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1 UNIVERSIDAD DE PINAR DEL RÍO “HERMANOS SAÍZ MONTES DE OCA” Facultad de Geología y Mecánica Dpto. “Geología” Trabajo de diploma Análisis de modelos de discriminación de fluidos. Pozo Varadero 1000. Tesis de diploma presentada en opción al título de Ingeniero Geólogo Autor: Jessica Pedre Castro Tutor(es): Ing. Elio Delfín Elégiga Fernández MSc. Ing. Julio Antonio del Puerto Sánchez. MSc. Orestes Díaz Valdés. Pinar del Río (2011)
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UNIVERSIDAD DE PINAR DEL RÍO
“HERMANOS SAÍZ MONTES DE OCA”
Facultad de Geología y Mecánica
Dpto. “Geología”
Trabajo de diploma
Análisis de modelos de discriminación de fluidos. Pozo
Varadero 1000.
Tesis de diploma presentada en opción al título de Ingeniero
Geólogo
Autor: Jessica Pedre Castro
Tutor(es): Ing. Elio Delfín Elégiga Fernández
MSc. Ing. Julio Antonio del Puerto Sánchez.
MSc. Orestes Díaz Valdés.
Pinar del Río (2011)
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“No basta el saber, hay que aplicarlo; no basta la voluntad, es menester la
acción”.
Johann Wolfgang von Goethe.
3
PÁGINA DE ACEPTACIÓN
_________________________________________
Presidente del Tribunal
________________________________________
Secretario
_________________________________________
Vocal
Ciudad y Fecha:
4
DECLARACIÓN DE AUTORIDAD
Declaro que soy autora de este Trabajo de Diploma y autorizo a la Universidad
de Pinar del Río, hacer uso del mismo, con la finalidad que estime conveniente.
Firma: __________________________________
Jessica Pedre Castro
Jessica Pedre Castro, autoriza la divulgación del presente trabajo de diploma,
bajo licencia Creative Commons de tipo Reconocimiento No Comercial Sin
Obra Derivada, se permite su copia y distribución por cualquier medio, siempre
que mantenga el reconocimiento de su autor, no haga uso comercial de las
obras y no realice ninguna modificación de ellas.
Jessica Pedre Castro, autoriza al Departamento de Geología adscrito a la
Universidad de Pinar del Río a distribuir el presente trabajo de diploma en
formato digital, bajo la licencia Creative Commons descrita anteriormente y a
conservarlo por tiempo indefinido, según los requerimientos de la institución.
5
AGRADECIMIENTOS.
1. A mis padres, abuelos, tíos y hermanas, por todo el apoyo
incondicional, confianza y el amor que me han dado. En especial a mi
mamá por infundirme valores que me han ayudado a salir adelante y
llegar a ser lo que soy. Para ustedes van todos los triunfos de mi vida.
2. A mis amigos de la infancia y la adolescencia, a ustedes gracia, por
brindarme ese cariño tan especial.
3. A todos mis compañeros y amigos de estudio, siempre estarán
presentes en mí, como lo mejor que me ha pasado en la vida:
Marileidis, Johana, Dunia, Wanderley (Sao Tome e Principe), Edchilson
(Sao Tome e Principe), Crispín (Guinea Ecuatorial), Reinier, José María
(Guinea Ecuatorial), Marlon, Jorge Luis, Charli (Perú), Carlos Manuel.
4. A mis tutores Elio Elégiga, Julio A. del Puerto y Orestes Díaz por ser
guías para mi futura vida profesional, gracias por su apoyo, su tiempo,
por ayudarme a realizar un sueño. Gracias por la confianza.
5. A los trabajadores de CUBALOG, en especial a la cabina de
Mudlogging del equipo de perforación CUPET-4, por contribuir en mi
superación profesional.
6. Mis más sinceros agradecimientos a todos los profesores del
Departamento de Geología, por transmitirnos sus conocimientos y todos
sus esfuerzos para formarnos como verdaderos profesionales.
7. A todos los trabajadores de EMPERCAP que de una forma u otra me
ofrecieron su ayuda gentil y profesional. Al departamento de
Yacimiento de la EPEP-Centro, al compañero Osvaldo López Corzo del
CEINPET, así como al compañero Idelfonso Barrios de la Agencia
Geocuba Investigación y Consultoría, a todos un millón de gracias por
su tiempo y apoyo.
8. A aquellas personas que han pasado en algún momento por mi vida y
han dejado una huella en mí para siempre, gracias por su cariño y
confianza.
6
RREESSUUMMEENN
El pozo petrolero Varadero 1000 ubicado en la región gasopetrolífera Varadero
Oeste, ha sido el objeto de estudio de este trabajo, el cual tiene como objetivo
caracterizar las zonas de contacto agua-petróleo, hidrocarburos productivos, no
productivos y agua, mediante el análisis e interpretación de gases de
hidrocarburos y el método de los modelos discriminantes de fluidos, para evitar
ensayos innecesarios.
Con el fin de realizar la caracterización potencial de fluidos del reservorio y
clasificar los tipos de hidrocarburos, se llevó a cabo el análisis interpretativo de
las relaciones cromatográficas (relaciones de humedad, balance y carácter,
gráfico de Pixler, indicador inverso y directo del petróleo); además de la
interpretación de los registros de hidrocarburos, litología y parámetros de
perforación del pozo Varadero 1000. Arrojando como resultado la presencia de
cuatro tipos fundamentales de fluidos (crudo productivo, crudo y gas
productivo, crudo residual y agua cargada con gas) y demostrando a su vez la
efectividad del método al coincidir los resultados obtenidos por el análisis
cromatográfico con los resultados de los ensayos de producción del pozo
Varadero 1000.
SSUUMMMMAARRYY
The well oil Varadero 1000 located in the region gasopetrolífera Varadero West,
was the object of study of this work, which has as objective to characterize the
areas of contact water-petroleum, productive hydrocarbons, not productive and
water, by means of the analysis and interpretation of gases of hydrocarbons
and the method of the model discriminantes of fluids, to avoid unnecessary
rehearsals.
With the purpose of to carry out the potential characterization of reservory fluids
and to classify the types of hydrocarbons, it was carried out the interpretive
analysis of the chromatography relationships (relationships of humidity, balance
and character, graph of Pixler, inverse and direct indicator of the petroleum);
besides the interpretation of the registrations of hydrocarbons, lithology and
7
perforation parameters of the well Varadero 1000. Throwing the presence of
four fundamental types of fluids as a result (raw productive, raw and residual
productive, raw gas and water loaded with gas) and demonstrating the
effectiveness in turn from the method when the results obtained by the
chromatography analysis with the results of the rehearsals of production of the
well Varadero 1000 coinciding.
8
ÍÍNNDDIICCEE
Página
Capítulo I "Características generales del área"
1.1 Características geográficas y económicas de la región 14
1.2 Geología regional 15
1.2.1 Caracterización de las secuencias de rocas presentes 16
en el corte de los pozos del yacimiento
1.3 Geología estructural 21
1.4 Historia de los trabajos realizados 22
1.4.1 Cromatografía de gases en Cuba 23
Capítulo II "Evaluación e interpretación de hidrocarburos"
2.1 Composición del petróleo y su clasificación 25
2.2 Hidrocarburos saturados o alcanos 26
2.2.1 Parafina 26
2.2.2 Naftenos 28
2.3 Hidrocarburos no saturados 29
2.4 Evaluación e interpretación de los hidrocarburos 30
2.4.1 Terminología 31
2.4.2 Clasificación de las fuentes de gas 32
2.4.3 Definiciones básicas 36
2.4.4 Evaluación de gas producido 36
2.4.4.1 Gas de conexión 37
2.4.4.2 Gas de viaje 37
2.4.5 Tipo y reología del lodo 37
2.5 Cromatografía de gases 38
2.5.1 Evaluación cromatográfica 39
2.5.2 Trazado gráfico de las relaciones de gases utilizando 39
los valores cromatográficos del metano hasta el pentano
2.5.2.1 Uso del gráfico de relaciones 40
2.5.3 Análisis de las relaciones de Humedad (Wh), Balance (Bh) 42
y Carácter (Ch)
2.5.3.1 Relación de humedad (Wh) 42
2.5.3.2 Relación de balance (Bh) 42
2.5.3.3 Relación de carácter (Ch) 43
2.5.4 Indicador de petróleo (O) e indicador inverso de petróleo (I) 44
Capítulo III "Materiales y métodos"
3.1 Metodología de la investigación 45
3.1.1 Análisis de la información bibliográfica 46
3.1.2 Procesamiento y análisis digital 46
3.2 Evaluación integral del reservorio 48
3.2.1 Evaluación geológica del pozo 48
3.2.2 Obtención de la calcimetría 49
3.2.3 Obtención de los registros de hidrocarburos 50
3.2.4 Monitoreo de los parámetros de la perforación 51
3.3 Análisis integral del reservorio 52
3.3.1 Análisis e interpretación de los registros de hidrocarburos 53
9
3.3.2 Análisis cromatográfico 53
3.3.2.1 Caracterización potencial de fluidos de reservorios 54
clasificando tipos de hidrocarburos
3.3.3 Obtención de la tabla de modelos discriminantes de fluidos 55Capítulo IV "Resultados y discusión"
4.1 Caracterización geológica del pozo 56
4.1.2 Análisis de la calcimetría 60
4.2 Análisis de los parámetros de perforación 62
4.3 Resultados del análisis integral del reservorio 63
4.3.1 Resultados de la interpretación de los registros de hidrocarburos 63
4.3.2 Resultados del análisis cromatográfico 65
4.3.2.1 Análisis e interpretación del gráfico de Pixler 70
4.4 Resultado de los modelos discriminantes de fluidos 77
Conclusiones 79
Recomendaciones 80
Bibliografía 81
Anexos 83
10
IINNTTRROODDUUCCCCIIÓÓNN
El Petróleo es un líquido oleoso bituminoso de origen natural compuesto por
diferentes sustancias orgánicas. Se encuentra en grandes cantidades bajo la
superficie terrestre y se emplea como combustible y materia prima para la
industria química. Las sociedades industriales modernas lo utilizan sobre todo
para lograr un grado de movilidad por tierra, mar y aire impensable hace sólo
100 años.
Todos los tipos de petróleo se componen de hidrocarburos, aunque también
suelen contener unos pocos compuestos de azufre y de oxígeno. El petróleo
contiene tanto elementos gaseosos, como líquidos y sólidos (Microsoft®
encarta, 2007).
Hoy en día para analizar el contenido y las proporciones de dichos compuestos
se emplea la cromatografía de gases, la cual fue descubierta por el botánico
ruso, de origen italiano, Mijaíl Tswett en 1906, pero su uso no se generalizó
hasta la década de 1930 (Monfort, J. P., 1973).
El análisis y la interpretación de las relaciones entre alcanos livianos a partir de
los datos cromatográficos de gases de hidrocarburos, constituye una de las
bases para la evaluación integral de los yacimientos de petróleo y gas en el
mundo. La utilización y aplicación de las relaciones de cromatografía de gas
puede normalizar y estimar las lecturas de éstas, sirviendo de complemento la
influencia de los datos en tiempo real de los parámetros que se obtienen
durante la perforación, como la velocidad de penetración, flujo de entrada y
salida, entre otros (Hawker, D. P.,1997).
El objetivo fundamental de este trabajo se basa en la caracterización de las
zonas de contacto agua petróleo, hidrocarburos productivos, no productivos y
agua en el Pozo Varadero 1000, mediante el análisis e interpretación de gases
de hidrocarburos y el método de los modelos discriminantes de fluidos, para
evitar ensayos innecesarios.
Este pozo se encuentra ubicado en el poblado de Boca de Camarioca, en la
provincia de Matanzas. Fue perforado en el Bloque II, en el campo petrolífero
Varadero Oeste correspondiente a CUPET (sector del Bloque II abandonado
11
por Sherritt) y se perforó con objetivo exploratorio (Supervisores de CUPET,
2010).
Para realizar este tipo de investigación, es utilizada una metodología
compuesta por un paquete de trabajo estandarizado y normalizado, integrado
por software que son empleados para el procesamiento de datos, así como la
generación de modelos de discriminación de fluidos, basados en todas las
relaciones de composición del gas.
El presente trabajo tiene como antecedentes, Panfet Valdés, J. M. (2003).
“Integración de los métodos geoquímicas y geofísicos para la revelación y
estudio de los reservorios”. Tesis de Maestría. Cuba. Otros antecedentes los
constituyen García Rubio N. (2003). “Análisis de modelos de discriminación de
fluidos. Pozo Cojímar 100”.Tesis en opción al grado de Especialista en
Postgrado de Perforación y Producción de Petróleo y Gas, Cuba, y los
informes finales del pozo Varadero 1000, realizados por los supervisores de
CUPET.
Problema
¿Cómo caracterizar las zonas de contacto agua-petróleo, hidrocarburos
productivos, no productivos y agua en el pozo Varadero 1000 para evitar
ensayos innecesarios en él?
Objeto de estudio
Pozo petrolero Varadero 1000
Objetivo General
Caracterizar las zonas de contacto agua-petróleo, hidrocarburos productivos,
no productivos y agua en el pozo Varadero 1000, mediante el análisis e
interpretación de gases de hidrocarburos y el método de los modelos
discriminantes de fluidos, para evitar ensayos innecesarios.
Objetivos específicos:
§ Evaluar de forma integral el reservorio.
§ Caracterizar potenciales de fluidos de reservorios clasificando tipos de
hidrocarburos.
12
§ Reclasificar zonas de hidrocarburos productivos, no productivos y agua
en el pozo Varadero 1000.
Hipótesis
Si se caracterizan las zonas de contacto agua-petróleo, hidrocarburos
productivos, no productivos y agua en el pozo Varadero 1000, mediante el
análisis e interpretación de gases de hidrocarburos y el método de los modelos
discriminantes de fluidos, entonces se podrán evitar ensayos innecesarios.
Aporte científico:
Con el análisis y evaluación de modelos de discriminación de fluidos en el pozo
Varadero 1000 se logran caracterizar las zonas de contacto agua-petróleo,
hidrocarburos productivos, no productivos y agua. Con el presente trabajo se
pretende demostrar la efectividad de los registros de hidrocarburos y su
evaluación cromotográfica, en cuanto a la identificación de zonas potenciales
de hidrocarburos, así como zonas de agua y no productivas utilizando métodos
geoquímicos y geofísicos de pozos.
Estructura de la tesis:
El trabajo consta de 86 páginas, y está estructurado en: resumen, introducción,
cuatro capítulos, conclusiones, recomendaciones, bibliografía y anexos.
Capítulo 1. Características generales del área. Contiene las principales
características geográficas y económicas de la región, así como estratigráficas
y tectónicas. Además de la los antecedentes vinculados con el tema y el
empleo de estas técnicas en Cuba.
Capítulo 2. Evaluación e interpretación de hidrocarburos. Recoge los principios
teóricos de la investigación relacionado con la evaluación e interpretación de
hidrocarburos y el método de los modelos discriminantes de fluidos.
Capítulo 3. Materiales y Métodos. Se explican los materiales y métodos que se
emplearon para realizar el análisis e interpretación de los registros de
hidrocarburos.
Capítulo 4. Resultados y Discusión. En este capítulo se presentan y discuten
los resultados obtenidos (tablas, gráficos, mapas), dándole respuesta a la
13
hipótesis formulada. Posteriormente se encuentran las conclusiones y
recomendaciones del trabajo.
14
CAPÍTULO I “CARACTERÍSTICAS GENERALES DEL ÁREA”
1.1 Características geográficas y económicas de la región
El archipiélago cubano se divide en dos provincias petroleras: la Provincia
Norte y la Provincia Sur. La región de estudio ubicada en la parte más oriental
del poblado de Boca de Camarioca, provincia de Matanzas; se encuentra
dentro de la provincia petrolera Norte y pertenece a la región gasopetrolífera
Varadero Oeste (Figura 1.1).
Boca de Camarioca, localizada al norte del Municipio de Cárdenas limita al
noreste con la Península de Hicacos (Varadero) y al suroeste con la ciudad de
Matanzas.
0
1.7
3
5
10
15
20
25
30
35
40
45
50
55
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70
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80
0 3000 6000 9000 12000 15000
Mapa de Ubicación del pozo Varadero 1000.
VD
-100
0
VD
-100
1
VD
-1002
Confeccionado por Sánchez del Puerto, A y Castro Pedre, J, 2011.
Figura 1.1. Ubicación geográfica del área de estudio.
Desde el punto de vista geomorfológico en el área y zonas aledañas, se
observa una zona costera y precostera del tipo de llanura lacuno - palustre, con
15
vestigios cársicos (diente de perro) y un fondo marino de llanura abrasivo-
acumulativa en la plataforma insular, donde la profundidad del mar oscila entre
los 0.5 y 5 metros.
El clima de la zona es tropical como en todo el país. La cantidad promedio de
precipitaciones es de 1300mm y la temperatura media anual es de 21.5 – 28oC,
llegando a 32oC en épocas de verano.
Los municipios más cercanos son Matanzas y Cárdenas con desarrollo en
ascenso en diferentes renglones de la agricultura y la industria, y Varadero
donde se incrementa el turismo. La extracción de petróleo y la pesca
constituyen también renglones económicos importantes.
1.2 Geología regional
La región Habana-Matanzas debido a la considerable complejidad tectónica
que manifiesta, presenta una gran variedad facial y de tipos litológicos. Como
componentes del cinturón plegado cubano se pueden cartografiar los
complejos de plataforma, margen continental, arco volcánico, ofiolitas y las
cuencas superpuestas.
La región nororiental, o sea, el norte de la provincia de Matanzas, resulta una
prolongación occidental de los Terrenos Tectono - Estratigráficos de Placetas y
Camajuaní, los cuales forman parte del margen continental de las Bahamas. La
edad de estas secuencias abarca desde el Jurásico Superior hasta el Cretácico
Superior y están compuestas por rocas carbonatadas y silicitas
fundamentalmente, aunque se presentan intercalaciones de rocas terrígenas y
fragmentarias en diferentes proporciones.
Superpuestas a estas estructuras se desarrollan los depósitos orogénicos
correspondientes a la primera fase de la etapa orogénica. Estos son depósitos
terrígenos, fragmentario-carbonatados de edad Campaniano-Maastrichtiano
(Formación Vía Blanca).
Al final de esta fase ocurrió un evento de carácter catastrófico correspondiente
al límite Cretácico-Terciario, relacionado con la formación de gigantescas olas
que causaron la destrucción de los márgenes continentales tanto de Yucatán
como de las Bahamas (Pszczolkowski, A., 1986; Iturralde-Vinent, 1998;
16
Takayama y otros, 2000) dando lugar a la formación de megaturbiditas
calcáreas, sobre el margen continental (Formación Amaro).
La segunda fase de la etapa orogénica fue debido a la colisión de la
paleoestructura oceánica, durante su movimiento hacia el noreste, con el
paleomargen continental de las Bahamas; formándose las cuencas de antepaís
(Millán Trujillo y otros, 1998). Dichas cuencas se formaron sobre el margen
continental y comprenden los depósitos olistostrómicos de la Formación Vega
Alta, de edad Paleoceno Inferior-Eoceno Medio; superpuesta sobre la Unidad
Tectono – Estratigráfica de Placetas.
Posterior a esta última etapa orogénica se depositaron discordantemente las
secuencias post-orogénicas (Neoplatafórmicas), carbonatado arcillosas del
Eoceno Superior hasta el Cuaternario.
Las trampas que retienen los hidrocarburos de los campos petrolíferos de la
costa norte cubana, están compuestas por los carbonatos de las formaciones
Rondas y Cifuentes, del Grupo Veloz, perteneciente a la Unidad Tectono –
Estratigráfica de Placetas; las mismas se muestran como una estructura
compleja de mantos, provocados por esfuerzos durante el Jurásico - Cretácico.
En estas rocas están presente varios tipos de porosidad, sin embargo el factor
dominante en la migración y producción de petróleo son las fracturas.
1.2.1 Caracterización de las secuencias de rocas presentes en el corte de
los pozos del yacimiento
En base a las informaciones aportadas por el análisis de núcleos cortados, los
registros geofísicos y los registros de imágenes, se identificaron una serie de
secuencias de rocas que van a caracterizar el corte de los pozos.
Destacándose los sedimentos carbonatados del Grupo Veloz de la Unidad
Tectono - Estratigráfica de Placetas, estableciéndose las siguientes
formaciones:
17
Sedimentos Pre-orogénicos
Grupo Veloz (vz). [Jurásico Superior (Tithoniano)-Cretácico Inferior
(Barremiano)].
El Grupo Veloz, perteneciente a la Unidad Tectono - Estratigráfica de Placetas,
encierra las formaciones Cifuentes, Ronda y Morena. En el caso particular de
los pozos estudiados para establecer la estratigrafía del sector de estudio, solo
se evidenció la Formación Cifuentes.
Formación Cifuentes (J3 th). La misma se caracteriza por la presencia de
calizas bioclásticas (wackestone) y mudstone calcáreo argiláceos de color
carmelita claro, en la parte inferior del corte dichos mudstone alcanzan colores
negro oscuro. La caliza puede presentarse recristalizada, con bandas
laminares de argilita y materia orgánica. También son muy frecuentes los
pedernales de diferentes tonalidades, destacándose los de color carmelita,
negro, ámbar y traslúcidos, con presencia de arcillas y argilitas en pequeñas
cantidades.
En esta Formación, con frecuencia, la parte inferior de las rocas cambian de
tonalidades, siendo más oscuras hacia la base, apareciendo calizas de colores
negro, gris, etc. La argilita y a veces lutita están asociadas a materia orgánica.
Generalmente esta Formación representa buenos reservorios y sus parámetros
colectores son superiores a los de las formaciones Ronda y Morena.
Formación Constancia (cnt). [Jurásico Superior (Oxfordiano-
Kinmeridiano)]. Esta Formación se caracteriza por su composición
heterogénea, constituida fundamentalmente por areniscas cuarcíferas, con
muy poca matriz argilácea, de color negro. Además se observan granos de
cuarzo de buena selección, muchos de ellos sub-redondeados. Existen
escasos granos de moscovita, abundantes agregados de pirita. También se
ven argilitas pardo oscuras y negras, con tonalidades verdosas, de fina
laminación y con abundante pirita. Las calizas presentes son blancas y
amarillas muy clara, con pocas fracturas e impregnación de petróleo.
Secuencias de Ofiolitas. [Cretácico Inferior (Aptiano-Albiano)]. Esta
secuencia corresponde al manto ofiolítico y está conformada por guijas de
18
peridotitas serpentinizadas, de color verde muy oscuro y negro, raras veces
manchadas por pátina de metálico (pirita). Además presenta abundante
serpentinita verde oscura y clara, con escasos cristales sueltos de crisotilo.
Dentro de los paquetes de serpentinas compactas, más o menos fracturados,
aparecen intercalaciones de areniscas con granos poco seleccionados, dentro
de una matriz arcillosa de color gris plomo, blanda y pastosa (arcilla
serpentinítica). También se ven escasas limolitas calcáreas de color gris-
crema y verde muy claro. Estas rocas del manto, se encuentran sobre-
empujadas en la parte alta de la sección del corte cuando y yacen
discordantes sobre las rocas de la Formación Vía Blanca, y en ocasiones están
presentes entre los mantos de la Formación Carmita. En el área estudiada
esta secuencia presenta espesores que pueden alcanzar los 600m de
profundidad por la vertical (True Vertical Depht TVD).
Formación Carmita (cr). [Cretácico Superior (Cenomaniano-Santoniano)].
La composición litológica predominante en esta Formación es la caliza
bioclástica (wackestone), en menor grado están presentes los mudstones
calcáreos, argiláceos, de colores carmelita, gris y blanco. Se observan
microfracturas rellenas de petróleo y pedernales de colores oscuros a negro.
También son frecuentes las calizas microfragmentarias, bien recristalizadas,
con porosidad intercristalina y las calizas criptocristalinas de color crema. En su
base pueden ser observadas calizas fracturadas de color negro y argilitas
negras. Dicha Formación yace sobre las rocas de la Formación Vega Alta.
Sedimentos Orogénicos
Están representados en el área por:
Formación Vía Blanca (vb). [Cretácico Superior (Campaniano -
Maestrichtiano)]. Esta Formación está presente en todos los pozos del área.
En su composición litológica predominan, argilitas gris oscura y areniscas
silíceas de color verde y gris claro, con cemento calcáreo. Además se observan
fragmentos de areniscas, calizas blancas y amarillas y algunos granos de pirita,
moscovita y feldespatos. Las arcillas de color gris y verde claro, las calizas
rosadas, criptocristalinas, micro-fragmentarias y los pedernales verdes claro y
blanco, también son comunes.
19
Formación Angelita-Amaro (am). [Cretácico Superior (Campaniano-
Maestrichtiano)]. Estas formaciones están dominadas por una composición
litológica de fragmentos de diferentes tipos de caliza, destacándose las calizas
fragmentarias, recristalizadas, de varios colores (crema, blanco, gris, carmelita
y negro). También son frecuentes los fragmentos de pedernales de colores
grises y verdes, de rocas silíceas, de arcillas de variados colores (negro, gris y
verde) fundamentalmente, de calcita, entre otros. En las calizas y pedernales
principalmente, suele observarse poros y microporos, donde en ocasiones hay
petróleo denso.
Formación Vega Alta (va). (Eoceno Inferior-Medio). En su composición
litológica predominan los pedernales de diferentes colores, verdes, grises,
naranja, traslúcidos, carmelita, blancos y menos frecuentes los negros, aunque
también pueden observarse. La presencia de arcillas de colores verdes y gris-
verdosa, de areniscas silíceas y de fragmentos de calizas de diferentes tipos,
tanto de la Formación Carmita, como del Grupo Veloz., se observan con
regularidad, pero en menor cuantía. Esta Formación yace discordante sobre los
depósitos carbonatados del Grupo Veloz de la Unidad Tectono – Estratigráfica
de Placetas.
Sedimentos Post-orogénicos
Estos depósitos se encuentran representados en el área por la siguiente
Formación:
Formación Güines (gn). (Mioceno). En su composición litológica se
describen calizas fosilíferas de color blanco y amarillo muy claro, en ocasiones
compuestas casi totalmente por bioclastos. Estos carbonatos están poco
consolidados debido a su elevada porosidad interpartícula y por su disolución.
También se observan calizas arrecifales, de color blanco, cristalinas, con
frecuencia son grandes fragmentos de macrofósiles, algas y corales calcáreos.
Además están presentes, dolomitas de grano fino, de color amarillo y carmelita,
con alguna impregnación de bitumen y las coquinas de color blanco, crema y
algunas grises oscuras, estas últimas son rocas muy friables y porosas,
formadas completamente por caparazones de microorganismos.
20
Figura 1.2. A la izquierda se muestra la columna litológica regional del área y a la
derecha la columna litológica del pozo Varadero 1000.
21
1.3 Geología estructural
Desde el punto de vista estructural, el Yacimiento Varadero, representa un
duplex o apilado estructural dentro del cinturón norte cubano, caracterizado por
la presencia de mantos plegados y fallas o despegues internos, además de
fallas locales sin extensión significativa. Estos mantos tienen un espesor del
orden de los 400-450 m.
En el área estudiada, el corte estratigráfico de los pozos se caracteriza por la
presencia de las rocas de las secuencias alóctonas de edad Cretácico Inferior-
Superior, representadas por una sección olistostrómica, que constituyen las
rocas del sello regional (Formación Vega Alta), y la secuencia de rocas
carbonatadas del Grupo Veloz, de la Unidad Tectono – Estratigráfica de
Placetas. Estos elementos son predominantes en el modelo regional, y los
mismos forman parte de la cobertura del yacimiento.
El manto ofiolítico, compuesto por el horizonte serpentinítico, constituyen
escamas cabalgadas o imbricadas de carácter alóctono, que yacen
discordantes sobre los sedimentos de la Formación Vía Blanca. La misma
presenta un claro y definido desarrollo en dirección NNW, predominando
espesores que oscilan entre 30-600 m por la vertical (True Vertical Depht TVD).
La sección alóctona representada por las formaciones Carmita y Angelita –
Amaro, se encuentran sobrecorridas sobre la Formación Vega Alta, su
estructura interna está bien complicada por la presencia de numerosos
pliegues internos (Colectivo de autores, 1993), como se puede observar en el
perfil geológico del yacimiento (Figura 1.3).
22
Figura 1.3. Perfil geológico del área de estudio, siguiendo la trayectoria del pozo
Varadero 1000.
1.4 Historia de los trabajos realizados
La región Varadero-Cárdenas, es una de las más estudiadas desde el punto de
vista geólogo-geofísico, tanto por la perforación como por trabajos de
superficie. Con el triunfo revolucionario se incrementó el número de
investigaciones, descubriéndose así en los años 70 los yacimientos Varadero,
Varadero Sur, Guásimas, Litoral, entre otros. A partir de dichos resultados se
comenzó a desatar un grupo de estudios llevados a cabo por Cuba y algunas
compañías extranjeras, fundamentalmente por la compañía canadiense Sherritt
Internacional.
En el período de 1970-1980, se realizó en la isla un trabajo regional de perfiles
sísmicos que incluyó reflexión, refracción, gravimetría y magnetometría, con el
fin de obtener información geológica de cada perfil. Al mismo tiempo, se
emprendieron otros estudios de exploración sísmica en áreas productoras,
como son la zona norte de La Habana, la provincia de Matanzas y la Cuenca
Central. (Colectivo de autores, 1993).
Durante la década de 1981-1991, se realizaron los primeros estudios
tridimensionales, en las zonas productoras de hidrocarburos de las provincias
23
de La Habana y Matanzas. Se trazaron aproximadamente 29 000km de línea
sísmica explorativa en aguas poco profundas y profundas, de la meseta marina
cubana y otros 6 233km de líneas se trazaron en la orilla (Colectivo de autores,
1993).
En 1984 y 1986 fueron reelaborados los programas sísmicos regionales al
norte de Cuba, cerca de Varadero (Sherritt International Oil and Gas, 2004).
En el año 2002, se adquieren dos nuevas líneas sísmicas en el área de
Varadero, a lo largo y norte de los pozos Varadero Oeste 712 y Varadero Oeste
718. Los resultados de estos datos se incorporaron en el mapa estructural de
profundidad, sobre la parte alta del Grupo Veloz (Sherritt International Oil and
Gas, 2004).
Como parte de las investigaciones realizadas, se completó un estudio
compresivo de la geología estructural del Campo de Varadero, basado
principalmente en datos de imagen del pozo (Sherritt International Oil and Gas,
2004).
En el año 2004, se adquirió una línea sísmica regional por la Bahía de
Matanzas. Estos datos han estado incorporados con datos adquiridos por
CUPET en 2002, integrados con base sísmica actual, resultados recientes de
pozos como Varadero Oeste 714, Varadero Oeste 716 y Varadero Oeste 710 y
un nuevo mapa estructural de la parte alta del Grupo Veloz (Sherritt
International Oil and Gas, 2004).
1.4.1 Cromatografía de gases en Cuba
La Cromatografía de gases es un procedimiento de análisis para separar,
identificar y cuantificar los diferentes componentes de una mezcla. Las mezclas
a analizar pueden estar inicialmente en estado gaseoso, líquido o sólido, pero
en el momento del análisis la mezcla debe estar vaporizada (Colectivo de
autores, 2003; Meneses, 2004). Dicho método fue descubierto por el botánico
ruso de origen italiano, Mijaíl Tswett en 1906, pero su uso no se generalizó
hasta la década de 1930.
En la actualidad existen numerosas compañías de servicio que demuestran
experiencias con buenos resultados en el tema de las relaciones
24
cromatográficas, entre ellas se mencionan las compañías SPT-Synergic
Petroleum Tecnologies S.A, DATALOG, entre otras.
En nuestro país se ha logrado intensificar la asimilación de estas tecnologías y
paquetes de software que son necesarios en el procesamiento de datos, tal es
el caso de la UEB-CUBALOG, que pertenece a la Empresa de Reparación
Capital de Pozos de Petróleo y Gas del Centro. La cual a partir de la
interpretación del carácter de los hidrocarburos de formación, logra analizar la
naturaleza de los hidrocarburos liberados durante la perforación.
La evaluación de los fluidos existentes en el subsuelo a partir de este método
toma una mayor importancia en aquellos pozos donde las manifestaciones de
hidrocarburos no son evidentes. En otras palabras, al perforar zonas muy
saturadas de petróleo este se observará directamente en el lodo de
perforación, en los recortes de rocas, a través de luz ultravioleta
(fluorescencia), o se calculará con efectividad utilizando los registros de pozo
(Hawker, 1997).
El pozo Picanes-1X, perforado en el municipio Manatí, provincia Las Tunas; es
uno de estos ejemplos donde no hubo manifestaciones visibles de petróleo, sin
embargo sí se registraron valores de gas considerables y probablemente exista
alguna saturación de crudos de alta gravedad (> 35°API). Como muchos otros
métodos, aquellos relacionados a la cromatografía de gases no deben utilizarse
por separado ya que pueden dar lugar a interpretaciones erróneas, por lo que
se utilizan combinando unos con otros y evaluando simultáneamente los
parámetros de campo.
En el caso particular de Cuba, se cuenta con poca bibliografía relacionada con
este tipo de trabajo. En estos momentos existen dos investigaciones y un
artículo relacionado con la misma temática. Una de las investigaciones
consultadas, fue realizada por un especialista de la Empresa de Perforación y
Extracción de petróleo y gas de Occidente. El trabajo aborda la utilización de
un programa llamado MBGASLOG que realiza el procesamiento de la base de
datos de gases, obtenida durante el proceso de registro de la data en tiempo
real (Panfet, 2003).
25
CAPÍTULO II “EVALUACIÓN E INTERPRETACIÓN DE HIDROCARBUROS”
La técnica de los registros de lodo (mudlogging) consiste en detectar, medir y
evaluar los fluidos de hidrocarburos y otros gases presentes en el fluido de
perforación (lodo) y en los ripios que regresan a la superficie provenientes del
pozo y luego correlacionar esta información con una profundidad y litología
específica que han sido penetradas durante la perforación. La información
proveniente del análisis de los fluidos de hidrocarburos, junto con otras técnicas
de mudlogging, como la evaluación de datos de perforación y el análisis de
ripios, resulta de gran ayuda para evaluar el pozo con fines diversos (Hawker,
1997).
• Identificar zonas con hidrocarburos productivos.
• Identificar zonas de invasión.
• Establecer delgadas capas, la porosidad y fractura, entre otros.
2.1 Composición del petróleo y su clasificación.
Petróleo es el término aplicado a cualquier hidrocarburo, ya sea gaseoso,
líquido o sólido, que se encuentre de manera natural en la corteza terrestre. Al
igual que los hidrocarburos, el petróleo también puede contener cantidades
variables, aunque pequeñas, de dióxido de carbono, azufre y nitrógeno. En su
forma líquida, el petróleo es conocido por lo general bajo el nombre de crudo y
puede estar compuesto de una mezcla compleja de hidrocarburos con pesos y
tamaños moleculares variables (Hawker, 1997).
Por definición, los compuestos de hidrocarburo, de los cuales el más sencillo es
el gas de hidrocarburo, están enteramente formados de átomos de hidrógeno y
de carbono y pueden clasificarse en dos tipos dependiendo del enlace
molecular de los átomos de carbono.
1. Hidrocarburos saturados: Compuestos que poseen un solo enlace
covalente entre los átomos de carbono.
2. Hidrocarburos no saturados: Compuestos que poseen doble enlace entre
los átomos de carbono.
26
2.2 Hidrocarburos saturados o alcanos
Estos compuestos están formados de cadenas cortas de átomos de carbono
saturados con átomos de hidrocarburo unidos a todas las posiciones de enlace
disponibles. Las cadenas de átomos de carbono pueden ser rectas, ramificadas
o cíclicas y dan origen a tres series de alcanos. Las series rectas y ramificadas
se conocen como parafinas y las cíclicas como naftenos (Hawker, 1997).
2.2.1 Parafina
La parafina es la forma más común de hidrocarburo, ya sea en estado de crudo
líquido o gaseoso. El grupo incluye dos de las series de alcanos: los átomos
de carbono de cadena recta y ramificada.
Los alcanos de cadena recta, o normales, vienen dados por la siguiente
fórmula general y se ilustran en la Figura 2.1.
CnH2n+2
Cuando el valor de n se sitúa entre uno y diez, los miembros parafínicos son
metano (C1), etano (C2), propano (C3), butano (C4), pentano (C5), hexano (C6),
heptano (C7), octano (C8), nonato (C9), y decano (C10).
La cromatografía de gases en el pozo abarca por lo general del metano al
pentano, ya que a la presión superficial, los miembros más pesados de la serie
permanecen normalmente en estado líquido por lo que no se pueden detectar
como gas.
En efecto, a la temperatura y presión superficiales, los compuestos desde el
metano hasta el butano existirán en forma gaseosa y se les podrá detectar con
facilidad. A la presión ambiente, el pentano se condensa en estado líquido a un
punto de ebullición de 36oC, por lo que, dependiendo de la temperatura del
lodo circulante, normalmente es detectable como gas.
27
Figura 2.1 Alcanos normales del grupo parafínico.
La serie de cadena ramificada, o iso, de los alcanos dentro del grupo de
parafinas viene dada por la misma fórmula general que la serie de cadena recta
y se ilustra en la Figura 2.2.
CnH2n+2
Los alcanos ramificados contienen cuatro o más átomos de carbono y
comienzan con el iso-butano hasta los hidrocarburos más pesados. Por lo
general, sólo el iso-butano y el iso-pentano se detectarán en el pozo mediante
cromatografía.
Figura 2.2 Los alcanos ramificados o iso –del grupo parafínico.
28
Otro isómero del pentano es el neo-pentano. Desde el punto de vista
molecular, cada uno de los cuatro átomos de carbono ocupa uno de los
enlaces disponibles del quinto átomo de carbono del grupo. Al igual que con los
otros alcanos, cada uno de los enlaces disponibles de los cuatro átomos de
carbono externo está ocupado por hidrógeno. Este isómero se ilustra en la
Figura 2.3.
Figura 2.3. Isómero de neo-pentano.
2.2.2 Naftenos
Con el nombre de naftenos se conoce el tercer grupo de la serie alcano (Figura
2.4). En este grupo los átomos de carbono se encuentran en cadenas cerradas
y una vez más están saturados con átomos de hidrógeno que ocupan todas las
posiciones de enlaces disponibles. Los nombres que se vieron en la serie
parafínica toman ahora el prefijo “ciclo” que caracteriza a la serie nafténica;
ciclopropano, ciclobutano, y tienen la fórmula general: CnH2n.
29
Figura 2.4 El grupo nafténico de los alcanos.
Dado que poseen dos átomos de hidrógeno menos que los alcanos normales o
ramificados, molecularmente los naftenos son ligeramente más livianos que las
parafinas. Sólo el ciclopropano y el ciclobutano, generalmente asociados con
crudos de mayor densidad, se quedan normalmente en estado gaseoso a la
presión y temperatura superficiales. Desafortunadamente, dado que el peso
molecular es tan parecido, los cromatógrafos los analizan como si fueran
propano o butano de la serie parafínica. Para poder distinguir entre los naftenos
y la parafina es necesario proceder a una lenta separación a baja temperatura,
lo cual resulta impracticable en el sitio (Etienne, 1970; Hawker, 1997;
Permanller, 2007).
2.3 Hidrocarburos no saturados
Al igual que los ciclo-alcanos o naftenos, la serie de aromáticos incluye átomos
de carbono de cadena cerrada. Pero, a diferencia de los alcanos, los
aromáticos no están saturados por el hidrógeno, los átomos de hidrógeno no
ocupan todos los enlaces disponibles. Esta serie es por lo general un
componente menor de los crudos, aunque el aromático más común, el benceno
(Figura 2.5), está presente en la mayoría de los compuestos del petróleo
(Hawker, 1997).
La fórmula general de la serie es Cn H2n-6, y la del benceno es C6H6.
30
Figura 2.5 El grupo aromático.
El benceno es el compuesto aromático más sencillo, es una cadena cerrada o
anillo con seis átomos de carbono donde se alternan enlaces covalentes
simples y dobles que unen los átomos de carbono. El “anillo bencénico”
constituye la base de otros componentes de la serie aromática. Puesto que los
átomos de carbono no están saturados, los enlaces no ocupados por átomos
de hidrógeno están libres para ser tomados por otros átomos de carbono. Es
así como, fuera del anillo cerrado, como se ve en la Figura 2.5, otros
aromáticos como el tolueno (un anillo de bencénico + un CH3) incluyen uno o
más anillos bencénicos junto con uno o más elementos CH3, que ocupan los
enlaces libres. Observe que el CH3 constituye también el último eslabón en los
alcanos de cadena recta (Hawker, 1997; Morales, 2001; Permanller, 2007).
2.4 Evaluación e interpretación de los hidrocarburos
Para que el análisis de gas en el pozo sea efectivo, es fundamental que la
medición del gas arrastrado dentro del fluido de perforación, se haga de
manera continua e ininterrumpida. Esto permite, desde el punto de vista de la
seguridad del pozo, identificar rápidamente los cambios que se produzcan y
actuar en consecuencia. Desde la perspectiva de la evaluación, es posible
identificar de manera precisa los cambios de la formación de los volúmenes y/o
de la composición del gas y vincular esta información con la profundidad exacta
31
a la cual se produjo la liberación. Así mismo, es muy útil en aplicaciones como
identificación de los contactos gas/petróleo/agua, demarcación de zonas
específicas para ser probadas y geodireccionadas sobre la base del análisis de
la relación de gas (Hawker, 1997).
2.4.1 Terminología
Hidrocarburos livianos o pesados
Desde el punto de vista de la producción y refinación, generalmente se
entiende por hidrocarburos pesados aquellos hidrocarburos que tienen 12 ó
más átomos de carbono (C12, C13, etc).
Sin embargo, la evaluación cromatográfica en el pozo se restringe
normalmente a los hidrocarburos comprendidos entre el metano y el pentano.
El término hidrocarburo pesado se aplica a los hidrocarburos comprendidos
entre el propano y el pentano (C3 a C5) y el término hidrocarburo liviano se
aplica al metano y al etano (C1 y C2).
Gas no asociado
El término se aplica a la existencia natural de gas sin que haya ningún petróleo
líquido asociado. Existencias de gas que han sido formadas por bacterias o
fuentes orgánicas en profundidades someras o por el craqueo término del
petróleo a altas temperaturas.
Gas seco
Término dado al gas compuesto fundamentalmente por metano y que contiene
pequeñas cantidades de hidrocarburos condensables. Dadas las
características de solubilidad del aceite y el agua, la presencia de gas seco
también es un indicio de zonas acuíferas y de zonas geopresurizadas. Otra
ocurrencia es la del gas de carbón.
32
Gas húmedo
Gas que contiene proporciones de hidrocarburos más pesados, propano,
butano, pentano, etc., en comparación con hidrocarburos más livianos como el
metano y el etano. Se dice que el gas aumenta en humedad a medida que
aumenta la proporción de hidrocarburos más pesados.
Condensado
Con este término se conoce al metano y a altas proporciones de hidrocarburos
más pesados que aparecen como un gas en el yacimiento pero que se
condensan y se transforman en líquido una vez en la superficie. Se cree que
los yacimientos de condensado de gas son producto de la maduración y
destrucción parcial del crudo.
2.4.2 Clasificación de las fuentes de gas
El gas puede originarse desde la Formación a través de una serie de
mecanismos distintos.
Debemos conocer dichos mecanismos y poder distinguir entre, por ejemplo, el
gas que puede atribuírsele directamente a la Formación, el gas que puede
atribuírsele indirectamente a la Formación o que está bajo la influencia
adicional de las operaciones de perforación; o el gas que se origina a raíz de
fuentes artificiales.
R. Mercer en 1974, determinó cuatro clasificaciones de gas, modelo que ha
sido adoptado ampliamente como la clasificación aceptada en toda la industria
(Hawker, 1997).
Las cuatro categorías de gas son las siguientes:
1. Gas liberado
2. Gas producido
3. Gas reciclado
4. Gas de contaminación
33
1. Gas liberado
Se define como el gas que es mecánicamente liberado en el fluido de
perforación por la acción de la barrena a medida que esta penetra la Formación
(Figura 2.6).
Figura 2.6 Gas liberado por la acción de la barrena.
Parte del gas puede quedar retenido dentro de los ripios, bien sea atrapado
como gas libre dentro de los espacios de poro de los ripios o bien sea como
solución dentro del fluido del poro. Esta parte del gas no será detectada por un
análisis de gas en el fluido de perforación, pero puede determinarse con el
análisis de gas de ripios.
2. Gas Producido
Este término se refiere al gas que llega al fluido de perforación, proveniente de
una zona o Formación dada, cuando la presión de la Formación es mayor que
la presión hidrostática creada por el fluido de perforación en el hoyo.
Este diferencial de presión puede ocurrir en el fondo del hoyo a medida que se
perfora o puede existir en cualquier momento en cualesquiera formaciones
abiertas o expuestas dentro del pozo.
34
Siempre que exista cierto grado de permeabilidad en la Formación, el fluido irá
de las zonas de alta presión hacia las de baja presión.
En la perforación convencional, el peso del lodo se selecciona de tal modo que
produzca una presión hidrostática ligeramente superior a la presión de
Formación. Esto se conoce como sobrebalance y evita que los fluidos de la
Formación fluyan libremente hacia el pozo.
3. Gas Reciclado
Se define como el gas que no fue liberado ni retirado del fluido de perforación
mientras se encontraba en la superficie y por ende, fue rebombeado hacia el
hueco donde se recircula y aparece una o más veces en la superficie (Figura
2.7).
Cuando no se retira el gas del fluido de perforación se pueden generar los
efectos adversos que se presentan a continuación, por lo que la separación del
gas es una función primordial del sistema de circulación que se encuentra en la
superficie.
§ Operación ineficiente de las bombas que ocasionan presiones de
circulación erráticas.
§ Reducción en la hidrostática del lodo que puede originar una condición
de subbalance y la posibilidad de afluencia de fluidos.
§ Comportamiento hidráulico diferente del lodo, trayendo como
consecuencia variaciones en la reología del lodo, particularmente en la
densidad y viscosidad.
§ Posible falsa interpretación de los vestigios de gas.
35
% Gas total 0.1 1.0 10 100 0.01 0.1 1.0 10
% Cromatogr áfia
C1
C4
C3
C4
C3C2
Circulacióncompleta
Pico de gas reciclado extendido
Hidrocarburos proporcionalmente más pesados
Pico de gas reciclado extendido
Hidrocarburos proporcionalmente más pesados
Figura 2.7 Gas reciclado.
En realidad, los picos de gas reciclado no son particularmente comunes porque
todo el sistema de superficie actúa, al igual que los equipos específicos, como
un desgasificador muy efectivo. Los vestigios más comunes provendrán de
abundantes gases de viaje y de afluencias cuando todo el volumen de gas no
pueda ser separado en un “solo paso” por el sistema. Pero incluso en estos
casos, la magnitud del pico reciclado será una fracción del tamaño del pico
original.
4. Gas de Contaminación
Con este término se define cualquier gas que haya sido introducido en forma
artificial al fluido de perforación proveniente de cualquier fuente distinta a las
formaciones perforadas.
Hay muchos contaminantes externos que pueden provocar lecturas o vestigios
anómalos de gas: (Hawker, 1997).
§ A consecuencia de la degradación o reacción térmica de aditivos del
lodo.
§ Adición de productos al fluido de perforación.
36
§ A consecuencia de pruebas de retardo, por ejemplo, el uso de carburo
de calcio para producir acetileno en los lodos de base agua. También se
utiliza comúnmente gasolina normal.
§ Producción de hidrógeno cuando se perfora cemento.
§ La contaminación de los transportadores o de los tanques de lodo que
anteriormente han contenido crudo.
§ El lodo de base aceite reutilizado que puede haber retenido fluidos de
hidrocarburo de pozos perforados con anterioridad.
2.4.3 Definiciones básicas:
1. Gas de fondo: Nivel razonable constante de gas que se establece
cuando se perfora un intervalo de litología constante. El gas presente en
el lodo de perforación puede ser el resultado de una liberación a partir
de litologías recién penetradas, dado que se produce dentro del hoyo,
por efecto del reciclaje o debido a la contaminación. El gas medido a
tiempo en cualquier punto puede, por lo tanto, ser el resultado de todas
estas causas o una combinación de las mismas. El objetivo de la
determinación del nivel de fondo del gas es obtener lo que puede
considerarse como valor de gas normal o control. Este valor de gas
normal sirve de referencia para comparar las variaciones, a fin de
evaluar el potencial del yacimiento.
2. Vestigio de gas: Cualquier respuesta de gas, sea en cantidad o
composición, que supere el nivel de fondo establecido.
3. Arremetida de gas: Si bien los vestigios de gas significativos pudieran
denominarse arremetidas de gas, este término debe utilizarse
específicamente para un influjo de la Formación en el hoyo que desplaza
el fluido de perforación del espacio libre anular y requiere una acción de
control del pozo. Los fluidos de Formación distintos del gas pueden
provocar este tipo de situación de control del pozo (Hawker, 1997).
22..44..44 EEvvaalluuaacciióónn ddee ggaass pprroodduucciiddoo
El gas producido se define como el gas que se produce hacia el interior del
fluido de perforación desde una zona o Formación específica cuando la presión
de la Formación excede la presión hidrostática.
37
Si hay tal subbalance durante la perforación, el nivel de gas de fondo
evidenciará los efectos combinados del gas liberado y el gas producido. Este
será siempre el caso cuando el pozo sea perforado intencionalmente bajo
balance. Si el pozo es perforado con el sobrebalance convencional, entonces
esta situación se presentará si hay un aumento de la presión de la Formación
hasta el punto en que exceda la presión hidrostática en el espacio anular.
22..44..44..11 GGaass ddee ccoonneexxiióónn
El gas de conexión resulta de un influjo que ocurre durante una conexión
debido a un subbalance temporal. Si la Formación productora se encuentra en
el fondo del hoyo, el pico de gas tendrá lugar en la superficie, cuando el tiempo
de retardo haya pasado, después de restablecer la circulación luego de la
conexión.
Hay dos circunstancias que pueden causar un subbalance, dando lugar a la
aparición de gas de conexión, debido a la reducción de la presión anular;
cuando se detiene el bombeo y cuando ocurre el suabeo.
22..44..44..22 GGaass ddee vviiaajjee
Gas de viaje es el término que se utiliza para un vestigio de gas que ocurre
luego de completar una circulación fondos arriba inmediatamente después de
un viaje de regreso al interior del hoyo. Por lo general, los vestigios posteriores
a un viaje a la superficie (para realizar un cambio de mecha o ensamblaje de
fondo, profundidad total de la sección, viajes de pesca, etc.) se denominan gas
de viaje (GV). Los vestigios posteriores a los viajes parciales fuera del hoyo
para fines de limpieza y estabilización del hoyo se denominan gases de viaje
falso o de limpieza (GVL) (Dorronsoro, 2007).
2.4.5 Tipo y reología del lodo
Muchos son los efectos que tiene el fluido de perforación sobre el análisis de
gas. La densidad del lodo determina la presión hidrostática presente en el
hoyo y, por ende, incide en la liberación de gas de la Formación.
El diferencial de presión influye en la facilidad con la que se liberan los fluidos
de los ripios ascendentes. Puede producir una separación de gases, donde los
38
gases más livianos escapan ante que los componentes más pesados. Sin
embargo, la liberación significativa de gas ocurrirá con la expansión del mismo,
cuando el lodo se aproxime o esté en la superficie.
El diferencial de presión es un factor fundamental para el flujo de fluidos entre
el hoyo y la Formación, por lo tanto, afecta el nivel de limpieza y el nivel de
influjo.
La densidad y viscosidad del lodo inciden en la extracción de gas en la
superficie, en vista de que afectan la eficiencia de la trampa de gas. A mayor
peso del lodo, más carga actúa contra la rotación del agitador.
La temperatura del lodo junto con la presión, incide en los cambios de fase y
solubilidad y en la forma que tienen los hidrocarburos al llegar a la superficie,
ya sea gas libre, gas en solución o líquidos.
La temperatura afecta la volatilidad de los hidrocarburos y su facilidad de flujo y
liberación. A mayor temperatura del lodo, mayor volatilidad del gas.
La temperatura afecta la viscosidad del lodo y de los fluidos de la Formación.
En consecuencia, influye en el flujo de fluidos (por ejemplo, los fluidos que
escapan de los ripios) y la retención de gases. A mayor temperatura, menor
viscosidad y menor retención (Oromendía, 2007).
2.5 Cromatografía de gases
La Cromatografía de gases es un procedimiento de análisis para separar,
identificar y cuantificar los diferentes componentes de una mezcla. Las mezclas
a analizar pueden estar inicialmente en estado gaseoso, líquido o sólido, pero
en el momento del análisis la mezcla debe estar vaporizada (Colectivo de
autores, 2006; Meneses, 2006).
El equipo cromatográfico (Cromatógrafo de gases), tiene la capacidad de
separar físicamente componentes individuales de una mezcla de gas (Monfort,
1973; Crotti y Bosco, 2006).
39
2.5.1 Evaluación cromatográfica
El análisis cromatográfico de gases de hidrocarburos (C1…C5) de los datos de
Mudlogging permiten el análisis de varios tipos de relaciones de gas, lo cual es
de gran ayuda en la interpretación de las zonas potenciales de hidrocarburos.
Las relaciones cromatográficas de estos datos y su interpretación es de valioso
apoyo para el geólogo ya que se logra realizar un análisis a priori de las zonas
de interés durante la perforación y posteriormente hacer una evaluación,
correlacionando los datos con registros eléctricos.
El Cromatógrafo es la principal herramienta en la búsqueda de hidrocarburos
(Anexo 1), define la composición del gas, metano (C1) hasta el normal pentano
(nC5). La interpretación de las relaciones de gas puede determinar el tipo de
fluido del reservorio. Igualmente permite determinar los contactos de los fluidos,
agua–gas, gas-petróleo, petróleo–agua (Supervisores de CUPET, 2010).
2.5.2 Trazado gráfico de las relaciones de gases utilizando los valores
cromatográficos del metano hasta el pentano
Conocido mayormente en la industria como trazado de relaciones Pixler (en
honor de B. O. Pixler), este análisis proporciona la siguiente información:
§ Tipo de fluido petrolífero, ya sea gas, crudo o condensado.
§ Gravedad del crudo y humedad del gas.
§ Potencial de producción del yacimiento.
§ Presencia de agua en la Formación.
El gráfico de las relaciones compara la cantidad de cada compuesto
hidrocarburo (etano, propano, butanos y pentanos) con la cantidad de metano
presente en la muestra de gas que se analiza. La relación de metano con
respecto a otros hidrocarburos más pesados ha demostrado ser un indicio
razonable del potencial de producción de gas, crudo o agua, aunque no hay
duda alguna de que la “calibración” regional comparada con la producción o
con los resultados de las pruebas mejora su confiabilidad (Hawker, 1997).
40
2.5.2.1 Uso del gráfico de relaciones
De una serie de pozos probados o en producción, se comparó el petróleo que
se estaba produciendo realmente con los datos de los gases registrados y se
determinó la relación del metano con respecto a otros hidrocarburos pesados.
Partiendo de estas relaciones se determinaron probables límites para las zonas
productoras de crudo y gas y las zonas no productoras (Figura 2.8).
Las relaciones provenientes de la información del gas retardado pueden ser
trazadas en este gráfico para obtener una predicción inmediata del fluido del
yacimiento y de su potencial de producción. La ubicación de la curva
determinará el probable producto de petróleo; igualmente se ha demostrado
que con este trazado gráfico se puede señalar las zonas acuíferas y la
permeabilidad.
La evidente ventaja de dicha información es que permite disponer de una
valoración de la zona de interés tan sólo un tiempo de retardo después de que
ésta ha sido penetrada, es decir, el tiempo que le toma al gas subir por el
espacio anular hasta la cromatografía de gases (Hawker, 1997).
GRAFICO DE LA RELACION DE GASES.
1
10
100
1000
C1/C2 C1/C3
NP/G
G/O
O/NP
CRUDO RESIDUAL NO PRODUCTIVO
GAS
NO PRODUCTIVO
CRUDO PRODUCTIVO
C1/C3 C1/C5C1/C4
Figura 2.8 Gráfico de la relación de gases (Pixler).
41
De las zonas representadas en la Figura 2.8, la relación C1/C2 es la relación
fundamental para determinar la composición del petróleo del yacimiento, sea
crudo o gas, o indicar si ésta no es productiva (Tabla 2.1).
Tabla 2.1 Reglas para la proporción C1/C2.
Relación C1/C2 Tipo de fluido y gravedad
<2 Gravedad muy baja, alta densidad, alta viscosidad, crudo residual no productivo
2-4 Crudo de baja gravedad, API 10 - 15
4-8 Crudo de gravedad media, API 15 - 35
8-15 Crudo de alta gravedad, API > 35
10-20 Condensado de gas
15 - 65 Gas
> 65 Gas ligero, principalmente metano, no productivo debido a la baja permeabilidad.
La pendiente de la línea producida por las relaciones restantes de
hidrocarburos es un indicio de si las zonas producirán hidrocarburos o
hidrocarburos y agua, y también puede dar una idea de la permeabilidad de la
Formación (Hawker, 1997).
Limitaciones del método:
Al igual que otras técnicas de registros este procedimiento tiene las siguientes
limitaciones:
1. La calidad de la toma de las muestras de gas.
2. Muestras afectadas por problemas en el hoyo.
3. Calidad del lodo y aditivos utilizados.
4. La posible recirculación del gas, por no estar el desgasificador en buen
estado.
Este método debe ser utilizado en conjunto con otros datos indicadores de
porosidad, curva de velocidad de penetración de la barrena (ROP), litología,
análisis de fluorescencia y corte durante la perforación, para luego
correlacionar con los registros eléctricos.
42
2.5.3 Análisis de las relaciones de Humedad (Wh), Balance (Bh) y Carácter
(Ch)
Al comparar la proporción de gas ligero con la de gas pesado registrado en la
superficie, se puede determinar el tipo de fluido (si es gas seco o húmedo, si es
crudo seco ligero o pesado) presente en el yacimiento.
Una ventaja de la utilización de estas relaciones es que pueden ser calculadas
a medida que avanza la perforación y se penetra en el yacimiento. Esto permite
una evaluación inmediata y que sean identificadas diferentes zonas y contactos
al tiempo que se perfora el yacimiento (Hawker, 1997).
2.5.3.1 Relación de humedad (Wh)
Esta relación muestra un creciente aumento a medida que se incrementa la
densidad del gas y del crudo, es decir, a medida que la cantidad de gas pesado
aumenta en proporción a los gases livianos. A continuación se muestra en la
Tabla 2.2 las reglas para la interpretación de dicha proporción.
Tabla 2.2 Reglas para la proporción de humedad (Wh).
Wh Tipo de fluido
< 0,5 Gas muy seco con bajo potencial productivo
0,5 - 17,5 Gas, aumentando en densidad a medida que aumenta Wh.
17,5 - 40,0 Crudo, aumentando en densidad a medida que aumenta Wh.
> 40,0 Crudo residual con bajo potencial productivo.
2.5.3.2 Relación de balance (Bh)
La relación de balance es una comparación directa de hidrocarburos livianos y
pesados y, para fines interpretativos, se le emplea conjuntamente con la
relación de humedad (Tabla 2.3).
43
Bh reacciona en sentido inverso a Wh, de manera que disminuye cuando la
densidad del fluido aumenta. Esto significa que la relación de equilibrio decrece
a medida que aumenta la humedad del gas, disminuyendo aun más cuando
pasa a la fase del crudo. Se le emplea para determinar o confirmar el potencial
de producción de gas (Hawker, 1997).
Tabla 2.3 Reglas para la proporción de Humedad (Wh) en relación con la proporción
del balance (Bh).
Relación de Bh
Relación de Wh Fluido del yacimiento
> 100 Gas seco, muy ligero. No productivo.
< 100 < 0.5 Posible producción de gas seco y ligero Wh < Bh <
100 0.5 - 17.5 Gas productivo, aumentando en humedad a medida que las curvas convergen.
< Wh 0.5 - 17.5 Gas o condensado muy húmedo y productivo o crudo de alta gravedad.
< Wh 17.5 - 40 Crudo productivo con gravedad decreciente a medida que las curvas divergen.
<< Wh 17.5 - 40 Menor potencial de producción de crudo de baja gravedad y con baja saturación de gas
> 40 Crudo residual de gravedad muy baja, no productivo, comúnmente contiene agua.
2.5.3.3 Relación de carácter (Ch)
Omitiendo los compuestos hidrocarburos más livianos (metano y etano) y
comparando solo los compuestos más pesados, se puede confirmar la
presencia de un fluido de hidrocarburo denso, lo cual debe ayudar a diferenciar
un gas muy húmedo de un crudo con gravedad muy alta (Hawker, 1997). En la
Tabla 2.4 se observan las reglas interpretativas para la proporción de Carácter
(Ch).
44
Tabla 2.4 Reglas para la proporción de carácter (Ch).
Ch Tipo de fluido
< 0.5 Gas productivo, bien sea gas húmedo o condensado de gas.
> 0.5 Fase líquida productiva, de manera que el gas indicado por la relación
de humedad está asociado al crudo ligero.
2.5.4 Indicador de petróleo (O) e indicador inverso de petróleo (I)
El indicador de petróleo compara el contenido de metano del gas retornado con
el contenido de hidrocarburo pesado. Este oscilará entre cero y uno, pero
graficado a la inversa facilita el trabajo con los números, los cuales siguen una
tendencia similar a la relación de balance (Hawker, 1997).
El indicador inverso del petróleo fluctuará entre 0 y 100, aumentando a medida
que disminuye la densidad del fluido (Tabla 2.5).
Estas relaciones son calculadas una vez más en tiempo real y son
almacenadas en la base de datos.
Tabla 2.5 Reglas para las proporciones del indicador de petróleo e indicador inverso
de petróleo.
Indicador de petróleo
Indicador inverso de petróleo Evaluación
0,01 - 0,07 100 - 14 Gas seco, agua cargada de gas
0,07 - 0,1 14-oct Condensado, petróleo saturado
0,1 - 0,4 10 - 2,5 Petróleo no saturado
0,4 - 1,0 2,5 - 1,0 Petróleo residual
45
CAPÍTULO III “MATERIALES Y MÉTODOS”
3.1 Metodología de la investigación
La investigación científica, como base fundamental de las ciencias, parte de la
realidad, investiga la realidad, la analiza, formula hipótesis y fundamenta
nuevas teorías. El conocimiento de la realidad es la mayor garantía para
cualquier proceso investigativo. Si durante el desarrollo de este proceso el
investigador no se sirve de un diseño previo, de una estructura básica, su
trabajo puede resultar infructuoso (Hernández, 2004).
Para aplicar una metodología eficaz que permita la evaluación integral del pozo
Varadero 1000, fue necesario basarse en el análisis e interpretación de
registros de hidrocarburos y en la generación de modelos de discriminación de
fluidos.
En esta investigación, se llevó a cabo un análisis crítico de las metodologías
existentes para aplicar aquella que permitiese evaluar de forma integral los
yacimientos y cumplir con el objetivo propuesto.
La investigación quedó estructurada en cuatro etapas:
1. Análisis de la información bibliográfica. Se basó en el estudio
bibliográfico del tema, o sea, de la cromatografía de gases y el método
de discriminación de fluidos.
2. Procesamiento y Análisis digital. En esta etapa se llevó a cabo la
digitalización de las bases de datos geológicas y los diferentes datos de
campo, como es el caso de los registros de hidrocarburo, los datos de
inclinometría del pozo, entre otros.
3. Evaluación integral del reservorio. Para ello fue necesario la adquisición
de los datos en tiempo real de los parámetros de perforación, así como
la evaluación de los valores cromatográficos.
4. Análisis e interpretación de la base de datos. A partir de la interpretación
de los registros de hidrocarburos y el análisis de las relaciones
cromatográficas fue posible, la obtención de la tabla de los modelos de
discriminación de fluidos.
46
3.1.1 Análisis de la información bibliográfica
En la primera etapa, se analizaron diversas fuentes de información acerca de la
temática de la cromatografía de gases, sobre todo artículos de internet, pues
en el caso particular de Cuba, se cuenta con poca bibliografía relacionada con
este tipo de trabajo. En estos momentos existen dos investigaciones y un
artículo vinculado con el tema. Una de las investigaciones consultadas, fue
realizada por un especialista de la Empresa de Perforación y Extracción de
Petróleo y Gas de Occidente. También se contó con el Modelo Digital de
Elevación (MDE) del área, a escala 1:25000, procedente del departamento de
Geomática, perteneciente a la empresa Geocuba Investigación-Consultoría, se
utilizó como base digital para la obtención de un mapa altimétrico tridimensional
(3D), el cual sirvió a la hora de ubicar los pozos Varadero 1000, Varadero 1001
y Varadero 1002, utilizando los datos de inclinometría de cada uno de ellos. Se
contó además con numerosos trabajos que aportaron información sobre las
características regionales del sector de estudio, así como proyectos de
investigación e informes finales de los pozos Varadero 1000, 1001 y 1002, para
con ello, realizar la reinterpretación geológica del área y poder obtener la
columna litológica de la misma.
Se emplearon también los registros de hidrocarburos del pozo Varadero 1000,
así como datos de perforación, inclinometría, topes y bases de las formaciones
y lo más importante la base de dato de los gases.
Todo el material temático compilado, fue procesado para obtener un banco de
datos, destinado al análisis de la información documentaria, la que sirvió de
base para la toma de decisiones sobre futuros trabajos.
3.1.2 Procesamiento y análisis digital
Se llevó a cabo el procesamiento y análisis digital de la información geológica y
la base de datos de gases, los cuales se obtuvieron a partir de un nuevo
software denominado ANAX-500, que permite la entrada de los datos al
cromatógrafo, y el funcionamiento del Wellwizard, que no es más que un
programa que registra y controla todos los parámetros de perforación, además
de información geológica, inclinométrica, cromatográfica, etc del pozo.
47
Figura 3.1 Flujograma de la Metodología de la Investigación.
Tabla de modelos de discriminación de fluidos
Análisis e interpretación de registros de hidrocarburos
Recopilación de muestras geológicas
Monitoreo de los parámetros de perforación
Obtención de registros de
hidrocarburos
Evaluación integral del reservorio
Digitalización de los datos de gases.
Procesamiento y análisis digital
Método de discriminación de fluidos
Cromatografía de alta velocidad
DISEÑO DE INVESTIGACIÓN
Recopilación y análisis de la información
Digitalización geológica
48
3.2 Evaluación integral del reservorio
Para este tipo de trabajo se llevó a cabo la calibración del cromatógrafo de alta
resolución, utilizado y compatible con el nuevo software ANAX-500, estas
muestras son registradas en tiempo real y caracterizadas por el equipo, pues el
mismo, logra separar los gases livianos de los más pesados, también se realizó
la calcimetría de las muestras geológicas que salen de los ripios provenientes
del lodo de perforación cada 10m, además del monitoreo en tiempo real de los
parámetros de la perforación.
3.2.1 Evaluación geológica del pozo
El conocimiento de la geología de un área es un aspecto de suma importancia
para optimizar la perforación de pozos profundos. Los cuerpos de rocas que
yacen en el subsuelo tienen diferentes características litológicas, propiedades
físicas, parámetros geomecánicos y saturaciones de fluidos, por lo que tienen
distintos riesgos para la perforación y generalmente la respuesta en los
registros gaseosos también es desigual (García, 2003).
Las características geológicas del subsuelo se obtienen a partir de varias
fuentes: la estratigrafía del subsuelo, los registros de pozos, datos geofísicos
de superficie (líneas sísmicas y campos potenciales), mapas estructurales de la
zona, entre otros (Howard, 1992).
En el caso que nos concierne lo más importante son las características
litológicas de las formaciones geológicas, o en otras palabras, las unidades
litoestratigráficas, a continuación se observa en la Figura 3.2, la columna
litológica del pozo Varadero 1000, según el proyecto.
49
Figura 3.2 Carta geólogo técnica del pozo Varadero 1000.
3.2.2 Obtención de la calcimetría
Para realizar la correlación de las muestras geológicas en el pozo se utiliza el
programa denominado Calcim, que consiste en medir y guardar los datos en
por ciento de carbonatos en cada muestra de rocas en tiempo real, del mismo
se obtienen porcientos de la calcita (CaCO3) y dolomita (Ca,Mg (CO3)2).
El sistema mide la cantidad de carbonatos en los cortes que está sujeto a un
volumen de roca conocido (1g) y se hace reaccionar con ácido clorhídrico
rebajado al 20 %, en un recipiente con volumen constante, registrándose así la
presión de carbonato (CO2) producido durante la reacción (Anexo 2).
La calibración del mismo se realiza registrando la presión obtenida por una
concentración (50/50%) de calcita y dolomita. Dos curvas de presión son
generadas por la reacción de la calcita y la dolomita. El punto de inflexión de
50
las curvas son usadas para calcular los porcentajes de cada tipo de carbonato
(Supervisores de CUPET, 2010).
3.2.3 Obtención de los registros de hidrocarburos
La obtención de los registros de hidrocarburos es una etapa de las más
importantes dentro del programa de perforación, se utiliza la metodología para
la generación de los registros de hidrocarburos, que consiste en la detección de
gases de hidrocarburos desde que son registrados por la trampa de gas o
desgasificador (Ver Figura 3.3), la misma se coloca en la corriente de retorno
del lodo, por lo general en la zaranda o en el tubo de canal (Anexo 3), lo que
permite disponer de un flujo continuo de lodo recién retornado, del cual se
puede extraer una muestra de gas tan adecuada como sea posible. La trampa
de gas consiste en un motor (110 V ó 220 V) conectado a la fuente de energía
del equipo, en su parte inferior tiene un eje con tres patas que agitan el lodo. El
gas es absorbido a través de una manguera fina por una bomba que se
encuentra en el totalizador de gas y éste a su vez lo envía al cromatógrafo.
Para evitar que la humedad del gas afecte el equipo, se colocan filtros con
sustancias que actúan como secantes, tal es el caso del cloruro de calcio,
glycol y perclorato de magnesio (García, 2003).
El fluido de perforación que circula dentro del pozo trae emulsionado el gas de
Formación, por lo que se hace necesario a la salida de la línea de flujo (flow
line), obtener las muestras de gas para separar físicamente sus componentes
individuales en el cromatógrafo que se encuentra en la cabina de Mudlogging.
El cromatógrafo se calibra para obtener valores exactos y de esta forma poder
realizar una correcta interpretación del reservorio.
Para que el análisis de gas en el pozo sea efectivo, es fundamental que la
medición del gas arrastrado dentro del fluido de perforación se haga de manera
continua e ininterrumpida. Esto permite, desde el punto de vista de la seguridad
del pozo, identificar rápidamente los cambios que se produzcan y actuar en
consecuencia. Desde la perspectiva de la evaluación, es posible identificar de
manera precisa los cambios de la Formación o de los volúmenes y/o de la
composición del gas y vincular esta información con la profundidad exacta a la
cual se produjo la liberación. Así mismo, es muy útil en aplicaciones como
51
identificación de los contactos gas/petróleo/agua y demarcación de zonas
específicas para ser probadas.
Figura 3.3 Esquema de la trampa de gas de la compañía Datalog.
3.2.4 Monitoreo de los parámetros de la perforación
Para realizar el monitoreo de los parámetros de la perforación se utiliza el
software ANAX-500, el cual corre sobre una plataforma Windows y permite la
interacción de la base de datos (parámetros de la perforación y registro de
hidrocarburos), con el programa WellWizard (Anexo 4), que muestra todas las
ventanas y aplicaciones del sistema, los parámetros a evaluar son los
siguientes: profundidad, velocidad de penetración de la barrena (ROP), flujo de
salida, peso sobre la barrena (WOB), presión de bombas, peso sobre el
gancho, entre otros (García, 2003).
Profundidad
Conocer la profundidad de la barrena en todo momento durante la perforación y
otras maniobras es obviamente de mayor importancia. Esta información es
contra la cual todos los otros valores y datos están referenciados.
52
Durante la perforación, la profundidad permite determinar concretamente los
cambios en el pozo y en la Formación, llevar a cabo los cálculos de presión, el
cambio en la rata de perforación (ROP) e identificar cambios litológicos.
Durante las maniobras de viaje, el saber la profundidad y la velocidad de
movimiento permite establecer y monitorear precisamente los volúmenes de
desplazamiento y las presiones inducidas. Igualmente permite sentar
revestimientos en puntos especificados previamente, localizar y probar zonas
productivas con más certeza, entre otras no menos importantes.
Velocidad de Penetración de la barrena (ROP)
La velocidad a la cual el pozo es perforado proporciona uno de los principales
parámetros registrados durante la operación de perforación. Las unidades de
medidas están representadas en términos de la profundidad, la cual es
obtenida sobre un intervalo de tiempo dado en metros por hora o pies por hora
(m/hr, ft/hr). La ROP puede estar afectada por una mala selección del tipo de
barrena, dependiendo del tipo de litología que se presente.
Flujo de salida
Permite la detección de influjos y pérdidas de circulación.
El sistema de circulación puede ser considerado como un sistema cerrado y
para mover el fluido alrededor del sistema se requiere fuerza. Esta fuerza es
proporcionada por las bombas.
La medida de la presión es hecha por un transductor de presión que
normalmente es colocado en la base del tubo del “standpipe” (Hawker, 1997).
3.3 Análisis integral del reservorio
Para realizar el análisis integral del reservorio, se utiliza toda la base de datos
de gases, la cual se obtiene a través del cromatógrafo de alta resolución CP-
4900 que es calibrado y compatible con un programa computarizado
denominado ANAX-500 e interactúa en tiempo real conectado a un servidor
que recibe información desde canales digitales y analógicos provenientes de
diversos sensores que envían las señales eléctricas a la unidad de registro.
53
Este programa es de última generación y su función está centrada en el
registro de los parámetros de la perforación (velocidad de penetración de la
barrena (ROP), gas total cromatográfico, calcimetría, entre otros), desde que
comienza la etapa inicial de la perforación hasta su culminación.
A través del programa se manejaron grandes bases de datos de cromatografía
de gases, geología y parámetros de la perforación in situ. Después de ser
procesadas y analizadas se logró la integración de éstas para obtener varios
resultados que respondieron a la evaluación integral del yacimiento.
3.3.1 Análisis e interpretación de los registros de hidrocarburos
Para analizar e interpretar los registros de hidrocarburos primeramente se
obtiene la data de gases, generada por el método de cromatografía de alta
resolución, la cual consiste en separar los elementos gaseosos más livianos de
los pesados.
Los primeros (C1, C2), nos brindan información acerca del tipo de fluido y
gravedad presente en los hidrocarburos. De acuerdo a los valores de esta
relación, se pueden identificar zonas de hidrocarburos productivos, no
productivos y agua.
El análisis e interpretación de los registros de hidrocarburos, a partir de las
curvas de humedad, balance y carácter, constituyen la base para la generación
de modelos de discriminación de fluidos y la reclasificación de zonas de
hidrocarburos.
3.3.2 Análisis cromatográfico
Se realizó primeramente el procesamiento de la data de gases cromatográficos
por intervalos donde se obtuvieron valores representativos de lectura de los
gases livianos hasta los más pesados. Cabe destacar que la muestra es
registrada metro a metro pues para realizar su posterior análisis e
interpretación es necesario que el sistema esté interactuando continuamente
con el sensor que detecta los gases provenientes del lodo de perforación.
Después de realizar el análisis de la base de datos se procedió a un
reprocesamiento de ésta basado principalmente en la obtención de las
relaciones composicionales de los gases, donde preliminarmente se empezaría
54
a dar una caracterización del intervalo analizando los valores de humedad,
balance, carácter, índice directo e inverso del petróleo (Tablas 4.3, 4.4, 4.5, 4.6,
4.7).
Posteriormente se pasó al análisis e interpretación del gráficos de Pixler, para
ello, primeramente se generó una base de datos basada principalmente en los
valores de todas las relaciones cromatográficas entre los alcanos livianos y
pesados (Tablas 4.8, 4.9, 4.10, 4.11, 4.12). El gráfico de las relaciones
compara la cantidad de hidrocarburo (etano, propano, butanos y pentanos) con
los valores de metano presente en cada muestra analizada.
La relación del gas metano con respecto a los demás gases de hidrocarburos
(pesados) ha demostrado que constituye un factor principal del potencial
productivo de hidrocarburos (gas, petróleo) y agua, mejorando la confiabilidad
de los resultados que se obtienen debido a la interpretación de los datos.
Después de haber analizado e interpretado dichos datos, atendiendo a la
relación C1/C2, se procede a la obtención del gráfico de Pixler (Figuras 4.3, 4.4,
4.5, 4.6, 4.7).
El gráfico es generado por cada intervalo, cada curva de este importante
esquema indica un resultado, el cual es analizado y colegiado para llegar a un
consenso final. El mismo está compuesto por tres líneas que definen las zonas
(crudo no productivo, productivo, gas productivo y no productivo). La pendiente
de cada línea ploteada por intervalo representará una zona de hidrocarburos no
productivos, productivos y agua, dando idea de la permeabilidad de la
Formación.
3.3.2.1 Caracterización potencial de fluidos de reservorios clasificando
tipos de hidrocarburos
Para realizar la caracterización potencial de fluidos de reservorios y clasificar
los tipos de hidrocarburos, se llevó a cabo el análisis interpretativo de las
relaciones cromatográficas (relaciones de humedad, balance y carácter, gráfico
de Pixler, indicador inverso y directo del petróleo); además de la interpretación
de los registros de hidrocarburos y los parámetros de perforación del pozo.
55
3.3.3 Obtención de la tabla de modelos discriminantes de fluidos
Para la obtención de la tabla de modelos discriminantes de fluidos se utiliza la
data de gases en tiempo real, velocidad de penetración de la barrena (ROP) en
profundidad, así como la predicción del modelo 3D de acuerdo con la
reclasificación de las zonas o intervalos analizados respecto al análisis
composicional del gas, se comparan las predicciones del modelo con los
resultados del ensayo realizado en cada intervalo (Pellegrini, 2005).
56
CAPÍTULO IV “RESULTADOS Y DISCUSIÓN”
4.1 Caracterización geológica del pozo
El pozo Varadero 1000, perforado con categoría de exploración en el extremo
más occidental del yacimiento Varadero, tenía entre sus tareas geológicas más
importantes a cumplimentar las de confirmar la continuidad en ese sector de las
rocas que componen al Grupo Veloz, así como validar el potencial petrolífero a
ellas asociado en todo el yacimiento, lo cual ha sido demostrado por los demás
pozos perforados en el área.
Para llevar a cabo el cumplimiento de estas tareas, se le programó una
profundidad final inicial de 5988m, un desplazamiento de 5088m y un azimut de
355,7º, lo que realmente constituía hasta ese momento un gran reto
tecnológico a lograr, pues nunca antes se había logrado en la empresa de
CUPET una profundidad semejante en un pozo (Supervisores de CUPET,
2010). Los resultados de la perforación del pozo indicaron la litología real del
mismo, descrita a continuación.
300-462m. Calizas fosilíferas (45%) claras de colores blanco y amarillo,
compuestos casi totalmente por bioclastos. Finas capas de calizas
dolomitizadas y aislados granos de vidrio volcánico verde. Calizas arrecifales
(30%) de colores claros, cristalinas, con frecuencia constituyen grandes
fragmentos de macrofósiles, algas, corales y moluscos. Dolomitas (25%) de
colores claros, grises, cremas, blancas y amarillas. En los primeros metros son
más incoherentes por presentar algún componente arcilloso, alternándose con
coquinas muy friables, blancas y grises, tienen alta porosidad.
462-524m. Conglomerado (60%) con fragmentos angulares de peridotitas
negras, poco serpentinizadas. Guijas redondeadas de gabroides de color
negruzco y escasos vidrios volcánicos verde claros. Roca arcillosa pardo
oscura y verde grisácea (15%) (arcilla serpentinítica). Arenisca de grano fino
(10%), de color gris oscuro y cemento calcáreo. Limolita verde clara (5%). Se
mantienen calizas fosilíferas blancas caídas de horizontes superiores (10%).
Escasas manifestaciones de petróleo muy pesado y asfalto.
57
524-1260m. Melange serpentinítico. (90-100%), serpentinita de color gris
oscuro con tonalidades azulosas, fracturadas. Serpentinita alterada, de color
gris claro a verde claro, formando material arcilloso. Entre 710 y 725m se
observan trazas de petróleo de color rojizo claro.
1260-2000m. Escasos brechamientos en las rocas, se incrementa los
fragmentos de carbonatos. Entre 1644 y 1672m existen intervalos de arcillas
bentoníticas claras, muy incoherentes. Limoarcilita (10%) de color verdoso, de
grano fino, con pequeños fragmentos verdes de vidrio volcánicos y cristales de
cuarzo. Los carbonatos aparecen como fragmentos dentro de las rocas
arcillosas (zonas de brecha). Se evidencia trazas de petróleo oxidado y materia
orgánica y algunas manchas de petróleo vivo.
2000-2225m. Calizas (65%), cremas claras, oscuras y blancas, duras y
cristalinas, con muchas fracturas cementadas con bitumen oxidado. Limoarcilita
(15%), de color verde, calcárea, de coloración pardo rojiza. Pedernal (5%),
arcilloso, de color verde y gris. Argilita (5%), pardo oscura, calcárea, con
pequeños rombos de dolomita en toda la matriz. Arenisca (5%), verdosa,
calcárea, de grano fino y bien seleccionado. Cuarzo (5%), en forma de granos
arenosos sueltos.
2225-2245m. Limoarcilita (60%) calcárea, en capas finas, dura, de color gris
verdosa. Pedernal (15%), pardo oscuro, verde y gris claro, unos
criptocristalinos y otros con bioclastos. Caliza (10%), de color crema, con
fracturas cementadas por bitumen oxidado. Brecha tectónica (5%), de color
claro, con cemento calcáreo, los fragmentos son básicamente de pedernales y
calizas. Arenisca (5-10%), de grano fino y cemento calcítico, con fragmentos
de cuarzo, feldespatos y tobas cloritizadas. Argilita (< 3%), de color negra,
carbonosa, incoherente. Se observan trazas de bitumen muerto y asfalto.
2245-2570m. Caliza fracturadas (45%), de color crema clara, blanca y
carmelita, con abundante calcita cementando las fracturas, también se puede
encontrar entre las grietas, trazas de petróleo oxidado y asfalto. Limoarcilita
(35%) calcárea, de color gris verdoso y rojizo. Pedernal (5%), gris y verdoso.
Arenisca (10%), de grano fino y cemento calcáreo. Probables fragmentos de
58
cuarzo, feldespatos y vidrio volcánico verde. Capas finas de argilita (5%), de
color negra, poco coherente y calcárea.
2570-3022m. Caliza (70%), de color crema oscura y clara, algunas carmelitas,
cristalinas y duras, con fracturas cementadas. Escasa impregnación de
petróleo pesado. En menor proporción caliza blanca arcillosa, milonitizada.
Limoarcilita (10%), gris, verde y pardo rojiza. Arenisca (10%), verde clara y
blanca, de grano fino y cemento calcítico. Argilita (5%), pardo oscura,
dolomitizada. Pedernal (5%), gris claro y carmelita oscuro. Entre (2665 - 2710
m) se observa bitumen muerto y materia orgánica en finas laminaciones.
3022-3975m. Pedernal (50%), de diversos colores, predominan los verdes
claros y oscuros, pardos, grises y traslúcidos, otros criptocristalinos y
fracturados, con algunas manchas de petróleo pesado. También pedernales
arcillosos, con bioclastos rellenos de sílice. Arcilita (25%), de color verde,
ligeramente silicificada, algunas muy claras a blancas, poco fosilíferas y con
escasas incrustaciones. Caliza (15%), en fragmentos angulosos y
subredondeados. Son blancas, cremas y verdes muy claras, con muy pocas
microfracturas. Argilita (5%), pardo oscura y negruzca, con impregnaciones de
materia orgánica y pirita en poros. Arenisca (5%), calcárea, de grano fino, color
verde claro. Se observa abundante pirita en las muestras y escaso petróleo
pesado en pedernales fracturados.
3975-4147m. Caliza (60-70%) color crema, blancas y grises, con bitumen en
fracturas y estilolitos, a veces con impregnacion de hidrocarburos que le dan
una tonalidad parda clara, a veces se observa bandeamiento de materia
orgánica. Limolita (20-25) gris verdosa, de grano muy fino y matriz arcillosa.
Pedernal (5-10%) de color gris y verdoso, con fragmentos angulosos. A partir
de los 4067m, comenzaron a observarse débiles manifestaciones de petróleo
en forma de manchas en el lodo.
4147 - 4516m. Caliza (60%), de color blanca y amarilla, muy fracturada, con
petróleo pesado en las fracturas. Caliza (30%), carmelita y parda oscura, con
microlaminaciones bituminosas, incoherente y milonitizada. Argilita calcárea
(10%), de color negra, con escasa dolomita. A partir de los 4400 m de
59
profundidad comienza a mejorar la calidad del reservorio, representado por
abundantes microfracturas rellenas de petróleo pesado y bitumen muerto.
4516-4807m. Caliza (50%), blanca y amarilla, en finos estratos, dura y
cristalina, con fracturas finas rellenas de materia orgánica. Caliza (20%), crema
clara y oscura, con microlaminaciones de bitumen. Estas calizas a veces
aparecen microbrechadas. Argilita (30%), negra, laminada, recristalizada y
débilmente calcárea, con escasa dolomita. A partir de 4620m mejora la calidad
del reservorio, apareciendo débiles manifestaciones de petróleo vivo, se
observan también trazas de crudo pesado y asfalto.
4807-5165m. Similar al intervalo anterior. A partir de los 4850m aumentan las
fracturas en las calizas, mejorando la calidad del reservorio. Se evidencia un
aumento de las manifestaciones de petróleo en el lodo y de los valores de gas.
5165- 5349m. Similar al anterior, pero con más fracturas y algunas variaciones
en las proporciones de los litotipos. Caliza (30%), blanca y crema muy clara,
incoherente, fracturada, con materia orgánica en pequeños poros matriciales,
con frecuencia milonitizada. Algunas variedades más duras y cristalinas, de fina
estratificación. Caliza (35%), crema clara y menos gris, con bioclastos, con
fracturas rellenas de bitumen y petróleo vivo. Argilita (15%), pedernal (20%). A
partir de 5304m mejora la calidad del reservorio.
5349-5600m. Caliza (95%) clara, con bioclastos y huellas de disolución. Finos
estratos de pedernal (5%), de color ámbar oscuro, moteado en blanco, de alta
dureza. Reservorio de excelente calidad, con abundantes fracturas, muchas de
ellas ensanchadas por disolución. Las manifestaciones de petróleo en el corte
son muy buenas.
5600-5648m. Empeora la calidad del reservorio y las manifestaciones de
hidrocarburos. Disminuyen las fracturas de las rocas, rellenas con bitumen
muerto y poco petróleo vivo.
5648-5904m. Similar al anterior, pero con mayor heterogeneidad por haber
más tipos de rocas. Caliza (65%), blanca, amarilla y menos gris, dura,
criptocristalina, en capas finas, con fracturas rellenas esencialmente de
bitumen oxidado, algunas con petróleo vivo. Escasas calizas aparecen
60
dolomitizadas. Caliza (10-15%), crema clara y blanca, con microlaminaciones
paralelas rellenas de bitumen oxidado, más incoherente. Argilita calcárea (10-
15%), de color negra y verdosa. Cuarzo (5%), en granos arenosos y
subredondeados que aparecen sueltos. Dolomita (5%), de color blanco y
menos crema claro, cristalina y poco porosa. A partir de los 5660m se observan
más fracturas y algunas manifestaciones de petróleo, mejorando la calidad del
reservorio. A una profundidad de 5875m comienza a disminuir cada vez más
las fracturas, apareciendo escasa impregnación de petróleo y disminuyendo la
calidad del reservorio.
4.1.2 Análisis de la calcimetría
Los valores de la calcimetría comenzaron a registrarse a partir de los 1750m de
profundidad, por intervalos de 10m. Siguiendo el análisis de los mismos, se
observó que el aumento gradual del por ciento de caliza en el intervalo de
2230m a 3040m, está relacionado con las calizas bioclásticas (wackestone) de
la Formación Carmita, la cual se caracteriza por tener un predominio litológico
de rocas carbonatadas y en menor grado pedernales.
Luego, a los 4180m aproximadamente empieza nuevamente el ascenso en los
valores del por ciento de carbonato, pero está vez por la presencia de las rocas
carbonatadas que caracterizan a las secuencias del Grupo Veloz. También se
observa que con el aumento del por ciento de caliza en cada muestra analizada
existe una correlación gradual con respecto al por ciento de la lectura de los
gases, demostrando que los últimos intervalos, vinculados con el reservorio del
pozo, es decir, a partir de 4180m aproximadamente y hasta 5904m (final del
pozo), pueden estar asociados a rocas carbonatadas fragmentarias, muy
fracturadas y saturadas de hidrocarburo. A continuación, en la Tabla 4.1 se
observan los resultados de la calcimetría en el intervalo de 4850m – 4970m,
donde se pone de manifiesto lo explicado anteriormente.
61
Tabla 4.1 Resultados de la calcimetría en el intervalo de 4850m – 4970m.
Prof. (m) Caliza % Dolomita % Total % Gas %
4850 56 4 60 0,42
4860 74 5 79 1,97
4870 32 4 36 0,86
4880 43 20 63 0,83
4890 23 13 36 0,44
4900 52 17 69 1,92
4910 54 11 65 3,40
4920 41 8 49 1,79
4930 86 5 91 1,57
4940 60 16 76 1,88
4950 72 19 91 1,52
4960 77 3 80 2,20
4970 31 3 34 1,15
La Figura 4.1 muestra de forma esquemática el contenido de carbonato en por
ciento a la profundidad de 4950m - 4970m. Como se aprecia en el gráfico los
valores de carbonatos siguen una tendencia a aumentar, sobre todo la caliza,
que presenta valores altos en comparación con la dolomita.
Calcimetría (4850m-4970m)
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
4850 4870 4890 4910 4930 4950 4970
Profundidad (m)
Co
nte
nid
o d
e C
O2
(%
)
Caliza
Dolomita
Total de CO2
Figura 4.1 Resultados de la calcimetría en el intervalo de 4850m – 4970m.
62
4.2 Análisis de los parámetros de perforación
Para realizar un análisis profundo de los parámetros de la perforación, fue
necesario comprobar la estrecha relación que existe entre ellos. Tal es el caso
de la velocidad de penetración de la barrena (ROP) y la litología del pozo, una
variación de la ROP puede indicar un cambio litológico, o la presencia de una
caverna, o simplemente que la roca en ese intervalo tiene mayor fractura o
porosidad.
El peso de la broca o barrena (WOB), va a depender básicamente de la dureza
de la roca; a una roca más compacta, se le aplicará un mayor peso y viceversa,
esto se analiza durante el proyecto del pozo, en dependencia de la litología que
se espera encontrar. Por otra parte está el flujo de entrada y el de salida, se
supone que el lodo que entra es el mismo que debe salir, pero en ocasiones
esto no se comporta así. La mayoría de los reservorios cubanos están
compuestos por rocas carbonatas muy fracturadas, por lo que al llegar al
mismo es común que hayan pérdidas de fluido, o sea, el flujo que sale es
menor que el que entra. Si ocurre lo inverso, es decir, que el flujo que sale es
mayor que el que entra, es que se está incorporando fluido al lodo, este aporte
puede ser de agua, petróleo o gas, por lo que hay que estar muy atento para
evitar accidentes, ya que un escape de gas imprevisto podría ser mortal.
La densidad del lodo juega un papel muy importante durante la perforación,
este es el encargado de controlar la presión hidrostática del pozo, la cual debe
ser mayor que la presión de capa para evitar precisamente que el fluido que
guarda el mismo se escape a la superficie.
La Tabla 4.2, muestra un aumento en los valores de la ROP a partir de los
4855m de profundidad y una disminución en el peso de la broca. La densidad
del lodo entrante desciende, los valores del flujo que entra y el que sale,
indican que en este intervalo están ocurriendo pérdidas y encima, los valores
de hidrocarburo aumentan considerablemente. El análisis de todos estos
parámetros a esta profundidad, proponen la presencia de una nueva litología
fracturada y con presencia de hidrocarburo, la densidad del lodo en
disminución impide que las pérdidas de fluido sea mayor.
63
Tabla 4.2 Parámetros de perforación en el intervalo de 4846m a 4862m.
Prof. (m) ROP
(m/min): WOB (KN)
Densidad del lodo entrante
(kg/m3 )
Flujo Entrando (m³/min)
Flujo Saliendo:
m³/min Hidrocarburos
(%)
4846 0,198 115,227 1090,3 0,949 1,005 0,347
4847 0,191 116,627 1090,32 0,949 0,990 0,356
4848 0,206 121,527 1090,29 0,947 0,999 0,318
4849 0,207 115,427 1090,29 0,949 1,010 0,318
4850 0,203 113,527 1090,83 0,948 0,997 0,347
4851 0,194 115,227 1089,90 0,913 1,009 0,353
4852 0,201 472,227 1090,26 0,913 0,972 0,052
4853 0,177 459,327 1090,28 0,900 0,905 0,075
4854 0,177 117,127 1090,23 0,893 0,988 0,075
4855 0,193 51,327 1089,94 0,915 0,899 0,077
4856 0,362 89,427 1060,00 0,897 0,875 3,315
4857 0,244 72,227 1060,12 0,887 0,869 30,828
4858 0,247 96,527 1060,14 0,887 0,780 95,856
4859 0,293 89,827 1060,34 0,887 0,755 97,670
4860 0,303 91,527 1060,45 0,888 0,743 70,205
4861 0,362 96,827 1060,13 0,881 0,836 48,865
4862 0,244 89,827 1060,16 0,778 0,602 48,785
4.3 Resultados del análisis integral del reservorio
Para llevar a cabo el análisis integral del reservorio es necesario partir de la
base de datos de gases, la cual se obtuvo a través del cromatógrafo de alta
resolución, como se explica en el capítulo anterior. Es a partir de esta
información que se derivan todas las demás proporciones necesarias para
hacer una mejor interpretación del yacimiento y lograr una satisfactoria
discriminación de fluidos del mismo.
4.3.1 Resultados de la interpretación de los registros de hidrocarburos
Los registros de hidrocarburos además de tener en cuenta los gases, encierra
en sí los registros de velocidad de penetración de la barrena (ROP), la
profundidad del pozo, la litología, la calcimetría y los registros de las relaciones
de humedad, balance y carácter. Toda esta información complementada brinda
una importante ayuda a la hora de llevar a cabo la interpretación de las zonas
productoras del pozo, ya que estos parámetros guardan una estrecha relación
entre sí.
64
Según la interpretación metro a metro de estos registros, se puede plantear
que las formaciones productoras de petróleo y gas, comienzan en los 4140 m
de profundidad aproximadamente, aunque vale destacar que los mayores
intervalos de crudo productivo de buena calidad están a partir de los 4850m,
por lo que los resultados de este trabajo estarán centrados básicamente desde
esta profundidad.
En la Figura 4.2 se aprecia como a partir de los 4853m ocurre un aumento
significativo en la ROP, así como en los valores de los gases y en el contenido
de carbonato. También se observa como la curva de humedad es mayor que la
del balance y ambas se encuentran en el rango que indica la presencia de
crudo productivo, sin dejar de mencionar que la curva del carácter está por
encima de 0,5 y por debajo de 5, confirmando la presencia de una fase líquida
productiva, de manera que el gas que esté indicado en este intervalo por la
relación de humedad está asociado a un crudo ligero. Sin duda alguna cuando
se completa la interpretación de cada parámetro, se puede asegurar que esta
zona está compuesta por calizas, altamente fracturadas y con presencia de un
crudo productivo, que va aumentando en densidad a medida que aumenta la
relación de humedad.
Mientras que el pozo gana en profundidad, la calidad del reservorio va
mejorando, aunque no dejan de estar presentes algunas pequeñas zonas de
hidrocarburo no productivo.
65
Figura 4.2 Registro de hidrocarburo del intervalo 4825m a 4960m.
4.3.2 Resultados del análisis cromatográfico
Basado en el procesamiento de la base de datos de gases se obtuvo las tablas
de gases livianos y pesados por intervalos, para a partir de ellas calcular las
relaciones de humedad, balance, carácter, indicador de petróleo e indicador
inverso del petróleo (Tablas 4.3, 4.4, 4.5, 4.6 y 4.7), además de la relación del
gas metano con respecto a los demás gases de hidrocarburos (pesados)
(Tablas 4.8, 4.9, 4.10, 4.11, 4.12).
A continuación se muestra la Tabla 4.3, que representa los registros de gases y
las relaciones cromatográficas en el intervalo que va desde 4870m hasta
4887m.
En este intervalo se observa que los datos de humedad oscilan entre 15 y 30 y
que además son mayores que los de balance [Bh < Wh (17.5 – 40)], indicando
la presencia de un crudo productivo que va aumentando su densidad a medida
que aumenta la humedad. Por otra parte, los datos del carácter, por encima de
0,5 sugieren también que hay una fase líquida productiva. El comportamiento
de los valores del indicador de petróleo que van desde 0.10 hasta 0.40 y el
indicador inverso que oscila entre 2.5 y 10, coinciden con las relaciones
anteriores, señalando la presencia de crudo productivo. Por tanto, se puede
66
decir que en este intervalo de profundidad se debe encontrar un petróleo de
buena calidad, con densidad y gravedad API media, según indican los valores
de humedad.
Tabla 4.3 Registro de gases y relaciones cromatográficas en el intervalo de 4870m a
4887m.
Prof. (m) C1 C2 C3 IC4 NC4 IC5 NC5 Wh Bh Ch Ind/pet Inv/pet
4870 1,99 0,24 0,19 0,05 0,12 0,07 0,09 25,8 4,93 1,44 0,26 3,80
4871 1,79 0,22 0,17 0,05 0,12 0,07 0,09 26,4 4,70 1,48 0,28 3,61
4872 1,46 0,17 0,14 0,04 0,11 0,06 0,08 29,3 11,6 2,01 0,30 3,38
4873 1,36 0,16 0,13 0,04 0,10 0,05 0,08 30,1 3,53 2,20 0,30 3,30
4874 2,55 0,18 0,16 0,05 0,11 0,05 0,06 19,7 6,06 1,81 0,17 5,96
4875 2,79 0,20 0,18 0,06 0,12 0,05 0,06 19,5 6,30 1,63 0,17 5,96
4876 2,82 0.22 0,21 0,06 0,14 0,05 0,06 20,7 5,87 1,52 0,18 5,46
4877 2,88 0,23 0,22 0,07 0,14 0,06 0,06 21,0 5,78 1,44 0,19 5,27
4878 2,62 0,19 0,21 0,07 0,15 0,07 0,07 22,2 5,05 1,59 0,22 4,54
4879 2,60 0,20 0,21 0,07 0,15 0,07 0,07 22,4 5,04 1,61 0,22 4,57
4880 4,04 0,22 0,21 0,07 0,15 0,07 0,07 16,0 7,65 1,62 0,14 7,07
4881 3,98 0,21 0,21 0,07 0,15 0,07 0,07 16,4 7,41 1,70 0,14 7,04
4882 3,77 0,20 0,20 0,07 0,14 0,08 0,07 16,5 7,29 1,73 0,15 6,81
4883 3,92 0,21 0,20 0,07 0,14 0,07 0,07 16,2 7,61 1,72 0,14 7,18
4884 4,36 0,25 0,22 0,07 0,14 0,07 0,07 15,7 8,14 1,62 0,13 7,69
4885 4,56 0,26 0,22 0,07 0,14 0,07 0,07 15,7 8,25 1,63 0,13 7,84
4886 3,45 0,21 0,19 0,06 0,13 0,07 0,07 17,4 7,10 1,76 0,15 6,76
4887 2,41 0,14 0,12 0,04 0,09 0,06 0,06 18,0 6,56 2,21 0,15 6,46
En el caso de la Tabla 4.4, que recoge los datos de las relaciones
cromatográficas de las profundidades 5031m y hasta 5047m, no sucede igual,
pues los valores de humedad y balance, indican que hasta 5041m estos son
semejantes, pero la relación de humedad continúa siendo mayor que la de
balance. Cuando esto ocurre se dice que el yacimiento podría contener gas
muy húmedo o condensado o crudo muy ligero con una alta relación gas –
petróleo. Para salir de la duda se analizan los valores del carácter, así como los
del indicador directo e inverso del petróleo, los cuales señalan la presencia de
crudo y gas productivo.
Sin embargo a partir de 5042 y hasta 5047 se observa como la relación de
humedad aumenta considerablemente, mientras que la del balance disminuye;
67
así mismo ocurre con los valores del indicador de petróleo que asciende, a
diferencia del indicador inverso de petróleo, el cual desciende. Todo esto
refleja que hay un crudo residual o no productivo.
Tabla 4.4 Registro de gases y relaciones cromatográficas en el intervalo de 5031m a
5047m.
Prof. (m) C1 C2 C3 IC4 NC4 IC5 NC5 Wh Bh Ch Ind/pet Inv/pet
5031 1,03 0,05 0,03 0,01 0,02 0,02 0,02 11,11 13,71 1,69 0,08 10.44
5032 1,02 0,06 0,03 0,01 0,03 0,02 0,02 12,48 12,11 1,57 0,09 9,78
5033 1,54 0,12 0,09 0,02 0,05 0,02 0,02 17,24 19,6 1,36 0,12 7,64
5034 1,54 0,12 0,09 0,02 0,05 0,02 0,02 20,09 8,37 1,33 0,12 7,64
5035 1,47 0,11 0,08 0,02 0,05 0,02 0,02 16,54 8,56 1,39 0,12 7,65
5036 1,39 0,10 0,07 0,02 0,05 0,03 0,02 19,50 8,32 1,62 0,12 7,53
5037 1,23 0,08 0,06 0,02 0,04 0,03 0,02 16,95 7,91 1,76 0,12 7,15
5038 1,86 0,04 0,03 0,02 0,03 0,02 0,02 17,54 16,67 3,54 0,05 16,5
5039 1,02 0,07 0,05 0,01 0,03 0,02 0,02 16,98 7,75 1,98 0,12 7,57
5040 0,78 0,02 0,01 0,01 0,02 0,02 0,02 12,04 9,67 5,33 0,07 10,78
5041 0,79 0,03 0,01 0,01 0,02 0,02 0,02 11,51 10,55 4,42 0,07 10,70
5042 1,75 0,36 0,53 0,19 0,55 0,33 0,23 51,75 1,39 1,85 0,92 0,96
5043 4,48 0,72 0,74 0,21 0,48 0,30 0,38 36,38 2,82 1,48 0,39 2,11
5044 3,25 0,50 0,60 0,19 0,48 0,30 0,38 40,13 2,24 1,79 0,48 1,66
5045 2,15 0,27 0,40 0,15 0,42 0,29 0,37 47,52 1,44 3,22 0,59 1,31
5046 1,84 0,21 0,37 0,15 0,42 0,29 0,38 49,76 1,28 3,40 0,67 1,15
5047 1,48 0,18 0,36 0,16 0,43 0,29 0,38 54,96 1,02 3,47 0,84 0,91
Realizando el análisis en el intervalo de 5270m a 5284m (Tabla 4.5), se
observa como en los primeros metros (5270m – 5273m) los valores de las
distintas relaciones indican la presencia de un gas productivo, señalado
básicamente por los resultados de humedad y balance [100˃ Bh˃ Wh (0.5-
17.5)], sin dejar de evaluar los demás parámetros. A partir de los 5273m y
hasta los 5284m comienza a aumentar la humedad y disminuir el balance
pasando a un crudo productivo que va aumentando en densidad a medida que
aumenta la humedad. Por tanto, se puede plantear que en este intervalo está
presente una zona de crudo y gas productivo.
68
Tabla 4.5 Registro de gases y relaciones cromatográficas en el intervalo de 5270m a
5284m.
Prof. (m) C1 C2 C3 IC4 NC4 IC5 NC5 Wh Bh Ch Ind/pet Inv/pet
5270 3,88 0,12 0,08 0,03 0,06 0,05 0,05 9,17 14,87 0,33 0,07 14,54
5271 3,89 0,12 0,08 0,03 0,06 0,05 0,05 9,18 14,90 0,24 0,07 14,41
5272 3,49 0,13 0,09 0,03 0,07 0,05 0,05 10,52 12,88 0,19 0,08 16,18
5273 3,26 0,13 0,09 0,03 0,07 0,05 0,05 11,46 11,82 0,16 0,09 14,21
5274 1,14 0,13 0,10 0,03 0,08 0,05 0,06 27,72 4,08 1,16 0,28 3,59
5275 1,25 0,12 0,09 0,03 0,07 0,05 0,06 25,05 4,61 2,33 0,24 4,15
5276 1,67 0,14 0,10 0,03 0,08 0,05 0,06 21,46 5,82 2,09 0,19 5,30
5277 1,80 0,16 0,11 0,03 0,08 0,05 0,06 21,24 5,93 2,03 0,18 5,46
5278 1,80 0,16 0,11 0,03 0,08 0,05 0,06 21,19 5,96 2,02 0,18 5,46
5279 1,72 0,15 0,11 0,03 0,08 0,06 0,06 21,76 5,70 2,07 0,19 5,20
5280 1,71 0,15 0,10 0,03 0,08 0,06 0,06 21,46 5,75 2,15 0,19 5,29
5281 1,81 0,15 0,11 0,03 0,08 0,06 0,06 21,08 5,95 2,07 0,18 5,46
5282 1,80 0,15 0,11 0,03 0,08 0,06 0,06 21,21 5,89 2,08 0,18 5,41
5283 1,82 0,15 0,11 0,03 0,08 0,06 0,06 21,02 5,97 2,07 0,18 5,49
5284 2,03 0,17 0,12 0,03 0,08 0,06 0,06 20,09 6,40 1,97 0,17 5,89
En la Tabla 4.6 se puede observar como los valores de humedad oscilan entre
40 y 60, muy por encima de los del balance (Bh << Wh > 40), destacando la
presencia de una zona de crudo residual o no productivo, señalado también por
el indicador directo (0.40 -0.60) e inverso (1 -2.5) de petróleo.
Tabla 4.6 Registro de gases y relaciones cromatográficas en el intervalo de 5622m a
5638m.
Prof. (m) C1 C2 C3 IC4 NC4 IC5 NC5 Wh Bh Ch Ind /pet Inv/pet
5622 0,99 0,14 0,28 0,14 0,52 0,37 0,0002 51,83 1,23 2,27 1,31 0,77
5623 1,16 0,15 0,24 0,11 0,24 0,12 0,0595 40,61 2,03 1,71 0,66 1,52
5624 1,24 0,15 0,28 0,13 0,37 0,23 0,1541 51,42 5,93 3,19 0,93 1,07
5625 1,23 0,15 0,28 0,14 0,39 0,25 0,1837 55,15 1,02 3,87 1,00 1,00
5626 0,75 0,12 0,26 0,13 0,48 0,37 0,4673 67,80 0,60 4,64 2,28 0,44
5627 0,99 0,14 0,28 0,14 0,50 0,12 0,0002 56,58 0,99 3,07 1,05 0,95
5628 0,99 0,14 0,29 0,14 0,50 0,23 0,0002 57,2 0,96 3,07 1,17 0,86
5629 1,05 0,15 0,29 0,14 0,51 0,25 0,0002 58,34 0,91 3,51 1,14 0,88
5630 0,89 0,14 0,29 0,15 0,53 0,12 0,0002 57,92 0,95 2,71 1,22 0,82
5631 0,87 0,14 0,29 0,15 0,53 0,23 0,0002 60,40 0,85 3,09 1,37 0,73
5632 0,95 0,13 0,29 0,15 0,53 0,25 0,0002 58,59 0,89 3,23 1,28 0,78
69
5633 0,80 0,13 0,29 0,15 0,53 0,12 0,0002 60,46 0,85 2,78 1,36 0,73
5634 0,95 0,11 0,29 0,15 0,55 0,23 0,0002 58,06 0,87 3,21 1,27 0,79
5635 0,68 0,09 0,26 0,13 0,53 0,25 0,0002 64,96 0,66 3,58 1,72 0,58
5636 0,96 0,09 0,25 0,14 0,51 0,12 0,0002 53,57 1,03 3,00 1,06 0,94
5637 1,03 0,09 0,26 0,14 0,52 0,23 0,0002 54,56 0,97 3,42 1,12 0,90
5638 1,24 0,10 0,27 0,15 0,54 0,25 0,0002 51,40 1,11 3,45 0,98 1,02
El caso que muestra la Tabla 4.7 es un poco complejo de determinar, pues los
valores de las diferentes relaciones cromatográficas reflejan que hay un crudo
residual, pero las altas concentraciones de gases pesados (C3, C4, C5) con
respecto a los gases livianos (C1, C2) señalan que hay una zona de gas
húmedo o agua cargada con gas. Para estar totalmente seguros en presencia
de qué tipo de fluido se está, es necesario llevar a cabo el análisis e
interpretación del gráfico de Pixler en este intervalo de profundidad.
Tabla 4.7 Registro de gases y relaciones cromatográficas en el intervalo de 5712m a
5727m.
Prof. (m) C1 C2 C3 IC4 NC4 IC5 NC5 Wh Bh Ch Ind/pet Inv/pet
5712 0,38 0,02 0,31 0,58 0,52 0,81 0,12 39,61 1,75 6,36 0,81 1,24
5713 0,39 0,02 0,30 0,54 0,58 0,83 0,15 39,09 1,79 6,47 0,79 1,26
5714 0,30 0,01 0,32 0,56 0,46 0,81 0,13 51,76 1,39 9,83 1,02 0,98
5715 0,35 0,02 0,31 0,53 0,40 0,84 0,19 47,36 1,22 9,94 0,85 1,17
5716 0,43 0,02 0,36 0,59 0,43 0,82 0,14 42,30 1,51 9,92 0,68 1,46
5717 0,46 0,02 0,34 0,53 0,40 0,86 0,11 41,23 1,58 9,94 0,65 1,53
5718 0,50 0,02 0,35 0,54 0,42 0,80 0,10 38,80 1,76 9,79 0,59 1,68
5719 0,62 0,02 0,33 0,51 0,42 0,81 0,13 34,35 2,15 9,55 0,48 2,07
5720 0,79 0,03 0,33 0,57 0,42 0,85 0,14 29,54 2,73 9,16 0,38 2,62
5721 1,17 0,04 0,31 0,52 0,48 0,87 0,16 22,91 3,96 8,63 0,26 3,84
5722 1,75 0,06 0,40 0,54 0,47 0,83 0,12 47,74 5,71 7,60 0,18 5,50
5723 1,76 0,06 0,41 0,53 0,55 0,88 0,11 47,86 5,67 7,56 0,18 5,48
5724 0,20 0,01 0,35 0,58 0,40 0,82 0,17 60,91 0,71 9,47 1,49 0,67
5725 0,22 0,01 0,32 0,44 0,49 0,81 0,19 57,61 0,81 10,40 1,30 0,77
5726 0,39 0,01 0,26 0,48 0,42 0,75 0,19 42,81 1,45 10,70 0,70 1,42
5727 0,51 0,02 0,29 0,45 0,46 0,77 0,14 36,68 1,89 10,50 0,54 1,85
70
4.3.2.1 Análisis e interpretación del gráfico de Pixler
Para llevar a cabo el análisis e interpretación del gráfico de Pixler,
primeramente se determinaron las relaciones entre los alcanos livianos y
pesados de cada intervalo propuesto, dándole una mayor importancia a la
relación C1/C2, pues es fundamental para determinar la composición del fluido
de la zona y la gravedad.
La Tabla 4.8 muestra los valores obtenidos mediante la división de la
relaciones entre alcanos livianos y pesados, en los intervalos de profundidad
de 4870m a 4887m. Si se analiza la Tabla 2.1 (Reglas para la proporción
C1/C2), se observa que en esta zona se puede encontrar un petróleo de alta
gravedad API (>35), según la relación C1/C2, que oscila entre 8 y15
aproximadamente.
Tabla 4.8 Relaciones entre alcanos livianos y pesados en el intervalo de 4870m a
4887m.
Prof. (m) C1/C2 C1/C3 C1/C4 C1/C5
4870 8,34 10,73 37,22 27,62
4871 8,31 10,41 35,92 25,88
4872 8,47 10,15 34,45 25,53
4873 8,65 10,14 33,87 18,79
4874 14,43 15,90 49,72 36,85
4875 13,87 15,47 49,30 48,86
4876 12,81 13,72 44,23 51,33
4877 12,56 13,10 42,49 60,89
4878 13,63 12,21 37,34 51,97
4879 13,21 12,24 37,39 48,41
4880 14,75 19,03 58,16 72,57
4881 14,72 19,00 57,91 56,20
4882 14,66 18,90 57,16 56,04
4883 15,29 19,67 60,24 55,58
4884 16,79 20,19 64,07 62,30
4885 14,21 20,50 65,83 60,18
4886 15,49 18,50 59,04 47,10
4887 17,28 19,89 60,67 33,64
71
Después de realizar la interpretación de las relaciones entre alcanos livianos y
pesados se procede a la construcción y análisis del diagrama de Pixler, el cual
aporta una vista gráfica del tipo de fluido presente en el yacimiento y da idea de
la permeabilidad de las formaciones. Teniendo en cuenta la similitud de los
gráficos en cada intervalo analizado se decidió interpretar uno o dos diagramas
por zona, en dependencia de la variación de los fluidos que representara cada
una.
En la Figura 4.3 se evidencia una pendiente completamente positiva, que indica
la presencia de un crudo productivo, además de buena permeabilidad en las
rocas, pues la curva tiene cierta similitud con la línea de la zona.
Figura 4.3 Gráfico de Pixler para el intervalo de 4870m a 4887m. (4876m-4878m).
Por otra parte, la Tabla 4.9 representa dos tipos de fluidos. En un primer
intervalo de profundidad (5031 - 5041) hay una zona de crudo y gas productivo,
indicado por los valores de C1/C2, que oscilan entre 8 - 15 y 15 – 65. A partir de
5042m ocurre un descenso brusco en los datos de C1/C2, reflejando la
presencia de un crudo de baja gravedad, que pudiera llegar a ser un crudo
residual.
72
Tabla 4.9 Relaciones entre alcanos livianos y pesados en el intervalo de 5031m a
5048m.
Prof. (m) C1/C2 C1/C3 C1/C4 C1/C5
5031 20,61 35,22 106,95 51,87
5032 18,06 29,47 93,71 66,45
5033 12,90 18,08 68,68 66,59
5034 12,91 18,08 68,55 77,71
5035 13,72 19,05 70,19 95,56
5036 14,46 20,39 73,47 59,94
5037 14,49 20,46 72,19 52,90
5038 49,24 74,26 120,55 80,02
5039 14,96 21,67 76,58 34,76
5040 32,97 59,40 138,95 26,74
5041 30,97 55,44 135,95 35,85
5042 4,90 3,28 9,42 73,89
5043 6,22 6,03 20,88 143,49
5044 6,44 5,42 17,31 174,22
5045 8,06 5,40 14,45 6,47
5046 8,65 5,03 12,29 6,22
5047 8,21 4,07 9,39 4,94
5048 8,22 3,50 7,63 4,82
La Figura 4.4 tiene cierta similitud con la Figura 4.3, pues la única diferencia es
que en este caso la curva está más cercana a la zona del gas, por tanto, se
puede decir que esta es una zona de crudo y gas productivo y que las rocas
que retienen el fluido poseen buena permeabilidad.
Figura 4.4 Gráfico de Pixler para el intervalo de 5031m a 5048m. (5034m-5036m).
73
La pendiente negativa en el intervalo C1/C2 – C1/C3, que muestra la Figura 4.5
refleja la presencia de una zona de crudo residual o no productivo. Si se
analiza nuevamente los valores de C1/C2 reflejados en la Tabla 4.9, se podrá
notar que a la profundidad de 5042m hay un contacto de crudo y gas
productivo, con crudo residual.
Figura 4.5 Gráfico de Pixler para el intervalo de 5031m a 5048m. (5046m-5048m).
En el intervalo de profundidad de 5270m a 5284m, se observa otra zona de
crudo y gas productivo, reflejado por los valores de la relación C1/C2,
representada en la Tabla 4.10, que al igual que en la Tabla 4.9 van desde 8-15
y 15-65.
Tabla 4.10 Relaciones entre alcanos livianos y pesados en el intervalo de 5270m a
5284m.
Prof. (m) C1/C2 C1/C3 C1/C4 C1/C5
5270 31,69 48,07 144,81 80,92
5271 31,39 46,81 141,08 91,08
5272 26,96 39,61 120,55 79,79
5273 24,20 35,88 111,62 71,37
5274 8,99 11,59 39,04 24,36
74
5275 10,38 14,00 45,63 25,46
5276 11,56 16,53 56,46 33,86
5277 11,57 16,53 57,29 32,99
5278 11,57 16,53 57,29 33,84
5279 11,46 16,06 54,70 32,59
5280 11,79 16,73 56,42 31,58
5281 11,80 16,85 57,61 33,12
5282 11,77 16,73 57,10 32,76
5283 11,86 16,91 57,68 32,95
5284 12,15 17,60 61,33 36,69
Si se analiza el gráfico de Pixler en este intervalo (Figura 4.6), se puede ver
claramente las pendientes positivas que abarcan tanto la zona de crudo
productivo como la de gas, productivo también. La pendiente negativa entre la
relación C1/C4 y C1/C5 pudieran estar indicando la incorporación de agua al
yacimiento.
Figura 4.6 Gráfico de Pixler para el intervalo de 5270m a 5284m. (5273m-5275m).
Los bajos valores de la relación C1/C2 (2-4), a una profundidad de 5622m y
hasta 5638m (Tabla 4.11), muestran que nuevamente aparece una zona de
crudo de baja gravedad, el cual pudiera ser no productivo. Como se aprecia ya
casi se está en la intervalos finales del pozo, por lo que es común que
aparezca este petróleo residual.
75
Tabla 4.11 Relaciones entre alcanos livianos y pesados en el intervalo de 5622m a
5638m.
Prof. (m) C1/C2 C1/C3 C1/C4 C1/C5
5622 4,89 3,51 7,03 2,67
5623 6,86 4,87 10,71 9,67
5624 6,01 4,49 9,35 5,50
5625 5,97 4,41 9,07 4,97
5626 4,18 2,90 5,59 2,03
5627 3,89 3,51 7,03 8,24
5628 3,93 3,41 7,01 4,40
5629 3,98 3,59 7,28 4,22
5630 4,38 3,05 6,08 7,41
5631 3,30 2,99 5,95 3,87
5632 4,26 3,31 6,48 3,83
5633 3,08 2,77 5,42 6,62
5634 5,94 3,31 6,47 4,23
5635 7,51 2,66 5,06 2,73
5636 8.23 3,76 7,07 7,96
5637 7,71 3,96 7,40 4,56
5638 8,30 4,56 8,51 4,98
La Figura 4.7 al igual que la Figura 4.5 muestra una zona de crudo residual o
no productivo, representada por la curva negativa en el primer intervalo del
gráfico (C1/C2 – C1/C3).
Figura 4.7 Gráfico de Pixler para el intervalo de 5622m a 5638m. (5628m-5630m).
76
En el análisis del intervalo final (Tabla 4.12) se puede ver que los valores de
C1/C2 están básicamente entre 15 y 65 reflejando la presencia de un gas
productivo.
Tabla 4.12 Relaciones entre alcanos livianos y pesados en el intervalo de 5712m a
5727m.
Prof (m) C1/C2 C1/C3 C1/C4 C1/C5
5712 18,71 12,21 7,60 4,91
5713 18,72 12,70 7,87 4,93
5714 19,91 10,58 6,34 3,71
5715 22,01 12,81 7,65 4,47
5716 23,13 15,83 9,49 5,58
5717 23,32 16,61 9,96 5,84
5718 24,10 18,22 10,99 6,39
5719 25,05 21,84 13,36 7,97
5720 25,57 26,72 16,76 10,04
5721 27,92 36,83 23,91 15,08
5722 29,01 47,48 32,97 22,12
5723 28,68 46,89 32,72 22,29
5724 16,74 6,99 4,15 2,57
5725 18,91 8,71 5,04 2,85
5726 28,80 16,44 9,66 5,23
5727 30,51 21,02 12,42 6,84
En el gráfico de la Figura 4.8, se aprecia que la pendiente muestra la presencia
de un gas productivo, además de una muy buena permeabilidad de las rocas.
Sin embargo, es muy probable que esta zona sea húmeda según lo indica la
pendiente negativa entre las relaciones C1/C3 - C1/C4 y C1/C4 - C1/C5,
destacándose así una zona de agua cargada con gas.
77
Figura 4.8 Gráfico de Pixler para el intervalo de 5712m a 5727m. (5721m-5723m).
4.4 Resultado de los modelos discriminantes de fluidos
Durante el análisis e integración de toda la base de datos de gases se
desarrolló un modelo para este yacimiento, identificándose las zonas de
hidrocarburos productivos, no productivos y agua, el cual fue evolucionando
hacia un modelo único y de aplicación general, validado por más de 50
resultados de ensayos de producción del pozo (Anexo 5).
Para identificar cada una de las zonas, como se pudo ver durante todo el
trabajo, fue necesario en primer lugar llevar a cabo el estudio litológico del
área, así como de los parámetros de perforación del pozo, los registros de
gases y el análisis cromatográfico del mismo. Demostrando los resultados
obtenidos, la estrecha relación que existe entre los diferentes tipos de fluidos y
los indicadores interpretados.
En cada intervalo evaluado del pozo Varadero 1000 se identificaron al menos
una o más zonas de hidrocarburos productivos, y una zona de agua que por su
desarrollo ha logrado predominar en una zona u otra. A continuación se
muestran las principales zonas identificadas en el yacimiento.
a) Zona de crudo productivo aumentando en humedad.
b) Zona de crudo y gas productivo.
78
c) Zona de crudo residual o no productivo.
d) Zona de agua cargada con gas.
Teniendo en cuenta el análisis de los modelos discriminantes de fluidos, se
elaboró la Tabla 4.13, la cual compara los resultados obtenidos por la
interpretación de los gases con los resultados de ensayos de producción que
se hicieron en el pozo y demuestra la efectividad del método al evaluar los
intervalos de interés gasopetrolíferos evitando que se realicen ensayos
innecesarios en la zona.
Tabla 4.13 Resultado del modelo de discriminación de fluidos.
Intervalos (m)
Modelo de discriminación de fluidos Resultados del ensayo
4850-5031 Crudo productivo Crudo productivo
5032-5041 Crudo y gas productivo Crudo y gas productivo
5042-5090 Crudo no productivo Crudo no productivo
5091-5595 Crudo y gas productivo Crudo y gas productivo
5595-5681 Crudo no productivo Crudo no productivo
5681-5904 Agua cargada con gas No se ensayó
79
CONCLUSIONES
1. El procesamiento de las bases de datos de gases permitió la obtención de
las tablas de gases livianos y pesados por intervalos, para a partir de ellas
calcular las relaciones de humedad, balance, carácter, indicador de
petróleo e indicador inverso del petróleo, con el objetivo de determinar las
posibles zonas de contacto agua-petróleo, hidrocarburos productivos, no
productivos y agua en el pozo Varadero 1000.
2. El análisis de estos indicadores reflejaron la presencia de cuatro zonas
fundamentalmente.
• Crudo productivo que va aumentando su densidad a medida que
aumenta la humedad
• Crudo y gas productivo.
• Crudo residual o no productivo.
• Agua cargada con gas.
3. A partir del comportamiento de las curvas obtenidas de los modelos
discriminantes de fluidos (C1/C2, C1/C3, C1/C4 y C1/C5), se presentaron
diferentes patrones de comportamiento, que indican:
• Pendiente completamente positiva indica la presencia de hidrocarburos
productivos.
• Si además, dicha pendiente posee un gradiente similar a las líneas de la
zona, significa que las rocas tienen buena permeabilidad.
• Si la pendiente es negativa en el primer intervalo (C1/C2 a C1/C3) se
plantea la presencia de un crudo residual.
4. Quedó comprobada la efectividad del método de análisis de los modelos
discriminantes de fluidos, mediante la comparación de los resultados
obtenidos por la interpretación de los gases con los resultados de ensayos
de producción que se hicieron en el pozo Varadero 1000, al evaluar los
intervalos de interés gasopetrolíferos, lo cual puede constituir una vía para
minimizar gastos en ensayos innecesarios.
80
RECOMENDACIONES
Tomando en cuenta los resultados obtenidos mediante el análisis e
interpretación de gases de hidrocarburos y el método de los modelos
discriminantes de fluidos, se recomienda su aplicación con el objetivo de
minimizar costos en los ensayos de producción.
81
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83
ANEXOS
AAnneexxoo 11.. CCrroommaattóóggrraaffoo ddee AAllttaa rreessoolluucciióónn CCPP-- 44990000..
Anexo 2. Calcímetro
84
Anexo 3. Trampa de Gas
Anexo 4. Programa WellWizard.
85
Anexo 5 Tabla de modelos discriminantes de fluidos.
Prof. (m) C1/C2 Wh Bh Ch Observaciones
4840-4851 8,23 25,49 7,31 5,67 Crudo productivo
4855-4860 4,96 48,07 1,78 69,25 Crudo productivo
4861-4869 5,56 26,56 4,23 1,10 Crudo productivo
4870-4899 13,55 20,31 6,38 1,91 Crudo productivo
4900-4927 21,41 14,18 7,78 2,42 Crudo productivo
4928-4930 6,18 28,69 4,89 0,69 Crudo productivo
4930-4937 8,94 24,75 3,72 2,64 Crudo productivo
4938-4940 18,94 18,03 6,34 2,62 Crudo productivo
4941-4970 20,28 19,62 7,42 2,79 Crudo productivo
4971-5000 21,25 19,72 7,46 2,79 Crudo productivo
5001-5030 20,56 18,69 8,42 2,79 Crudo productivo
5031-5041 11,24 14,18 11,20 2,36 Crudo y gas productivo
5042-5060 9,99 53,67 1,15 3,92 Crudo residual o no productivo
5061-5090 10,00 52,64 1,23 3,65 Crudo residual o no productivo
5090-5120 21,32 27,97 4,22 6,00 Crudo y gas productivo
5121-5150 10,61 34,19 3,83 3,81 Crudo y gas productivo
5151-5180 11,34 25,89 8,72 2,82 Crudo y gas productivo
5181-5210 11,47 23,67 8,02 2,76 Crudo y gas productivo
5211-5240 9,12 33,46 4,68 3,16 Crudo y gas productivo
5241-5284 20,47 31,21 7,15 3,42 Crudo y gas productivo
5285-5314 12,43 24,17 8,36 2,35 Crudo y gas productivo
5315-5344 12,84 25,15 8,85 2,85 Crudo y gas productivo
5345-5359 14,24 22,30 8,92 2,37 Crudo y gas productivo
5360-5374 10,40 38,88 2,13 3,11 Crudo y gas productivo
5375-5404 10,38 31,15 3,48 3,02 Crudo y gas productivo
5405-5434 12,50 26,13 5,32 3,05 Crudo y gas productivo
5434-5464 15,44 17,43 7,39 2,20 Crudo y gas productivo
5465-5469 23,15 11,48 23,20 1,54 Crudo y gas productivo
5470-5494 10,12 25,38 4,89 1,98 Crudo y gas productivo
5494-5524 11,15 24,36 5,43 2,06 Crudo y gas productivo
5524-5594 11,24 22,16 3,41 1,06 Crudo y gas productivo
5595-5621 3,15 78,22 0,93 19,42 Crudo residual o no productivo
5622-5651 8,15 56,22 1,23 3,47 Crudo residual o no productivo
5652-5681 15,34 51,25 1,65 7,15 Crudo residual o no productivo
5682-5711 18,45 54,56 1,84 7,28 Fm acuífera
5712-5741 21,15 37,45 2,15 9,16 Fm acuífera
5743-5772 27,32 16,28 7,16 8,97 Fm acuífera
5773-5802 22,56 27,30 3,59 11,23 Fm acuífera
5803-5832 18,67 58,86 0,84 4,28 Fm acuífera
5833-5847 12,72 75,26 0,95 7,95 Fm acuífera
5848-5862 21,84 43,22 2,15 15,65 Fm acuífera
86
5863-5862 21,45 43,64 2,23 14,25 Fm acuífera
5862-5904 20,22 41,37 1,98 13,16 Fm acuífera
