoquímicas
de las formaciones que atraviesan al momento de la perforación (condiciones del pozo, fluido de
perforación, capas adyacentes, presión, temperatura, entre otras que influyen directamente a la
herramienta), lo que puede causar errores significativos al momento de analizar cuantitativamente
los parámetros petrofísicos de las reservorios.
Con la finalidad que los perfiles tengan una respuesta similar entre los distintos pozos en los
medios y formaciones que atraviesen; la etapa de control de calidad, edición y normalización permite
disminuir respuestas erróneas y completamente distintas a la realidad interna del reservorio, de aquí
radica la importancia de realizar las correcciones necesarias a los perfiles y así obtener información
coherente, homogénea y confiable para que cualquier modelo funcione acertadamente al momento de
realizar predicciones para la caracterización del reservorio.
1.3. Objetivos
1.3.1. Objetivo General.
Generar un flujo de trabajo para normalizar perfiles de pozos y realizar el análisis petrofísico
a pozos tipo.
1.3.2. Objetivos Específicos
i. Digitalizar las curvas de los perfiles de pozo antiguos no disponibles en forma digital.
ii. Realizar las conversiones de unidades API a DEC y re-escalamiento CPS a G/CC para los
perfiles antiguos de NPHI y RHOB, respectivamente.
iii. Realizar las correcciones ambientales a perfiles de pozos.
iv. Normalizar el perfil de GR, a partir de la Línea Base de lutitas.
v. Normalizar el perfil de GR y SP, a partir de histogramas.
vi. Estandarizar nombres y escalas de curvas de los perfiles de pozo.
vii. Proponer un manual de trabajo para el estudio realizado.
viii. Realizar la evaluación petrofísica de pozos tipo.
4
1.4. Alcance
La generación de un flujo de trabajo para la normalización de pozos pretende estandarizar la
secuencia de acciones, actividades y procedimientos seguidos para el control de calidad, edición y
normalización de perfiles de pozos.
El presente estudio analizará y tratará perfiles de pozos de diferentes características; dentro de
los cuales se realizará el control de calidad de las curvas permitiendo asegurar que los datos de
ubicación, nombre del pozo, mesa rotaria, entre otros sean correctos; controlar la profundidad de las
curvas y comprobar la información digital e impresa de los perfiles de cada pozo. Toda la información
y observaciones obtenidas de los perfiles se resumen en una base de datos detallada.
Para los perfiles de pozos que están disponibles únicamente en papel se digitalizará cada curva y
así conservar la información pre-existente de manera digital. Especialmente en perfiles antiguos, se
realizará las correcciones ambientales, de profundidad y de anomalías para mejorar las propiedades
eléctricas, acústicas y radioactivas de las formaciones. Para los casos que las curvas de NPHI se
presenten en unidades API, con la ayudad del software se transformará a unidades DEC y las curvas
de RHOB con unidades CPS por medio de re-escalamiento se transformarán a unidades G/CC. Se
procederá a la estandarización de nombres y escalas de curvas, siendo esto necesario para los
posteriores análisis petrofísicos y cálculo de reservas.
Posteriormente se realizará la evaluación petrofísica de tres pozos, los resultados se presentará en
una tabla comparativa de las propiedades petrofísicas antes y después de ser normalizadas. Por último,
se presenta un flujo de trabajo para normalizar perfiles de pozos.
5
1.5. Zona de Estudio
La Cuenca Oriente constituye una cuenca de ante-país de los Andes ecuatorianos,
geográficamente limitada al norte por la Cuenca del Putumayo (Colombia), al sur por el arco Contaya
de la Cuenca Marañón (Perú), al oeste por la cordillera Occidental de los Andes y al este por el escudo
Guayanés y Brasileño (Baby & Rivadeneira; 2004).
Figura 1. Mapa esquemático de ubicación (Modificado de Daswood y Abbotts, 1990; Cooper et al.,
1995, Rivadeneira y Baby, 1999, Vallejo et al., 2002, Roddaz et al., 2003, en Vaca 2004)
6
2. CONTEXTO METODOLÓGICO
Para la generación del flujo de trabajo de normalización de perfiles de pozo se tiene cinco
etapas consecutivas. A continuación se describen las etapas a desarrollar en el presente proyecto:
2.1. Análisis de la información
Recopilación de información. Se procede a la recolección de perfiles de pozos presentes en
diferentes campos; perfiles antiguos, en papel y nuevos con diferentes características.
Control de calidad de la información. En todos los formatos de los perfiles contienen dos
partes importantes: los datos de las curvas y el encabezado; para poder interpretar la información se
debe realizar un control de calidad con la finalidad de garantizar consistencia en los datos, se
comprueba la información digital e impresa del encabezado de los perfiles adquiridos en cada pozo,
se corrobora que los datos de ubicación, nombre del pozo, mesa rotaria, topes y bases, mnemónicos
y unidades de las curvas sean las correctas; y para el caso de los perfiles en papel que se necesite
digitalizar se debe contar con una imagen legible que garantice la información de las propiedades
físicas de la formación a interpretar y evaluar. Toda la información y observaciones obtenidas de los
perfiles se resumen en una base de datos detallada (Tabla 5 y 6).
2.2. Digitalización de perfiles de pozos
El formato de visualización de perfiles de pozos estándar en la industria es el archivo .LAS y en
algunos casos .ASCII (perfiles antiguos), comprenden una serie de caracteres en los cuales contienen
la información del pozo obtenida en las campañas de perforación. Sin embargo existen perfiles
antiguos en papel que deben ser digitalizados para los respectivos cálculos petrofísicos.
En primer lugar se obtiene la imagen escaneada del perfil de papel en formato .JPG que se
pretende digitalizar las curvas para conservar la información requerida, en este caso del Pozo A y
del Pozo B. Para la digitalización se tiene tres pasos: cargar la imagen, digitalizar y re-escalar las
curvas.
7
2.2.1. Cargar la imagen del perfil
1. La imagen se carga por medio de la aplicación Edit- Picture Curves- Edit/Load Picture Curve
Data en IP, se abre una ventana para crear y asignar un nombre a la curva de la imagen donde se
cargará la imagen escaneada del perfil a digitalizar seleccionando la opción Create New. Se asigna el
tope y base para la imagen del perfil, y en la casilla Graphics File Name se carga la imagen en formato
.JPG. Posteriormente dar clic en Update Plots (Figura 2).
Figura 2. Ventana para cargar la imagen del perfil en IP (Fuente: Propia).
2. En el pozo que corresponde, se crea un “track” dando clic izquierdo en la cabecera, opción
Curves, se cambia el estilo a Pictures, bajo la opción Item y se selecciona la imagen de la curva
creada hace un momento (Figura 3).
Figura 3. Cargar la imagen del perfil en un “track” en IP (Fuente: Propia).
8
3. Finalmente, se tiene la imagen cargada en el “track” del pozo que se está trabajando (Figura
4).
Figura 4. Imagen del perfil cargada en un “track” en IP (Fuente: Propia).
2.2.2. Digitalización de una curva, usando como referencia la imagen del perfil de pozo.
1. Digitalización a partir de una curva de referencia. En el mismo “track” donde está
cargada la imagen, se carga una curva como referencia con la opción Edit - Interactive Trend / Square
en IP, se selecciona la curva de referencia que se va editar y se cambia el nombre de la curva de salida
o digitalizada (Figura 5).
Figura 5. Ventana de creación de una curva digitalizada a partir de una curva de referencia en IP
(Fuente: Propia).
9
Posteriormente, se empieza a digitalizar la curva haciendo clics en los diferentes puntos que
necesite (Figura 6).
Figura 6. Digitalización a partir de una curva de referencia en IP (Fuente: Propia).
2. Digitalización sin una curva de referencia. En el caso que no se cuenta con una
curva de referencia, se crea una curva con la opción Edit- Create Curve/Array Curve en IP, se da el
nombre de la curva que se pretende digitalizar y sus unidades (Figura 7).
Figura 7. Creación de la curva que se va a digitalizar en IP (Fuente: Propia).
Se carga la curva en el “track” de la imagen, con la escala que tiene la curva en papel y
posteriormente se comienza con la digitalización con la opción Edit - Interactive Trend / Square en
IP como en el caso anterior.
10
2.2.3. Caso en el que exista picos que se salen de la escala de la curva del papel
Cuando se presentan picos que se salen de la escala del papel como es en el caso de las
curvas de resistividad del Pozo B. En primer lugar se digitaliza las curvas con la escala presente en
la imagen, escala logarítmica de 0.2 a 20 (Figura 8).
Figura 8. Curvas de resistividad del Pozo B escala logarítmica de 0.2 a 20 (Fuente: Propia).
Posteriormente, se cambia la escala de la curva a escala logarítmica de 20 a 200 para
completar la digitalización de los picos (Figura 9).
Figura 9. Curvas de resistividad del Pozo B escala logarítmica de 20 a 200 y en escala logarítmica
de 0.2 a 2000 en IP (Fuente: Propia).
11
2.3. Conversiones de unidades
Para los análisis petrofísicos e interpretación geológica es necesario que los perfiles se
presenten en unidades estandarizadas: DEC (perfil NPHI), G/CC (perfil RHOB), entre otros. Sin
embargo, en perfiles antiguos estas unidades no son usadas, por tanto es necesario hacer las
transformaciones correspondientes.
Esta etapa comprende la conversión de unidades de los perfiles antiguos NPHI y RHOB.
2.3.1. Conversión de unidades del Perfil NPHI.
A través del tiempo cada compañía de servicios ha tenido diferentes unidades para escalar las
mediciones obtenidas por medio de las herramientas de neutrones (CPS, unidades de neutrón
estándar, unidades ambientales, etc.), hasta que American Petroleum Institute estandarizó a la unidad
API como la medición para todas las herramientas de neutrones que existen en la actualidad (Ricco,
G., 2012). La unidad API puede quedar definida como la milésima parte (1/1000) de la respuesta
radioactiva de una roca tipo que se localiza en la Universidad de Houston, Texas (Bautista, C., Selvas,
F., 2015). En la actualidad, la mayoría de las herramientas de neutrón se encuentran estandarizadas
en unidades aritméticas de porosidad neutrón.
En los casos de los perfiles antiguos que se presenten en unidades CPS o Unidades Neutrónicas
API, existen software que realizan están conversiones en base a la herramienta con la que se perforó
el perfil.
El software IP, por medio de conversiones aplicables para la herramienta CNT transforma las
unidades CPS a API (Tabla 1).
Tabla 1. Factor de conversión de unidades CPS a API en IP.
Tipo de
Herramienta
Espacio entre fuente y
detector
Factor de
conversión
(in) (API/std.cps)
CNT-F/G/H 15.5 1.55
CNT-F/H 19.5 5.5
CNT-G 19.5 5.7
CNT-J/K 16 2.7
12
Mientras que para las conversiones de unidades API a DEC del perfil NPHI en IP, se basa en
la Carta SMP-7030, págs. 46-51, de la Compañía Schlumberger. Aplicando la siguiente ecuación:
NPHI = (-B-E**0.5)/ (2 * A)
Ecuación 2.1
Donde:
A = Constante= 0.846
B = Constante= -1.438
C = 3.236 - (LOG10 (0.985*NPHI))
D = (B**2) - (4*A*C)
E = max (D,0)
Por medio de la aplicación NeutronConversion del IP se carga la curva neutrón que se
encuentra en unidades API y se realiza estas conversiones, desplegando las curvas transformadas
(Figura 10).
Figura 10. Ventana de la Aplicación NeutronConversion en IP (Fuente: Propia).
2.3.2. Conversión de unidades del Perfil RHOB.
El perfil RHOB especialmente en pozos antiguos se presenta en unidades CPS, para sus
posteriores análisis petrofísicos e interpretación geológica, estos valores deben ser transformados a
G/CC. Esta transformación se puede hacer por el método de re-escalar, que se basa en un
razonamiento lógico; inicialmente se selecciona dos valores promedios en el perfil, uno en la zona de
arenas y otro en la zona arcillosa (Figura 11).
13
A) B)
Figura 11. A) Valor de la densidad en zona arcillosas (47.742 CPS). B) Valor de la densidad en la
zona de arenas (126.63 CPS) del Pozo F, en IP (Fuente: Propia).
En el módulo Rescale Curve, en el parámetro Input se carga la curva en unidades CPS que se
va a transformar y en Output se ingresa el nombre de la curva resultante; en Left Scale va el valor
promedio de la densidad en la zona de arenas tanto en CPS que da el perfil y el dato teórico (Figura
12) que se considera para la densidad de las arenas en G/CC; de igual manera se coloca los valores
promedios de densidad en la zona arcillosa en el parámetro de Right Scale.
Figura 12. Valores de densidad de la matriz para las formaciones sedimentarias más comunes (Schlumberger, 2008).
14
Como es en el caso del Pozo F el valor promedio de densidad de la zona de arena es 126.63
CPS, se le considera el dato teórico de 2.65 G/CC y para la zona de lutitas es 47.742 CPS se considera
equivalente a 2.2 G/CC (Figura 13).
Figura 13. Ventana del módulo Rescale Curve, para el Pozo F, en IP (Fuente: Propia).
2.4. Normalización de perfiles de pozos
Serra (1984), menciona que la normalización es un proceso matemático que ajusta dos curvas
de registro para crear una base común de comparación, es decir, es el proceso mediante el cual los
valores se hacen comparables entre sí.
Shier (2004), manifiesta que la normalización se trata de la identificación y eliminación de
errores sistemáticos de los registros de pozo de manera que se pueden obtener resultados confiables
para la evaluación de yacimientos, correlación y modelamiento sísmico.
Bueno y Mantilla (2008), definen la normalización como una corrección lineal con respecto a un
rango estándar de lecturas de registro y agregan que el procedimiento es necesario debido a las
diferencias que surgen entre dos o más herramientas de registro debido a los siguientes factores:
Lodos de perforación de pozo de diferentes composiciones
Herramientas de diferentes épocas
Mal funcionamiento de las herramientas de registro
Entre las correcciones que se dan a los perfiles de pozos están:
Corrección de profundidad
Correcciones ambientales
Normalización por línea base o histogramas
Estandarización de mnemónicos y escalas de las curvas.
15
2.4.1. Eliminación de mediciones erráticas
El problema es mayor para los perfiles antiguos, esta etapa comprende en el recorte de las
mediciones erráticas al inicio y terminaciones de las curvas que son afectadas por propiedades de la
herramienta y condiciones del pozo al momento de realizar las perforaciones en diferentes corridas.
Los cambios se hacen con respecto a una curva de referencia. La elección de la curva de referencia
suele ser arbitraria, pero la primera opción es a menudo el perfil GR, debido a que es la curva de
correlación más común.
2.4.2. Correcciones Ambientales
Los perfiles tienden a ser afectados ambientalmente al momento de la perforación, debido a
condiciones del pozo, fluido de perforación, capas adyacentes, presión y temperatura, que influyen
directamente a la herramienta. Por lo general los perfiles nuevos incluyen esas correcciones, pero los
perfiles antiguos carecen de este tipo de correcciones, por lo que son estos los principales candidatos
a ser corregidos.
Las correcciones ambientales básicas que se deben realizar en perfiles antiguos que ayudarán a
disminuir errores significativos en los cálculos petrofísicos de las formaciones son:
El diámetro del pozo que afecta negativamente especialmente a los perfiles de radiación y
resistividad.
La rugosidad de la pared del pozo, afecta considerablemente a las herramientas.
La invasión del filtrado del lodo impacta cada herramienta de manera diferente.
El tipo y peso del lodo impacta la herramienta debido a la presión y partículas de lodo.
La salinidad del fluido de la perforación y formación.
La temperatura varía de pozo a pozo, tiene que ser corregida.
“Standoff” permite que el lodo entre en las herramientas y la pared del pozo.
Existen métodos analíticos y gráficos para realizar las correcciones por efectos ambientales. El
método analítico corresponde a las ecuaciones empíricas y modelos numéricos, mientras que el
método gráfico es el producto final del desarrollo de esas ecuaciones ajustadas a unas curvas que
emplean las compañías prestadoras de servicios y permiten efectuar las correcciones a las
herramientas.
Estos métodos están sintetizados en las Cartas de Interpretación de Registros para cada empresa
prestadora de servicios.
16
En la tabla 2 se resume las principales correcciones ambientales realizadas a los perfiles y las
Cartas de Interpretación de Registros para las empresas Schlumberger (ANEXO A) y Halliburton
(ANEXO B) utilizadas para estas correcciones en el software IP v3.6.
Tabla 2. Principales correcciones ambientales realizadas en perfiles de pozo, según la compañía de
servicios (Fuente: Propia).
Perfil Corrección Cartas de Interpretación de Registros
Schlumberger, 2000 Halliburton, 1994
GR Diámetro del pozo, peso del
lodo
GR-1, GR-2, GR-3 GR-1
RXO, RT Espesor, diámetro del pozo Rcor-3, Rcor-4a,
Rcor-4c
DIL-1, DIL-2
RHOB Diámetro del pozo, peso del
lodo
Por-15 a Por-1, Por-2, Por-3
NPHI Diámetro del pozo, salinidad
del lodo, salinidad de la
formación, peso y tipo del
lodo, presión, temperatura,
excentricidad
Por-14a, Por-14c,
Por-14d, Por-14e
Por-4a, Por-4b, Por-
5a, Por-6a, Por-6b,
Por-7a, Por-8a, Por-
8b, Por-9a.
Para realizar estas correcciones es necesario conocer algunos parámetros de cada pozo (Tabla 3)
y así ingresar en el software aplicando el módulo Calculation/ Enviromental Corrections.
17
Tabla 3. Parámetros de los pozos C, D, E y F (Fuente: Propia).
POZO/
PARÁMETRO
TEMP
(ºF)
TMAX
(ºF)
PROF
(FT)
TIPO DE
HUECO
DIÁMETRO
DEL
HUECO
TIPO DE LODO “STANDOFF”
(IN)
TIPO DE
MATRIZ
DENSIDAD
DEL
LODO
(LB/GAL)
VISCOSIDAD/
(S)
RM
(OHM)
RMF
(OHM)
POZO C 72 84.5 374.5 Open
Hole
3.375 Bentonita-
Barita- Sosa-
1.5 Caliza/
Limestone
8.9 41 2.1 2.17
POZO D 80 99 693 Open
Hole
4 Bentonita 1.5 Caliza/
Limestone
8.8 45 1.79 2.22
POZO E 74 78 386 Open
Hole
4 Bentonita-
Unical-
NaOH
1.5 Caliza/
Limestone
8.6 35 6.7 5
POZO F 75 82 769 Open
Hole
4 No hay
información
1.5 Caliza/
Limestone
8.6 30 12.2 8.3
18
2.4.3. Normalización de GR, a partir de Línea Base de lutitas
Existen perfiles de GR que se salen de su comportamiento normal y forman picos anómalos,
esto se puede deber a las malas condiciones del hueco, mala calibración de la herramienta, lecturas
muy altas específicamente en las zonas de derrumbe o washout, presencia de fracturas, entre otras
razones. Para esto se toma en cuenta la línea base de lutitas más representativa como referencia para
normalizar el perfil (Figura 14 y 15), con la finalidad de corregir el efecto de deriva y así todos los
pozos del mismo campo estén a una referencia conocida; esta corrección se llevó a cabo utilizando la
aplicación Edit / Interactive Baseline Shift de IP.
Figura 14. Normalización de la curva GR del Pozo H a partir de la línea base (Fuente: Propia).
19
Figura 15. Normalización de la curva GR del Pozo I a partir de la línea base (Fuente: Propia).
20
2.4.4. Normalización de GR y SP, a partir de histogramas.
La normalización a partir de histogramas es aplicable para los casos donde los perfiles
presenten falta de uniformidad estadística y deficiencia de desplazamiento horizontal. Como es en el
caso de la curva de GR del Pozo E, F, G y J donde se observa una tendencia de agrupamiento de los
datos. Esta corrección consiste en seleccionar una curva de referencia a la cual la curva en particular
debe ser ajustada, utilizando la aplicación NormalizeCurves de IP.
Para la curva de GR del pozo E se empleó la función: GRn = GR x 0.58929 + (21.4059), se
observa en la figura 16.
Figura 16. Histograma de frecuencia de la curva de GR del Pozo E (color verde) y de referencia
(color rojo). Y función aplicada para la normalización (Fuente: Propia).
Para la curva de GR del pozo F se empleó la función: GRn = GR x 0.41558 + (0.08236), se
observa en la figura 17.
Figura 17. Histograma de frecuencia de la curva de GR del Pozo F (color verde) y de referencia
(color rojo). Y función aplicada para la normalización (Fuente: Propia).
Para la curva de GR del pozo G se empleó la función: GRn = GR x 1.67346 + (-18.7098), se
observa en la figura 18.
21
Figura 18. Histograma de frecuencia de la curva de GR del Pozo G (color azul) y de referencia
(color rojo). Y función aplicada para la normalización (Fuente: Propia).
En el caso de la curva de GR del Pozo J donde se observa una tendencia de agrupamiento de
los datos se empleó la función: GRn = GR x 0.66631 + (7.40286) como se observa en la figura 19.
Figura 19. Histogramas de frecuencia de la curva GR del Pozo J (color azul) y de referencia (color
rojo). Y la función aplicada para la normalización (Fuente: Propia).
En el caso de la curva de SP del Pozo A donde se observa una tendencia de agrupamiento de
los datos se empleó la función: SPn = SP x 3.175 + (-21.8876) como se observa en la figura 20.
22
Figura 20. Histograma de frecuencia de la curva de SP del Pozo A (color azul) y de referencia
(color rojo). Y la función aplicada para la normalización (Fuente: Propia).
2.4.5. Estandarización de nombres de las curvas.
Los nombres de las curvas varían de acuerdo a la empresa prestadora de servicios y la
herramienta con la cual se perforó. Esta estandarización se realizó con la aplicación Database
Browser/ Edit curve headers en IP (Figura 21) y consiste en renombrar los perfiles generados bajo un
solo término mnemónico y estandarizarlos a una escala conocida.
Figura 21. Ventanas para renombrar los perfiles (derecha) y estandarizar la escalas (izquierda)
(Fuente: Propia).
2.5. Evaluación petrofísica convencional utilizando perfiles de pozos
La evaluación petrofísica constituye la base en la caracterización geológica de un reservorio.
Empleando la información que nos brindan los perfiles de pozos e informes de perforación y
producción. A continuación se describe los pasos a seguir para la evaluación petrofísica:
2.5.1. Identificación de topes y bases de los reservorios de interés.
Esto se realizó analizando las inflexiones que presentan las diferentes curvas al
correlacionarlas.
23
2.5.2. Cálculo del GG y Temperatura de formación
El GG ayuda a observar la variación de la temperatura a medida que va profundizando el
pozo, se calcula empleando la siguiente ecuación:
𝐺𝐺 =𝑇𝑚á𝑥 − 𝑇𝑒𝑚𝑝
𝑃𝑟𝑜𝑓𝑚á𝑥 − 𝑃𝑟𝑜𝑓
Ecuación 2.2
Donde:
GG: Gradiente geotérmico (°F/Ft)
Tmáx: Temperatura máxima (°F)
Temp: Temperatura en la zona de interés (ºF)
Profmáx: Máxima profundidad vertical (Ft)
Prof: Profundidad en la zona de interés en la que se calcula la temperatura (Ft)
Conociendo el GG se puede calcular la temperatura de formación en función de la
profundidad, mediante la siguiente ecuación:
𝑇𝑒𝑚𝑝𝑒𝑟𝑎𝑡𝑢𝑟𝑎 = 𝑇𝑒𝑚𝑝 + 𝐺𝐺 𝑥 𝑃𝑟𝑜𝑓
Ecuación 2.3
Donde:
Temperatura: Curva de temperatura en relación con la profundidad (ºF)
Temp: Temperatura en el intervalo de interés (ºF)
GG: Gradiente geotérmico (ºF/ Ft)
Prof : Profundidad en la zona de interés en la que se calcula la temperatura (Ft)
2.5.3. Obtención de la salinidad
La salinidad es la concentración de cloruro de sodio (NaCl) expresada en ppm, presente en el
agua de formación. El valor de salinidad se obtiene a partir pruebas de análisis del agua de formación
o también por el método gráfico (“crossplot” Temp Vs. Rw). Para el presente estudio los datos
obtenidos de salinidad fueron tomados de reportes de perforación y producción de cada pozo, en la
tabla 4 se resumen los datos de salinidad empleados para el Pozo I y J.
2.5.4. Cálculo de la Rw de formación
La resistividad es la habilidad de una formación para conducir corriente eléctrica que presenta
el agua, se puede determinar por la medición directa a muestras de agua, a través de análisis químico
de muestras de aguas, a partir de la curva SP o por el método gráfico; en este caso se calculó mediante
24
el “crossplot” Temp Vs. Salinidad del agua de formación empleando la Carta GEN-6 de
Interpretación de Registros de la compañía Schlumberger, 2009 (Figura 22).
Figura 22. Valor de Rw calculado de acuerdo a la Carta Gen-6, Ex Gen-9 (Fuente: Carta de
Interpretación de Registros de Schlumberger 2009).
En la tabla 4 se resumen los valores de salinidad y Rw utilizados para el Pozo I y J.
Tabla 4. Valores de salinidad y Rw utilizados para la evaluación petrofísica del Pozo I y J (Fuente: Propia).
Pozo Reservorio Salinidad (NaCl) Temp (ºF) Rw
I
U 66000 177 0.04599
T 57750 168 0.05415
Hs 4950 189 0.45647
Hi 2145 190 1.0039
J
U 70000 107 0.07071
T 50000 110 0.09174
Hs 5000 113 0.73908
Hi 2500 114 1.41309
1.00 ohm.m 2145 ppm
190ºF
25
2.5.5. Cálculo del Vsh
Este parámetro petrofísico expresa el volumen de minerales arcillosos que se encuentran en
un reservorio. Este valor se calcula a partir del perfil SP, GR y modelos combinados entre los perfiles
de RHOB, NPHI o DT.
a) Determinación del Vsh a partir del GR
Para calcular el volumen de arcilla a partir del índice de arcilla en una escala lineal se empela
la siguiente ecuación:
𝐼𝐺𝑅 =𝐺𝑅𝑙𝑜𝑔 − 𝐺𝑅𝑐𝑙𝑒𝑎𝑛
𝐺𝑅𝑠ℎ − 𝐺𝑅𝑐𝑙𝑒𝑎𝑛
Ecuación 2.4
Donde:
IGR = Índice de arcilla
GRlog = Lectura del GR en el intervalo de interés.
GRclean = Lectura del GR en una zona de arenisca limpia.
GRsh = Lectura del GR en una zona arcillosa
Para obtener el Vsh a partir del IGR se ha desarrollado fórmulas empíricas, las más notables son
Linear, Clavier, Stieber, Bateman y Larionov, las cuales pueden ser expresadas analíticamente de la
siguiente manera (Tabla 5):
Tabla 5. Ecuaciones para obtener Vsh a partir de IGR
Relación Ecuación
Linear Vcl = IGR
Calvier Vcl = 1.7 − (3.38 − (IGR + 0.7)2)1/2
Steiber Vcl = IGR/(3 − 2 x IGR)
Bateman Vcl = IGR(IGR+GRfactor)
Larionov Para rocas consolidadas/ antiguas Vcl = 0.033(2(2 IGR) − 1)
Para rocas no consolidadas/
terciarias Vcl = 0.083(2(3.7 IGR) − 1)
26
b) Determinación del Vsh a partir del SP
El volumen de arcilla se determina mediante la ecuación:
𝑉𝑠ℎ =𝑆𝑃𝑙𝑜𝑔 − 𝑆𝑃𝑐𝑙𝑒𝑎𝑛
𝑆𝑃𝑠ℎ − 𝑆𝑃𝑐𝑙𝑒𝑎𝑛
Ecuación 2.5
Donde:
Vsh = Volumen de arcilla
SPlog = Lectura del SP en el intervalo de interés.
SPclean = Lectura del SP en una zona de arenisca limpia.
SPsh = Lectura del SP en una zona arcillosa
c) Determinación del Vsh a partir del perfil de RHOB-NPHI
El volumen de arcilla se determina mediante la ecuación:
𝑉𝑠ℎ =𝜙𝑁 − 𝜙𝐷
𝜙𝑁𝑠ℎ − 𝜙𝐷𝑠ℎ
Ecuación 2.6
Donde:
Vsh = Volumen de arcilla
𝜙 N = Lectura de porosidad, dado por el perfil NPHI.
𝜙 D = Lectura de porosidad, dado por el perfil RHOB.
𝜙 Nsh = Lectura de porosidad en la lutita, dado por el perfil NPHI.
27
𝜙 Dsh = Lectura de porosidad en la lutita, dado por el perfil RHOB.
d) Determinación del Vsh a partir del perfil RHOB-DT
El volumen de arcilla se determina mediante la ecuación:
𝑉𝑠ℎ =𝜙𝑆 − 𝜙𝐷
𝜙𝑆𝑠ℎ − 𝜙𝐷𝑠ℎ
Ecuación 2.7
Donde:
Vsh = Volumen de arcilla
𝜙 S = Lectura de porosidad, dado por el perfil DT.
𝜙 D = Lectura de porosidad, dado por el perfil RHOB.
𝜙 Ssh = Lectura de porosidad en la lutita, dado por el perfil DT
𝜙 Dsh = Lectura de porosidad en la lutita, dado por el perfil RHOB.
e) Determinación del Vsh a partir del perfil de DT- NPHI
El volumen de arcilla se determina mediante la ecuación:
𝑉𝑠ℎ =𝜙𝑆 − 𝜙𝑁
𝜙𝑆𝑠ℎ − 𝜙𝑁𝑠ℎ
Ecuación 2.8
Donde:
Vsh = Volumen de arcilla
𝜙 S = Lectura de porosidad, dado por el perfil DT.
𝜙 N = Lectura de porosidad, dado por el perfil NPHI.
𝜙 Ssh = Lectura de porosidad en la lutita, dado por el perfil DT.
𝜙 Nsh = Lectura de porosidad en la lutita, dado por el perfil NPHI.
28
2.5.6. Cálculo de la porosidad
a) Determinación de la porosidad a partir del perfil RHOB
La porosidad a partir del perfil RHOB se calcula mediante la fórmula:
𝜙𝐷 =𝜌𝑚𝑎 − 𝜌𝑏
𝜌𝑚𝑎 − 𝜌𝑓
Ecuación 2.9
Donde:
𝜙𝑠 = Porosidad a partir del perfil RHOB.
ρma = Densidad de la matriz, matriz arena 2.65 G/CC
ρb = Densidad aparente leída directa del perfil RHOB.
ρf = Densidad del fluido, agua dulce 1 G/CC
b) Determinación de la porosidad a partir del perfil NPHI
La porosidad a partir de la lectura directa del perfil NPHI. Este valor es afectado por el tipo de
fluido presente dentro de las formaciones y no resulta ser muy confiable por sí solo.
c) Determinación de la porosidad a partir del perfil DT
La porosidad a partir del perfil DT se calcula mediante la fórmula:
𝜙𝑠 =𝛥𝑡 − 𝛥𝑡𝑚𝑎
𝛥𝑡𝑓 − 𝛥𝑡𝑚𝑎
Ecuación 2.10
Donde:
𝜙𝑠 = Porosidad a partir del perfil DT
𝛥𝑡𝑚𝑎= Tiempo de tránsito de la matriz, matriz arena 55.5-51.0 µs/pie
𝛥𝑡 = Tiempo de tránsito de la formación
𝛥𝑡𝑓 = Tiempo de tránsito del fluido saturante, 47.5 µs/pie
29
d) Corrección del efecto de las arcillas para la 𝝓𝑫 y 𝝓𝑵
Las porosidades calculadas a partir de perfiles de pozos son corregidas por el Vsh, empleando
las siguientes ecuaciones:
∅𝐷𝑠ℎ = ∅𝐷 − 𝑉𝑠ℎ∅𝐷,𝑠ℎ
Ecuación 2.11
∅𝑁𝑠ℎ = ∅𝑁 − 𝑉𝑠ℎ∅𝑁,𝑠ℎ
Ecuación 2.12
Donde,
𝜙𝑁= Porosidad a partir del perfil NPHI.
𝜙𝐷= Porosidad a partir del perfil RHOB.
∅𝐷𝑠ℎ
= Porosidad a partir del perfil RHOB corregida por el efecto de las arcillas.
∅𝑁𝑠ℎ
= Porosidad a partir del perfil NPHI corregida por el efecto de las arcillas.
Vsh= Valor de volumen de arcilla calculado en el paso anterior
∅𝑁,𝑠ℎ = Lectura de porosidad a partir del perfil NPHI en la zona de las arcillas.
∅𝐷,𝑠ℎ = Lectura de porosidad a partir del perfil RHOB en la zona de las arcillas.
e) Determinación de la 𝝓𝑵𝒐𝒏−𝒔𝒉
La ϕe está definida como la fracción de los espacios vacíos o poros entre granos en relación
con el volumen total de la roca que estén interconectados entre sí, es decir que tenga movilidad de
fluidos, esta porosidad es obtenida en núcleos por diferentes métodos. Mientras que la 𝜙𝑁𝑜𝑛−𝑠ℎ es
la porosidad empírica calculada a partir de perfiles de pozos y corregida por el Vsh, esta porosidad
es la utilizada para los respectivos modelos petrofísicos y cálculos de reservas, la ecuación es la
siguiente:
𝜙𝑁𝑜𝑛−𝑠ℎ =(∅𝐷
𝑠ℎ + ∅𝑁𝑠ℎ)
2
Ecuación 2.13
Donde:
30
𝜙𝑁𝑜𝑛−𝑠ℎ= Porosidad no asociada a las arcillas
∅𝐷𝑠ℎ
= Porosidad a partir del perfil RHOB corregida por el efecto de las arcillas.
∅𝑁𝑠ℎ
= Porosidad a partir del perfil NPHI corregida por el efecto de las arcillas.
2.5.7. Cálculo de la saturación de fluidos
a) Determinación de la Sw
1. Determinación de la Sw en formaciones limpias, ecuación de Archie
La Sw es la fracción del volumen poroso ocupado por agua en formaciones limpias se calcula
por la ecuación de Archie:
𝑆𝑤 = √𝑎 ∗ 𝑅𝑤
𝑅𝑡 ∗ 𝜙𝑒𝑚
𝑛
Ecuación 2.14
Donde:
n= Exponente de saturación
a= Factor de tortuosidad
m= Exponente de cementación
𝜙𝑒 = Porosidad efectiva
Rw= Resistividad de agua de formación
Rt= Resistividad verdadera de la formación, medida directa del perfil de resistividad
profunda.
Debido a que no se cuenta con medidas de laboratorio sobre núcleos, se consideró valores
teóricos para los parámetros a=1, n=2, m=2.
2. Determinación de la Sw en formaciones arcillosas, ecuación Simandoux
La ecuación Simandoux Modificada es aplicable para arenas laminadas:
31
𝑠𝑤 =𝑎 ∗ 𝑅𝑤 ∗ (1 − 𝑉𝑐𝑙2)
2 ∗ 𝑃𝐻𝐼𝐸𝑚 ∗ [(√(𝑉𝑠ℎ
𝑅𝑠ℎ)
2
+4 ∗ 𝜙𝑒𝑚
𝑎 ∗ 𝑅𝑤 ∗ 𝑅𝑡(1 − 𝑉𝑠ℎ2)) −
𝑉𝑠ℎ2
𝑅𝑠ℎ]
1𝑛
Ecuación 2.15
Donde:
n= Exponente de saturación
a= Factor de tortuosidad
m= Exponente de cementación
𝜙𝑒 = Porosidad efectiva
Rw= Resistividad de agua de formación
Rt= Resistividad verdadera de formación, medida directa del perfil de resistividad profunda.
Rsh= Resistividad de la zona de arcilla
Vsh= Volumen de arcilla
3. Determinación de la Sw en formaciones arcillosas, ecuación Doble Agua
Este modelo es aplicable para arcillas dispersas o laminares, la ecuación es:
𝐶𝑡 =∅𝑇
𝑚𝑆𝑤𝑡𝑛
𝑎[𝐶𝑊𝑓 +
𝑆𝑊𝑏
𝑆𝑤𝑡(𝐶𝑊𝑏 − 𝐶𝑊𝑓)]
Ecuación 2.16
𝑆𝑤𝑏 =∅𝑏𝑤
∅𝑡
Ecuación 2.17
∅𝑏𝑤 = 𝑉𝑠ℎ 𝑥 𝑊𝐿𝐶𝑃 Ecuación 2.18
𝐶𝑊𝑓 = Conductividad agua libre
𝐶𝑊𝑏= Conductividad agua ligada
32
𝑆𝑊𝑏= Saturación de agua ligada
∅𝑇= Porosidad Total
WCLP= Porosidad de arcilla húmeda (Wet clay porosity ~0.1).
4. Determinación de la Sw en formaciones arcillosas, ecuación Waxman - Smiths
Este modelo es aplicable para arcillas dispersas, laminares o estructurales:
Ecuación 2.19
Donde:
Sw: Saturación de agua en la zona virgen, fracción.
Rt: Resistividad verdadera en la zona virgen, ohm-m.
Rw: Resistividad del agua de formación, ohm-m.
φ: Porosidad efectiva
m: Factor de cementación corregido por arcilla.
n: Exponente de saturación corregido por arcillosidad.
Qv: Capacidad de intercambio catiónico en la zona virgen, meq/cc
SwT: Saturación de agua total
Qv: Capacidad de intercambio catiónico por unidad de volumen
B: Conductancia equivalente de la zona (calculada en base a la temperatura y Rw). La cual
se obtuvo a partir de la siguiente ecuación
T: Temperatura de formación en grados centígrados.
Ecuación 2.20
5. Determinación de la Sw en formaciones arcillosas, ecuación Indonesa
33
La ecuación Indonesa es la siguiente:
𝑆𝑊 =1
𝑉𝑠ℎ (1 −𝑉𝑠ℎ2
)
√𝑅𝑡
+∅𝑒
√𝑅𝑤
𝑥 1
√𝑅𝑡
Ecuación 2.21
Donde:
Sw: Saturación de agua en la zona virgen.
Rt: Resistividad verdadera en la zona virgen, ohm-m.
Rw: Resistividad del agua de formación, ohm-m.
φe: Porosidad efectiva
Vsh: Volumen de arcilla
b) Determinación de la saturación de petróleo
La saturación de petróleo está definida como la fracción de volumen poroso interconectado
ocupado por hidrocarburo. Los poros deben saturarse con algún líquido, es por eso que se considera
la suma de la saturación del agua, gas y petróleo de una determinada roca de formación, igual a 100%.
1 = 𝑆𝑜 + 𝑆𝑔 + 𝑆𝑤
Ecuación 2.22
Donde:
So = Saturación del petróleo
Sg = Saturación del gas
Sw = Saturación del agua
34
2.5.8. Determinación de “cut- off” y cálculos de espesores netos saturados
Son los valores mínimos de propiedades petrofísicas que debe tener un reservorio para ser
considerado como productor. Los “cut off” se establecen a través del conocimiento del campo y del
reservorio tomando en cuenta datos de producción, núcleos y conocimiento del campo.
35
3. RESULTADOS
3.1. Organización y control de calidad de la información
Para poder detallar los flujos de trabajo se realizó un control de calidad con la finalidad de
garantizar consistencia en la información, para esto se asegura que los datos de ubicación, nombre
del pozo, mesa rotaria sean correctos; controlar la profundidad de las curvas y comprobar la
información digital e impresa de los perfiles adquiridos en cada pozo. A continuación se presenta un
inventario de las características relevantes de cada pozo (Tabla 6) y los perfiles disponibles para cada
uno de ellos (Tabla 7):
Tabla 6. Inventario de los pozos a normalizar (Fuente: Propia).
Pozo Formato de
visualización
Fecha de
perforación
Empresa de
servicios
Tope
(ft)
Base
(ft)
POZO A EN PAPEL Marzo, 1989 …….. 8125 9900
POZO B EN PAPEL Marzo, 1989 …….. 8775 10320
POZO C .ASCII Noviembre, 1983 Schlumberger 21 374.5
POZO D .ASCII Diciembre, 1983 Schlumberger 22 693
POZO E .ASCII Marzo, 1981 Agroperforadora 0 386
POZO F .ASCII Agosto, 1999 Agroperforadora 0 769
POZO G .LAS Mayo, 2016 …….. 0 10429
POZO H .LAS Noviembre, 1992 Halliburton 2608 10350
POZO I .LAS Noviembre, 1979 Halliburton 5500 10512
POZO J .LAS Mayo, 2016 …….. 7980 10023
36
Tabla 7. Perfiles disponibles de los pozos (Fuente: Propia)..
POZO/
PERFILES
PERFILES DE CORRELACIÓN
Y LITOLOGÍA
PERFILES
RESISTIVIDAD
PERFILES DE DENSIDAD
CALI GR SP RXO RT NPHI RHOB DT
POZO A X X X
POZO B X X X X
POZO C X X X X X X X
POZO D X X X X X X X
POZO E X X X X X X X
POZO F X X X X X X X X
POZO G X X X X X X
POZO H X X X X X X X X
POZO I X X X X X X X
POZO J X X X X X X X X
37
3.2. Digitalización de curvas de perfiles de pozo
En este caso se procedió a digitalizar las curvas del pozo A (Figura 23) y del pozo B (Figura
24).
Figura 23. Curvas (SP, resistividad) en papel y digitalizadas del Pozo A (Fuente: Propia).
38
Figura 24. Curvas (GR, SP y resistividad) en papel y digitalizadas del Pozo B (Fuente: Propia).
39
3.3. Conversión de unidades para los perfiles NPHI y RHOB
3.3.1. Conversión de unidades para el perfil NPHI
La aplicación NeutronConversion de IP genera automáticamente cinco curvas del perfil NPHI
(Figura 25 y 26), en las cuales hay que considerar que las curvas:
NPHI es resultado de la conversión directa CPS a DEC
NPHI155 es resultado de la conversión API a DEC, usando la herramienta CNT-F/G/H
NPHI55 es resultado de la conversión API a DEC, usando la herramienta CNT-F/H
NPHI57 es resultado de la conversión API a DEC, usando la herramienta CNT-G
NPHI27 es resultado de la conversión API a DEC, usando la herramienta CNT-J/K
Figura 25. Curvas y tabla de datos generados por la aplicación NeutronConversion para el Pozo E, en IP (Fuente Propia).
40
Figura 26. Curvas y tabla de datos generados por la aplicación NeutronConversion para el Pozo F,
en IP (Fuente Propia).
La conversión de unidades API a DEC para el perfil NPHI realizadas para el Pozo E y para
el Pozo F se puede observar en las figuras 27 y 28, respectivamente.
41
Figura 27. Comparación de la curva NPHI y valores originales en unidades API (color azul, escala 3300 a -1200) y
valores transformados a unidades DEC (color rojo, escala 0.45 a -0.15) del Pozo E, en IP (Fuente: Propia)
Figura 28. Comparación de la curva NPHI y valores originales en unidades API (color azul, escala
3000 a -1500) y valores transformados a unidades DEC (color rojo, escala 0.45 a -0.15) del Pozo F,
en IP (Fuente: Propia).
42
3.3.2. Conversión de unidades para el perfil RHOB
La conversión de unidades CPS a G/CC para el perfil RHOB se la realizó para el Pozo E
donde el valor promedio de densidad de la zona de arena es 44.42 CPS, se le considera el dato
bibliográfico 2.65 G/CC y para la zona arcillosa es 84.21 CPS se considera equivalente a 2.2 G/CC
(Figura 29).
Figura 29. Correlación de la curva en unidades CPS (Izquierda, escala 0 a 200), curva NPHI y GR
con la curva transformada a unidades G/CC (derecha, escala 1.95 a 2.95) del Pozo E, en IP (Fuente:
Propia).
De igual manera para el Pozo F se consideró el valor promedio de densidad de la zona de
arena es 126.63 CPS, se le considera el dato teórico de 2.65 G/CC y para la zona de lutitas es 47.742
CPS se considera equivalente a 2.2 G/CC (Figura 30).
43
Figura 30. Comparación de la curva y datos originales en unidades CPS (Izquierda, escala 250 a 0)
con la curva transformada a unidades G/CC (derecha, escala 1.95 a 2.95) del Pozo F, en IP (Fuente:
Propia).
3.4. Normalización de perfiles de pozos
3.4.4. Eliminación de mediciones erráticas
En el caso en el Pozo C, las curvas necesitan editadas las mediciones erráticas la profundidad
especialmente al inicio de la corrida del perfil (Figura 31).
44
Figura 31. Perfiles del Pozo C antes de corregir la profundidad de las curvas en el cuadro rojo se
observa los valores erráticos que serán eliminados a partir de la profundidad de 31.5 ft (Fuente:
Propia).
Para ajustar la profundidad de las curvas del pozo C, se toma como referencia la profundidad
a 31.5 ft, puesto que a partir de esta profundidad las curvas presentan lecturas consistentes, los demás
valores antes de esta profundidad son eliminados (Figura 32).
Figura 32. Perfiles del Pozo C corregidos por profundidad de las curvas (Fuente: Propia).
45
En el caso del Pozo H se eliminó los valores de las terminaciones de los perfiles de pozo
(Figura 33).
Figura 33. Perfiles del Pozo H antes de corregir la profundidad de las curvas, en el cuadro
rojo se observa los valores erráticos que serán eliminados a partir de la profundidad de
10327.5 ft (Fuente: Propia).
Para ajustar la profundidad de las curvas del pozo H, se toma como referencia la profundidad
a 10327 ft, puesto que a partir de esta profundidad las curvas presentan lecturas consistentes, los
demás valores después de esta profundidad son eliminados (Figura 34).
Figura 34. Perfiles del Pozo H corregidos por profundidad de las curvas (Fuente: Propia).
46
3.4.1. Correcciones ambientales
Se realizó las correcciones ambientales para los pozos C, D, E, F e I, teniendo los siguientes
resultados:
a) Correcciones ambientales a la curva de GR (Figura 35-39):
Figura 35. Plantilla para realizar las correcciones ambientales de la curva GR y comparación de la
curva original de GR (color verde) y el GR corregido (color rojo), escala 0 a 200 GAPI, del Pozo C
en IP (Fuente: Propia).
47
Figura 36. Plantilla para realizar las correcciones ambientales de la curva GR y comparación de la
curva original de GR (color verde) y el GR corregido (color rojo), escala 0 a 200 GAPI, del Pozo D
en IP (Fuente: Propia).
Figura 37. Plantilla para realizar las correcciones ambientales de la curva GR y comparación de la
curva original de GR (color verde) y el GR corregido (color rojo), escala 0 a 200 GAPI, del Pozo E
en IP (Fuente: Propia).
48
Figura 38. Plantilla para realizar las correcciones ambientales de la curva GR y comparación de la
curva original de GR (color verde) y el GR corregido (color rojo), escala 0 a 200 GAPI, del Pozo F
en IP (Fuente: Propia).
Figura 39. Plantilla para realizar las correcciones ambientales de la curva GR y comparación de la curva original de GR
(color verde) y el GR corregido (color rojo), escala 0 a 200 GAPI, del Pozo I en IP (Fuente: Propia).
b) Correcciones ambientales a la curva RHOB (Figuras 40-44).
Figura 40. Plantilla para realizar las correcciones ambientales de la curva RHOB y comparación de
la curva original (color azul) y la corregida (color rojo), escala 1.95 a 2.95 G/CC, del Pozo C en IP
(Fuente: Propia).
49
Figura 41. Plantilla para realizar las correcciones ambientales de la curva RHOB y comparación de
la curva original (color roja) y la corregida (color azul), escala 1.95 a 2.95 G/CC, del Pozo D en IP
(Fuente: Propia).
Figura 42. Plantilla para realizar las correcciones ambientales de la curva RHOB y comparación de
la curva original (color azul) y la corregida (color roja), escala 1.95 a 2.95 G/CC, del Pozo E en IP
(Fuente: Propia).
50
Figura 43. Plantilla para realizar las correcciones ambientales de la curva RHOB y comparación de
la curva original (color azul) y la corregida (color rojo), escala 1.95 a 2.95 G/CC, del Pozo F en IP
(Fuente: Propia).
Figura 44. Plantilla para realizar las correcciones ambientales de la curva RHOB y comparación de la curva original
(color azul) y la corregida (color rojo), escala 1.95 a 2.95 G/CC, del Pozo I en IP (Fuente: Propia).
51
c) Correcciones ambientales a la curva de NPHI (Figuras 45-50)
Figura 45. Plantilla para realizar las correcciones ambientales del perfil de NPHI y comparación de
la curva original (color azul) y la corregida (color rojo), escala 0.45 a -0.15 DEC, del Pozo C en IP
(Fuente: Propia).
Figura 46. Plantilla para realizar las correcciones ambientales del perfil de NPHI y comparación de
la curva original (color azul) y la corregida (color rojo), escala 0.45 a -0.15 DEC, del Pozo D en IP
(Fuente: Propia).
52
Figura 47. Plantilla para realizar las correcciones ambientales del perfil de NPHI y comparación de
la curva original (color azul) y la corregida (color rojo), escala 0.45 a -0.15 DEC, del Pozo E en IP
(Fuente: Propia).
Figura 48. Plantilla para realizar las correcciones ambientales del perfil de NPHI y comparación de
la curva original (color azul) y la corregida (color rojo), escala 0.45 a -0.15 DEC, del Pozo F en IP
(Fuente: Propia).
53
d) Correcciones ambientales a la curva de Resistividad (Figura 49-53)
Figura 49. Plantillas para realizar las correcciones ambientales de los perfiles de resistividad y
comparación entre las curvas originales (izquierda) y las normalizadas (derecha), escala logarítmica
0.2 a 2000 OHM.M, del Pozo C en IP (Fuente: Propia).
Figura 50.Plantillas para realizar las correcciones ambientales de los perfiles de resistividad y
comparación entre las curvas originales (izquierda) y las normalizadas (derecha), escala logarítmica
0.2 a 2000 OHM.M, del Pozo D en IP (Fuente: Propia).
54
Figura 51. Plantillas para realizar las correcciones ambientales de los perfiles de resistividad y
comparación entre las curvas originales (izquierda) y las normalizadas (derecha), escala logarítmica
0.2 a 20000 OHM.M, del Pozo E en IP (Fuente: Propia).
Figura 52. Plantillas para realizar las correcciones ambientales de los perfiles de resistividad y
comparación entre las curvas originales (izquierda) y las normalizadas (derecha), escala logarítmica
0.2 a 2000 OHM.M, del Pozo F en IP (Fuente: Propia).
55
Figura 53. Plantillas para realizar las correcciones ambientales de los perfiles de resistividad y comparación entre las
curvas originales (izquierda) y las normalizadas (derecha), escala logarítmica 0.2 a 2000 OHM.M, del Pozo I en IP
(Fuente: Propia).
3.4.2. Normalización de GR, a partir de Línea Base de lutitas
Se ha realizado la normalización del GR, a partir de la línea base de lutitas para el pozo H e
I (Figuras 54 y 55).
Figura 54. Comparación de las curvas de GR originales (color azul) y normalizadas (color rojo) del Pozo H a partir de la línea base (Fuente: Propia).
56
Figura 55. Comparación de las curvas de GR originales (color azul) y normalizadas (color rojo) del Pozo I a partir de la línea base (Fuente: Propia).
3.4.3. Normalización de GR y SP, a partir de histogramas.
Los resultados de las curvas normalizadas por histogramas de GR del Pozo E, F, G y J y SP
del Pozo A se evidencian en las figuras 56-60.
Figura 56. Comparación de las curvas de GR originales (color verde) y normalizadas (color rojo)
del pozo E, en IP (Fuente: Propia).
57
Figura 57. Comparación de las curvas de GR originales (color verde) y normalizadas (color rojo) del pozo F, en IP (Fuente: Propia).
Figura 58. Comparación de las curvas de GR originales (color verde) y normalizadas (color rojo)
del pozo G, en IP (Fuente: Propia).
58
Figura 59. Comparación de las curvas de GR originales (color verde) y normalizadas (color rojo)
del pozo J, en IP (Fuente: Propia).
Figura 60. Comparación de las curvas de SP originales (color azul) y normalizadas (color rojo) del
pozo A, en IP (Fuente: Propia).
59
3.4.5. Estandarización de nombres y escalas de las curvas.
En la tabla 8, 9 y 10 se observa algunos mnemónicos más utilizados por las empresas de servicios y el mnemónico estandarizado.
Tabla 8. Mnemónicos utilizados de las empresas prestadoras de servicios y estandarizados para los perfiles de correlación y litología (Fuente:
Propia).
SPONTANEOUS POTENTIAL GAMMA RAY CALIPER
WIRELINE Mnemonic WIRELINE Mnemonic MWD/LWD Mnemonic WIRELINE Mnemonic MWD/LWD Mnemonic
Baker Atlas Baker Atlas Baker Hughes INTEQ Baker Atlas Baker Hughes INTEQ CCN
Spontaneous Potential SP Gamma Ray GR Directional-Gamma DG Caliper CAL
Caliper Corrected Neutron
Computalog Spectralog SL
Resisitivity-Gamma-
Directional RGD 4-Arm Dual Caliper 4CAL Pathfinder DNSC
Spontaneous Potential SP Computalog Exlog Multi Finger Caliper MFC
Density Neutron Caliper DNSCM
Halliburton Gamma Ray GR Gamma Ray DLWD Computalog
Density Neutron Standoff Caliper
Tool Spontaneous
Potential SP Spectral Gamma Ray SGR Teleco Caliper
Schlumberger LWD
(Anadrill)
Gearhart Halliburton Gamma Ray DG, DDG, RGD, ReGD Dual Axis Calipers DAC
Compensated Density Neutron CDN
Spontaneous
Potential SP Gamma Ray GR Pathfinder Multi Sensor Caliper MSC Sperry Sun
Welex
Compensated Spectral Natural
Gamma Ray CSNG Directional Gamma Ray HDS1 Halliburton
Acousticaliper MWD
tool Spontaneous
Potential SP Natural Gamma Ray Tool NGRT Resisitivity Gamma Ray CWRD Caliper CL
Reeves Wireline Gearhart Schlumberger LWD (Anadrill) Four Arm Caliper Tool FACT Spontaneous
Potential SP Gamma Ray GR Vision 475
Four Independent Arm Caliper FIAC
Schlumberger
Natural Gamma Ray Spectral
Log SGR Gamma Ray Gearhart Spontaneous
Potential SP Welex
Resisitivity at Bit (focused
gamma ray) RAB Caliper CL
Tucker Wireline Gamma Ray GR Sperry Sun X-Y Caliper Spontaneous
Potential SP
Compensated Spectral Natural
Gamma Ray CSNG DGR Sensors DGR Welex
60
GENERICOS Mnemonic Reeves Wireline MWD Triple Combo Caliper CL Spontaneous Potential SP Compact Gamma Ray MCG Dual Gamma Ray DGR Reeves Wireline
ESTANDARIZADO Mnemonic Spectral Gamma Sonde MGS Natural Gamma Probe NGP Two Arm caliper TAC Spontaneous
Potential SP Schlumberger Compact Two Arm Caliper MCT
Integrated Porosity Lithology IPL Caliper CAL
Plataform Express Four Arm Caliper FAC
Gamma Ray GR Schlumberger
Natural Gamma Ray
Spectrometry Log
NGS,
NGT
Environmental
Measuremente Sonde EMS
Tucker Wireline Caliper CAL
Gamma Ray Tool GR Borehole geometry Tool BGT
GENERICOS Mnemonic Tucker Wireline
Gamma Ray, Total Gamma Ray GR Centralizer Caliper Tool CCT
Uranium-Free Gamma Ray GRS, SGR, KTH XY Caliper Tool XYT
Potassium POTA, K GENERICOS Mnemonic
Uranium URAN, U Caliper CAL, CALI
Thorium THOR,
TH ESTANDARIZADO Mnemonic
ESTANDARIZADO Mnemonic Caliper CALI
Gamma Ray, Total Gamma Ray GR
Uranium-Free Gamma Ray KTH
Potassium POTA
Uranium URAN
Thorium THOR
61
Tabla 9. Mnemónicos utilizados de las empresas prestadoras de servicios y estandarizados para los perfiles de Densidad (Fuente: Propia).
SONIC/ACUSTIC DENSITY NEUTRON
WIRELINE Mnemonic MWD/LWD Mnemonic WIRELINE Mnemonic MWD/LWD Mnemonic WIRELINE Mnemonic MWD/LWD Mnemonic
Baker Atlas Pathfinder Baker Atlas
Baker Hughes
INTEQ Baker Atlas
Baker Hughes
INTEQ
Acoustic Properties Explorert APX Density Neutron
Caliper DNSC Advantange Porosoty
Logging Service APLS Optimized
Rotational Density ORD Compensated Neutron Log CN
Caliper Corrected Neutron CCN
Cross-Multipole Array Acoustic XMAC Schlumberger LWD (Anadrill)
Compensated Z-Density ZDL
Modular Density/Lithology MDL
Sidewall Epithermal Neutron Log SWN
Modular Neutron Porosity MNP
Borehole Compensated Acoustilog DAL, AC
IDEAL Sonic-While_Drilling Tool ISONIC
Compensated Densilog CDL Teleco Neutron Log NEU Teleco
Long Spaced BHC Acoustic ACL Sperry Sun Computalog
Modular Density/Lithology MDP Computalog
Modular Nuclear Porosity MNP
Multiple Array Acoustilog MAC Bi-Modal Acoustic
Tool BAT Spectral Pe Density SPeD Pathfinder
Compensated Neutron service CNS Pathfinder
Digital Array Acoustilog DAC Spectral Litho Density SLD
Density Neutron Standoff Caliper Tool DNSCM Sidewall Neutron Log SNL
Density Neutron Caliper DNSC
Computalog
Compensated Densilog CDL
Density Neutron Caliper DNSCM Halliburton
Schlumberger LWD
(Anadrill)
Borehole Compensated Sonic BCS Halliburton
Schlumberger
LWD (Anadrill) Dual-Spaced Neutron II DSN II Vision 475
Digital Acoustic Array DAR Spectral Density Log SDL Vision 475
Dual-Spaced Epithermal Neutron DSEN
Compensated Neutron Density CDN
High resolution sonic logs BCS Gearhart Sperry Sun Gearhart Sperry Sun
long Spaced Sonic LSS Spectral Litho Density SDL
Azimuthal Stabilized litho
density ASLD Compensated Neutron Log CNS
Compensated
Thermal Neutron CNT
Sonic Signature Log SSL
Compensated Density
Log CDL
MWD Triple
Combo Sidewall Neutron Log SNL
MWD Triple
Combo
Halliburton Welex
Simultaneous Formation Density SFD Neutron Log NL
Compensated Neutron Porosity CNΦ
Full Wave Sonic FWS Spectral Density SDL Welex
Multipole Acoustic Array XACT
Compensated Density Log DEN Dual-Spaced Neutron II DSN II
High resolution sonic logs BCS Reeves Wireline Dual-Spaced Neutron DSN
Long Spaced Sonic LSS Photo Density Sonde ODS Sidewall Neutron SWN
Sonic Signature Log LFDT
Compact
PhotoDensity MPD Neutron NEU
Gearhart Compensated Density CDS Reeves Wireline
Borehole Compensated Sonic BCS Schlumberger Compensated Neutron Sonde CNS
Long Spaced Sonic LSS
Integrated Porosity
Lithology IPL Compact Dual Neutron MDN
Welex LithoDensity Log LDT Schlumberger
Compensated Acoustic Velocity CAV
Compensated
Formation Density Log FDC Integrated Porosity Lithology IPL
Full Wave Sonic FWS Tucker Wireline Plataform Express
62
Acoustic Velocity Log
Compensated Density Tool CDT Compensated Neutron Log CNL
Reeves Wireline
Lithology Density Tool LDT Sidewall Neutron Log SNP
Compensated Sonic Sonde CSS GENERICOS Mnemonic Gamma Ray-Neutron Tool GNT Long Spaced Compensated
Sonic Sonde LCS Bulk Density RHOB, DEN ZDEN Tucker Wireline
Compact Sonic Sonde MSS
Density porosity (refenced
to a specific lithology) DPHI, PHID, DPOR Compensated Neutron Tool CNT
Ultrasonic Gase Detector UGD Density correction DRHO GENERICOS Mnemonic
Sonic Waveform SW
Photoelectric effect
(lithology indicador) PE, Pe, PEF
Neutron porosity (refenced to a
specific lithology) NPHI, PHIN, NPOR
Schlumberger Caliper (hole diameter) CALI, CAL For older (GNT) tools, Counts
Dipole Shear Sonic DSI ESTANDARIZADO Mnemonic ESTANDARIZADO Mnemonic Borehole Compensated Sonic
Log BHC Bulk Density RHOB Neutron porosity NPHI
Long Spaced Sonic LSS
Density porosity (refenced
to a specific lithology) DPHI,
Array Sonic Density correction DRHO
Tucker Wireline
Photoelectric effect
(lithology indicador) PEF
Compensated Sonic Tool CST Caliper (hole diameter) CALI
Long Spaced Sonic Tool LST
GENERICOS Mnemonic
Interval transit time, travel time (for
compressional, shear, and/or
Stoneley weaves
DT, Δt
ESTANDARIZADO Mnemonic
Sónico DT
Tabla 10. Mnemónicos utilizados de las empresas prestadoras de servicios y estandarizados para los perfiles de Resistividad (Fuente: Propia).
INDUCTION LATEROLOG MICRORESISTIVITY "Rxo"
WIRELINE Mnemonic MWD/LWD Mnemonic WIRELINE Mnemonic MWD/LWD Mnemonic WIRELINE Mnemonic
Baker Atlas
Baker Hughes
INTEQ Baker Atlas
Baker Hughes
INTEQ Baker Atlas
3D Explorer Induction Logging Service 3DEX
Multiple Propagation Resisitivity MPR
High Definition Laterolog HDLL
No Laterolog-type tools Minilog ML
High-Definition Induction Log HDIL
Dual Propagation Resistivity DPR
Thin Bed Resistivty TBRt Exlog Micro Laterolog MLL
Dual Phase Induction Log DPIL Exlog Laterolog LL3
Focused Current Resistivity FCR
Micro Spherical Laterolog MSL
63
Dual Induction Focused Log DIFL
Electromagnetic Resistivity
EMR, DLWD Computalog
Schlumberger
LWD
(Anadrill) Proximity Log PROX
Induction Electrolog IEL Teleco Dual Laterolog DLL Resistivity
al Bit RAB Computalog
Computalog
Dual Propagation Resisitivity DPR, RGD Halliburton
Geosteering Tool GST
Micro Resisitivity Tool MRT400
Simultaneous Triple Induction STI400 Pathfinder Dual Laterolog DLL
Micro Spherically Focused Log MSFL
Dual Induction Laterlog DIL Resisitivity
Gamma Ray CWRD Gearhart Micro electric Log MEL
Induction Electric Log IEL Slim Resistivity SCWR Dual Laterolog DLL Halliburton
Halliburton
Schlumberger LWD
(Anadrill) Welex
Micro Spherically Focused Log MSFL
High Resolution Induccion HRI
Compensated Dual Resistivity Tool CDR Dual Laterolog DLL Minilog ML
High Resolution Array Induction HRAI
Array Resistivity Compensed 5 Tool, ARC5 ARC5 Dual Guard DGL Micro Laterolog MLL
Dual Induction Logging Tool DIL, DILT Sperry Sun Guard GL Gearhart
Gearhart
EWR Phase 4 Resisitivity EWR Reeves Wireline
Micro-Triple Resisitivity MTR
High resolution Induction HRI MWD Triple
Combo
Dual Laterolog Sonde DLS Micro-Electrical Log MEL
Induction Electrical Log IRL
Compact Dual laterolog MDL Micro-Laterolog MLL
Welex
Short Focused Guard SFE Welex
Dual Induction Log DIL Schlumberger Microlog ML
Induction Electric Log IEL
Azimuthal Resistivity Imager ARI Microguard MGL
Reeves Wireline Dual Laterolog DLT Reeves Wireline Array Induction/Shallow
FE AIS
Spherically Focused Log SFL
Micro Resisitivity Sonde MRS
Compact Array Induction MAI Laterolog 3 LL3 MicrolLog Sonde MLS
Schlumberger Laterolog 7 LL7
Mud Resistivity Sonde RMS
Array Induction Tool AIT Laterolog 8 LL8 Schlumberger
Platform Express Tucker Wireline
Array Induction Resisitivity AIT
Dual Induction Tool DIT Dual Laterolog DLT
Array Laterolog Resisitivity HRLA
Induction Resistivity Tool IRT GENERICOS Mnemonic
Micro Spherically Focused Resistivity Tool SRT, MSFL
64
Induction Electrical Survey IES
Deep ,laterolog
resistivity DLL, LLD, RLLD Microlarolog ML
Tucker Wireline
Shallow laterolog
resistivity SLL, LLS, RLLS
Microlog proximity Tool MPT
Dual Induction Tool DIT
flushed zone resistivity curve Rxo MicroLog Tool MLT
Phased induction Tool PIT ESTANDARIZADO Mnemonic
Micro.Cylindrically Focused Logging Device MCFL
GENERICOS Mnemonic
Deep ,laterolog
resistivity RT Tucker Wireline
For "Array" and/or "Imaging" tools:
Microspherically Focused Tool MFT
Multiple curves, the names of
which imply both vertical
resolution and depth of
investigation
e.g., HO60
Shallow laterolog
resistivity RXO Micro Log Tool MLT
GENERICOS Mnemonic
For "Dual Induction" tools: For Micrologs:
Deep Induction resistivity ILD, RILD Micronormal resistivity MNOR
Medium Induction resistivity ILM, RILM Microinverse resistivity MINV
Shallow resistivity LL3, SGRD, SFL For other Rxo measurements:
For "Induction Electric" tools:
Micro Spherically
Focused Resistivity MDFL
Induction reistivity
IL, RIL, ILD, RILD Micro Laterolog MLL
Induction conductivity
COND, CILD ESTANDARIZADO Mnemonic
Short Normal resistivity
RSN, SN, R16 Micronormal resistivity RNML
Spontaneous potential SP Microinverse resistivity RLML
ESTANDARIZADO Mnemonic Micro Spherically
Focused Resistivity MDFL
Deep Induction resistivity RT Micro Laterolog MLL
Medium Induction resistivity RM
Shallow resistivity RXO
Spontaneous potential SP
65
3.5. Evaluación Petrofísica convencional a partir de perfiles de pozos
La evaluación petrofísica convencional a partir de perfiles de pozos se realiza con el objetivo
de determinar cuantitativamente los parámetros petrofísicos tales como: Vsh, Sw y 𝜙𝑁𝑜𝑛−𝑠ℎ.
A continuación se presenta los resultados finales de la evaluación petrofísica de los pozos F,
I y J antes y después de ser normalizados sus perfiles (Tabla 11).
Tabla 11. Parámetros petrofísicos calculados de los pozos F, I y J (Fuente: Propia).
PARÁMETROS PETROFÍSICOS
POZO Reservorios Perfiles sin normalizar Perfiles normalizados
Vsh (%) Sw (%) 𝜙𝑁𝑜𝑛−𝑠ℎ (%) Vsh (%) Sw (%) 𝜙𝑁𝑜𝑛−𝑠ℎ (%)
F H 32.94 35.17 16.36 28.05 33.32 17.56
I
Us 39.93 85.68 19.69 39.93 85.67 19.69
Ui 28.83 19.67 20.53 28.83 19.67 20.53
Ts 45.25 85.98 11.13 45.25 85.92 11.13
Ti 45.78 59.36 12.99 45.78 59.91 12.99
Hs 46.51 76.31 10.50 46.51 74.36 10.50
Hi 18.14 93.85 16.15 18.14 93.90 16.15
J
Us 30.1 46.5 10.8 30.7 45.1 10.6
Ui 9.3 91.2 12.1 8.9 92.2 12.1
Ts 30.3 59.4 11.8 35.5 66.9 11.9
Ti 6.1 40.7 12.5 7.3 40.8 11.7
Hs ---- ---- ---- ---- ---- ----
Hi 6.3 100 11.2 7.3 100 11.0
En las siguientes figuras se puede visualizar los perfiles compuestos para cada pozo, en donde
se tiene los siguientes “track” con sus respectivos perfiles dependiendo de la disponibilidad de ellos:
Depth and topes: está la profundidad en unidades ft de cada reservorio con su respectivo
nombre.
Clay Volume o Litología: se encuentran los perfiles de correlación y litología (GR y CAL),
necesarios para el cálculo del volumen de arcilla.
66
Resistivity: contiene los perfiles de resistividad profunda y somera (RT y RXO), y el cruce
entre esas curvas marca la invasión de agua.
Porosity Input: se presentan los perfiles de porosidad (RHOB, NPHI y DT), el cruce entre
las curvas RHOB y NPHI permite definir el contenido de material arenoso.
Saturation: se despliega el perfil de Sw en la zona virgen, calculado por diferentes modelos
de saturación antes mencionados.
Porosity: contiene los perfiles de porosidad efectiva (PHIE) y volumen de agua (BVW), el
cruce entre estas curvas permite definir la presencia de hidrocarburos y agua.
Litology: Indica la distribución del contenido de arcilla, arena y porosidad para cada
reservorio, además se presenta los perfiles de volumen de arcilla (VCL) y porosidad efectiva
(PHIE).
3.5.1. Evaluación petrofísica convencional del Pozo F
En el pozo F, se calculó el Vsh por el método linear a partir del GR, Sw por medio de la
ecuación de Archie al considerar este reservorio de arenas limpias (H) y 𝜙𝑁𝑜𝑛−𝑠ℎ a partir del perfil de
RHOB y NPHI, y corregida por el Vsh (Figuras 61 y 62).
Figura 61. Visualización de parámetros petrofísicos calculados y principales perfiles sin normalizar
utilizados del pozo F (Fuente: Propia).
67
Figura 62. Visualización de parámetros petrofísicos calculados y principales perfiles normalizados
utilizados del pozo F (Fuente: Propia).
3.5.2. Evaluación petrofísica convencional del Pozo I
En el pozo I, se calculó el Vsh por el método linear a partir del GR, Sw por medio de la ecuación
de Simandoux Modificado para formaciones con contenido arcilloso (Us, Ui, Ts, Ti, Hs) y Archie
para formaciones limpias (Hi) y 𝜙𝑁𝑜𝑛−𝑠ℎ fue obtenida a partir del perfil de DT y RHOB, y corregida
por el Vsh (Figuras 63 y 64).
68
Figura 63. Visualización de parámetros petrofísicos calculados y principales perfiles sin normalizar
utilizados del pozo I (Fuente: Propia).
69
70
Figura 64. Visualización de parámetros petrofísicos calculados y principales perfiles normalizados
utilizados del pozo I (Fuente: Propia).
3.5.3. Evaluación petrofísica convencional del Pozo J
En el pozo J, se calculó el Vsh por el método linear a partir del GR, Sw por medio de la ecuación
de Simandoux Modificado para formaciones con contenido arcilloso (Us, Ui, Ts, Ti, Hs) y Archie
para formaciones limpias (Hi) y 𝜙𝑁𝑜𝑛−𝑠ℎ fue obtenida a partir del perfil de RHOB y NPHI, y corregida
por el Vsh (Figuras 65-66)
71
Figura 65.Visualización de parámetros petrofísicos calculados y principales perfiles sin normalizar
utilizados del pozo J (Fuente: Propia).
72
73
Figura 66. Visualización de parámetros petrofísicos calculados y principales perfiles normalizados
utilizados del pozo J. Fuente: Propia
74
6. Flujos de Trabajo
3.6.1. Flujo de trabajo para normalizar perfiles de pozos
SIMBOLOGÍA
FLUJO DE TRABAJO PARA NORMALIZAR
PERFILES DE POZOS
Revisión de la información existente
Registros antiguos y nuevos
Edición de curvas (unión, ajuste de
profundidad)
Los perfiles de neutrón y densidad se encuentran en
unidades DEC y G/CC, respectivamente
Realizar las conversiones de
unidades API a DEC y CPS a G/CC
En papel
Normalización de perfiles GR y SP, a partir de línea base y métodos estadísticos
En digital/ nuevos
En digital/ Antiguos
La empresa de servicios realizaron las correcciones
ambientales
Realizar las correcciones ambientales
Digitalizar las curvas de los perfiles
No
No
Si
Estandarización de nombres y escalas de las curvas
Entrega de información digital para evaluación petrofísica e interpretación Geológica.
Si
INICIO/FIN
DECISIÓN
PROCESO
Figura 67. Flujo de trabajo para normalización de perfiles de pozo (Fuente: Propia).
75
3.6.2. Flujo de trabajo recomendado para la evaluación petrofísica convencional utilizando
perfiles de pozos
SIMBOLOGÍA
FLUJO DE TRABAJO PARA EVALUACIÓN PETROFÍSICA
CONVENCIONAL UTILIZANDO PERFILES DE POZOS
Interpretación de reservorios (topes y bases)
INICIO/FIN
DECISIÓN
PROCESO
Calcular el gradiente geotérmico
Se tiene los valores de salinidad y Rw en cada
pozo
Calcular el volumen de arcilla
A partir de la Carta de Interpretación de Registros de Schlumberger (2009)
Gen-6 (Ex Gen-9)A partir del SP
Cálculo y generación de la curva de porosidad asociada a las arcillas
Cálculo y generación de la curva de saturación de agua y petróleo
Control de calidad, de las curvas petrofísicas
Determinación de valores de corte (cut- off), en base a núcleos y conocimiento del campo
Cálculos de espesores netos saturados
Presentación de los resultados.
A partir del GR
A partir del SP
A partir Densidad –Neutrón
A partir Densidad –Sónico
A partir Neutrón –Sónico
Perfil Densidad
Perfil Neutrón
Perfil Sónico
Modelos compuestos
Ecuación Archie
Ecuación Indonesia
Ecuación Waxman-Smits
Ecuación Simandoux
Ecuación Doble Agua
SI
NO NO
Nota: En el texto se presentan las ecuaciones aplicadas para calcular los parámetros petrofísicos.
Figura 68. Flujo de trabajo recomendado para la evaluación petrofísica utilizando perfiles de pozos
(Fuente: Propia).
76
4. ANÁLISIS DE RESULTADOS Y COMPARACIÓN
Como se puede observar en la siguiente figura 69 “track” Litology con el perfil de Caliper,
mayor es el tamaño del hueco en zonas arcillas, mayor son las correcciones ambientales por ser zonas
débiles y afectadas por washout. Esto se debe principalmente el perfil de GR es afectado por los
siguientes factores:
Diámetro del agujero y peso del lodo:
- El aumento del tamaño del hueco disminuye el conteo de GR.
- El aumento de la densidad del lodo disminuye el conteo de GR.
Debido a que el perfil de inducción realmente mide la conductividad de la formación (inverso de
la resistividad), los efectos de la precisión se disminuyen en resistividades altas, como se observa en
el “track” RT y RXO de la figura 69. Los efectos ambientales que se corrigieron en los perfiles de
Resistividad son:
Espesor del intervalo de interés.
Diámetro de pozo
Solo hay una corrección ambiental pequeña que le agrega unos cuantos centésimos de G/CC a
la curva RHOB corregida por efectos del diámetro de pozo y peso del lodo que no afectan
significativamente a este perfil, se puede observar en el “track” DENSITY de la figura 69.
El perfil NPHI si se puede evidenciar varios cambios en todo el perfil como se evidencia en el
“track” NEUTRON de la figura 69, esto se puede deber a que los efectos ambientales que afectan a
este perfil son varios, entre ellos están:
Diámetro del pozo.
Tipo del lodo
“Stand off”.
Densidad del lodo.
Salinidad en el pozo.
Salinidad de la formación.
Temperatura.
Presión.
77
Figura 69. Comparación de la curva originales (color azul) y corregidas (color rojo), del Pozo E en
IP (Fuente: Propia).
Para la evaluación petrofísica de los pozos F, I y J se utilizó el IP, se consideró los siguientes
“cut off” (Tabla 12).
Tabla 12. Parámetros de corte establecidos para este estudio (Fuente: Propia).
PARÁMETRO
PETROFÍSICO
“CUT OFF” (%)
Vsh <40
𝝓𝑵𝒐𝒏−𝒔𝒉 >10
Sw <50
78
En el pozo F se realizó:
Conversión de unidades API a DEC en el caso de la curva NPHI y CPS a G/CC para la curva
RHOB,
Correcciones ambientales,
Normalización del GR a partir de histogramas.
Al analizar cualitativamente los parámetros petrofísicos calculados se puede observar en el
“track” Litology de la figura 61 existe una sobreestimación del Vsh calculado a partir del perfil de
GR; mientras que en el “track” Litology de la figura 62 los valores de Vsh calculados con el GR
normalizado son más bajos, y la 𝜙𝑁𝑜𝑛−𝑠ℎ es más alta, lo que permite concordar con la respuesta de los
demás perfiles y caracterizar a la arena del reservorio de mayor calidad. Además se observa en la
parte inferior del reservorio un cruce muy grande entre las curvas RHOB y NPHI, esto puede estar
asociado a la presencia de lignito que está registrado en el análisis de ripios de este pozo (Fuente:
BIPE, 1981),
En la tabla 13 se puede comparar cuantitativamente los parámetros del análisis petrofísico
realizado en núcleos (Fuente: BIPE, 1981), con los valores calculados con los perfiles antes y después
de ser normalizados para el reservorio H.
Tabla 13. Comparación de los parámetros petrofísicos para el pozo F (Fuente: Propia).
PARÁMETROS PETROFÍSICOS POZO Reservorio Análisis Petrofísico Perfiles sin normalizarlos Perfiles normalizados
Vsh (%) Sw (%) ϕe (%) Vsh
(%)
Sw
(%)
𝜙𝑁𝑜𝑛−𝑠ℎ
(%)
Vsh
(%)
Sw
(%)
𝜙𝑁𝑜𝑛−𝑠ℎ
(%)
F H …. 34 25.9 32.94 35.17 16.36 28.05 33.32 17.56
Al comparar el análisis petrofísico realizado en núcleos con la evaluación petrofísica a partir
de perfiles normalizados se puede evidenciar:
Los valores de ϕe en el análisis petrofísico son muy altos (ϕe = 25.9%) para corresponder
a reservorios tipo de la Cuenca Oriente (las ϕe promedios para este reservorio H oscilan
entre 12-18%, según Petroproducción-DNH, 1996; 18.6% según White et al., 1995; y 11-
20% según laboratorio de la CIGQ, 2014). Es necesario mencionar que los valores
79
promedios totales de ϕe y Sw obtenidos en núcleos es calculado ponderando los valores
promedios de cada intervalo homogéneo, además las areniscas del pozo son deleznables,
por tal razón los valores de porosidad son muy altos, mientras que los valores calculados
con los perfiles son de paquetes de rocas arenosas y arcillas.
El valor de 𝜙𝑁𝑜𝑛−𝑠ℎ calculada a partir de perfiles normalizados es menor un 32%
comparado con el análisis petrofísico realizado en núcleos.
El valor de Sw calculado a partir de perfiles normalizados es menor un 2 %, debido a que
en el análisis petrofísico es realizado con mediciones directas en el núcleo, mientras que
los valores petrofísicos son mediciones indirectas calculadas a partir de perfiles
normalizados.
Considerando los discriminantes o “cut off” y los parámetros petrofísicos obtenidos, se
tiene que este reservorio presenta potencial de hidrocarburo económico, además los
parámetros calculados aplicando el flujo de trabajo presenta mejor calidad de la arena.
Al comparar la evaluación petrofísica a partir de perfiles antes y después de ser normalizados
se puede evidenciar:
El Vsh si es afectado considerablemente, disminuyendo un 15% sus valores calculados
con perfiles normalizados debido a que la curva de GR presenta grandes cambios en su
normalización por histogramas.
El valor de 𝜙𝑁𝑜𝑛−𝑠ℎ calculada a partir de perfiles normalizados es mayor un 7%, esta
variación pudo dar puesto que es corregida por el Vsh, sin embargo en ambos casos estos
valores están dentro del rango de porosidad estimado para este reservorio.
La Sw calculada a partir de perfiles de pozos es menor un 5% debido a que se realizaron
las correcciones ambientales para los perfiles de NPHI, RHOB, RT y RXO, que afectan a
este parámetro.
Considerando los “cut off” y los parámetros petrofísicos calculados, se considera a este
reservorio con potencial de hidrocarburo económico.
En el pozo I se realizó:
Correcciones ambientales,
Normalización del GR a partir de la línea base.
80
Al analizar cualitativamente los parámetros petrofísicos calculados se puede observar en el
“track” Litology de la figura 63 y 64 que no existe cambios significativos en sus contenido de arenas
y arcillas, y 𝜙𝑁𝑜𝑛−𝑠ℎ esto se debe a que los perfiles al realizar las correcciones ambientales no variaron
considerablemente y la normalización del GR a partir de la línea base no afecta estos parámetros.
En la tabla 14 se puede comparar cuantitativamente los parámetros petrofísicos calculados
con los perfiles antes y después de ser normalizados para los reservorios del pozo I.
Tabla 14. Comparación de los parámetros petrofísicos para el pozo I (Fuente: Propia).
PARÁMETROS PETROFÍSICOS
POZO Reservorio Perfiles sin normalizar Perfiles normalizados
Vsh (%) Sw (%) 𝜙𝑁𝑜𝑛−𝑠ℎ (%) Vsh (%) Sw (%) 𝜙𝑁𝑜𝑛−𝑠ℎ (%)
I
Us 39.93 85.68 19.69 39.93 85.67 19.69
Ui 28.83 19.67 20.53 28.83 19.67 20.53
Ts 45.25 85.98 11.13 45.25 85.92 11.13
Ti 45.78 59.36 12.99 45.78 59.91 12.99
Hs 46.51 76.31 10.50 46.51 74.36 10.50
Hi 18.14 93.85 16.15 18.14 93.90 16.15
Al comparar la evaluación petrofísica a partir de perfiles antes y después de ser normalizados
se puede evidenciar:
En el reservorio Us:
Los valores de Vsh y 𝜙𝑁𝑜𝑛−𝑠ℎ calculados a partir de perfiles normalizados se conservaron
al aplicar el flujo de trabajo para normalizar.
Los valores de 𝜙𝑁𝑜𝑛−𝑠ℎ en la evaluación con los perfiles están dentro de los valores
correspondientes a los reservorios Us tipo de la Cuenca Oriente (las ϕe promedios para
este reservorio Us oscilan entre 10-18% según Petroamazonas EP, 2014; y 8-15% según
laboratorio de la CIGQ, 2014).
La Sw calculada a partir de perfiles de pozos normalizados disminuyó insignificantemente
˂1%.
Considerando los “cut off”, este reservorio no presenta óptimas condiciones de potencial
de hidrocarburos económico al tener altos valores de Sw (Sw˃50%) y mala calidad de la
arena del reservorio.
81
En el reservorio Ui:
El Vsh, Sw y 𝜙𝑁𝑜𝑛−𝑠ℎ calculados a partir de perfiles normalizados se conservando sus
valores al aplicar el flujo de trabajo para normalizarlos.
Los valores de 𝜙𝑁𝑜𝑛−𝑠ℎ, en la evaluación con los perfiles están dentro de los rangos de
porosidad para corresponder a un reservorio Ui tipo de la Cuenca Oriente (las ϕe
promedios para este reservorio Ui oscilan entre 9-20% según Comisión DNH-Producción,
1996, 15-20% según Petroamazonas EP, 2014 y 10-22% según laboratorio de la CIGQ).
Al realizar la evaluación petrofísica a partir de perfiles y considerando los “cut off”, este
reservorio presenta óptimas condiciones de potencial de hidrocarburos económico.
En el reservorio Ts:
Los valores de Vsh, Sw y 𝜙𝑁𝑜𝑛−𝑠ℎ calculados a partir de perfiles normalizados no sufrieron
cambios al aplicar el flujo de trabajo para normalizarlos.
Los valores de 𝜙𝑁𝑜𝑛−𝑠ℎ en la evaluación convencional a partir de perfiles presenta valores
coherentes para corresponder a reservorios Ts tipo de la Cuenca Oriente (las ϕe promedios
para este reservorio Ts oscilan entre 2-18% en núcleos, según Petroamazonas EP, 2014).
Al analizar los resultados de la evaluación petrofísica a partir de perfiles y considerando
los “cut off”, este reservorio no puede ser considerado un reservorio con potencial de
hidrocarburos económico por su alta Sw (Sw˃50%).
En el reservorio Ti:
Los valores de Vsh y 𝜙𝑁𝑜𝑛−𝑠ℎ calculados a partir de perfiles se conservaron al realizar las
correcciones ambientales.
Los valores de 𝜙𝑁𝑜𝑛−𝑠ℎ en la evaluación con los perfiles sin normalizar están dentro de los
rangos de porosidad para corresponder a reservorios Ti tipo de la Cuenca Oriente (las ϕe
promedios para este reservorio Ti oscilan entre 7-15% a partir de perfiles eléctricos y 2-
18% en núcleos, según Petroamazonas EP, 2014).
La Sw calculada a partir de perfiles de pozos normalizados disminuyó insignificantemente
˂1%.
Al realizar el análisis petrofísico y los discrimantes o “cut off”, este reservorio no cumple
con las condiciones necesarias para considerarse reservorio productor de hidrocarburos su
alta Sw (Sw˃50%).
82
En el reservorio Hs:
Los valores de Vsh y 𝜙𝑁𝑜𝑛−𝑠ℎ calculados a partir de perfiles se conservaron al
normalizarlos.
Los valores de 𝜙𝑁𝑜𝑛−𝑠ℎ en la evaluación convencional a partir de perfiles están dentro de
los rangos de porosidad para corresponder a reservorios Hs tipo de la Cuenca Oriente (las
ϕe promedios para este reservorio Hs son: 8.6% según White et al., 1995; 11-14% según
Comisión DNH-Producción, 1996; 3-15% a partir de perfiles eléctricos; 5-16% en núcleos
según Petroamazonas, 2014; y 10-22% según laboratorio de la CIGQ).
La Sw calculada a partir de perfiles de pozos normalizados aumentó insignificantemente
˂1%.
Al realizar la evaluación petrofísica a partir de perfiles y considerando los “cut off”, este
reservorio no presenta óptimas condiciones de potencial de hidrocarburos económico, por
su alta Sw (Sw˃50%) y mala calidad de la arena.
En el reservorio Hi:
Los valores de Vsh y 𝜙𝑁𝑜𝑛−𝑠ℎ calculados a partir de perfiles se conservaron al aplicar el
flujo de trabajo para normalizarlos.
Los valores de 𝜙𝑁𝑜𝑛−𝑠ℎ en la evaluación con los perfiles están dentro de los rangos para
corresponder a reservorios Hi tipo de la Cuenca Oriente (las ϕe promedios para este
reservorio Hs son: 18.6% según White et al., 1995; 12-18% según Comisión DNH-
Producción, 1996; 11-20% a partir de perfiles eléctricos según Petroamazonas, 2014; y
12-20% según laboratorio de la CIGQ).
La Sw calculada a partir de perfiles de pozos normalizados aumentó insignificantemente
˂1%.
Al realizar la evaluación petrofísica a partir de perfiles y considerando los “cut off”, este
reservorio no presenta óptimas condiciones de potencial de hidrocarburos económico por
su alta Sw (Sw˃50%).
En el pozo J se realizó:
Normalización del GR a partir de histogramas.
Al analizar cualitativamente los parámetros petrofísicos calculados se puede observar en el
“track” Litology de la figura 65 y 66 que no existen variaciones significativas en su contenido de
arena, arcillas, porosidad y 𝜙𝑁𝑜𝑛−𝑠ℎ.
83
En la tabla 15, se puede comparar cuantitativamente los parámetros petrofísicos calculados
con los perfiles antes y después de ser normalizados para los reservorios del pozo I.
Tabla 15. Comparación de los parámetros petrofísicos para el pozo J (Fuente: Propia).
PARÁMETROS PETROFÍSICOS
POZO Reservorio Perfiles sin normalizar Perfiles normalizados
Vsh (%) Sw (%) 𝜙𝑁𝑜𝑛−𝑠ℎ (%) Vsh (%) Sw (%) 𝜙𝑁𝑜𝑛−𝑠ℎ (%)
J
Us 30.1 46.5 10.8 30.7 45.1 10.6
Ui 9.3 91.2 12.1 8.9 92.2 12.1
Ts 30.3 59.4 11.8 35.5 66.9 11.9
Ti 6.1 40.7 12.5 7.3 40.8 11.7
Hs ---- ---- ---- ---- ---- ----
Hi 6.3 100 11.2 7.3 100 11.0
Al comparar la evaluación petrofísica a partir de perfiles antes y después de ser normalizados
se puede evidenciar:
En el reservorio Us:
El Vsh calculado a partir de perfiles normalizados aumentó un 2%.
El valor de 𝜙𝑁𝑜𝑛−𝑠ℎ calculada a partir de perfiles normalizados es menor un 2%.
La Sw calculada a partir de perfiles de pozos es menor un 3%.
Al realizar la evaluación petrofísica a partir de perfiles y considerando los “cut off”, el
reservorio Us presenta óptimas condiciones de potencial de hidrocarburos económicos y
similares características de la calidad de la roca.
En el reservorio Ui:
El Vsh calculado a partir de perfiles normalizados disminuyó un 4%.
El valor de 𝜙𝑁𝑜𝑛−𝑠ℎ calculados no sufrió cambios con la aplicación del flujo de trabajo.
La Sw calculada a partir de perfiles de pozos es mayor un 1%.
Considerando los “cut off”, no se puede considerar como reservorio productor por su alta
Sw (Sw˃50%).
84
En el reservorio Ts:
El Vsh calculado a partir de perfiles normalizados aumentó un 14%.
El valor de 𝜙𝑁𝑜𝑛−𝑠ℎ calculada a partir de perfiles normalizados es menor un 1%.
La Sw calculada a partir de perfiles de pozos es mayor un 11%.
Considerando los “cut off”, este reservorio no presenta óptimas condiciones de
almacenamiento de hidrocarburos por su alta Sw (Sw˃50%).
En el reservorio Ti:
El Vsh calculado a partir de perfiles normalizados aumentó un 16%.
El valor de 𝜙𝑁𝑜𝑛−𝑠ℎ calculada a partir de perfiles normalizados es menor un 14%.
La Sw calculada a partir de perfiles de pozos es mayor un 1%.
Al realizar la evaluación petrofísica a partir de perfiles y considerando los “cut off”, el
reservorio Ti se puede considerar como de potencial de hidrocarburos económico y posee
buenas características petrofísicas para considerarse de buena calidad la roca.
En el reservorio Hs:
En el reservorio Hs no se evidenció presencia de zonas arenosas por lo que no es necesario
obtener los parámetros petrofísicos.
En el reservorio Hi:
El Vsh calculado a partir de perfiles normalizados aumentó un 14%.
El valor de 𝜙𝑁𝑜𝑛−𝑠ℎ calculada a partir de perfiles normalizados es menor un 2%.
La Sw calculada no sufrió cambios con la aplicación del flujo de trabajo.
Al realizar el análisis petrofísico y tomando en cuenta los “cut off” establecidos, este
reservorio no puede considerarse como reservorio productor por su alta Sw (Sw˃50%).
85
5. CONCLUSIONES
La normalización tiene como finalidad mejorar la información que presenta defectos, no crear
nueva información, de forma que los procesos deben ser consistentes, tanto local como
regionalmente.
El control de calidad tiene como objetivo garantizar la consistencia en la información para su
futura interpretación geológica
La importancia de la digitalización de perfiles radica en que para los cálculos de los
parámetros petrofísicos e interpretación geológica se debe contar con la información en
formato .LAS o .ASCII, es por eso que se debe realizar la digitalización de perfiles en los
pozos donde se cuenta con información antigua disponible solo en papel.
La estandarización de unidades especialmente para los perfiles NPHI (DEC) y RHOB
(G/CC), es necesaria para los respectivos cálculos de parámetros petrofísicos y correcciones
ambientales; esto se lo hace especialmente en perfiles antiguos donde las unidades estaban
establecidas por la calibración de las herramientas de cada compañía de servicios que
perforaba (CPS, unidades de neutrón estándar, unidades ambientales, etc.).
Las correcciones ambientales básicas que se realizan a perfiles antiguos es mediante métodos
analíticos y gráficos establecidos por cada compañía de servicios. Los efectos ambientales
que afectan en mayor o menor medida a los perfiles son: diámetro del pozo que afecta
negativamente especialmente a los perfiles de radiación y resistividad, rugosidad de la pared
del pozo que afecta considerablemente a las herramientas, invasión del filtrado del lodo que
impacta cada herramienta de manera diferente, tipo y peso del lodo que impacta la
herramienta debido a la presión y partículas de lodo, salinidad del fluido de la perforación y
del fluido de la formación, temperatura, “Standoff” el cual permite que el lodo entre en las
herramientas y pared del pozo.
86
La normalización a partir de la línea base para el perfil GR pretende eliminar las anomalías y
efectos producidos por las malas condiciones del hueco, mala calibración de la herramienta,
lecturas muy altas específicamente en las zonas de derrumbe o washout, presencia de
fracturas, entre otras razones, esto se lo realiza tomando en cuenta la línea base de lutitas más
representativa como referencia para normalizar el perfil. Esta normalización no afecta al
cálculo de los parámetros petrofísicos.
La normalización a partir de histogramas para el perfil GR y SP se hace en los casos donde
el perfil presente falta de uniformidad estadística y deficiencia de desplazamiento horizontal.
La estandarización de nombres a un solo término mnemónico y escala conocida de las curvas
es un procedimiento útil y aplicable en campos que tienen diferentes campañas de
perforación, facilita el trabajo del intérprete y disminuye la generación de “templates”
diferentes para cada pozo.
Los flujos de trabajos presentados en este trabajo ayuda en la selección de un método de
normalización y evaluación petrofísica, óptimo para un determinado conjunto de datos
basado en los aspectos cuantitativos y cualitativos de la información.
El cálculo de parámetros petrofísicos sin realizar el flujo de trabajo podría conllevar a tener
expectativas o estimaciones erróneas en el cálculo de reservas y caracterización del
reservorio.
Con respecto al cálculo Vsh al aplicar el flujo de trabajo se tiene: en el Pozo F este parámetro
dismuyó un 15%; en el Pozo I no sufrió cambios, en el reservorio Ui aumentó un 19% y Hi
un 63%, y en Pozo J aumentó en Us un 2% y en Ti 16%.
Con respecto al cálculo de la 𝜙𝑁𝑜𝑛−𝑠ℎ al aplicar el flujo de trabajo se tiene: en el Pozo F
disminuyó un 32% comparado con el análisis petrofísico realizado en núcleos, mientras que
al compararlo con los valores calculados a partir de perfiles sin aplicar el flujo de trabajo
incremento un 7%; en el Pozo I se conservaron los valores de este parámetro; y en el Pozo J
disminuye del 2% en Us y en Ti 14%. Además hay que considerar que los valores de 𝜙𝑁𝑜𝑛−𝑠ℎ
calculados sin realizar el flujo de trabajo son muy altos (𝜙𝑁𝑜𝑛−𝑠ℎ hasta 25.9% y 𝜙𝑁𝑜𝑛−𝑠ℎ hasta
87
30.4%, para los reservorios del Pozo F y J, respectivamente) para corresponder a reservorios
de la Cuenca Oriente y crean altas expectativas en el cálculo de reservas.
Con respecto al cálculo de la Sw al aplicar el flujo de trabajo se tiene: en el Pozo F disminuyó
un 2% comparado con el análisis petrofísico realizado en núcleos, mientras que al compararlo
con los valores calculados a partir de perfiles sin aplicar el flujo de trabajo disminuyó un 5%;
en el Pozo I cambio insignificativamente ±1%; y en el Pozo J las variaciones fueron desde
disminuir 3% en el reservorio Us hasta aumenta 11% en Ts.
Al realizar la evaluación petrofísica a partir de perfiles y considerando los “cut off”, el Pozo
F el reservorio H cumple las condiciones óptimas de potencial de hidrocarburo económico;
el Pozo I el reservorio Ui cumple estas condiciones; y en el Pozo J los reservorios Us y Ti
son los que presentan óptimas condiciones puesto que los demás reservorios está
considerablemente saturados de agua (Sw˃50%).
En conclusión, el flujo de trabajo para normalización aplica de manera considerable
especialmente al Vsh y a la 𝜙𝑁𝑜𝑛−𝑠ℎ, puesto que la curva de GR es la que más cambios
representativos presenta al realizar la normalización por diferentes métodos; mientras que la
Sw presenta cambios menores, puesto que al realizar las diferentes correcciones a los perfiles
que afectan a este parámetro (NPHI, RHOB, RT y RXO) especialmente las correcciones
ambientales, sus cambios no son tan notorios.
88
6. RECOMENDACIONES
Asegurarse que está trabajando con información original.
Tener precaución debido a que la normalización puede eliminar las variaciones geológicas
naturales que pueden tener importancia en la comprensión de las heterogeneidades de un
depósito geológico.
89
CITAS BIBLIOGRÁFICAS
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WEB GRAFÍA
http://www.hitchnerexplorationservices.com/normalization
https://www.spec2000.net/08-depth.htm
https://www.spec2000.net/07-densitylog.htm
91
ANEXOS
92
ANEXO A: Cartas de Schlumberger aplicables para hacer las correcciones en IP. Fuente:
Schlumberger Log Interpretation Charts. 1997 y 2009 Edition.
CARTA GR-1 (2009) CARTA GR-2 (2009)
CARTA GR-3 (2009) CARTA RCOR-3 (1997)
93
CARTA RCOR-4c (1997) CARTA RCOR-15 (1997)
CARTA POR-14 a (1997) CARTA POR-14 c (1997)
94
CARTA POR-14 d (1997)
CARTA POR-14 e (1997)
95
ANEXO B: Cartas de Halliburton aplicables para hacer las correcciones en IP. Fuente:
Halliburton Log Interpretation Charts.
CARTA GR-1 CARTA DIL-1
CARTA DIL-2 CARTA POR-1
96
CARTA POR-2 CARTA POR-3
CARTA POR- 4a CARTA POR- 4b
97
CARTA POR- 5a CARTA POR- 6 a
CARTA POR- 6b CARTA POR- 7 a
98
CARTA POR- 8a CARTA POR- 8b
CARTA POR- 9a