Registro De Pozos

Interpretación de Registros de Pozos

J. Enrique Hung

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Interpretación de Registros de Pozos Introducción. Los perfiles, también llamados registros de pozos, son presentaciones gráficas de las distintas mediciones efectuadas dentro de un pozo, estas mediciones pueden efectuarse en hoyo desnudo o en hoyo revestido según las condiciones de los pozos y los requerimientos del momento. Los perfiles corridos en hoyo desnudo son para medir las propiedades físicas de la formación, mientras que los corridos en hoyo entubado son para medir las características del pozo revestido, cementado y muchas veces completado. El objetivo de este curso es tratar de describir los fundamentos básicos de los dispositivos de registro corridos en hoyo desnudo, sus aplicaciones y limitaciones, así como también, exponerles a los participantes todas las técnicas de interpretación usadas en los distintos tipos de formaciones. Al mismo tiempo, describir los fundamentos básicos de los dispositivos de registro corridos en hoyo entubado como los de cementación y los de producción, sus aplicaciones y limitaciones. Por último, se hará una descripción breve sobre los registros que se corren en hoyo entubado con fines de evaluación de formaciones. Contenido Capitulo 1.

Consideraciones básicas

Capitulo 2

Perfiles de pozos en hoyo desnudo

Capitulo 3

Interpretación de perfiles en formaciones limpias

Capitulo 4

Introducción a la interpretación de perfiles en formaciones arcillosas y de litologías complejas

Capítulo 5

Perfiles de cementación

Capítulo 6

Perfiles de producción

Capítulo 7

Introducción a los perfiles corridos en hoyo entubado para evaluación de formaciones

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Capítulo 1

Consideraciones Básicas Introducción La mayoría de los yacimientos de hidrocarburos están asociados con rocas sedimentarias, las cuales están compuestas de una parte sólida (matriz de roca) y una parte fluida (espacio poroso). El objetivo principal en la evaluación de formaciones es estudiar y describir este sistema roca - fluidos, esto implica un entendimiento claro de las propiedades como litología, porosidad, permeabilidad y saturaciones. Estas propiedades físicas no pueden ser medidas directamente en el pozo, sino inferidas a partir de las mediciones de los registros de pozo. El objetivo de este capítulo es proporcionar a los participantes la comprensión clara de las propiedades físicas de las rocas de yacimiento y las formas de relacionar éstas con las mediciones de los registros. Contenido Propósitos de los perfiles de pozos……………………………………………………...1-3 Propiedades físicas de las rocas………………….………………………………………1-3 Distribución de los fluidos del yacimiento……………………………………………...…1-17 El proceso de invasión……………………………………………………………......….…1-21

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Propósitos de los perfiles de pozos Definición Los perfiles de pozos son representaciones gráficas de las distintas mediciones realizadas en el pozo, las cuales pueden ser efectuadas en hoyo desnudo o entubado, dependiendo del momento de correr dicho perfil y los objetivos buscados. Perfiles en hoyo desnudo Los dispositivos de los perfiles que se corren en hoyo desnudo son diseñados específicamente para esa condición, correrlos en hoyo desnudo, la mayoría de ellos no puede ser corrida en pozos entubados. El objetivo de este tipo de perfiles es medir las propiedades físicas como las eléctricas, acústicas y radioactivas de las rocas para luego mediante la interpretación se determinen las propiedades de la formación tales como porosidad, permeabilidad, saturaciones, arcillosidad etc., que son indispensables para la descripción y la racional explotación del yacimiento. Perfiles en hoyo entubado Son perfiles obtenidos mediante los dispositivos diseñados específicamente para correrlos en pozos entubados, bien sea antes de meter la completación o a través de la tubería de producción. En general existen tres tipos de perfiles que se corren en pozos entubados: 1) Registros de Cementación que determinan la calidad de la cementación del revestidor. 2) Registros de Producción que miden la tasa y la naturaleza de los fluidos de los pozos en producción. 3) Registros equivalentes a los corridos en hoyo desnudo, que tienen como fin el de complementar u obtener adicionalmente información de las propiedades de la formación.

Propiedades Físicas de las Rocas

Introducción El conocimiento de las propiedades físicas de las rocas es de fundamental importancia en la evaluación de formaciones. En esta parte del manual se va a definir las siguientes propiedades de las rocas:  Resistividad de la formación  Resistividad del agua de formación  Temperatura de la formación  Porosidad  Factor de resistividad de la formación

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 Saturaciones  Permeabilidad

Resistividad de la formación La resistencia que ofrece un material al flujo eléctrico es directamente proporcional a la longitud del material e inversamente proporcional a su área, como se expresa a continuación:

r resistencia  R resistividad 

Longitud Area

Despejando la resistividad se tiene:

rA Ohm. m 2 R L m Basado en la ecuación anterior, se puede definir entonces, que la resistividad de un material es la resistencia eléctrica que ofrece un cubo de un material cuyas dimensiones son de un metro cuadrado de área transversal por un metro de largo, o la que ofrece una unidad volumétrica de dicho material. La unidad de la resistividad es Ohm-m. La resistividad de la formación constituye una propiedad muy importante para indicar litología y contenido de fluido. La mayoría de los minerales constituyentes de las rocas al igual que los hidrocarburos, no son conductores de la electricidad o sea que son resistivos. En las rocas sedimentarias la parte sólida está formada por minerales no conductores de la electricidad tales como cuarzo, silicatos, carbonatos, etc. Estas rocas conducen la electricidad, solamente debido a la presencia de fluidos conductivos dentro de los espacios porosos interconectados, como es el agua de formación.

Resistividad del agua de formación El medio poroso de un yacimiento puede contener agua, petró1eo y gas, ya sea individualmente o cualquiera de los dos o los tres al mismo tiempo. La mayoría de las rocas de los yacimientos, sin embargo, contienen siempre cierta cantidad de agua de formación, aún cuando se aproximen a condiciones de ser mojadas por petróleo. El conocimiento sólido de la resistividad del agua de formación, es factor básico para la interpretación de los perfiles de pozos. E1 agua contenida en los poros de los estratos penetrados por la perforación, puede variar considerablemente de acuerdo a la localización geográfica, a la profundidad y a la edad geológica. Las aguas superficiales por lo general son dulces y de resistividad 1-4

comparativamente alta, a medida que se perfora a mayor profundidad, el agua que se encuentra en las formaciones se hace más salada. Sin embargo, cabe señalar que este fenómeno no tiene nada de uniforme o regular. Son muchos los factores que pueden influir en la salinidad de los acuíferos profundos. Uno de ellos es la salinidad del mar que estaba presente cuando se depositaron los sedimentos; otro lo constituye la proximidad a las antiguas desembocaduras del río y sus aguas dulces; o bien un aumento de concentración salina por percolación cuando los sedimentos eran aún jóvenes, etc. La resistividad de las aguas superficiales pueden exceder los 20 a 50 ohm-m a la temperatura ambiente, mientras que las aguas muy salinas de las perforaciones profundas pueden tener resistividades tan bajas como 0.04 ohm-m a 75°F, lo cual corresponde a una solución saturada. Las aguas de formación son conductoras de la electricidad debido a las sales ionizadas en solución que dichas aguas contienen. Al aplicarse un gradiente de potencial eléctrico a una solución salina (electrolito), los iones migran hacia el electrodo de polaridad opuesta a sus respectivas cargas. Los cationes (iones positivos) van hacia el cátodo (electrodo negativo) y viceversa. Cuando alcanzan el cátodo, los cationes monovalentes se neutralizan al aceptar un electrón. A su vez, los aniones monovalentes, al llegar al ánodo, se neutralizan por pérdida de un electrón. Puesto que cada ion monovalente sólo puede llevar una unidad de carga eléctrica, la capacidad electro conductora de un electrolito, depende del número de iones por unidad de volumen (concentración), así como de la velocidad del ión (movilidad). Además de los iones monovalentes, tales como Na+, K+, Cl-, HCO3- pueden encontrarse iones polivalentes en solución en el agua de formación. Cada uno de estos iones puede ser portador de más de una unidad de carga eléctrica como en Ca++, Mg++, CO3=, S=, SO4=. La temperatura es otro factor que afecta la capacidad conductora del agua de formación, debido a que influye en la movilidad de los iones, a mayor temperatura, mayor es la movilidad de los iones, por lo tanto mayor capacidad conductora. Como la conductividad es el inverso de la resistividad, se puede decir que la resistividad de un fluido es inversamente proporcional a la temperatura, como lo expresa la siguiente ecuación:

R1 / R2 = T2 / T1

R1 = Resistividad de la solución a la temperatura T1 R2= Resistividad de la solución a la temperatura T2 Actualmente se recomienda usar la relación de Arps:

R1 / R2 = (T2 + X) / (T1 + X) X = constante = 6.77 (para temperatura en F) Existen varios medios para determinar la resistividad del agua de formación: 1-5

 Medición directa de la resistividad en una muestra representativa.  Análisis químico de la muestra en el laboratorio determinando la concentración iónica.  Calculando la resistividad a partir de los registros ( curva de SP, método Rwa, etc.).  Uso de archivos y bancos de aguas de formación. En el capítulo 4 se discutirá detalladamente cada uno de estos métodos.

Temperatura de la formación En vista que la resistividad de las soluciones acuosas está en función de la temperatura y para interpretar cuantitativamente los registros, es necesario conocer la resistividad del agua de la formación y del barro de perforación a la profundidad de la formación que nos interesa, Por consiguiente, es preciso determinar la temperatura de un pozo a cualquier profundidad. La temperatura de las formaciones es función de la profundidad a la cual se encuentra un determinado estrato y del gradiente geotérmico (la proporción en que aumenta la temperatura de acuerdo a la profundidad) del área considerada. En un pozo de petróleo, la temperatura del fondo se obtiene colocando un termómetro de máxima lectura junto con el dispositivo de registro y se anota la temperatura una vez sacado el dispositivo del pozo. Suponiendo que la temperatura entre la superficie y la profundidad máxima cambia linealmente o sea que el gradiente geotérmico es lineal, la temperatura a cualquier punto del pozo puede ser determinada partiendo de estas dos lecturas. La figura No. 1-1 muestra la relación temperatura - profundidad de varios gradientes geotérmicos representados por el conjunto de rectas que pasan por el punto común de cero profundidad y temperatura media de superficie. Esta gráfica se utiliza para determinar la temperatura de la formación a cualquier profundidad, primero hay que determinar la temperatura media de la superficie, para establecer la escala horizontal apropiada (en Venezuela se usa la temperatura promedia de 80F) luego, es necesario encontrar la intersección que corresponda a la temperatura y profundidad del fondo de la perforación. Desde este punto, se traza una recta hasta el punto correspondiente a la profundidad y temperatura de la superficie, esta recta constituye el gradiente geotérmico de este pozo.

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Fig. 1-1 Estimación de la temperatura de la formación. Reproducido de “Log Interpretation Charts” de Schlumberger

Para determinar la temperatura a cualquier profundidad, simplemente se entra al gráfico por el eje vertical con la profundidad hasta cortar con el gradiente geotérmico de este pozo y luego se lee la temperatura en la escala horizontal en la parte inferior. Ejemplo: Profundidad total de l0.000 pies; temperatura del fondo del pozo, 180°F; temperatura media de la superficie, 80°F; profundidad de la formación, 6.000 pies. La temperatura de la formación a 6.000 pies es de 140°F. La temperatura de una formación de interés también puede ser determinada usando la siguiente ecuación: 1-7

Tf  Ts  Pf  Tm  Ts  / Pm Donde: Tf = Temperatura de la formación de interés Ts = Temperatura media de la superficie Tm = Temperatura máxima (del fondo) Pm = Profundidad máxima Pf = Profundidad de la formación de interés

Porosidad Es el volumen poroso por unidad de volumen de la formación. Es la fracción del volumen total de una muestra que está ocupada por poros o espacios vacíos. El símbolo de la porosidad es . Una sustancia densa y uniforme, como lo sería un pedazo de vidrio, tiene porosidad cero. Por el contrario, una esponja tiene porosidad muy alta. La porosidad de las formaciones del subsuelo pueden variar considerablemente. Los carbonatos densos (calizas y dolornitas) y las evaporitas (sales, anhidritas, y yeso) pueden tener cero porosidad, para todos los efectos prácticos. Por su parte, las areniscas bien consolidadas pueden tener de 10% a 15% de porosidad, mientras que las no consolidadas pueden tener un 30% o más de porosidad. Finalmente, las lutitas o arcillas pueden tener una porosidad mayor de 40% llena de agua, pero estos poros individualmente considerados, son por lo general tan pequeños, que la roca es impermeable al flujo de los fluidos. La porosidad depende principalmente de los siguientes factores:  El empaque geométrico, en condición ideal, el empaque de los granos esféricos que son todos del mismo tamaño, dan como resultado las siguientes porosidades máximas de acuerdo a los distintos empaques geométricos:  Cúbico 47.6%  Rómbico 39.5%  Hexagonal 25.9%  El escogimiento, el empaque de granos esféricos de diferente tamaños (mal escogimiento) reduce la porosidad.  La cementación, la acción de cementación por cristalización secundaria de cualquier mineral (cuarzo, calcita, dolomita, etc.) reduce la porosidad.  La angularidad y grados de redondez tienen influencia en la porosidad, los granos con mayor grado de redondez permiten una mayor porosidad y viceversa.  La granulación (el proceso por el cual los granos de los minerales se rompen por presión de sobrecarga), por lo general, aumenta la porosidad. Sin embargo, la superficie específica también se incrementa, por lo tanto, se reduce la permeabilidad.

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 La solución de minerales a través de aguas circulantes aumenta la porosidad. En los sedimentos clásticos esto no tiene mucha importancia. No obstante, constituye un factor significativo, para el desarrollo de la porosidad en las rocas carbonáticas.

Porosidad intergranular o primaria Las porosidades se clasifican de acuerdo a las condiciones físicas del material que rodea los poros, así como según la distribución y forma de los poros mismos. En una arena limpia, la matriz de la roca está compuesta de granos individuales, los cuales son más o menos esféricos y se encuentran empacados de alguna forma donde existen poros entre ellos. Esta porosidad se denomina intergranular o porosidad de matriz. Por lo general han perdurado en las formaciones desde la época en que fueron depositadas, por esta razón también se le conoce como porosidad primaria. Porosidad secundaria Dependiendo de la forma en que fueron depositadas, las calizas y dolomitas también pueden tener porosidad intergranular. Pueden igualmente exhibir una porosidad secundaria la cual se presenta en forma de cavidades de disolución o pequeñas cavernas. La porosidad secundaria es causada por la acción de las aguas de formación o de las fuerzas tectónicas sobre la matriz de la roca después de la depositación. Por el contrario, las aguas que se filtran y que son ricas en minerales pueden dar lugar a depósitos que sellan parcialmente algunos de los poros o canales de las formaciones calizas, fenómeno que reduce su porosidad y/o altera la geometría de los poros. Sin embargo, si las aguas son ricas en sales de magnesio, al filtrarse a través de la calcita pueden provocar un reemplazo gradual del calcio por el magnesio. Debido a que este reemplazo ocurre átomo por átomo y molécula por molécula, y que el volumen de una molécula de dolomita es 12% menor que la de la calcita, el resultado es un volumen menor de la matriz y un correspondiente aumento en el volumen poroso. Las tensiones en la formación también pueden causar redes de fracturas o fisuras, lo cual aumenta el volumen poroso. Por lo general, sin embargo, el volumen real de las fracturas, es relativamente pequeño; normalmente no incrementan la porosidad de la roca de manera significativa, aunque si pueden aumentar su permeabilidad. Ejemplo Las aguas ligeramente ácidas que penetran a la formación pueden crear y agrandar los espacios porosos por acción de su movimiento a través de los canales de interconexión en las calizas, al mismo tiempo, las conchas de los pequeños crustáceos atrapados allí pueden disolverse y formar cavidades.

Factor de resistividad de formación La piedra angular de la interpretación cuantitativa de los registros es el conjunto de relaciones propuesto por G.E. Archie en 1941, el cual relaciona la resistividad, la porosidad y la saturación de agua de los yacimientos de hidrocarburos. Archie introdujo el concepto de “factor de resistividad de la formación", F, o simplemente factor de formación, por medio del cual se relaciona la resistividad de una arena saturada de agua Ro, con la resistividad del agua Rw. 1-9

Visualice un recipiente cúbico abierto en su parte superior, de 1 metro en todas sus dimensiones, sus lados no son conductores, excepto dos caras opuestas de metal que sirven de electrodos. Primeramente, el tanque se llena de agua que contiene un 10% de cloruro de sodio, simulando así el agua típica de una formación. Se aplica en los electrodos un voltaje alterno de baja frecuencia, V y se mide la corriente I resultante (figura 1-2a). La razón V/I (voltios/amperes) es Rw, que es la resistividad del agua de la formación, en unidades Ohm-m. Esta resistividad es una propiedad intrínseca del agua y es una función de su salinidad y temperatura. Luego, se vierte arena en el tanque con agua, reemplazando una cantidad de agua que ha sido expelido. Cuando la arena llega exactamente al borde superior, el resultado es una formación acuífera porosa de un metro cúbico. Se aplica otra vez el voltaje y se mide la corriente I2 (figuraNo.1-2b). El valor I2 será menor que I1, puesto que hay menos agua para conducir la electricidad. La razón V/I2 es Ro, que representa la resistividad de una formación saturada 100% de agua. En todo caso Ro es siempre mayor que Rw y la relación de estas dos resistividades se define como Factor de Formación F = Ro / Rw

Las investigaciones posteriores llevadas a cabo por Archie, establecieron que F es una función de la porosidad, como lo demuestra el siguiente experimento. Consideremos un bloque de arenisca tal como el que se muestra en la figura 1-3a. La resistividad del bloque es Ro y la del agua en el bloque es Rw. Este bloque tiene una porosidad  y tiene una saturación de agua de 100%. La longitud del bloque es L y su corte transversal tiene un área A c Se aplica una corriente eléctrica en la cara izquierda del bloque y la corriente sale del mismo por la cara derecha, tal como se muestra en el diagrama.

Fig. 1-2. Definición de resistividades y del Factor de Formación Reproducido de “Essentials of Open-Hole Log Interpretation” por John T. Dewan :

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Fig. 1-3. Modelos de bloques que ilustran la relación entre F y . Reproducido de “Formation Evaluation” por Edward J. Lynch:

Como el único medio conductor en este bloque es el agua, es posible concebir un bloque equivalente de agua que tenga la misma resistencia que la arenisca (ver figura 1-3b). La corriente que fluye a través de la arenisca, sigue un paso tortuoso, de modo que la longitud de Le del bloque equivalente es algo mayor que la longitud real de L. La cantidad total de agua en la arenisca es AcL. Puesto que esta cantidad también debe ser la misma en el bloque equivalente, entonces el área de su corte transversal es AcL/Le. Según la ecuación (r=R L/A), la resistencia de la arenisca es:

ro 

Ro L Ac

y la resistencia del bloque equivalente de agua es :

L2e Rw rw   .  Ac L  L Ac    Le  Rw Le

Puesto que estas dos resistencias son iguales, entonces,

R o  Le   1      F R w  L    2

Lo que demuestra que F es inversamente proporcional a la porosidad y la constante de proporcionalidad es la tortuosidad (Le/L)2. En una investigación experimental de un gran número de areniscas limpias saturadas de agua, Archie encontró que el factor de formación F podía relacionarse con la porosidad  a través de la ecuación:

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F

1

m

El exponente m, llamado factor de cementación, se encuentra dentro de los límites de 1.3 y 2.6. La ecuación original de Archie se modificó posteriormente, por la introducción de una constante empírica a en la ecuación:

F

a

m

Humble Oil Company ha recomendado usar la siguiente ecuación :

 1  F  0.626 2.15    Esta ecuación fue desarrollada a través del estudio de un gran número de muestras, para areniscas de alta porosidad (por lo general no consolidadas) tiene el mismo efecto de usar la ecuación de Archie con m=1.8 y para las areniscas bien consolidadas. el de usar con m = 2 , a fin de eliminar el exponente de cementación fraccional, la fórmula de Humble puede modificarse del siguiente modo :

F

0.81

2

Dentro de los rangos normales de porosidad, ambas expresiones proporcionan resultados bastantes similares. Para rocas carbonáticas no fracturadas, Shell recomienda usar la relación: F = 1/m ;

m = 1.87 + 0.019/

La figura 1-4 muestra las relaciones de F y  más usados comúnmente, obsérvese que las relaciones F=0.81/2 y F=0.62/2.15 ,dentro del rango de porosidad de 11% a 28% las dos curvas se sobreponen indicando que dan el mismo resultado.

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Figura 1-4. Relaciones de F y  más usados comúnmente. Reproducido de “Log Interpretation Charts” de Schlumberger.

Saturaciones La fracción del espacio poroso ocupado por el agua se denomina "saturación de agua” ó Sw, la fracción restante, contentiva de petróleo o gas, se denomina "saturación de hidrocarburo" o Sh, como uno es el complemento del otro, entonces Sh = (1- Sw). El supuesto general es, que el yacimiento estuvo inicialmente repleto de agua y que a lo largo del tiempo geológico, el petróleo o el gas formados en otro lugar, migraron hacia la formación porosa, desplazando el agua de los espacios porosos de mayor tamaño. Sin embargo, los hidrocarburos que migran nunca desplazan toda el agua intersticial. En efecto, hay una saturación de agua irreducible o Swi, representada por el agua retenida por la tensión superficial sobre la superficie de los granos, en el contacto entre los granos y en los intersticios más pequeños. Su valor varía entre 0.05 (5%) en las formaciones de granos muy gruesos, hasta 0.4 (40%) o más, en las formaciones de granos muy finos con alta superficie específica. El agua irreducible no fluirá cuando la formación se somete al proceso de producción. Cuando el petróleo y el gas (que no son conductores de la electricidad) están presentes en una roca porosa, conjuntamente con una cierta cantidad de agua salina de formación, su resistividad Rt es mayor que Ro (la resistividad de esa misma formación, si estuviera

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saturada 100% de agua), debido a que hay un volumen menor de agua disponible para el paso de la corriente eléctrica. Los cubos de la figura 1-2c y 1-2b los cuales muestran las resistividades de esta situación. La relación entre estas dos resistividades se denomina índice de Resistividad I , el cual indica la proporción de hidrocarburos presente en la formación. Cuando I=1 indica que la formación está saturada 100% de agua ya que Rt = Ro, el valor de I aumenta a medida que la saturación de hidrocarburos aumenta ( o a medida que Sw disminuye) La resistividad de una roca parcialmente saturada de agua (Rt), depende no sólo del valor de Sw, sino también de su distribución en el interior del espacio poroso. La distribución de las dos fases (agua e hidrocarburo) dentro de la roca, depende de la humectabilidad de la misma, de la dirección en que fue establecida (drenaje o imbibición) y del tipo de porosidad (ya sea intergranular, cavernosa o ambas). La figura 1-5 es el resultado de una serie de mediciones de la resistividad de areniscas parcialmente saturadas. Este gráfico proporciona una idea de la variación de la relación Rt/Ro (I) como función de la saturación. Las curvas 1 y 2 son para arenas mojadas por agua, de las cuales la pendiente es 2 para la primera y 1.8 para la segunda. Estas pendientes se denominan “exponente de saturación" n. La curva 3 es para arena mojada por petróleo, en la parte recta de la curva tiene una pendiente de 2.9. Archie basado en estos resultados, concluyó que la relación entre Sw e I puede expresarse de la siguiente manera:

S nw 

1 Ro   I R t

Según la definición del factor de formación Ro = FRw y F = a/m, entonces:

S nw 

 FR   aR  w

Rt



w

 Rt m

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Fig. 1-5. Relación entre I (Rt/Ro) y Sw. Reproducido de “Handbook of Well Log Analysis” por Sylvain J. Pirson :

Permeabilidad Es la medida de la facilidad con que los fluidos se desplazan a través de una formación. La permeabilidad es una propiedad dinámica para una muestra dada de roca y para un fluido homogéneo, siempre que el fluido no interactúe con la roca misma. La unidad de permeabilidad es el “darcy", la cual es bastante grande. Por ello se emplea la milésima parte, o sea, el milidarcy (md). El símbolo de la permeabilidad es k. Para que sea permeable, la roca debe poseer poros interconectados o fracturas, por lo tanto, hay una relación de tipo general entre la porosidad y la permeabilidad. Una mayor permeabilidad, generalmente se corresponde con una mayor porosidad, aunque esto no siempre constituye una regla absoluta. Las lutitas y algunas arenas tienen una alta porosidad, pero los granos son tan pequeños que !os conductos aprovechables para el movimiento del fluido, son bastante restringidos y tortuosos. Por tal motivo, la permeabilidad puede ser muy baja en tales casos. Otras formaciones, como las calizas, pueden estar compuestas de roca dura interrumpida por fisuras muy pequeñas o por fracturas de gran extensión. La porosidad de tales formaciones puede ser baja, pero la permeabilidad de una fractura puede ser muy grande. En consecuencia, las calizas fracturadas, pueden exhibir una porosidad baja conjuntamente con una permeabilidad extremadamente alta. El volumen total del espacio poroso interconectado se llama "porosidad efectiva”. En las rocas clásticas, ésta generalmente es igual a la porosidad total o absoluta. Es obvio que si los poros de una roca no estuvieran interconectados, no existía permeabilidad alguna. La siguiente es la ecuación de Darcy que expresa la rata del flujo a través de un medio poroso y permeable con unidades prácticas:

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Q  1127 . A K /  P / L Donde: K

= Darcy

Q

= Rata de flujo (bbl por día)

 P = Diferencial de presión (psi) L

= Distancia recorrida por el fluido (pies)

A

= Área transversal (pies2)



= Viscosidad (centipoise)

Desde hace mucho tiempo se conoce que existe una correlación general entre porosidad y permeabilidad. Esto quiere decir que si se tienen dos rocas compuestas de granos del mismo tamaño, la que posea mayor cementación tendrá menor porosidad y menor permeabilidad. Por consiguiente, es de esperar que la permeabilidad de una arenisca pueda ser expresada en términos de la saturación del agua irreducible, la cual es la medida del tamaño del grano y de la porosidad, que a su vez refleja el grado de cementación. Schlumberger a partir de estudios de campos sobre la porosidad, la permeabilidad y la saturación de agua irreducible, ha desarrollado una ecuación empírica que relaciona estas tres variables:

250 3 K  S wi 1

2

Donde: K es en milidarcis,  y Swi son fracciónales. La debilidad de esta ecuación surge al considerar que, la permeabilidad depende de la sexta potencia de la porosidad y de la segunda potencia de la saturación del agua. Si la porosidad y la saturación son determinados a partir de datos de los registros eléctricos, pueden contener errores aún sean pequeños, estos pueden elevarse a la sexta potencia y al cuadrado en la determinación de la permeabilidad. Esto no quiere decir que la ecuación deba ser descartada, sino que los resultados deben ser considerados sólo como indicativo de orden de magnitud. Una correlación muy bien documentada es la de Timur, quien efectuó cuidadosas mediciones de laboratorio en 155 núcleos de arenisca de la Costa del Golfo Colorado y California. Las correlaciones que obtuvo entre porosidad, saturación de agua irreducible y permeabilidad se expresa en la siguiente ecuación:

 93 2.2  K   S wi 

2

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Fig.

1-6. Permeabilidad (según la relación de Tixier Schulmberger) :

Distribución de los Fluidos del Yacimiento Introducción La teoría más aceptada en cuanto a la génesis del petróleo, postula que las rocas porosas que conforman un yacimiento de petróleo, estaban saturadas de agua en el momento de la depositación y que el petróleo migro hacia ellas mas tarde, desde otras rocas que constituían las rocas madres. Puesto que el petróleo que migraba era mas liviano que el agua, pasó a ocupar la posición estructural superior. El petróleo así acumulado y por esa razón gradualmente fue desplazando el agua hacia abajo y este desplazamiento continuó, hasta que la saturación de agua se redujo al punto, en que el agua se hizo discontinua y cesó de fluir. Esta saturación irreducible siempre se halla en los yacimientos petrolíferos, en aquellas partes donde se encuentran a distancia suficiente del nivel de agua. Entre esta condición de saturación irreducible y el nivel de 100 por ciento de agua, existe una zona de transición, donde la saturación cambia gradualmente de una condición a la otra. Esta zona transicional es el resultado de la acción de la presión capilar.

Presión capilar Constituye otra propiedad de las rocas que es función de la saturación. También la podemos entender como la diferencia de presión que existe entre dos fases, debido a la curvatura de la interfase que las separa. En los tubos de pequeño diámetro, como los existentes en las rocas de los yacimientos, esta presión puede ser considerable. La menor presión se da en la parte convexa de la interfase, que es parte de la fase mojante. En la mayoría de los yacimientos, el agua es el líquido mojante de la roca. En un poro, la 1-17

presión capilar depende del tamaño del poro y de los dos fluidos que están en contacto. Cuantitativamente, esta relación puede expresarse por la siguiente ecuación :

Pc 

2 cos  r

Donde r es el radio de la curvatura del poro,  el ángulo que forma el fluído mojante con la pared del poro y  la tensión interfacial. En el tubo capilar de la figura 1-7, la tensión superficial hace que el agua ascienda en el tubo, hasta que la presión capilar en la interfase, ( como la expresada en la ecuación anterior) quede igualada por la presión creada por la columna de agua. En este punto, la presión capilar creada por la columna, puede expresarse como :

Pc    w   a  gh Donde ( w-a ) es la diferencia de densidad entre las dos fases, g es la aceleración de la gravedad y h es la altura del agua en el tubo sobre la superficie libre de agua. Basado en este balanceo de fuerzas se puede escribir, entonces que :

2 cos     w   a  gh r Expresando en función de h se tiene:

h

2 cos 

rg  w   a 

Trasladando esta observación del laboratorio a las condiciones de los fluidos del yacimiento significa que durante la migración, el desplazamiento del agua por el petróleo y el posterior descenso del agua es obstruido por el efecto capilar de los poros pequeños de la roca. Si se iguala el aire del experimento por gas o petróleo y los tubos capilares por cuellos porales, entonces se puede concluir que la máxima altura h, a la cual el agua puede ascender, está controlada por los siguientes factores:  La tensión interfacial  entre los dos fluidos (en este caso petróleo y agua)  El ángulo de contacto  entre la fase mojante (agua) y la roca, lo que se traduce en mojabilidad de la roca.  El radio de los cuellos porales (tamaño de los poros)  La diferencia de densidad entre las dos fases, ( w -a ) en este caso. Basado en estos factores se puede entonces predecir la longitud ( o altura) de la zona de transición de un yacimiento. Yacimientos con grandes cuellos porales y buena permeabilidad deben tener zona de transición entre agua y petróleo corta y más corta aún la de gas y agua y la de gas y petróleo por las diferencias en las densidades de las interfaces. 1-18

La figura 1-7 muestra la analogía de un sistema de tubos capilares con una roca de diferentes tamaños de poros. En este ejemplo, se oponen dos fuerzas. La tensión interfacial tiende a retener el agua en los puntos de contacto con los granos y en los poros pequeños. Su fuerza es esencialmente proporcional a 1/r, donde r es el radio de la curvatura de la superficie del agua, que se relaciona estrechamente con el tamaño de los granos y de los poros. Mientras más pequeños sean los poros, más firmemente se retiene el agua. En contraposición a esta fuerza, la gravedad tiende a empujar el agua que es más pesada hacia abajo, debajo del petróleo que es más liviano.

Figura No. 1-7. Ascenso del agua en un tubo capilar.Reproducido de “Openhole Log Analysis and Formation Evaluation” de Halliburton Logging Sevices :

Figura No. 1-8. Analogía entre tubos capilares y la relación de Sw y Pc en las rocas. Reproducido de “Formation Evaluation” por Edward J. Lynch:

Esta otra fuerza es proporcional a la diferencia de densidad entre el agua y el petróleo. De esta manera, la saturación máxima de petróleo ( o saturación mínima de agua ) es controlada por el número relativo a pequeños y grandes cuellos porales. Esta saturación de agua mínima se refiere a la Saturación de Agua Irreducible, Swi. Rocas arcillosas, 1-19

limosas de baja permeabilidad (que tienen los cuellos porales muy pequeños) tienden a tener Swi muy altas. En cambio, las areniscas limpias ( que tienen grandes cuellos porales y alta permeabilidad) tienen muy baja Swi. La figura 1-9 muestra este concepto mediante la comparación de las curvas capilares de cinco sistemas de rocas de diferentes permeabilidad y porosidad.

Figura No. 1-9. Comparación de curvas capilares de cinco sistemas de rocas. Reproducido de “Formation Evaluation” por Edward J. Lynch :

Saturación irreducible de agua En una formación productora de petróleo, las cantidades relativas de petróleo y agua que se producen a un determinado nivel y a un determinado momento, dependen de la saturación irreducible de agua y de las permeabilidades relativas a una condición dada de saturación. En la medida en que se produce petróleo y aumenta la saturación de agua, llega un momento cuando la saturación de agua sea mayor que la saturación irreducible, el agua fluye junto con el petróleo, y comenzará a producir junto con el petróleo. Al seguir la producción en ese nivel, aumentará la producción de agua. La pregunta pertinente es cómo determinar Swi a partir de los registros. En el caso de una zona petrolífera homogénea de suficiente espesor, no existe problema alguno. Esto se debe a que la saturación real de agua, Sw en la parte superior de la arena, se aproxima al valor irreducible (Swi), por lo cual, dicho valor de Swi puede aplicarse a toda la zona. Sin embargo, con frecuencia la formación es reducida en espesor, no es homogénea y no posee un nivel de agua fácilmente identificable. Entonces, para determinar Swi en este tipo de formación, resultaría un poco más difícil. El siguiente es un método empírico para tratar de solucionar, de alguna forma, el problema señalado. Desde hace mucho tiempo se ha observado en el campo que el producto Sw tiende a ser constante en la zona irreducible del yacimiento. 1-20

En consecuencia, si se calcula el producto de la saturación de agua real Sw y la porosidad total, t, para un número determinando de niveles en un intervalo donde t es variable y el producto es constante, puede entonces suponerse, que dichos niveles se encuentran en la zona irreducible. Si Sw t tiene valores mayores en los niveles más bajos, se considera que dichos puntos están ubicados en la zona de transición. La figura 1-10 muestra la curva de Sw. vs.  de un carbonato, como se observa, la mayoría de los puntos forman una curva hiperbólica que indica que Sw.  = constante. Se considera que estos puntos están ubicados en las zonas de agua irreducible. La excepción la constituyen los círculos abiertos, los cuales corresponden a los últimos 10 pies de dicha formación. Tales círculos tienen valores Sw.  más altos y se les interpreta como ubicados en la zona de transición. Figura No. 1-10. Sw Vs t en un carbonato. Reproducido de “Essential of Modern Openhole Log interpretation” por John T. Dewan

El Proceso de Invasión Definición Es la que se genera cuando la columna de barro de perforación forza el filtrado a penetrar en la formación permeable, debido a la diferencia de presión entre está y la formación. Efecto de la invasión La figura 1-11 muestra la situación de los alrededores del pozo durante la corrida de los registros. El pozo ha penetrado una serie de estratos de roca de variada composición 1-21

física y química. Se presenta una secuencia de areniscas y lutitas que son muy comunes en un campo petrolífero. Como se había mencionado anteriormente, debido a la presión diferencial que existe entre la columna del barro y el fluido de la formación, origina una continua infiltración del líquido barroso en las zonas porosas y permeables, formándose así rápidamente una torta de barro o revoque en la pared de la formación, lo cual limita la velocidad de las subsecuentes invasiones del filtrado. La resistividad del barro es Rm y la del revoque es Rmc y su espesor es tmc. La resistividad del filtrado acuoso es Rmf. En la región que se halla directamente detrás del revoque, la inundación del filtrado de barro es bastante completa, casi todo el agua de formación y una parte de los hidrocarburos son desplazados por el filtrado. Figura No. 1-11. Posición y nomenclatura de las zonas originadas por la invasión. Reproducido de “Formation Evaluation” por Edward J. Lynch :

Es imposible desplazar todos los hidrocarburos a través de este proceso de inundación, debido a que la permeabilidad relativa del petróleo llega a ser nula cuando todavía existe alguna saturación de petróleo. La resistividad de esta zona lavada es Rxo y la saturación de agua (principalmente filtrado de barro) es Sxo y en el caso de tener la presencia de algún hidrocarburo, la saturación del hidrocarburo residual es Shr, que es igual al Sxo . Más allá de esta zona lavada, se halla una región en la cual la inundación no es tan completa, la invasión del filtrado se reduce en la medida que aumenta la distancia desde el pozo. La resistividad promedio de esta zona transicional de invasión es Ri, mientras que el promedio de la saturación acuosa (agua de formación y filtrado de barro) es Si. El diámetro promedio de la zona invadida es Di. Más allá de esta zona invadida, se encuentra una sección de la formación en la cual los fluidos no han sido perturbados por la operación de perforación. Esta sección tiene una resistividad verdadera de formación de Rt y una saturación de agua (agua de formación) de Sw. La resistividad de esta agua de formación es Rw, la figura 1-12 ilustra esquemáticamente las saturaciones de estas tres zonas.

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Figura No. 1-12. Saturaciones de cada zona por el efecto de la invasión. Reproducido de “Formation Evaluation” por Edwaerd J. Lynch :

Perfil de resistividades de una formación invadida La figura 1-13 muestra las resistividades relativas que pueden esperarse en una arenisca permeable saturada de agua 100% que ha sido invadida por un filtrado de barro. La resistividad del revoque es ligeramente mayor que la del barro. La resistividad Rxo de la zona lavada es mayor la del revoque Rmc y es por lo menos tres o cuatro veces de Rm y a veces, considerablemente mayor, dependiendo de la porosidad. Por ser una arenisca de 100% de agua, la resistividad de la zona virgen, Rt es igual a Ro. Si el agua de formación es más salina que el filtrado, entonces Rt = Ro es menor Rxo. En cambio si Rw es mayor que Rmf, entonces Rt = Ro>Rxo. Entre ambas zonas existe una transición gradual de la resistividad según el caso.

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Figura No. 1-13. Distribución de las resistividades en un intervalo saturado de agua. Reproducido de “Formation Evaluation” por Edward J. Lynch :

La figura 1-14 presenta las situaciones después de la invasión, cuando la arenisca está saturada parcialmente de petróleo previa a la invasión. También aquí se forma una zona completamente inundada (zona lavada), pero en este caso la zona contiene algo de petróleo residual. Debido a eso, la resistividad Rxo es mas alta de lo que era en el caso anterior. La resistividad Rt es también bastante alta por la presencia del petróleo, y en muchos casos, es aún mayor que Rxo. Durante la invasión, la tendencia es que el filtrado de barro vaya empujando delante de sí el agua de formación conjuntamente con el petróleo. Si la saturación de petróleo es alta, tendrá una permeabilidad relativa mayor que el agua y se retirará mas rápidamente. Esto da como resultado un incremento de la saturación del agua de formación, directamente en frente del filtrado de barro, lo que ocasiona el desarrollo de un banco de agua de formación. La movilidad del agua de formación en ese banco, es del mismo orden que la movilidad del petróleo. Este banco conforma la denominada zona anular que contiene agua y petróleo, pero con una mayor saturación de agua y una menor resistividad que la formación no invadida. Esto genera un perfil de resistividad que pasa por una disminución de la resistividad entre Rxo y Rt .La existencia de esta zona anular ha sido determinado tanto en el campo, como en el laboratorio. Aún cuando el conocimiento de los factores que intervienen en su desarrollo es aún incompleto, se pueden, no obstante, adelantar algunas conclusiones. El mínimo que ocurre en el valor de la resistividad en la zona anular, se hace menos pronunciado en la medida en que aumenta la saturación de agua connata en la zona no invadida, y se desaparece casi totalmente cuando la saturación de agua está por encima de 60%. El espesor del banco de agua que comprende el anillo está entre el 15 y el 25 por ciento del diámetro de invasión, Di. Esto significa que el anillo se expande gradualmente en la medida en que aumenta el diámetro de invasión. La presencia del anillo no afecta significativamente a la mayoría de los registros de resistividad. Sin embargo, su presencia sí afecta notoriamente a la lectura de los registros de Inducción. Esto es debido a que este tipo de dispositivo se basa en el principio de la circulación de una corriente inducida por el espacio donde se desarrolla precisamente la zona anular. Si esta zona tiene un mínimo, que es anormal en su resistividad, este mínimo afectaría en la lectura del dispositivo. 1-24

Figura No. 1-14. Distribución de las resistividades en una formación petrolífera. Reproducido de “Formation Evaluation” por Edward J. Lynch:

Profundidad de la invasión en el momento del registro Depende fundamentalmente de cuatro factores:  Tiempo  Presión diferencial entre el barro y los fluidos de la formación  Características de pérdida de filtrado del barro  Porosidad de la formación. El factor tiempo es importante porque mientras mayor sea el tiempo de exposición de la formación, mayor será la profundidad de la invasión.

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La característica de pérdida de filtrado del barro tiene importancia, pues el revoque es el factor que controla el movimiento del filtrado de barro hacia el interior de la formación. Cualquier formación capaz de producir cantidades comerciales de hidrocarburos, posee una permeabilidad mayor que 1 md, pudiendo llegar hasta varios darcys. La permeabilidad del revoque, formada por barro con baja pérdida de agua puede ser de 0.01 md. Esto significa que el revoque constituye una importante barrera a la penetración del filtrado en la formación si la pérdida de agua del lodo es baja. Si la pérdida de agua del lodo es alta, éste formará un revoque de mayor permeabilidad, además de que aportará una mayor cantidad de filtrado. Siendo el revoque el factor que controla la tasa volumétrica de invasión de la formación, la profundidad de la invasión dependerá del tamaño del espacio poroso disponible para contener el fluido invasor. Por lo tanto, a mayor porosidad, menor será el diámetro de invasión (requiere menor volumen de roca para alojar el filtrado) y viceversa. En realidad, no es posible llegar a una definición exacta del diámetro de invasión. Di es el “diámetro eléctricamente equivalente de invasión". Este corresponde al diámetro de un cilindro cuya superficie se localiza a medio camino, entre la zona completamente lavada y el anillo (o la zona no contaminada en una arena acuífera sin anillo). Por lo general en los cálculos cuantitativos se usa un valor aproximado de Di. Para el propósito de la interpretación de los registros, se aproxima el valor de Di entre 2d para las formaciones de alta porosidad y 10d para las de baja porosidad.

Efecto de la invasión en las mediciones de resistividad E1 fenómeno de la invasión ha llevado al desarrollo de dispositivos de registro de la resistividad que pueden medir a grandes distancias (profundidad de investigación) y obtener así lecturas de Rt, sin influencias del filtrado de barro. Sin embargo, no existe dispositivo alguno que pueda darnos lecturas lo suficientemente profundas bajo todas las circunstancias y a la vez, mantener una buena resolución vertical. En consecuencia, la industria se ha venido estandarizando en el sentido de correr simultáneamente tres curvas de resistividad: una de profundidad, otra media y la tercera somera. La lectura de la curva de mayor profundidad puede corregirse por los efectos de la invasión, con la ayuda de las otras dos, dándonos así un valor Rt. Al mismo tiempo, pueden estimarse también la resistividad de la zona lavada y el diámetro de la invasión. Para poder apreciar la diferencia en las lecturas de resistividad de las curvas someras, medias y profundas, es necesario considerar el contraste que existe entre la resistividad del filtrado de barro, Rmf y la resistividad del agua intersticial, Rw. La resistividad del filtrado de barro se mide en el sitio del pozo, labor que es ejecutada por el ingeniero de registros. El ingeniero recoge una muestra del barro (de preferencia de la línea de retorno) lo coloca en una prensa que hace pasar el filtrado a través de un filtro de papel y luego mide la resistividad del filtrado usando para ello una célula de medición de la resistividad. El valor de Rmf, junto con la temperatura en el momento de la medición, se indica en el encabezado del registro. La mayoría de los pozos se perforan usando barros “dulces” (de baja salinidad) cuyos valores de Rmf, varían entre 0.4 - 2.0 ohm-m a la temperatura de superficie. En tales casos, el valor de Rmf estará, por lo general muy cerca de Rw en las zonas muy 1-26

superficiales, donde las aguas de formación son dulces. En cambio, en las zonas profundas, donde las aguas de formación son salinas, Rmf puede ser hasta 10 veces mayor que Rw. Los valores típicos a las temperaturas de profundidades de interés son Rw = 0.02 - 0.1 ohm-m y Rmf = 0.2 - 1.0 ohm-m. Esto significa que las resistividades de las zonas invadidas serán, por lo general más altas que las resistividades de las zonas no perturbadas en intervalos acuíferos. La figura 1-15 muestra el Doble Inducción - Lateroperfil e ilustra como se rnanifiesta la invasión en las tres curvas de resistividad, que tienen diferentes profundidades de investigación. La IL8 tiene una profundidad de investigación de mas o menos 1 pie; la ILm, 2 pies y la ILd, 5 pies. En las dos arenas permeables donde las curvas se separan, la LL8 tiene una lectura cercana a Rxo y la ILd una lectura próxima a Rt. Figura No. 1-15. Efecto de la invasión en las mediciones de resistividad. Reproducido de “Formation Evaluation” por Edward J. Lynch :

Deducciones De lo anterior pueden hacerse varias deducciones. Primero, las arenas son obviamente acuíferas debido a las bajas lecturas de la ILd, comparadas con la 1-27

resistividad de las lutitas vecinas (conclusión empírica). Segundo, el pozo ha sido perforado con barro dulce, puesto que la LL8 tiene una lectura mucho mas alta que la de ILd en las arenas acuíferas; de hecho, de acuerdo a la relación en las lecturas, Rmf > 6 Rw. Tercero, la invasión es somera en las arenas porque la lectura de ILm está muy cerca del valor de ILd. Si fuese profunda, la ILm estaría influida por el filtrado de barro y su lectura sería próxima a LL8. De este modo, la posición de la curva ILm en relación a las demás, es un indicador rápido de la profundidad de la invasión. Finalmente, podemos observar, que las lutitas no tienen permeabilidad porque no han sido invadidas, todas las curvas dan la misma lectura. En los pozos que se perforan con barros saturados de sal, las posiciones de las tres curvas de resistividad en intervalos acuíferos serán inversas. La curva mas superficial dará lecturas más bajas y la más profunda, lectura mas altas. Petróleo movible La invasión tiene un rasgo positivo. En efecto, se puede proporcionar información sobre la productividad de hidrocarburos a través de la comparación de su saturación entre la zona lavada y la no perturbada. La diferencia entre estas dos saturaciones representa hidrocarburos que han sido empujados por el fluido invasor y que, por lo tanto, pueden ser recuperables por el proceso de producción, especialmente en el caso de producción por empuje de agua, que se asemeja a una invasión en reverso. Las relaciones de saturación de agua explicadas anteriormente pueden aplicarse a la zona lavada, siempre que se utilicen valores apropiados de resistividad, para la roca saturada es Rxo y para el fluido poral es Rmf. De acuerdo a la ecuación de saturación de Archie, la saturación de filtrado en la zona lavada es:

S xo

 FR mf     R xo 

1

2

La saturación de hidrocarburos residual en esta zona es Srh = (1-Sxo), y será menor que la saturación de hidrocarburos en la zona no invadida So = (1- Sw), debido al desplazamiento causado por el filtrado (Srh<Sh ). En consecuencia, la saturación de petróleo movible constituye la diferencia Sh - Srh, la cual es (Sxo - Sw). Según las ecuaciones anteriores, esta diferencia es:

S om   S xo

 FR mf   Sw      R xo 

1

2

 FR w     Rt 

1

2

Esta Som es la fracción del volumen corporal que había ocupado el petróleo desplazado. Como ejemplo, supongamos una formación con:

  018 . , R w  0.04, R mf  0.50, R t  10

1-28

Rxo = 25 ohm-m. Para, F 

S om  S ox

 25x 0.5  Sw     25 

1

2

0.81 0.81  2  25 2 18  25x 0.04     10 

1

entonces:

2

 0.39

O sea, el 39.0% del espacio poroso del yacimiento está ocupado por petróleo movible.

Limitaciones en el cálculo del petróleo movible  Se sobrestima el valor de Som cuando Rmf > Rw (lodo muy dulce).  Funciona mejor cuando Rmf ≤ Rw (lodo salino).  Se sobrestima el valor de Som cuando el petróleo es pesado.  Debe ser usado únicamente como un indicador de orden de magnitud.

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