Embed Size (px)
Citation preview
110
CAPÍTULO IV
MARCO METODOLOGICO
1 Tipo de Investigación
La presente investigación puede ser clasificada a través de diferentes tipos, tal como
se explica a continuación:
• Descriptiva:
Se clasifica como de tipo descriptiva, según Hernández, Fernández y Baptista (2003)
“los estudios descriptivos permiten medir y recoger información de manera
independiente o conjunta sobre los conceptos y variables a las que se refieren”. Esta
investigación se define como tal, debido a que por definición una investigación
descriptiva es aquella cuyo objetivo fundamental es señalar las particularidades de una
situación, hecho o fenómeno. Por consiguiente para efectos de ésta investigación se
pretende describir de manera detallada las características geológicas y petrofísicas del
Miembro Boscán Superior del yacimiento Boscán, orientadas a identificar la integración
petrofísica y sedimentológica mediante la correlación núcleo- perfil en el área sur del
Campo Boscán.
• De Campo:
Adicionalmente también se clasifica como Investigación de Campo según Fidias
Arias (1999 ) porque “consiste en la recolección de datos directamente de la realidad
donde ocurren los hechos, sin manipular o controlar variables”.
• Documental:
Soportada de acuerdo a la fuente que origina la información a partir de hechos con
anterioridad como informes técnicos, documentos, historias de pozos, perfiles de pozo,
entre otros. Ilustraciones y trabajos especiales de grado.
• Analítica:
Es del tipo analítica debido a que se requiere de la revisión y análisis de los datos de
núcleos y registros de los pozos del área, modelo geológico-estructural y petrofísico,
111
para estimar el comportamiento futuro de los mismos y las oportunidades existentes en
el área.
• Aplicado:
Ya que sus resultados podrán utilizarse en la solución de algunos de los problemas que
confronta el Miembro Boscán Superior del Yacimiento Boscán en el área sur del Campo
Boscán.
4.2 Metodologia y Procedimiento Empleado para la Integ ración Petrofisica y
Sedimentologia
En el presente capitulo se discutira la metodologia empleada para la realización de
este trabajo. A continuación se muestra en la 42 un diagrama de flujo con los pasos a
seguir para el cumplimiento de los objetivos planteados:
42. Figura 42. Esquema de la Metodología Empleada.
112
4.3 Recopilación y Revisión de la Información
Durante el desarrollo de este Trabajo Especial de Grado fue necesario revisar toda
la información, geológica y petrofísica de Campo Boscán, específicamente del área sur
del campo, como trabajos previos disponibles, presentaciones, publicaciones
científicas, reportes e informes técnicos, así como también se incluye en esta etapa la
revisión de mapas oficiales tanto del campo como los existentes del área, con la
finalidad de conocer los aspectos generales de la misma.
Por otra parte en esta etapa se realizó un inventario de la información disponible
perteneciente a los pozos con núcleos de este estudio, tales como, 1128, 1162, 629,
664 y 683, considerando registros tomados en los pozos, análisis especiales y
petrográficos, e historia de cada de ellos.
En términos generales la información registrada se clasificó de acuerdo al tipo de
información de la siguiente manera:
• Información Bibliográfica Impresa:
En el centro de información de Petroboscan se revisaron las carpetas de los pozos
1128, 1162, 629, 664 y 683, con la finalidad de recopilar toda la información de interés
relacionada con el tema de estudio.
• Publicaciones en Digital:
Se ubico toda la información disponible en formato digital haciendo uso del sistema
AMS (Sistema para el manejo de documentos y proyecto) de Petroboscan, se
recopilaron presentaciones y reportes publicados por la Gerencia de Yacimientos
relacionados con la geología del campo y/o el área de estudio.
• Tesis de Grado:
Esta información está referida a aquellos trabajos especiales de grado que están
relacionados con el tema, y que aportaron datos que sirvieron de apoyo para la
ejecución de este estudio. Cabe mencionar que en Campo Boscan no se han realizado
trabajos finales de grado relacionado directamente con geología, petrofísica o geofísica.
113
4.3.1 Validación de la Información
Para facilitar el trabajo se elaboró un proyecto con el software GEOLOG
perteneciente a la plataforma de Paradigm, en el cual se cargaron las curvas de los
pozos considerados en este estudio. Seguidamente se inicio el proceso de validación
de dichas curvas comparando la correspondencia de las que se tenían en papel con las
que se tenían en digital. Se verificaron las escalas, desfases en profundidad, empalme
etc.
También se cargaron los datos de los estudios de núcleos al sistema y se clasificaron
los diferentes “Set” con las curvas editadas, las originales y los topes de formación.
4.3.2 Calibración de Registros
En este proceso de edición de los registros se visualizan las curvas y se
diagnostican problemas existentes en la data digital (.las), para este proceso se siguió
el flujograma de la 44, en el cual se muestra la metodología y secuencia a seguir de
este sub-proceso. Cabe destacar que para este estudio no se detectaron tantas
anormalita con los registros, por lo que no se empleo tanto tiempo en este proceso.
43. Figura 43. Metodología para el proceso de edición de registros.
114
4.3.3. Determinar la Resistividad del Agua de Formación
Se procedió a ubicar en base de datos e informes los análisis físico – químicos del
agua de formación disponibles para el campo. Una vez localizados todos los análisis se
validaron y caracterizaron cada muestra. Para la validación de las muestras se tomaron
en cuenta las siguientes consideraciones que permitan descartar aquellas no
representativas para el cálculo de Rw:
• Se descartaron todas aquellas muestras con fechas posteriores al inicio del
proyecto de inyección de agua.
• Muestras tomadas a fechas cercanas a la finalización de algún trabajo de
perforación, completación, estimulación etc, que altere las propiedades
físico – químicas del agua de formación, y eleve las concentraciones de
solidos totales disueltos.
• Muestras que no se encuentran balanceadas iónicamente, es decir, que la
suma de los pesos equivalentes (meq/L) de los iones positivos (cationes)
sea igual a la suma de los iones negativos (aniones). Rechazando todas
aquellas que sean distintas de cero o se aleje mucho de este valor.
Con el total de muestras representativas para el área de estudio se realizo un
análisis estadístico, para establecer un patrón del agua de formación representativo
para el yacimiento y poder determinar la resistividad del agua de formación. Los análisis
cuantitativos de agua de formación pueden expresarse tanto en concentraciones totales
como la concentración de cada una de las sales disueltas, o de cada uno de los iones
presente en la solución. Los valores son frecuentemente expresados en partes por
millón (ppm), aunque también pueden ser expresados en gramos o miligramos por litros
(mg/lt), porcentaje por peso (1%=10,000 ppm), Mili-equivalentes por litros (meg/lt) y
porcentaje de mili-equivalentes por litros (%meg).
Para este estudio se utilizaron los análisis físico – químicos realizados en 18 pozos
productores con un total de 30 muestras al nivel del miembro Boscan Superior, de esta
115
manera se visualizo el comportamiento de los patrones a través del diagrama Stiff. Los
reportes de estos análisis se encontraban almacenados en el sistema AMS en formato
pdf, y se genero una base de datos en Excel para integrar toda la información que
facilitara los cálculos y análisis estadísticos.
También se revisaron las carpetas de pozos en el archivo central de Petroboscan
para descartar que las muestras no fueran tomas a fechas cercanas algún tipo de
trabajo realizado a los pozos con análisis físico - químicos en el área de estudio.
4.3.4 Determinación de los Parámetros Petrofísicos
Se verifico la información disponible y los tipos de estudios realizados a los 5 pozos
con núcleos considerados para este trabajo. Todas la información de cargo como se
menciona anteriormente en el proyecto Geolog y en tablas Excel para facilitar los
cálculos.
• Calculo de la Capacidad de Intercambio de Cationes por Volumen Poroso
(QV)
Es también denominado Factor de Corrección por Efecto de Arcillosidad dentro del
espacio poroso, cuyas unidades son meq/ml. Este parámetro se obtiene graficando los
valores obtenidos de (QV) en función de porosidad para establecer la ecuación de la
recta resultante de la regresión de los puntos que definen la ecuación a utilizar para el
cálculo de QV del yacimiento (ver 44). Dicho QV se utilizara en el modelo de saturación
de agua para formaciones arcillosas de Waxman & Smith.
116
44. Figura 44. QV en función de la porosidad.
El proceso para la obtención de la ecuación de Qv a utilizar en el yacimiento
es el siguiente:
( )bXaLn
bX
ey
bXaLnyLn
aey
−
−
=
−==
Donde: y = Qv ; QvcteaLn =
; b = Qvtang
Que dando la ecuación adaptada de la siguiente manera
( )( )QvcteQvtangeQv +−= φ
• Calculo del Exponente de Cementación (m y m *) y Coeficiente de
Tortuosidad (a y a*)
Para el cálculo del exponente de cementación (m y m*) se construyó un gráfico log-
log para las diferentes muestras, los valores obtenidos del factor de formación en
función de porosidad. Si los puntos definen una tendencia lineal, la regresión permite
117
obtener la tortuosidad (a) como el intercepto en la ordenada, mientras que la pendiente
de la recta define el exponente de cementación (m). En caso contrario, la regresión se
fuerza por el valor uno (1) en la ordenada y la pendiente es m. (ver 45)
45. Figura 45. Factor de formación en función de la porosidad en fracción.
El proceso para la obtención (m - m*) y (a - a*) es el siguiente:
bXaY −×=
Donde:
Y = FF;
X = φ
b = m
( ) maFF −= φ
Entonces:
FF = 1.07 (ϕ)-1.626
FF* = 1.04 (ϕ)-1.879
118
• Calculo del Exponente de Saturación (n y n *)
Para el cálculo del exponente de saturación (n y n*) se construyó un gráfico log-log
para las diferentes muestras, los valores obtenidos del índice de resistividad en función
de la saturación de la solución salina utilizada en la prueba; el exponente de saturación
se obtiene como la pendiente de la recta que mejor se ajuste a los puntos
representados (ver 46).
46. Figura 46. Factor de Resistividad en función de la saturación salina.
bXY −=
Donde: Y = IR X = Sw b = n
nSwIR
1=
• Calculo de la Densidad de la Matriz ( ρρρρma)
119
Se realizó histogramas de frecuencia con los valores de densidad de grano (ver 47).
Del análisis de dichos histogramas, se determinó el valor más representativo de la
densidad de matriz ρma.
47. Figura 47. Densidad de la matriz.
4.3.5 Determinación del Tipo de Roca y Radio de Gargant a Poral
Se verifico la existencia de análisis de presión capilar, que son las medidas de las
propiedades de la roca que relacionan el volumen del espacio poroso controlado por el
radio de garganta poral, ya que cada curva indica la geometría poral y la distribución de
las gargantas porales.
Para construir las curvas de presión capilar es necesario tener las pruebas de
inyección de mercurio de laboratorio. Estas curvas son calculadas a partir de los valores
arrojados de la cantidad de mercurio inyectado a presión dentro de las muestras
(tapones) tomadas del núcleo; esta cantidad de mercurio inyectada es la medida para
generar una curva capilar que puede estar asociada a un tipo de roca en el yacimiento.
Las curvas de presión capilar fueron construidas para observar en comportamiento
de las curvas de saturación de mercurio, de la porosidad y permeabilidad medida en el
120
laboratorio y así poder definir cuantos tipos de roca existen en el yacimiento Boscan
(ver 48).
48. Figura 48. Presión Capilar en función de la saturación de mercurio.
Posteriormente se realizaron los gráficos de saturación incremental de mercurio, donde
se grafica el volumen desplazado de mercurio contra el tamaño de garganta poral
(provenientes de las pruebas de presión capilar) identificando el rango del tamaño de
garganta poral donde ocurre el mayor desplazamiento de mercurio (ver 49).
121
49. Figura 49. Volumen incremental de mercurio en función del Radio de Garganta Poral promedio (micrones).
También se construyeron los gráficos de Ápice, donde se gráfica la relación de
saturación de mercurio/presión capilar contra saturación de mercurio (proveniente de
las pruebas de presión capilar) determinando el punto de mayor inflexión, el cual
representa la saturación de mercurio donde se alcanza el mayor desplazamiento, la
cual se relaciona con el radio de la garganta poral “Ri” (ver 50).
50. Figura 50. Gráficos de Ápices.
Luego se procedió a realizar los gráficos de comparación entre el “Ri” obtenido de la
presión capilar y el “Ri” obtenido de la relación de Winland - Pittman (uno a uno) a una
122
saturación de mercurio determinada, buscando la mayor correspondencia existente
entre ambos valores, lo que determina la saturación de mercurio (SHg) que se
corresponda al “Ri” de mejor ajuste para el muestreo (RSHg) (ver 51).
51. Figura 51. Gráficos UNO a UNO.
Una vez establecido el RSHg se clasifican las muestras con base a la convención
establecida para los diferentes intervalos de Ri. (Ver 52 de tamaños de garganta poral),
estableciendo de esta manera las petrofacies.
52. Figura 52. Clasificación del Tipo de Roca.
Se realizó el gráfico de Permeabilidad vs. Porosidad con la finalidad de determinar
la diversidad de los tipos de roca. (Ver 53)
Clasificación de Petrofacies
Megaporosa > 10.0 Macroporosa 2.0-10.0Mesoporosa 0.5-2.0Microporosa 0.1-0.5Nanoporosa < 0.1
Ri (µµµµ)
123
53. Figura 53. Grafico para la clasificación del tipo de roca.
El grafico semilogarítmico de porosidad vs. Permeabilidad del núcleo permite
conocer y visualizar la distribución poral en el yacimiento. Además, indica la calidad de
la roca al relacionar en el eje horizontal con la capacidad de almacenamiento y el eje
vertical con la capacidad de flujo.
Adicionalmente se construyo en una hoja de Excel una matriz de datos con todas
las muestras de los pozos con núcleos considerados en este estudio 629, 664, 684,
1128 y 11624, donde se calcularon los porcentajes de los tipos de rocas presentes en
todo el intervalo del miembro Boscan Superior.
Esta matriz está basada en los datos de profundidad, porosidad y permeabilidad,
donde se calcula un R35 por Winland y un R20, R25, R30, R35, R40, R45 y R50 por
Pittman y se determinan los tipos de roca según los rangos establecidos por las
petrofacies.
Una vez obtenidos estos porcentajes de tipo de roca, se procedió a determinar los
porcentajes del tipo de roca a partir de los datos de registro del pozo aplicando la
misma metodología para luego poder comparar los porcentajes de los tipos de roca
obtenidos por núcleo con registro.
124
4.3.6 Establecimiento de las unidades de Flujo
Para la estimación de las unidades de flujo se procedió a tomar los datos de los
núcleos para ser ploteados y ver si existen volúmenes proporcionales similares entre
ambos casos. Existen dos maneras para construir el grafico de Lorenz clásico ya sea
usando datos de núcleos o de registros, en este estudio se utilizo solo los datos de los
nucleos.
El grafico de Lorenz Clásico se construye de la siguiente manera:
Graficando en el eje X los valores de la capacidad de almacenamiento (núcleo o
registro) vs. la capacidad de flujo en el eje Y.
Los valores de porosidad y permeabilidad son ordenados en forma descendente (de
mayor a menor valor sin considerar el orden de la profundidad).
Los valores de la capacidad de flujo se obtienen multiplicando cada intervalo de
muestreo por los valores de permeabilidad y los valores de la capacidad de
almacenamiento multiplicando los valores del mismo intervalo de muestreo por la
porosidad.
Finalmente, se calcula el porcentaje de capacidad de almacenamiento y flujo
correspondiente a cada muestra (en el caso de núcleo) o a cada valor proveniente de
registro; esto se realizo tomando cada valor de K*H y PHI*H y se divide entre la suma
total de cada capacidad respectivamente; generando así una nueva columna con los
valores acumulados para cada capacidad de flujo y almacenamiento.
De esta manera se logro construir la curva representativa del comportamiento de
flujo del yacimiento o intervalo de interés (ver 54).
125
54. Figura 54. Grafico para la clasificación del tipo de roca.
Para construir el grafico de Lorenz modificado se procedió de igual manera pero
adicionalmente los valores de porosidad y permeabilidad son ordenados en forma
descendiente, ya que se deben mantener en el mismo orden de profundidad las
muestras provenientes de núcleo o de registro del pozo y así graficar capacidad de
almacenamiento vs. capacidad de flujo. Este grafico permite conocer la cantidad de
unidades de flujo presentes en el yacimiento según los puntos de inflexión de la curva o
puntos generados (Ver 55).
126
55. Figura 55. Grafico Lorenz Modificado por Unidades de Flujo.
El grafico de Lorenz Modificado Estratigráfico, se construyo de igual manera que
el Lorenz modificado salvo que se grafica la profundidad en el eje X y la capacidad de
flujo y la capacidad de almacenamiento en ambos ejes Y. Esto ayudara a visualizar
cada curva por separado y ver de manera general el comportamiento de los fluidos a
profundidades específicas o deseadas (ver 56).
56. Figura 56. Grafico Lorenz Modificado Estratigráfico por Unidades de Flujo.
4.3.7. Determinación de los Modelos Petrofísico
• Modelo de Arcillosidad
Para este modelo se procedió a determinar el índice de arcillosidad a partir del perfil
de Gamma Ray utilizando las siguientes ecuaciones.
( )( )GRminGRmax
GRminGRIVsh
−−=
Modelo de GR
127
Vsh = IVsh Modelo Lineal
Posteriormente, se calculo el volumen de arcilla mediante la aplicación de cada uno
de los modelos existente Clavier, Steiber y Larionov. Se calculo la porosidad efectiva
con cada uno de los modelos de arcillosidad y se comparo la porosidad del núcleo.
Seleccionando el modelo que proporcione el mejor ajuste.
• Modelo de porosidad
El modelo de porosidad se determinó a partir del perfil de densidad con la
siguiente ecuación:
fma
bma
ρρρρφ
−−=
Donde:
Φt: Porosidad total
ρma: Densidad de la matriz de Formación en gr/cc
ρb: Densidad leída del perfil
ρf : Densidad del fluido utilizado en el perfilaje de los pozos (1 gr/cc en los pozos
del yacimiento en estudio)
Se calculó la porosidad efectiva usando la ecuación que incluye la porosidad
de las arcillas por ser la más usada en areniscas de alta porosidad.
shVshtotale φφφ *−=
• Determinación de la curva de porosidad sintética ( RHOB)
Se determino una curva de densidad sintética para reemplazar aquellas zonas
donde las lecturas del registro del densidad del pozo (RHOB) están muy afectado por
128
las condiciones del hoyo. Esta curva sintética también es utilizada para calcular la
porosidad en pozos que no cuentan con el perfil del densidad.
La ecuación del RHOB sintético se puede generar en función de diferentes
variables como son: SP, Resistividad, GR o Vsh, el GR normalizado fue la variable
empleada en este estudio. Al graficar los valores de Rhob Vs GR y a partir de la
dispersión de puntos se traza una línea recta cuya ecuación está en función del GR.
y = a + bx
Siendo x = el valor de la curva de GR
Rhobsint = a + b*GR
Los coeficientes a y b son los valores que representan al sintético a y b en la
evaluación para generar la curva de densidad sintética que va a ser comparada con la
curva de densidad original y se observa el comportamiento de estas frente a las arenas
no derrumbadas y de acuerdo al propio criterio se analiza si se puede utilizar o no para
la evaluación de los pozos vecinos que no tengan densidad.
• Modelo de Permeabilidad
Para determinar este modelo se generó una correlación empírica de permeabilidad
en función de porosidad, para el intervalo del Boscan Superior ( Ver 57).
129
57. Figura 57. Grafico de permeabilidad en función de la porosidad.
• Modelo de Saturación
El modelos de saturación de agua se detrmino usando varios metodos tales como,
Simandoux, Waxman & Smits, Indonesia y Doble Agua. Se corrieron los modelos
mencionados en el sistema Geolog y se compararon los resultados de cada uno con las
saturaciones de agua reportadas en los analisis de núcleo, para determinar asi el
modelo que mejor ajuste a la arena Boscán Superior del area de estudio.
Modelo Simandoux:
Modelo Modelo de Waxman & Smits:
−−−−−−−−
++++++++
========
RshRsh
RwVshRwVshaa
RshRsh
VshVshRwRwaa
RtRt
RwRwaaSwSw
22
2222
2222 2222 θθθθθθθθθθθθθθθθθθθθθθθθ
11//
−−−−−−−−
++++++++
========
RshRsh
RwVshRwVshaa
RshRsh
VshVshRwRwaa
RtRt
RwRwaaSwSw
22
2222
2222 2222 θθθθθθθθθθθθθθθθθθθθθθθθ
11//
130
Modelo Doble Agua:
Modelo Indonesia:
4.3.8 Determinación de los Parametros de Corte (Cut-off)
Los parametros de corte se determinaron de la siguiente manera:
• Cut-off de Saturación de Agua: Se obtuvo por medio de la grafica de
permeabilidad relativa del sistema agua – petróleo, donde se tomaron las
muestras del laboratorio de presion capilar. De los 5 pozos considerados para
este estudio solo los pozos 629, 1128 y 1162 cuenta con estas pruebas. Se
agruparon las muestras de cada pozo y se calculo una curva promedio
normalizada aplicando el metodo de Honarpour.
• El cut-off de Vsh: Se determinó graficando el Vsh de cada pozo vs. la
saturación de agua, luego con el cut-off de saturación se entra a la grafica y se
++++++++aa
========RtRt11
SwSw
//1.71.711
φφφφφφφφmm
Rw
// 1.71.711 1 / 1.7
RshRshVshVsh
(2(2--VshVsh))
++++++++aa
========RtRt11
SwSw
//1.71.711
φφφφφφφφmm
Rw
// 1.71.711 1 / 1.7
RshRshVshVsh
(2(2--VshVsh))
1 / 1.7
RshRshVshVsh
(2(2--VshVsh))
++++++++
SSwbwbφφφφφφφφttmm
aa
========
RwRw
φφφφφφφφttmm
αααααααα11
RtSn
wt
1Rwb
1Rw
Swtn-1
++++++++
SSwbwbφφφφφφφφttmm
aa
========
RwRw
φφφφφφφφttmm
αααααααα11
RtSn
wt
========
RwRw
φφφφφφφφttmm
αααααααα11
RtSn
wt
1Rwb
1Rw
Swtn-1
RtRt (1+(1+RwBQvRwBQv)/)/SwSw
φφφφφφφφ--m*m* RwRwSwSw--n*n* ==
0.225T0.225T--0.000406T0.000406T22--1.281.28
1+Rw1+Rw1.231.23(0.045T(0.045T--0.27)0.27)B=B=
RtRt (1+(1+RwBQvRwBQv)/)/SwSw
φφφφφφφφ--m*m* RwRwSwSw--n*n* ==
RtRt (1+(1+RwBQvRwBQv)/)/SwSw
φφφφφφφφ--m*m* RwRwSwSw--n*n* ==
0.225T0.225T--0.000406T0.000406T22--1.281.28
1+Rw1+Rw1.231.23(0.045T(0.045T--0.27)0.27)B=B=
131
consigue el cut-off de Vsh.
• El cut-off de porosidad: Se determinó graficando la porosidad de cada pozo vs.
la saturación de agua, luego con el cut-off de saturación se entra a la grafica y
se consigue el cut-off de porosidad.
• El cut-off de Resistividad: Se determinó graficando la resistividad de cada pozo
versus la saturación de agua, luego con el cut-off de saturación se entra a la
grafica y se consigue el cut-off de resistividad.
4.3.9 Evaluación Petrofisica de los Pozos
Una vez obtenidos los parametros petrofisicos necesarios, se procede a la
evaluacion de los pozos con el nuevo modelo, este se realizo en el proyecto creado
para este estudio utilizando la aplicación Geolog, donde se obtiene la información de
Arena Neta Total (ANT), Arena Neta Petrolífera (ANP), Volumen de Arcilla (VSH),
Porosidad Total y Efectiva (PHIT, PHIE), Saturación de Agua (Sw), Permeabilidad (K).
132
CAPÍTULO V
ANALISIS DE LOS RESULTADOS
5 Analisis de Resultados
La metodología desarrollada en el presente estudio esta aplicada al área sur del Campo
Boscán, en donde se cuenta con data de 5 núcleos correspondiente al yacimiento
Boscán Superior perteneciente a la formación Misoa de Edad Eoceno, los cuales
fueron sometidos a ensayos rutinarios de laboratorio.
A continuación se describen los resultados obtenidos de la metodología descrita en el
capítulo IV.
5.1 Preparación y validación de la información
Luego de ubicar los datos disponible de estudios de núcleos y registros, se elaboro una
tabla resumen que sirva como referencia y control.
Tabla 4 . Tabla sumario de datos disponibles.
Se creó un proyecto en el sistema Geolog con la información de los 5 núcleos para la
evaluación y como base de datos.
133
Se validaron las curvas con los registros en papel y se homologaron las etiquetas de las
mismas para facilitar el proceso de estudio y evaluación petrofísica.
Se logro crear un template general y por pozo en donde se colocaron las curvas
validadas y etiquetadas.
5.2 Escalamiento Núcleo - Perfil
La correlación Núcleo-Perfil fue realizada con la ayuda del registro de rayos gamma
de superficie del núcleo (Core-gamma) en profundidad con el registro del pozo (GR),
esto se llevo a cabo para cada uno de los pozos con el fin de validar y calibrar los datos
petrofísicos resultantes del análisis de perfiles con los correspondientes obtenidos en el
laboratorio mediante análisis de núcleo. El escalamiento se realizó tomando como base
principal los intervalos arcillosos del yacimiento.
Las 60, muestran el ajuste en profundidad de la curva de rayos gamma de
superficie registrado en el núcleo (core-gamma) con la curva de rayos gamma del
registro de resistividad para los 5 pozos con núcleo, refiriendo todos los resultados
validados de los análisis provenientes de los núcleos a la profundidad ajustada. Ambos
registros, tanto el tomado en el pozo como el tomado al núcleo ajustaron de manera
efectiva para todos los puntos, con una diferencia de pocos pies para cada intervalo de
núcleo.
134
58. Figura 58. Escalamiento Núcleo - Perfil.
5.3 Determinación de los Parámetros Petrofísicos
Cabe mencionar que de los 5 núcleos en el área objeto de estudio, solo el pozo
1162 tiene pruebas especiales de laboratorio, que permitan determinar los parámetros
petrofísicos.
Los resultados de los parámetros una vez aplicada la metodología descrita en el
capitulo anterior son los siguientes:
5.3.1 Calculo de la capacidad de intercambio catatónico por volumen poroso (Qv)
Los valores para el cálculo de Qv obtenidos del núcleo 1162 se muestran en la tabla
5.
135
Tabla 5 . Tabla de valores para el cálculo de Qv
La ecuación resultante que presento mejor regresión por medio de comparaciones
logarítmicas y lineales del Qv en función de la porosidad, es la siguiente:
Qv = e(-0.3409*(ϕ) – 7.447)
59. Figura 59. Grafico de Qv vs Porosidad
136
5.3.2 Calculo del Exponente de Cementación (m y m*) y C oeficiente de
Tortuosidad (a)
Al analizar los gráficos para obtención de los exponentes de cementación “m” y “m*”,
se obtuvieron los valores m=1.63 y m*=1.88 utilizando un valor de tortuosidad a=1 (ver
60).
60. Figura 60. Grafico de Log (FF) y (FF*) vs Porosidad
Analizando los valores obtenidos se tiene que el estudio del factor de cementación
que mejor se ajusta para el modelo petrofísico del área sur de Boscan son los valores
de m* (factor de formación corregido por arcillosidad), el cual se ajusta a los valores de
las arenas escasa a moderadamente cementada tal como se consideran en el campo.
5.3.3 Calculo del Exponente de Saturación (n y n*)
Tal como se explico en el capitulo anterior, el cálculo del exponente de saturación se
determino graficando el índice de resistividad en función de la saturación de la solución
salina utilizada en la prueba, obteniendo los valores que se aprecian en la 61.
137
61. Figura 61. Grafico de Log (IR) y (IR*) vs Sw
5.3.4 Calculo de la Densidad de Matriz ( ρma)
El cálculo de la densidad de matriz se obtuvo, mediante un histograma de frecuencia
con los datos proveniente de los análisis convencionales de núcleos, realizados a los 5
pozos considerados en este estudio, de esta manera se determino el valor de matriz
predominante en la formación como 2.65 gr/cc, tal como se observa en la 62.
138
62. Figura 62. Grafico de Frecuencia de Densidad de Grano
5.4 Calculo de la Resistividad del Agua (Rw)
El valor de resistividad del agua de formación es muy importante en la determinación
de la saturación de agua, y puede ser calculado de diferentes formas dependiendo de la
información que se disponga, debido a que en el campo se cuenta con análisis físicos
químicos a nivel del Boscan Superior, el valor de Rw se determino de esta manera.
Luego de realizar la búsqueda en base de datos de análisis físico/químicos de agua
de formación, se agruparon y validaron todas aquellas muestras de pozos productores
en el área encontrándose un total de 30 muestras representativas para 18 pozos. Lo
cual dio como resultado un Rw de 1.60 ohm-m @75oF y la concentración de cloruro de
sodio (NaCl) equivalente promedio en 3308 ppm. Con la utilización del diagrama Stiff
para cada una de la muestras, se determino la huella o patrón tipo del área tal como se
aprecia en la 63.
139
63. Figura 63. Diagrama Stiff – Patrón Tipo del Area
5.5 Determinación del Tipo de Roca y Radio de Garganta Poral
Se verifico la existencia de análisis de presión capilar en los núcleos encontrándose
solo en los pozos 629, 1128 y 1162, tales pruebas se encontraban en el sistema aire –
mercurio, por lo que se procedió a aplicar la metodología descrita en el capitulo anterior.
5.5.1 Gráficos de Presión Capilar vs Saturación de Mercu rio
Tabla 6 . Valores de Presión Capilar Pozo 662
140
Tabla 7 . Valores de Presión Capilar Pozo 1128
Tabla 8 . Valores de Presión Capilar Pozo 1162
Por tratarse de una misma arena, se graficaron los valores de los 3 pozos
mostrado anteriormente, dentro de un mismo grafico de presión capilar vs saturación de
mercurio. Obteniéndose el siguiente grafico:
141
64. Figura 64. Grafico de Presión Capilar
5.5.2 Gráfico de Saturación Incremental de Mercurio
Se determino graficando el volumen desplazado de mercurio contra el tamaño de
garganta poral (provenientes de las pruebas de presión capilar) identificando el rango
del tamaño de garganta poral donde ocurre el mayor desplazamiento de mercurio (ver
65).
142
65. Figura 65. Grafico de Volumen Incremental
5.5.3 Gráfico de Ápice
Este se realizo graficando la relación de saturación de mercurio / presión capilar
contra la saturación de mercurio (proveniente de la pruebas de presión capilar)
determinado el punto de mayor inflexión, el cual representa la saturación donde se
alcanza el mayor desplazamiento, y el cual se relaciona con el radio de garganta poral
“Ri”.
66. Figura 66. Grafico de Ápice
143
5.5.4 Gráficos UNO a UNO
Se baso en la comparación entre el Ri obtenido de la presión capilar y el Ri de la
relación Winland – Pittman a una saturación de mercurio determinada, buscando la
mayor correspondencia existente entre ambos valores de lo que se determina la
saturación de mercurio (Shg) que corresponda al “Ri” de mayor ajuste para el muestreo
(RShg). Se graficaron los rangos de mayor desplazamiento entre 20% y 50% tal como
se aprecia en la 66, resaltando la correlación de Pittman a una saturación de mercurio
de 25% como la de mejor ajuste.
67. Figura 67. Gráficos UNO a UNO
144
Una vez establecido el RShg (Radio de saturación de Mercurio), se establecieron las
petrofacies en base a la conversión establecida para los diferentes intervalos de Ri
mencionado en el capitulo anterior.
5.5.5 Caracterización de los Tipos de Roca
De los análisis de núcleos convencionales se procedió a graficar la permeabilidad vs
porosidad con la finalidad de determinar a mejor detalle la heterogeneidad del
yacimiento, donde la representación de la porosidad se encuentra en escala lineal y la
permeabilidad en escala logarítmica, incluyendo diferentes isolineas de K/PHI que
siguen la tendencia del tipo de roca determinado con la correlación de Pittman R25
como se observo en el punto anterior (ver 68).
68. Figura 68. Gráficos de Relación K/PHI
145
La clasificación definitiva de los tipos de roca, se pudo observar que la serie de
puntos se agrupan en cuatro familias de rocas Megas, Macro, Meso y Micro, siendo
definidos en función de las líneas de igual radio de garganta dada por la ecuación de
Pittman R25. Mostrando una mayor población de rocas tipo Mega y Macro.
A partir del grafico mostrado anteriormente, se tiene como resultado cuatro tipos de
roca, y se realizo una clasificación para cada pozo en donde se puede apreciar el
predominio del tipo de roca Macro y Meso en las muestras estudiadas tal como se
aprecia en las siguientes:
69. Figura 69. Distribución de las Petrofacies en el Núcleo 1128
70. Figura 70. Distribución de las Petrofacies en el Núcleo 629
146
71. Figura 71. Distribución de las Petrofacies en el Núcleo 683
72. Figura 72. Distribución de las Petrofacies en el Núcleo 1162
147
73. Figura 73. Distribución de las Petrofacies en el Núcleo 664
De los gráficos mostrados anteriormente se puede observar lo siguiente:
� En el grafico de volumen incremental se observa que para las muestras tomadas
para el intervalo del Boscan Superior su mayor incremento de saturación esta
alrededor de un radio de poro de 10 a 30 micrones.
� En el grafico de Apice se puede observar que el ppunto de mayor inflexión, el
cual representa la saturación de mercurio donde se alcanza el mayor
desplazamiento se encuentra entre 20% y 50%.
� El grafico UNO a UNO se realizaron en los rangos mencionados, de los cuales se
puede decir que para la arena del Boscan Superior las muestras cotejaron con la
correlación de Pittman a una saturación de mercurio de 25%.
5.6 Establecimiento de las Unidades de Flujo
La determinación de las unidades de flujo en el yacimiento se elaboró mediante el
Grafico de Lorenz Modificado Estratigráfico, el Grafico de Lorenz Modificado. Con los
datos de núcleos de permeabilidad, porosidad, se creó una matriz de datos para cada
148
uno de ellos, en el cual se calculo el tipo de roca mediante la ecuación Pittman R25, la
capacidad de flujo (K*H), capacidad de almacenamiento (PHI*H), el porcentaje de flujo
y almacenamiento (%K*H y %PHI*H) que representan cada una de las capas con
respecto al flujo y almacenamiento total, y finalmente los acumulados (%K*H y %PHI*H)
en orden estratigráfico.
Se construyeron los gráficos de Lorenz Modificado estratigráfico para cada uno de
los pozos, en el cual se graficaron los acumulados de %K*H en el eje de las vertical y
los acumulados de %PHI*H en el eje horizontal. Identificando los cambios de pendiente
que representan una unidad de flujo.
A continuación se muestran los gráficos generados para cada pozo:
74. Figura 74. Grafico de Lorenz Modificado Estratigráfico Núcleo 629
149
75. Figura 75. Grafico de Lorenz Modificado Estratigráfico Núcleo 664
76. Figura 76. Grafico de Lorenz Modificado Estratigráfico Núcleo 683
150
77. Figura 77. Grafico de Lorenz Modificado Estratigráfico Núcleo 1128
78. Figura 78. Grafico de Lorenz Modificado Estratigráfico Núcleo 1162
151
Luego de determinar cada unidad de flujo a los pozos objetos de estudio, se
realizaron los gráficos de Lorenz Modificado, agrupando cada unidad y calculando los
promedios de permeabilidad y porosidad, luego se ordenaron de mejor a peor calidad,
para finalmente calcular las capacidades de flujo y almacenamiento. A continuación se
muestra los valores obtenidos y los gráficos de Lorenz Modificado para cada pozo.
Tabla 9. Tabla de Valores Lorenz Modificado Pozo 629
79. Figura 79. Grafico de Lorenz Modificado Núcleo 629
152
Tabla 10. Tabla de Valores Lorenz Modificado Pozo 664
80. Figura 80. Grafico de Lorenz Modificado Núcleo 664
153
Tabla 11. Tabla de Valores Lorenz Modificado Pozo 683
81. Figura 81. Grafico de Lorenz Modificado Núcleo 683
154
Tabla 12. Tabla de Valores Lorenz Modificado Pozo 1128
82. Figura 82. Grafico de Lorenz Modificado Núcleo 1128
155
Tabla 13. Tabla de Valores Lorenz Modificado Pozo 1162
83. Figura 83. Grafico de Lorenz Modificado Núcleo 1162
De los gráficos mostrados anteriormente se puedo observar lo siguiente:
• Para el pozo 629 las unidades de flujo 9, 16, 13, 7, 14, 5, 11, 1 y 15 suman
una capacidad de almacenamiento de 40% y su capacidad de producción o flujo
es de 60%, lo que indica que estas unidades son las que aportan mayor cantidad
156
de petróleo y las primeras en producir alto corte de agua.
• Para el pozo 664 las unidades de flujo 4, 8, 6, 3, 5, 2, 1, y 9 suman una
capacidad de almacenamiento de 87% y su capacidad de producción o flujo es
de 95%.
• Para el pozo 683 las unidades de flujo 12, 11, 3, 5, 8, 7, 9 y 10 suman una
capacidad de almacenamiento de 72% y su capacidad de producción o flujo es
de 89%.
• Para el pozo 1128 las unidades de flujo 4, 10, 6, 8, 2, 12 y 7 suman una
capacidad de almacenamiento de 68% y su capacidad de producción o flujo es
de 95%.
• Para el pozo 1162 las unidades de flujo 8, 2, 3, 10, 12, 7, 5, 11 suman una
capacidad de almacenamiento de 86% y su capacidad de producción o flujo es
de 95%.
5.7 Determinación de Modelo Petrofísico
5.7.1 Modelo de Arcillosidad
Se determino el índice de arcillosidad a partir de los perfiles de los pozos utilizando
la siguiente ecuación:
( )( )GRminGRmax
GRminGRIVsh
−−=
Modelo de GR
Vsh = IVsh Modelo Lineal
157
Se calculo el volumen de arcilla con cada uno de los modelos existente Clavier,
Steiber y Larionov tal como se explico en el capitulo anterior. El resultado para cada
modelo se comparo con el porcentaje total de arcillas presente en cada muestra
proveniente de los análisis de difracción de rayos X (XRD) de los pozos 664, 1128 y
1162. Siendo el modelo de Steiber el que mejor coteja (ver 84).
84. Figura 84. Perfil comparativo modelos Arcillosida vs XRD pozos 664, 1128 y 1162
158
Tabla 14 . Valores utilizados para el cálculo de VSH y porosidad efectiva
5.7.2 Modelo de Porosidad
Debido a que los 5 pozos disponían del perfil de densidad se determino el modelo
de porosidad absoluta mediante la siguiente ecuación:
fma
bma
ρρρρφ
−−=
Donde:
Φt: Porosidad total
ρma: Densidad de la matriz de Formación en gr/cc
ρb: Densidad leída del perfil
ρf : Densidad del fluido utilizado en el perfilaje de los pozos (1 gr/cc en los pozos
del yacimiento en estudio)
Se calculó la porosidad efectiva usando la ecuación que incluye la porosidad
de las arcillas por ser la más usada en areniscas de alta porosidad.
shVshtotale φφφ *−=
159
85. Figura 85 . Porosidad Calculada vs Porosidad del Núcleo
5.7.3 Determinación del RHOB Sintetico
Se determino una curva de densidad sintética para reemplazar aquellas zonas
donde las lecturas del registro del densidad del pozo (RHOB) están muy afectado por
las condiciones del hoyo o para aquellos pozos que no cuentan con el perfil del
densidad para el cálculo de porosidad. Al graficar los valores del registro densidad
(RHOB) vs el GR normalizado se trazo una línea recta cuya ecuación es la siguiente:
RHOB_pseudo = 2.0513 + 0.00370454 * GR
160
86. Figura 86. Grafica RHOB vs GR
87. Figura 87. Cotejo RHOB sintetico vs RHOB del registro
1128 1162629 664 683
161
Como se puede observar en la 87, el RHOB sintetico se ajusta bastante bien a la
curva de densidad, permitiendo de esta manera evaluar los pozos no poseen este
registro y tambien permite corregir el RHOB en las zona derrumbadas.
5.7.4 Modelo de Permeabilidad
La permeabilidad de los pozos fue obtenida mediante una correlación de
permeabilidad con presión de sobre carga en función de la porosidad.
88. Figura 88. Grafico de permeabilidad en función de la porosidad.
Ecuación adaptada en el sistema para el cálculo de permeabilidad:
K = 0.01 * e0.4675 x Φ
162
89. Figura 89. Permeabilidad calculada vs Permeabilidad del núcleo.
5.7.5 Modelo de Saturación de Agua
El modelo de saturación de agua se determino mediante la evaluación de diferentes
modelos: Simandoux, Waxman & Smits, Indonesia y Doble Agua. El resultado de cada
modelo se cotejo con la saturación de Agua reportada en los análisis de núcleo, siendo
la ecuación de Indonesia la que presento mejor cotejo.
++++++++aa
========RtRt11
SwSw
//1.71.711
φφφφφφφφmm
Rw
// 1.71.711 1 / 1.7
RshRshVshVsh
(2(2--VshVsh))
++++++++aa
========RtRt11
SwSw
//1.71.711
φφφφφφφφmm
Rw
// 1.71.711 1 / 1.7
RshRshVshVsh
(2(2--VshVsh))
1 / 1.7
RshRshVshVsh
(2(2--VshVsh))
163
90. Figura 90. Histograma Frecuencia Sw Núcleo vs Sw Calculado.
5.8 Parámetros de Corte (cut – off).
Los parámetros de corte se obtuvieron aplicando la metodología descrita en capitulo
anterior.
• Cut – Off de Saturación de Agua :
Se determino usando las muestras de las permeabilidades relativas, las cuales
fueron normalizadas para tener una sola curva representativa para cada unidad.
Obteniendo un cut off de Sw = 0.55 (ver 95)
Histograma de Frecuencia Sw
Medida en Núcleo
Histograma de Frecuencia
Sw Indonesia
Histograma de Frecuencia Sw
Medida en Núcleo
Histograma de Frecuencia
Sw Indonesia
164
91. Figura 91. Grafica del Cut-Off de Sw
• El cut-off de Vsh: Se determinó graficando el Vsh de cada pozo vs. la
saturación de agua, luego con el cut-off de Sw = 0.55 se entro a la grafica y se
detremino un cut-off de Vsh = 0.5.
92. Figura 92. Grafica del Cut-Off de VSH
Cut – off de VSH = 0.5
Sw = 0.55
CUT–OFF de VSH
165
• El cut-off de porosidad: Se determinó graficando la porosidad de cada pozo vs.
la saturación de agua, luego con el cut-off de Sw = 0.55 se entro a la grafica y
se consigue el cut-off de PHIE = 0.13.
93. Figura 93. Grafica del Cut-Off de Porosidad
• El cut-off de Resistividad: Se determinó graficando la resistividad de cada pozo
versus la saturación de agua, luego con el cut-off de Sw = 0.55 se entro a la
grafica y se consiguio el cut-off de RT = 20 OHMM.
94. Figura 94. Grafica del Cut-Off de Resistividad
Cut – off de RT = 20 OHMM
Sw = 0.55
CUT–OFF de Resistividad
Cut – off de PHIE = 0.13
Sw = 0.55
CUT–OFF de Porosidad
166
5.9 Evaluación Petrofisica
Una vez definido los parametros petrofisicos que mejor ajustan al area de estudio,
se procedio a realizar la evaluación petrofisica de los pozos objetos de estudios y la
generacion de sus respectivos sumarios petrofisicos.
POZO 629
95. Figura 95. Evaluación Petrofisica Pozo 629
167
POZO 664
96. Figura 96. Evaluación Petrofisica Pozo 664
POZO 683
97. Figura 97. Evaluación Petrofisica Pozo 683
168
POZO 1128
98. Figura 98. Evaluación Petrofisica Pozo 1128
POZO 1162
99. Evaluación Petrofisica Pozo 1162
169
Tabla 15 . Sumario Petrofisico
5.10 Definición de Patrón Litológico
A partir del análisis de núcleo realizado por Claudio Saleta (2001) al pozo 1128,
se logro definir un patrón de interpretación litológica para el área, con la descripción del
ambiente de depósito en el mismo y la evolución vertical del registro de rayos gamma
de superficie (core-gamma). Las facies interpretadas en el núcleo corresponden a
barras de mareas, canales de mareas, llanuras de mareas y canales distributario de
mareas característico de un ambiente deltaico dominado por marea.
El grano-decrecimiento de las secuencias de relleno de canales junto con el
aumento vertical de la arcillosidad se traduce en el core-gamma por un aumento de los
valores de radioactividad. Mientras que el grano-crecimiento de las secuencias de
barras se traduce por una disminución progresiva de los valores de radioactividad.
170
100. Patrón Litológico
5.11 Modelo Sedimentológico Conceptual
El modelo sedimentario debe mostrar las relaciones geográficas entre los diferentes
ambientes de depósito descritos en el núcleo, tomando en cuenta las contribuciones de
la estratigrafía y de la sísmica.
Saleta C. (2001) en su "Análisis de Núcleo y Estratigrafía de Boscán Superior de la
Formación Misoa en Campo Boscán, Venezuela" apoya el modelo introducido por Bodo
Katz (2000), el cual propone que el ambiente de sedimentación de Campo Boscán es
un ambiente deltáico dominado por marea, debido a que las facies interpretadas en el
núcleo 1128, así como las numerosas estructuras sedimentarias identificadas en los
UnidadSedimentaria
Núcleo
Unidad 1: Transición de Barras de marea a canal distributario de marea. Barras con grano crecimiento hacia el tope (excelente roca yacimiento). Canal distributario de marea (Arena Blanca) inmaduro y mal escogido
Unidad 2: Llanuras de marea y canal distributario de marea. Zona muy heterogénea con intercalaciones de facies.
Unidad 3: Canal de Marea. Excelente calidad de roca yacimiento (Phie = 22.5% y K = 437 md
Unidad 4: Llanuras de Marea.
Pozo 1128
171
núcleos tomados en el campo, corresponden a barras de marea, canales de marea,
llanura de marea arenosas, canales distributarios/distributarios de marea, llanuras de
marea combinadas, llanuras de marea arcillosas.
En cuanto a la estratigrafía plantea una sucesión de parasecuencias progradantes,
cuyos límites están marcados por superficies de inundación; la carencia de fauna
marina entre determinadas unidades sugiere que la transgresión ocurrió rápidamente.
Hacía el tope de la secuencia, las arenas son ricas en arcillas, definidas como "Arenas
Blancas" y son descritas como inmaduras, mal escogidas, con bioturbaciones y con
presencia de ciertos patrones de oxidación, por lo que se interpretó un ambiente sub-
areal para estas arenas, a las que infrayacen facies de barra de marea, lo que sugiere
un cambio deposicional a un ambiente más próximo. Así mismo plantea que la
ocurrencia de los diversos tipos de arcilla puede afectar la respuesta de los registros
considerablemente.
172
CONCLUSIONES • Los parámetros obtenidos para la evaluación petrofísica fueron los siguientes:
Parámetros Boscan Superior
Rw 1.60 ohm-m
m* 1.88
n* 2.17
ρma 2.65 gr/cc
• La ecuación empírica que mejor se ajusta en el cálculo de radio de garganta poral del
yacimiento Boscan Superior para los 5 Núcleos es el R25 de Pittman.
Log(R25) = 0.204+0.531 Log (K) – 0.350 Log(Φ)
• El volumen de arcillosidad fue determinado mediante la utilización del perfil rayos
gamma y aplicando el modelo Steiber.
• Para la porosidad absoluta se determino con el registro de densidad y la porosidad
efectiva con la ecuación que incluye la porosidad de las arcillas.
shVshtotale φφφ *−=
• El RHOB Sintético generado para la arena Boscan Superior utilizando el perfil del
GR fue.
RHOB_pseudo = 2.0513 + 0.00370454 * GR
• La correlación obtenidas para la determinación de la permeabilidad resulto ser:
K = 0.01 * e0.4675 x Φ
173
• El modelo de saturación de agua que mejor se ajustó al yacimiento fue el de
Indonesia.
• En el yacimiento las petrofacies predominante fueron las rocas de tipo Mega con un
(51%), la Macro (34%), Meso (7%) y Micro (8%).
• Los valores promedios de las propiedades petrofísica para los 5 pozos son:
• A partir del análisis de los núcleos en cada pozo se pudo definir las siguientes
unidades de flujos.
Pozo Total Unidad
F Mayor Aporte Unidad F Cap Flujo Cap Alm 629 15 9, 16, 13, 7, 14, 5, 11, 1 y 15 60% 40% 785 10 4, 8, 6, 3, 5, 2, 1, y 9 87% 683 12 12, 11, 3, 5, 8, 7, 9 y 10 72% 89% 1128 12 4, 10, 6, 8, 2, 12 y 7 68% 95% 1162 12 8, 2, 3, 10, 12, 7, 5, 11 86% 95%
• Los parametros de cut-off obtenidos son Sw = 55%, Vsh = 50%, Porosidad = 13% y
RT = 20 Ohmm.
174
RECOMENDACIONES • Evaluar los pozos sin núcleos adyacentes al área, aplicando los parámetros
petrofísicos obtenidos en este estudio.
• Elaborar mapas de isopropiedades y facies para cada unidad sedimentológica, que
permita definir la geometría externa de los depósitos sedimentarios, su orientación y
distribución areal.
• Realizar una caracterización geológica detallada en el área que permita
correlacionar las unidades sedimentarias con el resto de los pozos para ver su
extensión areal.
175
REFERENCIAS BIBLIOGRAFICAS
Almarza R., (1998). Campos Petrolíferos de Venezuela. PDVSA-Intevep. [Formato htm,
Documento en línea] Disponibles en: http://www.pdvsa.com/lexico/camposp/cp018.htm.
[Consulta 2009, Mayo, 29]
Cheng R., (2003). Reinterpretación Petrofísica de las arenas basales de la Formación
Paují y Formación Misoa del Campo Barúa, Cuenca del Lago de Maracaibo, Edo. Zulia.
Trabajo Especial de Grado no publicado. Universidad Central de Venezuela. Caracas,
Venezuela.
Chevron Texaco (2005). Fase I de Expansión del Proyecto de Inyección de Agua para
Mantenimiento de Presión en Campo Boscán. Memoria Descriptiva. Maracaibo.
Chevron Texaco
Hung E. (2008). Manual del Curso de Interpretación de Registros de Pozos. Maracaibo.
Saleta C. (2001). Análisis de Núcleo y Estratigrafía de Boscán Superior de la Formación
Misoa en Campo Boscán, Venezuela. Reporte Geológico. Maracaibo. Chevron Texaco
Schlumberger (2002). Evaluación Petrofísica de Campo Boscán. Reporte.
Schlumberger
Ghosh, S., Pestman, P., Melendez, L. y Zambrano, E., El Eoceno de la Cuenca de
Maracaibo: Facies Sedimentarias y Paleogeografía, I Congreso Latinoamericano de
Sedimentología, 1997.
G.W Gunter, SPE, Amoco EPTG, Amoco E&P: Early Determination of Reservoir Flow
Units Using an Integrated Petrophysical Method. Presentado por SPE en Texas 1997,
Conferencial Annual Técnica.
El Debal, T. y Sánchez, F. “Caracterización Petrofísica de las Arenas C-2/C-3 de la
Formación Misoa (Eoceno) de Bloque III”. Maracaibo, Universidad del Zulia. 2004.
SCHLUMBERGER, Log Interpretation Charts, Texas, 1998
176
González de Juana C., Iturralde J. y Picard X. (1980). Geología de Venezuela y sus
Cuencas Petrolíferas Tomo I. Caracas. Ediciones Foninves.
Pittaman, Edward D. (1992), Relationship of Porosity and Permeability to various
derived from mercury injection – capillary pressure curves for snadstone, Thew America
Association of Petroleoum Geologist, Tulsa, USA.
