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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.
Porosidad Total Del Registro Neutrón
Porosidad Total Del Registro Densidad
Definición de Porosidad Total
Matriz
Porosidad de Análisis de Corazones Secado Convencional
Porosidad de Análisis de Corazones
Secado en Humedad Controlada
VShale
CUARZO
ARCILLA
Agua
Estructural (OH-)
SUPERFICIES Y
ENTRECAPAS DE
ARCILLA
POROS
PEQUEÑOS
Agua de Enlace
o Hidratación
Agua
Capilar
Agua Inmóvil
o Irreducible
Modificado de Core Laboratories (1989).
POROS
GRANDES
Volumen Poroso
Para Hidrocarburos
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.
Grano
Poro
Poro
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).
130
Modelamiento geoestadístico de los depósitos fluviales de la Zona C-Formación
Mugrosa en el área la Cira-Este del Campo La Cira
Entonces permeabilidad se define como (ver Ecuación (4.7)):
(4.7)
Figura 4-52: Esquema Ley de Darcy.
L
P2
P1
A
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.
Capítulo (4)
131
Figura 4-53: Pozo CIRA1880 corazonado en el área Cira-Este.
CIRA1880
K
CORE
POZO CIRA 1880 (DATOS DE LABORATORIO BASICOS)
10000
K (md)
PHI
CORE
C1
C2
C3
C4
C2DT
GTB
C3CB
C1Ab
SECCION CORAZONADA
1000
100
10
-------- Relación Porosidad (PHI) vs permeabilidad (k)
k = 0.0399 e 0.3194*PHI
R² = 0.713
1
0
5
10
15
20
25
30
35
40
45
PHI (%)
• 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:
132
Modelamiento geoestadístico de los depósitos fluviales de la Zona C-Formación
Mugrosa en el área la Cira-Este del Campo La Cira
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 aguapetróleo, 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.
b.
Agua
Petróleo
z
Altura
Interfase Agua Libre
Altura
Petróleo
Ascenso Capilar
a.
Agua
134
Modelamiento geoestadístico de los depósitos fluviales de la Zona C-Formación
Mugrosa en el área la Cira-Este del Campo La Cira
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.
Capillar Pressure Curve
Structural Trap
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:
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.
Curvas de Presiones Capilares (Zona-C)
Reservorio sobre
Swirr
Swirr aumenta por disminución en la calidad del
Reservorio
26 13
Tope Zona de
Transición
28 14
24 12
22 11
Zona de Transición Aceite/agua
1880-2890
1880-2936
1880-2939
1880-3026
1880-3124
1880-3126
1882-2779
1882-2782
1882-2869
1882-2936
1882-3002
1884-2756
1884-2843
1882-2848
1884-2851
1884-2894
1884-2903
1884-2904
1884-2948
1884-2963
1884-2986
1888-3066
1888-3070
1888-3104
1888-3105
1888-3181
1888-3333
1888-3347
1888-3376
1888-3448
1888-3449
1888-3451
1891-3028
1891-3049
1891-3103
1891-3105
1891-3136
1891-3169
1891-3230
20 10
18
9
16
8
PC (pies)
Pozo-profundidad
H (pies)
Pc (PSI)
Figura 4-56: Curvas de Presiones capilares Rocas de la Zona-C.
14
7
12
6
10
5
8
4
6
3
4
2
2
1
0
0
OWC
FWL
0
0.05
0.1
0.15
0.2
0.25
Swirr = 11 %
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
(Presión capilar = cero)
Sw (%)
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
136
Modelamiento geoestadístico de los depósitos fluviales de la Zona C-Formación
Mugrosa en el área la Cira-Este del Campo La Cira
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)
138
Modelamiento geoestadístico de los depósitos fluviales de la Zona C-Formación
Mugrosa en el área la Cira-Este del Campo La Cira
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.
:
•Pozos
•Topes estratigráficos y de falla
•Registros
•Mapas Estructurales
•Mapas isopacos
•Fallas
•Sísmica 3D
•Propiedades de los Fluidos
•OWC
Generación Malla 3D
•Escalamiento Registros discretos de Facies en Malla 3D
•Escalamiento Registros continuos de Propiedades Petrofísicas en Malla 3D
•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
•Poblamiento de la Malla 3D con Facies (SIS)
•Poblamiento de la Malla 3D con Propiedades Petrofísicas (Φ, k , Sw) (SGS)
•Estimación de Volumen de OOIP y Reservas
• Grillas Mapas de arena Neta (pies): X (metros),Y (metros) y espesor (pies).
• Contacto agua-aceite “OWC” (pies) por bloque.
140
Modelamiento geoestadístico de los depósitos fluviales de la Zona C-Formación
Mugrosa en el área la Cira-Este del Campo La Cira
• 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.
Pilares
a.
Planos
b.
Basado en los planos de falla se definen los límites de la malla y cuales son la tendencia
estructural principal (direcciónĵ) 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.
Capítulo (4)
141
Figura 4-60: Límites y esqueletos para construcción malla 3D.
Esqueletos
Limites
Trend J
Trend I
b.
a.
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.
3E (3)
3E (2)
5
3E (1)
4
6a
6b
Bloques
(segmentos)
142
Modelamiento geoestadístico de los depósitos fluviales de la Zona C-Formación
Mugrosa en el área la Cira-Este del Campo La Cira
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.
Horizonte C1
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 463).
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.
CAPAS
ZONAS
C1
C1AB
C2
C2CB
GTB
C3
C3CB
C4
C4CB
C5
a.
Tabla 4-7:
b.
Número de capas por zona en la malla 3D de Cira-Este.
Malla 3D
celda
k
J
i
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.
144
Modelamiento geoestadístico de los depósitos fluviales de la Zona C-Formación
Mugrosa en el área la Cira-Este del Campo La Cira
Figura 4-64: Cortes estructurarles de rumbo y buzamiento del modelo 3D.
RUMBO
BUZAMIENTO
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:
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.
Facies escaldas a las celdas de la malla 3D
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.
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Modelamiento geoestadístico de los depósitos fluviales de la Zona C-Formación
Mugrosa en el área la Cira-Este del Campo La Cira
• 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.
CURVA CONTINUA DE POROSIDAD
CURVA ESCALADA DE POROSIDAD
CURVA ESCALADA DE FACIES
CURVA DISCRETA DE FACIES
Figura 4-66: Registró discreto RTYPE y continúo PHIE escalados.