POZO: SSW-14 PDVSA

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Barinas, 9 de diciembre de 2005 Señores: PDVSA Exploración y Producción División Centro - Sur. Barinas Attn. Ing. Maybé Martínez Ref. Perfil de Saturación “RMT” POZO: SSW-14 Intervalo: 9240’ – 9440’. Adjunto sírvase encontrar el Reporte Final del Perfil de Saturación, corrido con la herramienta RMT- E (“Reservoir Monitor Tool Elite”) el día 6 de diciembre de 2005 en el pozo SSW-14, ubicado en el campo Silvestre. El objetivo de esta prueba fue: � Determinar las saturaciones y distribución de fluidos en las unidades “P-1” y

“P-2” del Miembro “P” de la formación Escandalosa, a partir de la medición de la relación Carbono / Oxígeno.

Se observa buena repetibilidad entre las tres corridas realizadas (data consistente), lo cual nos permite efectuar el análisis e interpretación con un margen de incertidumbre aceptable. La información del perfil fue validada en el campo y procesada en nuestras oficinas de Barinas. La secuencia seguida durante el procesamiento se explica más adelante. Atentamente, José González Senior Technical Professional Log Analyst Applied Formation Evaluation

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RMT RESERVOIR MONITOR TOOL - INTRODUCCION En pozo entubado, los estimados de saturación de petróleo en formaciones que contienen agua dulce o cuya salinidad es desconocida y/o variable dependen de la medición de la relación Carbono/Oxígeno. Desafortunadamente, el rango dinámico de la medición es muy pequeño, por lo cual se requiere una precisión estadística muy alta para obtener un margen de incertidumbre razonable en la estimación de la saturación de petróleo. La herramienta RMT es una herramienta de espectrometría de rayos gama inducidos desarrollada por Halliburton, que utiliza detectores cercano y lejano de Germanato de Bismuto. Las relaciones Carbono/Oxígeno y Calcio/Silicio han sido caracterizadas en el laboratorio para análisis de saturación de petróleo y litología en la formación. Las figuras 1 y 2 en las páginas siguientes ilustran la respuesta de la herramienta a la saturación de petróleo. El RMT provee además un espectro de captura de neutrones para determinación de porosidad, litología, y medición de la sección de captura de neutrones térmicos Σ (sigma) entre otras cosas. La herramienta RMT tiene un diámetro externo de 2 1/8” lo cual permite correrla en tuberías de 2 7/8” o de mayor diámetro. Esta herramienta proporciona toda la información obtenida con las herramientas Carbono/Oxígeno de mayor diámetro. Adicionalmente, su detector cercano proporciona información sobre el fluido en el pozo, la cual es útil tanto para análisis de fluidos en el pozo así como para correcciones ambientales. En cuanto a la precisión estadística requerida, esto se consigue corriendo la herramienta lentamente y realizando varias pasadas. Existen “cartas” para calcular el número de pasadas y la velocidad recomendada en función de la porosidad de la formación y del tamaño del hoyo.

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Figura 1. Carta Tipo Abanico del RMT.

Esta carta ilustra el comportamiento típico de las relaciones Carbono/Oxígeno y Calcio/Silicio

del espectro inelástico, en función de la porosidad y la saturación de petróleo.

Corrected C/O

0.440

0.460

0.480

0.500

0.520

0.540

0.560

0.580

0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5

Porosity

R"c

oCorrected Ca/Si

1.300

1.350

1.400

1.450

1.500

1.550

1.600

1.650

0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5

Porosity

R"c

asi

4.5/6 Oil4.5/6 SW4.5/6 FW7/10 FW7/10 SW7/10 Oil9.6/10 fw9.6/10 sw9.6/10 oil

LLiimmeessttoonn

SSaannddssttoonn

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Figura 2. Diferencial de la Relación Carbono/Oxígeno.

Este diferencial resulta después de sustraer de la relación original el efecto de la litología.

∆∆∆∆CO

-0.020

0.000

0.020

0.040

0.060

0.080

0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5

Porosity

�� ��C

O

4.5/6 Oil4.5/6 SW4.5/6 FW7/10 FW7/10 SW7/10 Oil9.6/10 fw9.6/10 sw9.6/10 oil

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PROCESAMIENTO Al momento de analizar el perfil se disponía en formato digital las siguientes curvas: Rd: Resistividad profunda; GR: Rayos Gamma hoyo desnudo; EPOR_N: porosidad efectiva (núcleo) y Kair_N: permeabilidad (núcleo). El siguiente es un resumen de los pasos seguidos en el procesamiento del perfil RMT del pozo SSW-14. � Las diferentes pasadas del perfil RMT se colocaron en profundidad tomando

como referencia el perfil de resistividad. � Con la finalidad de asegurar la validez de la información se verificó la calidad

de los espectros registrados por los detectores cercano y lejano (figura 3). El pico del Hidrógeno debe encontrarse en el canal 52 y el del Hierro en el canal 200. Esto se hace con el programa RMTERL aplicado a cada corrida por separado en cada intervalo perfilado.

� La curva FERC2 (IRON RATIO FAR) es un indicador de calidad usado para

monitorear la ganancia aplicada por el sistema y debe permanecer entre 1.8 y 2.8 y HPLI2 (HYDROGEN PEAK FAR) es un indicador de calidad para el “offset” o desplazamiento aplicado por el sistema y debe permanecer entre 0.8 y 1.2.

� El registro fue corrido a menos de 5 pies/min., a fin de mejorar la resolución

espectral y minimizar la incertidumbre estadística. � Una vez calibrados los espectros, se procedió a revisar la repetibilidad de las

diferentes corridas y realizar el promedio de las mismas (figura 4). � El promedio obtenido es sometido nuevamente a la revisión de los espectros

mediante el programa RMTERL.

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Figura 3. Espectro de Captura.

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Figura 4. Repetibilidad Modo Carbono / Oxígeno.

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� De igual forma fueron comparados los resultados de la relación Carbono/Oxígeno y Calcio/Silicio, relaciones estas que permiten inferir la presencia de petróleo.

� El siguiente paso consiste en aplicar las correcciones ambientales por efecto

de:

- Revestidor y tamaño del hoyo - Presencia de tubería - Presencia de petróleo y/o gas en el hoyo - Presencia de petróleo y/o gas en el anular.

� El programa CARBOXSAT se utilizó para el cálculo de saturación de petróleo.

Este programa permite el cálculo del volumen de arcilla y la porosidad, en caso de no disponer de estas curvas. (Ver figuras 7 y 8).

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Figura 5. Activaciones.

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� INDICADORES DE ARCILLA: Se verificaron varios indicadores de arcilla: Rayos Gamma, Sigma de Formación, Contribución al espectro de captura del Silicio, Contribución al espectro de captura del Potasio, y un “X-plot” de las cuentas totales Inelasticas IRIN (similar a la densidad) y cuentas totales de captura RCAP (similar al neutrón). El volumen de arcilla VSHALECO fue calculado a partir de la curva Sigma de Formación. (Ver figura 6).

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Figura 6. Indicadores de Arcillocidad.

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� POROSIDAD: La porosidad total TOTPORCO se calculó a partir de un “cross-plot” de la relación de captura de neutrones de los detectores lejano y cercano (RCAP), y la relación de eventos inelásticos (IRIN), normalizada para obtener valores de porosidad en el rango obtenido con los núcleos.

La porosidad efectiva EFFPORCO se calculó usando la fórmula: φEfectiva = φTotal – vsh*φShale. (Ver figura 7)

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Figura 7. Indicadores de Porosidad.

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� LITOLOGÍA: Las unidades “P-1” y “P-2” del Miembro “P” de la formación Escandalosa presentan concentraciones relativas (Yield) de Silicio (alta) y Calcio (baja) que indican areniscas cuarzosas con cierto contenido de arcilla. Se observa como la concentración relativa de silicio en modo captura, presentada aquí en amarillo, permite establecer que la matriz es arenosa y se pueden diferenciar bien las zonas limpias (valores relativamente altos) de las zonas arcillosas (valores bajos). (Ver figura 5). � MINERALOGÍA: Mineralogía estimada de las concentraciones relativas de los elementos en modo captura. (Yield). La contribución elemental de potasio correlaciona con la curva de Rayos Gamma, mostrando valores altos en las lutitas y bajos en las arenas. En aquellos sitios donde disminuye la correlación, se puede inferir que cierto porcentaje de los componentes radioactivos corresponden a Torio y a Uranio. (Ver figura 5).

Debido a la baja contribución elemental de cloruros, se infiere agua de baja salinidad. De haber agua salada se notarían valores altos, al igual que en el sigma de formación para esa capa en particular. La relativamente alta contribución de hierro, espectro de captura, sugiere la presencia diseminada de componentes ferruginosos tales como glauconita, hematita, siderita o pirita. � SATURACIÓN ACTUAL: La saturación de petróleo es calculada por el programa CARBOXSAT utilizando las relaciones Carbono/Oxígeno y Calcio/Silicio del espectro inelástico. La respuesta de estas relaciones esta caracterizada en cartas tipo “Abanico” (“Fan - Charts”) como se muestra en la figura 1.

El procedimiento es equivalente a superponer las curvas Carbono/Oxígeno y Calcio/Silicio en un acuífero o en su defecto en arcillas con bajo contenido de materia orgánica. La diferencia positiva entre la primera y la segunda de estas relaciones indica la presencia de hidrocarburos. Esta diferencia denominada DeltaCO junto con la porosidad efectiva son utilizadas por el programa para calcular la saturación de petróleo.

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PRESENTACIÓN DE LOS RESULTADOS Se utilizaron dos formatos principales para presentar la información obtenida, procesada y computada, en escalas 1:200 y 1/500. Estos fueron:

ACTIVACIONES RMT (Figura 5). Se presentan aquí las curvas mas importantes obtenidas por el RMT después de ser calibrados los espectros y promediadas las curvas. Pista 1 Curvas de correlación: SGFF (sigma de formación), CS (velocidad del

cable), GR_OH (rayos Gamma, hoyo desnudo) y GR_K (contribución de potasio al GR).

Pista 2 Relaciones Carbono/Oxígeno (COIR2) y Calcio/Silicio (LIRI2)

(Espectro Inelástico). Pista 3 Contribución elemental de Silicio (YSI2) y Calcio (YCA2) (Espectro

de Captura) y SGFF (sigma de formación). Contribución elemental (Espectro de Captura) de Hierro (YFE2).

Pista 4 Activación de Oxígeno (OAI), Contribución elemental (Espectro de

Captura) de Hidrógeno (YH2) , Potasio (YK2) y Cloro (YCL2), medida de dispersión Compton CRAT2.

Pista 5 Indicadores de Porosidad: Relación de cuentas en el espectro de

captura (RCAP) y relación de cuentas en el espectro inelástico (IRIN). Comentarios: � Al normalizar las curvas COIR: Relación Carbono/Oxígeno y LIRI: Relación

Calcio/Silicio superponiéndolas en un acuífero (o en una arcilla), se obtienen separaciones positivas representadas en color verde que permiten inferir la presencia de petróleo en tales áreas. Cuando esta separación es excesivamente alta, suele indicar hidrocarburos dentro del revestidor o la presencia de estratos de lignitos, también se observan valores altos en los carbonatos. (Ver figura 5).

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� La Relación Carbono/Oxígeno muestra valores moderados a bajos a lo largo

de la sección perfilada, encontrándose dentro de los valores normales (0.4 - 0.6), confirmando que el fluido en el pozo es agua. No se muestran cambios bruscos, que denoten la presencia de contactos de diferentes fluidos dentro del revestidor en la sección perfilada. De ocurrir un contacto agua-petróleo dentro del revestidor se observaría un desplazamiento de la línea base del C/O.

� Se detectó señal de activación de Oxígeno desde el fondo de la sección

perfilada, pero la misma es bastante débil (caso contrario, indicaría movimiento ascendente de agua).

� Al normalizar las curvas RCAP (porosidad sin calibrar, similar a la del neutrón,

calculada a partir de relación de captura de neutrones de los detectores lejano y cercano) e IRIN (porosidad sin calibrar, similar a una densidad, calculada a partir de los eventos inelásticos), se observa que éstas no se cruzan entre si en las arenas, por lo que se descarta la presencia de gas. RCAP > IRIN en las zonas de mayor arcillosidad.

ANÁLISIS CARBOXSAT RMT (Figura 8). Se presenta aquí el volumen de arcilla, la porosidad efectiva, el Diferencial Carbono/Oxígeno efectivo, la saturación y volumen de petróleo calculados. Pista 1 Perfil litológico. Pista 2 Curva de resistividad (Hoyo desnudo): Rd. Pista 3 Relaciones Carbono/Oxígeno y Calcio/Silicio. Pista 4 Relación Carbono/Oxígeno corregida por efectos ambientales y

Relación Calcio/Silicio estimada para 100% de agua, con una envolvente para 100% hidrocarburos.

Pista 5 Saturación de Petróleo calculada por el RMT mediante la carta

abanico.

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Pista 6 Porosidad efectiva y volumen de Petróleo. Comentarios: � Las curvas Sigma de formación y Rayos Gamma muestran excelente

correlación y delinean las principales capas permeables. � Volumen de arcilla calculado a partir de la curva de Sigma de Formación. Se

usó para determinar la porosidad efectiva a partir de la porosidad total. � La unidad ESC. “P-2” intervalo (9368’-9425’), presenta depósitos arenosos

cuarzosos con intercalaciones de delgados lentes lutíticos. La contribución elemental de hidrogeno se mantiene relativamente constante en esta zona, pero es considerablemente menor que en P-1.

El lóbulo inferior presenta porosidad del 15%, saturaciones de hidrocarburos de hasta 78% con un promedio de 65%. La contribución elemental del hierro, relativamente alta, sugiere la presencia diseminada de componentes ferruginosos tales como glauconita, hematita, siderita o pirita. Entre 9388’-9390’, se observa un valor excesivamente alto de la contribución elemental de hierro (concreción ferruginosa???), disminuyendo ésta hacia el tope del intervalo, separando el lóbulo inferior de los depósitos arenosos delgados correspondientes al lóbulo superior, el cual presenta porosidades de 15%, la saturación máxima de 60% con un promedio de 50%.

� En la unidad ESC. “P-1” (9255’-9368’) se observan mayores intercalaciones

de arenas y lentes lutíticos, con porosidades que oscilan entre 15 y 18%, y la saturación de hidrocarburos promedia 60 % con algunos valores máximos de 80 %.

Se observa una disminución significativa de la saturación de hidrocarburo (saturación residual???) desde 9385’ hasta 9310’ con un valor promedio de 28% y puede ser un contacto agua-petróleo.

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Figura 8. Análisis CARBOXSAT del RMT Elite.