Características petrofísicas

Capítulo (4) 127

4.5 Características petrofísicas y saturación de agua inicial en los tipos de roca de la Zona-C en el área Cira-Este

Durante la caracterización de un Yacimiento de hidrocarburos se necesita determinar en

los diferentes tipos de rocas que constituyen el reservorio las propiedades de porosidad

(Φ), permeabilidad (k) y saturación de Agua inicial (Swi) con el objetivo de poder

cuantificar el volumen de hidrocarburos presentes en el subsuelo. A continuación se hace

una breve descripción de cada una de estas propiedades:

• Porosidad (Φ): es la medida del volumen de espacios porosos en la roca que tiene la

capacidad de almacenar fluidos en cualquier condición. Se expresa por el porcentaje de

volumen de poros respecto al volumen total de la roca (porosidad total o bruta). La

porosidad total es considera como el volumen poroso del total de poros estén o no

interconectados (ver Ecuación (4.3)).

(4.3)

Donde: Φ: Porosidad

Vp = Volumen Poroso

VT = Volumen Total

Vg = Volumen de granos

La porosidad se mide en laboratorio sobre muestras de núcleos de pozos corazonados y

esta medida se usa para calibrar los cálculos de porosidad hechos desde registros

eléctricos. Sin embargo no todo el espacio poroso está disponible para almacenar fluidos,

por esta razón cuando se cuantifica volumen de fluidos móviles se trabaja con porosidad

efectiva.

Dependiendo de cómo sea la comunicación de estos poros, la porosidad se puede

clasificar de la siguiente manera:

• Interconectada o efectiva: La porosidad efectiva se refiere al porcentaje de poros

interconectados mediante gargantas que permiten la circulación de fluidos (fluidos

móviles).

128 Modelamiento geoestadístico de los depósitos fluviales de la Zona C-Formación

Mugrosa en el área la Cira-Este del Campo La Cira

• No interconectada o no efectiva. La porosidad no interconectada o no efectiva es

aquella que representa la fracción del volumen total de la roca que está conformada por

los espacios que pueden contener fluidos pero no están comunicados entre sí (fluidos no

móviles).

• La porosidad Total o absoluta se define como (ver Ecuación (4.4)):

(4.4)

Para la Zona-C de la Formación Mugrosa en el área Cira-Este se definió que (ver

Ecuación (4.5)):

(4.5)

La Figura 4-50 muestra una comparación entre los diferentes tipos de porosidad de

acuerdo a los componentes de la roca y la interconexión de los poros. La porosidad

interconectada o efectiva es el dato más importante para poder calcular los volúmenes de

Hidrocarburos en el subsuelo.

Figura 4-50: Esquema de los diferentes tipos de porosidad.

Modificado de Core Laboratories (1989).

CUARZO ARCILLA

SUPERFICIES YENTRECAPAS DE

ARCILLA

POROSPEQUEÑOS

POROSGRANDES

AguaEstructural (OH-)

Agua de Enlaceo Hidratación

Agua Inmóvilo Irreducible

Volumen PorosoPara Hidrocarburos

VShalePorosidad de Análisis de Corazones

Secado en Humedad Controlada

Porosidad de Análisis de Corazones Secado ConvencionalMatriz

Definición de Porosidad Total

Porosidad Total Del Registro Densidad

Porosidad Total Del Registro Neutrón

AguaCapilar

Capítulo (4) 129

• Permeabilidad (k): se define como la capacidad que tiene una roca de permitir el flujo

de fluidos a través de sus poros interconectados. El sistema poral efectivo está

constituido por poros y espacios reducidos que conectan a los poros llamados gargantas

(Ver Figura 4-51). La permeabilidad es una función directa del radio de la garganta que

caracterice la roca. Entre más grande y despejada la garganta mejor es el paso de los

fluidos.

Figura 4-51: Esquema Sistema poral.

La permeabilidad está determinada por la ecuación que define la “Ley de Darcy”. La

Figura 4-52 muestra una gráfica que esquematiza la “Ley de Darcy”. Darcy estableció

que el caudal que atraviesa un medio poroso es proporcional al gradiente hidráulico y al

área de flujo (ver Ecuación (4.6)).

(4.6)

Donde:

Q = flujo (CC/seg)

ΔP = Delta de presión (atm/cm)

A = área (cm2)

μ = viscosidad (centipoise)

L = longitud (cm)

K = constante de proporcionalidad = permeabilidad (Darcies).

Grano

PoroPoro



Entonces permeabilidad se define como (ver Ecuación (4.7)):

(4.7)

Figura 4-52: Esquema Ley de Darcy.

La permeabilidad se mide en laboratorio sobre muestras de núcleos de pozos

corazonados y esta medida se usa para calibrar los cálculos de permeabilidad hechos

desde registros eléctricos.

En un yacimiento la permeabilidad no puede existir si no existe la porosidad por lo cual

existe una relación entre ambas propiedades. Para determinar la relación que existe

entre estas dos propiedades se hace un gráfico crossplot semilogarítmico de porosidad

vs permeabilidad con el objetivo de conocer la relación entre capacidad de

almacenamiento (Φ) y capacidad de flujo (k).

La Figura 4-53 muestra el registro del pozo corazonado Cira-1880 en el área Cira-Este,

donde se puede observar la sección corazonada en la Zona-C, datos de porosidad (PHI)

y permeabilidad (k) medidos en laboratorio sobre muestras tomadas cada pie en el

núcleo. Adicionalmente un gráfico tipo “crossplot semilogarítmico” entre los datos de

porosidad (PHI) y permeabilidad (k) donde se observa la correlación existente entre estas

propiedades.

L

A

P2P1

Capítulo (4) 131

Figura 4-53: Pozo CIRA1880 corazonado en el área Cira-Este.

• Saturación de Agua (Sw): La saturación de un medio poroso con respecto a un fluido

se define como la fracción del volumen poroso de una roca que está ocupada por dicho

fluido (ver Ecuación (4.8)).

(4.8)

Donde:

Sx = Saturación de la fase X.

Vx = Volumen que ocupa la fase X.

VT = Volumen poroso total de la roca.

La sumatoria de las saturaciones de todos los fluidos que se encuentran presentes en el

espacio poroso de una roca, debe ser igual a 1. Si consideramos un medio poroso

saturado por petróleo, agua y gas, entonces (ver Ecuación (4.9)):

(4.9)

Donde:

POZO CIRA 1880 (DATOS DE LABORATORIO BASICOS)

1

10

100

1000

10000

0 5 10 15 20 25 30 35 40 45

PHI (%)

C1 C2 C3C4 C2DT GTBC3CB C1Ab

PHI CORE

K CORE

SECC

ION

CO

RAZO

NAD

A

CIRA1880

-------- Relación Porosidad (PHI) vs permeabilidad (k)k = 0.0399 e0.3194*PHI

R² = 0.713

K (m

d)



So = Saturación de petróleo.

Sw = Saturación de agua.

Sg = Saturación de gas.

Un yacimiento en la zona de Hidrocarburos puede tener las tres o mínimo dos

saturaciones de fluidos pero siempre está presente la Saturación de agua ya sea móvil o

Saturación de agua connata (Swc). La saturación de agua connata (Swc) es la saturación

de agua existente en el yacimiento al momento del descubrimiento, la cual se considera

como el remanente del agua que inicialmente fue depositada con la formación y que

debido a la fuerza de la presión capilar existente, no pudo ser desplazada por los

hidrocarburos cuando éstos migraron al yacimiento.

La saturación de agua connata se correlaciona con la permeabilidad, con el área

superficial y con el tamaño de los poros. A mayor área superficial y menor tamaño de

partículas, mayor es la saturación de agua connata. La determinación de la saturación

inicial de agua se puede efectuar por tres diferentes métodos:

• Núcleos tomados en pozos perforados.

• Cálculos a partir de las curvas de presión capilar.

• Cálculo a partir de registros eléctricos.

La determinación de la saturación de agua a partir de registros eléctricos en formaciones

limpias con una porosidad intergranular homogénea está basada en la ecuación de

saturación de Archie’s (ver Ecuación (4.10)).

(4.10)

Donde:

Rw = Resistividad del agua de formación.

RT = Resistividad verdadera de la formación

Φ = porosidad

n = exponente de saturación

m = Factor de cementación

a = Factor de Tortuosidad generalmente se asume como 1.

Capítulo (4) 133

Otra forma de calcular la saturación de agua inicial es a partir de las curvas de presiones

capilares determinadas en laboratorio sobre muestras de núcleos tomados de pozos que

corazonaron la formación de interés. En este caso se asume que el sistema poroso de la

roca reservorio actúa como un sistema de tubos capilares donde dos o más fluidos

coexisten. En este sistema de tubos capilares la combinación de la tensión superficial y la

curvatura debida a los tubos capilares hace que las dos fases experimenten diferentes

presiones. A medida que las saturaciones relativas de las fases cambian, se ha

encontrado que estas diferencias de presión también cambian. La diferencia entre las

presiones de dos fases cualesquiera se define como presión capilar.

La Figura 4-54 muestra el fenómeno de introducción de un capilar en una interfase agua-

petróleo, donde se genera el denominado ascenso capilar. Adicionalmente la Figura 4-54

muestra un esquema simplificado de medio poroso heterogéneo con capilares cilíndricos

de diferente diámetro. En este diagrama se observa que por encima del nivel de agua

libre (interfase plana entre el agua y el petróleo) en un nivel genérico (Z) existen capilares

con agua y capilares con petróleo dependiendo del diámetro de los mismos y del nivel

elegido. Las saturaciones residuales e irreducibles de los fluidos obtenidas durante las

mediciones de presión capilar se usan para estimar la cantidad de aceite recuperable y la

saturación esperada de agua inicial, pues permiten definir los contactos de los fluidos y el

nivel de agua libre (FWL).

Figura 4-54: Ascenso Capilar interfase agua-petróleo e Idealización medio poroso

heterogéneo.

Petróleo

Agua

Alt

ura

Inte

rfas

eAg

ua L

ibre

Asce

nso

Capi

lar

z

Petróleo

Agua

Alt

ura

a. b.



La figura 4-55 muestra un esquema donde se puede observar como la curva de presión

capilar permite definir el contacto agua aceite, nivel de agua libre y la saturación de agua

irreducible y saturación de agua en la zona de agua móvil en un yacimiento. Figura 4-55: Definición de contacto agua aceite y nivel de agua libre.

En el laboratorio la presión capilar (Pc) es convertida desde presión a altura sobre el nivel

cero (pies o metros). La saturación de agua irreducible (Swirr) se define como la

saturación de agua que no puede ser reducida sin importar cuanto más aumente la

presión capilar. La presión de entrada al poro (Pce) se define como la mínima presión

requerida antes de que el aceite pueda comenzar a invadir la estructura porosa. Es

importante definir también la zona de transición que corresponde al intervalo del

yacimiento sobre el cual tanto el aceite como el agua fluyen.

La Figura 4-56 muestra las curvas de presiones capilares determinadas en laboratorio

para las diferentes rocas de la Zona-C de la Formación Mugrosa en el área Cira-Este.

Del análisis de estas curvas se concluye que:

Structural TrapCapillar Pressure Curve

Capítulo (4) 135

• Existe un amplio espectro de rocas con diferentes Swirr que varían desde rocas

limpias con el 11% hasta rocas sucias con el 62%. La Swirr aumenta a medida que se

incrementa el contenido de arcillas en la roca.

• La zona de transición de aceite/agua en la Zona-C es de aproximadamente 25 pies y

por encima de este nivel se produce aceite 100% libre de agua.

• La zona libre de agua (FWL) está localizada aproximadamente 1 pie por debajo del

OWC definido en cada bloque del área Cira-Este.

Figura 4-56: Curvas de Presiones capilares Rocas de la Zona-C.

4.5.1 Modelo petrofísico En esta etapa se hizo el análisis y revisión de los registros generados de porosidad y

permeabilidad para la roca reservorio (arena) y rocas sello (lodolita) de la Zona-C en

cada pozo. Estas curvas fueron calibradas con los datos medidos en el laboratorio de

básicos sobre muestras de los núcleos de los pozos corazonados en el Campo. El

0

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

0 0.05 0.1 0.15 0.2 0.25 0.3 0.35 0.4 0.45 0.5 0.55 0.6 0.65 0.7 0.75 0.8 0.85 0.9 0.95 1

PC (p

ies)

Sw (%)

Curvas de Presiones Capilares (Zona-C)1880-28901880-29361880-29391880-30261880-31241880-31261882-27791882-27821882-28691882-29361882-30021884-27561884-28431882-28481884-28511884-28941884-29031884-29041884-29481884-29631884-29861888-30661888-30701888-31041888-31051888-31811888-33331888-33471888-33761888-34481888-34491888-34511891-30281891-30491891-31031891-31051891-31361891-31691891-3230

Swirr = 11 %

Swirr aumenta por disminución en la calidad del Reservorio

OWC

FWL(Presión capilar = cero)

Tope Zona de Transición

Reservorio sobre Swirr

Zona de Transición Aceite/agua

Pozo-profundidad

28

26

24

22

20

18

16

14

12

10

8

6

4

0

2

H (p

ies)

Pc(P

SI)



modelo petrofísico se basa en el modelo desarrollado por el petrofísico del área (Bueno,

2008).

Este modelo se basa en la metodología tamaño de poros y gargantas e indicadores de

zonas de flujo. El modelo está bien caracterizado para pozos que cuentan con el set

completo de registros: GR-SP-RESISTIVOS-NUCLEARES (Porosidad-Neutrón). Debido

a la excelente calidad de esta información y su buena calibración con los datos de

laboratorio de básicos (porosidad, permeabilidad, saturación de agua y densidad de

grano) se definieron 5 tipos de roca en estos pozos.

La Figura 4-57 muestra la correlación realizada por Bueno (2008) de cada uno de estos

tipos de roca con los subambientes identificados en los núcleos de la Zona-C.

Desafortunadamente tal y como lo muestra la Tabla 4-3 solo el 8% de los pozos del área

tienen esta información por lo cual no es viable aplicar esta metodología de tipos de roca

en este estudio. Entonces se trabajo únicamente con las curvas de porosidad y

permeabilidad generadas en el modelo de Bueno (2008).

Debido a la gran diversidad en información de registros los cuales abarcan información

desde el año 1929 hasta el año 2010 fue necesario diseñar una estrategia para el área

Cira-Este en la que se diferenciaron cuatro familias de pozos basados en la información

de registros que tenga cada pozo:

• Pozos con el set completo de registros (SP-GR-RESISTIVOS-NUCLEARES

(Densidad-Neutrón)): incluye el pozo corazonado 1880 (No tiene SP por que fue

perforado con lodo base aceite) y los de la serie 2000. Para estos pozos se pudo

desarrollar el mejor Modelo pudiendo definir tipos de roca y los cálculos de VSH

porosidad, permeabilidad y Sw. En estos pozos definieron los contactos actuales (8.26 %

del total de los pozos)

• Pozos con SP-Resistivos: corresponde a los pozos de las series 1500, 1600 y 1700.

En esta clase de pozos no se pudo definir tipos de roca. Los cálculos de VSh, porosidad

y permeabilidad fueron hechos a partir del SP. Con ayuda del registro Resistivo se pudo

definir contactos y calcular Sw (17.99 % del total de pozos).

Capítulo (4) 137

Figura 4-57: Tipos de Roca definidos para el área Cira-Infantas.

• Pozos con SP-Impedancia: corresponde a las series de pozos 800, 900, 1000, 1100,

1200, 1300 y 1400. En estos pozos solo sirve el registro SP ya que el Impedancia no es

una verdadera resistividad y no sirve para definir contactos ni saturaciones. No se pudo

definir tipos de roca. Todos los cálculos de VSH, porosidad, permeabilidad y Sw vienen

del SP (62.54 % del total de pozos).

• Pozos sin ningún tipo de Registro: corresponden a las series 300, 400, 500, 600 y

700. Estos no cuentan con ningún tipo de registro excepto las series 700 donde se tomó

un registro SP hecho manualmente y no funciona para definir litologías, contactos ni

saturaciones. Estos pozos no tienen cálculos petrofísicos (11.21 % del total de pozos).

En resumen de 339 pozos perforados en Zona C en el área Cira-Este solo 268 tienen

modelo petrofísico y debido al bajo cubrimiento areal de pozos con el set completo de

registros no es viable trabajar con los tipos de roca propuestos por Bueno (2008). Por lo

tanto se definió poblar los modelos tridimensionales de facies del área usando las

geometrías de la roca reservorio (arena) y roca sello (arcilla-barreras de permeabilidad)



definidas con los mapas de arena neta construidos mediante el uso de un cutoff de 0.5

del volumen de arcilla (VSh). Adicionalmente las facies se poblaron con las propiedades

petrofísicas siguiendo la metodología de los cuatro grupos de pozos definidos de acuerdo

a la información de registros disponible en cada uno de estos grupos.

4.6 Generación modelo geológico tridimensional de la Zona C en área Cira-Este (modelamiento geoestadístico)

El flujo de trabajo propuesto para llevar a cabo la construcción del modelo geológico 3D y

realizar el modelamiento geoestadístico del área Cira-Este se observa en la Figura 4-58.

Este flujo está ligado a la forma como está diseñado y opera el programa de

modelamiento usado en este estudio (Petrel, 2008), aunque en términos generales son

los pasos indicados en cualquier trabajo de modelamiento 3D.

4.6.1 Datos de entrada En esta fase se hizo la revisión del inventario de la siguiente información que son los

datos de entrada para la construcción del modelo. Adicionalmente se hizo un fuerte

control de calidad de la misma:

• Información de Pozos: UWI, Coordenadas: Norte (metros) y Este (metros), KB (pies),

survey (profundidad, Azimuth, Inclinación).

• Registros eléctricos: SP, GR , RESISTIVOS y NUCLEARES (Porosidad-Neutrón) en

formato LAS (pies).

• Registros petrofísicos: VSh, Porosidad (%) y Permeabilidad (mD) en formato LAS

(pies).

• Topes Estratigráficos: Nombre del Tope, Pozo (UWI) Profundidad (pies) MD.

• Topes de Falla: Nombre de la Falla, Pozo (UWI) Profundidad (pies) MD.

• Fault Sticks en profundidad: Nombre de la Falla, X (metros),Y (metros) y TVDSS

(pies).

• Polígonos de Falla al Tope del C1: (X (metros),Y (metros), Nombre de la Falla.

• Grillas Mapas estructurales en Profundidad al Tope de las unidades A/B, B4, C1 y

Discordancia: Norte (metros), Este (metros) y TVDSS (pies).

• Grillas Mapas Isopacos GROSS (pies): X (metros),Y (metros) y espesor (pies).

Capítulo (4) 139

Figura 4-58: Flujo de Trabajo para la construcción del modelo 3D.

• Grillas Mapas de arena Neta (pies): X (metros),Y (metros) y espesor (pies).

• Contacto agua-aceite “OWC” (pies) por bloque.

Generación Malla 3D

•Poblamiento de la Malla 3D con Facies (SIS)

•Estimación de Volumen de OOIP y Reservas

:•Pozos•Topes estratigráficos y de falla•Registros•Mapas Estructurales•Mapas isopacos•Fallas•Sísmica 3D•Propiedades de los Fluidos•OWC

•Poblamiento de la Malla 3D con Propiedades Petrofísicas (Φ, k , Sw) (SGS)

•Estadística de datos (Continuos y Discretos)•Histogramas•Curvas de frecuencia Acumulada•Curvas de Proporción Vertical•Análisis de espesores•Transformación de Distribución de Datos (Normalización)•Variografia

•Escalamiento Registrosdiscretosde Facies en Malla 3D

•Escalamiento Registroscontinuosde Propiedades Petrofísicas en Malla 3D



• Datos de Núcleos.

• Información Sísmica 3D (formato sgy).

• Algoritmo de Permeabilidad y Algoritmo de Saturación de agua.

• Propiedades de Fluidos: °API, Factor Volumétrico (Bo) RB/STB, µ (cp).

4.6.2 Modelamiento estructural La siguiente fase fue la construcción de la malla tridimensional que servirá para el

poblamiento de facies y de las propiedades petrofísicas del yacimiento. Durante esta

etapa se construyó la malla 3D usando la información de las fallas interpretadas tanto en

pozos como en el cubo sísmico (Fault sticks). La Figura 4-59 muestra los pilares que

sostienen cada falla y los planos definitivos de las mismas. Estos serán el armazón de la

malla.

Figura 4-59: Modelo estructural 3D área Cira-Este.

Basado en los planos de falla se definen los límites de la malla y cuales son la tendencia

estructural principal (dirección ĵ) y secundaria (dirección î), para generar los esqueletos

de la malla. Adicionalmente se definió el tamaño de cada celda en superficie (50 metros x

50 metros) basados en que el espaciamiento que tenemos entre pozos es de

aproximadamente 150 metros. La Figura 4-60 muestra en la parte a) Los límites y

tendencias definidos para la construcción de la malla y en la parte b) se observan los

esqueletos: inferior, medio y superior construidos que darán soporte a nuestra malla 3D.

a. b.

Pilares Planos

Capítulo (4) 141

Figura 4-60: Límites y esqueletos para construcción malla 3D.

En esta etapa la malla 3D queda dividida en los 7 bloques definidos durante la

construcción del modelo estructural y el análisis de OWC (Ver Figura 4-61).

Figura 4-61: Bloques o segmentos del área Cira-Este.

a. b.

Limites EsqueletosTrend JTrend I

Bloques(segmentos)

5

6a

6b

4

3E (3)3E (2)

3E (1)



A continuación se siguió con la generación del horizonte al tope del yacimiento sobre el

esqueleto previamente construido. Este horizonte se construyó con base en el mapa

estructural en profundidad al tope de la unidad C1 y ajustado con los topes interpretados

en cada pozo del área. La Figura 4-62 muestra el horizonte generado sobre el tope de la

malla 3D.

Figura 4-62: Horizonte Tope C1 sobre la malla 3D.

El siguiente paso es dividir el yacimiento verticalmente en zonas de acuerdo a las

unidades estratigráficas interpretadas durante la construcción del modelo estratigráfico

del campo (10 unidades). Durante este proceso se generaron los horizontes (mapas

estructurales) al tope de las unidades: C1, C1AB, C2, C2DT, GTB, C3, C3CB, C4, C4CB,

C5 y D1. Para la construcción de las zonas se usó como entrada los mapas isopacos

“GROSS” de cada unidad y como control de ajuste en cada horizonte se usó los topes de

las unidades interpretadas en cada uno de los pozos del área Cira-Este (Ver Figura 4-

63).

Horizonte C1

Capítulo (4) 143

Posteriormente cada zona fue dividida en capas y con el objetivo de no perder resolución

vertical cada capa tiene un espesor promedio de 2 pies. La Tabla 4-7 muestra el número

de capas finales en cada Zona para un total de 320 capas en la malla 3D. Adicionalmente

se muestra una celda de la malla 3D. La celda se define como la mínima unidad de la

malla con dimensiones en superficie: i (metros), j (metros) y en profundidad: K (pies). Al

final de la construcción de la malla 3D se conoció el número total de celdas (4`620.800).

Figura 4-63: División vertical de la malla 3D en 10 zonas y en capas.

Tabla 4-7: Número de capas por zona en la malla 3D de Cira-Este.

Como control de calidad del modelo estructural 3D construido se hicieron cortes

estructurales en la dirección de rumbo y buzamiento sobre la malla 3D de la estructura

Cira-Este. La Figura 4-64 muestra un ejemplo de corte en la dirección de rumbo y otro en

la dirección de buzamiento.

a. b.

ZONAS CAPASC1

C1AB

C2

C2CB

GTB

C3

C3CB

C4

C4CB

C5

Malla 3D celda

J i

k



Figura 4-64: Cortes estructurarles de rumbo y buzamiento del modelo 3D.

4.6.3 Escalamiento de registros de pozo Como anteriormente se definió la mínima unidad de la malla 3D construida es una celda

cuyo resolución vertical es de 2 pies. Cuando se haga en la malla el poblamiento de

facies o propiedades petrofísicas cada celda puede tomar un único valor de Tipo de roca

o propiedad petrofísica.

Las primeras celdas que se poblaran en la malla 3D son las que la trayectoria de cada

pozo atraviese. Entonces cada celda tomará el valor de facies o propiedad petrofísica de

acuerdo al registro del pozo que la atraviesa. En esta asignación de valores surge un

inconveniente con la escala vertical (profundidad): la celda tiene un espesor de 2 pies

mientras que el registro del pozo tiene una resolución vertical de 0.5 pies, es decir 4

valores por cada celda. La pregunta que surge es cual valor debería tomar la celda?.

Este inconveniente se soluciona con un proceso llamado escalamiento de registros de

pozo. El escalamiento es el proceso mediante el cual se asigna un valor de facies o

propiedad petrofísica a la celda, usando promedios estadísticos de los datos de registros

de los pozos (Ver Figura 4-65).

Dentro del trabajo de escalamiento y modelamiento se tienen dos tipos de datos:

RUMBO BUZAMIENTO

Capítulo (4) 145

• Registro discreto de facies: con base en el registro continuo de volumen de arcilla

(VSh), se construyó el registro discreto RTYPE usando la siguiente relación (ver

Ecuación (4.11)):

(4.11)

Donde 1 es arena (color amarillo) y 2 es lodolita (color café). Esta curva es de tipo

discreto, es decir que para cada facie se asigna un valor de número entero el cual

equivale al tipo de roca que podemos encontrar en nuestro yacimiento. El registro

discreto RTYPE tiene valores cada 0.5 pies y se escaló dentro de las celdas de la malla

3D que tienen un espesor promedio de 2 pies aproximadamente.

Figura 4-65: Escalamiento de Registros de pozo en las celdas de la malla 3D.

En el caso de los registros discretos se usa el parámetro estadístico conocido como la

moda para hacer el escalamiento a cada celda, es decir de los 4 valores del registro

discreto de facies la celda interceptada tomará el que se presente con mayor frecuencia.

Faci

es e

scal

das a

las c

elda

s de

la m

alla

3D



• Registros continuos de propiedades petrofísicas: cuando los registros son

continuos como es el caso de la porosidad y permeabilidad se usan otros parámetros

estadísticos para hacer el escalamiento. Según Deutsch (2002) y Caers (2005) en el

caso de la porosidad se debe usar el promedio aritmético y en el caso de la

permeabilidad se debería usar el promedio geométrico.

Para el área Cira-Este solo se escaló dentro de la malla 3D el registro continuo de

porosidad (PHIE). La Figura 4-66 muestra un ejemplo de escalamiento de registros

discretos y continuos dentro de la celda interceptadas por la trayectoria de un pozo en el

área Cira-Este. Este ejemplo se repite en cada pozo y se hace un chequeo como parte

del control de calidad del trabajo de escalamiento. En el caso de la permeabilidad y

saturación de agua inicial se diseñaron algoritmos externos los cuales serán leídos por el

programa de modelamiento para poblar estas propiedades.

Figura 4-66: Registró discreto RTYPE y continúo PHIE escalados.

CU

RVA

DIS

CR

ETA

DE

FAC

IES

CU

RVA

ESC

ALA

DA

DE

FAC

IES

CU

RVA

ESC

ALA

DA

DE

POR

OSI

DA

D

CU

RVA

CO

NTI

NU

A D

E PO

RO

SID

AD

Características petrofísicas

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