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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


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


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


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


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



curva original de GR (color verde) y el GR corregido (color rojo), escala 0 a 200 GAPI, del Pozo D



curva original de GR (color verde) y el GR corregido (color rojo), escala 0 a 200 GAPI, del Pozo E



curva original de GR (color verde) y el GR corregido (color rojo), escala 0 a 200 GAPI, del Pozo F



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


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


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


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


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


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


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


0.2 a 2000 OHM.M, del Pozo D en IP (Fuente: Propia). ................................................................ 53



0.2 a 20000 OHM.M, del Pozo E en IP (Fuente: Propia). ............................................................... 54



0.2 a 2000 OHM.M, del Pozo F en IP (Fuente: Propia). ................................................................. 54

XII



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


pozo F, en IP (Fuente: Propia). ....................................................................................................... 57


pozo G, en IP (Fuente: Propia). ...................................................................................................... 57


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


utilizados del pozo I (Fuente: Propia). ............................................................................................ 68


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


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


perfiles de Densidad (Fuente: Propia). ........................................................................................... 61


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


Figura 17. Histograma de frecuencia de la curva de GR del Pozo F (color verde) y de referencia


Para la curva de GR del pozo G se empleó la función: GRn = GR x 1.67346 + (-18.7098), se


21

Figura 18. Histograma de frecuencia de la curva de GR del Pozo G (color azul) y de referencia


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


𝑉𝑠ℎ =𝜙𝑁 − 𝜙𝐷

𝜙𝑁𝑠ℎ − 𝜙𝐷𝑠ℎ

Ecuación 2.6

Donde:


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


𝑉𝑠ℎ =𝜙𝑆 − 𝜙𝐷

𝜙𝑆𝑠ℎ − 𝜙𝐷𝑠ℎ

Ecuación 2.7

Donde:


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


𝑉𝑠ℎ =𝜙𝑆 − 𝜙𝑁

𝜙𝑆𝑠ℎ − 𝜙𝑁𝑠ℎ

Ecuación 2.8

Donde:


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)


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


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):


curva original de GR (color verde) y el GR corregido (color rojo), escala 0 a 200 GAPI, del Pozo C


47


curva original de GR (color verde) y el GR corregido (color rojo), escala 0 a 200 GAPI, del Pozo D



curva original de GR (color verde) y el GR corregido (color rojo), escala 0 a 200 GAPI, del Pozo E


48


curva original de GR (color verde) y el GR corregido (color rojo), escala 0 a 200 GAPI, del Pozo F


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).


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


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).


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


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)


la curva original (color azul) y la corregida (color rojo), escala 0.45 a -0.15 DEC, del Pozo C en IP

(Fuente: Propia).


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


la curva original (color azul) y la corregida (color rojo), escala 0.45 a -0.15 DEC, del Pozo E en IP

(Fuente: Propia).


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)



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


0.2 a 2000 OHM.M, del Pozo D en IP (Fuente: Propia).

54



0.2 a 20000 OHM.M, del Pozo E en IP (Fuente: Propia).



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).


del pozo G, en IP (Fuente: Propia).

58


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).


utilizados del pozo F (Fuente: Propia).

67


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


utilizados del pozo I (Fuente: Propia).

70


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).

73


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


“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).


POZO Reservorio Perfiles sin normalizar Perfiles normalizados


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



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%.


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%.


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.


“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).


POZO Reservorio Perfiles sin normalizar Perfiles normalizados


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 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:




Considerando los “cut off”, este reservorio no presenta óptimas condiciones de

almacenamiento de hidrocarburos por su alta Sw (Sw˃50%).

En el reservorio Ti:




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:



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

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https://www.spec2000.net/08-depth.htm

https://www.spec2000.net/07-densitylog.htm

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ANEXOS

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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

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