La evaluación del exponente de cementación para determinar el tipo de medio poroso presente en yacimientos complejos.
Durante el presente trabajo, la aplicación del método “M” de variable en formaciones donde se tiene más un sistema poroso (matriz, fractura, vúgulo) fue clave. El método ayudó a comprender lo heterogéneo del yacimiento carbonatado presente en el campo.
Asimismo, la prueba de intervalos del pozo nos permitió saber dónde estaba la zona 100% saturada de agua (Ro), que posteriormente anexó un siguiente intervalo; el cual fue productor 100% aceite y se pudo ajustar los valores de Ro y Rw para el cálculo de la saturación de agua (Sw).
En tanto, para el Exponente de cementación se obtuvo un valor mínimo y máximo (1.5 a 2.5) por el grafico de Pickett. Se aplicaron diferentes métodos propuestos por diferentes autores en donde fue Focke and Munn el que más se ajustó dentro de los valores.
Como el exponente “m” está en función del medio poroso (tipo de porosidad) y esta a su vez tiene un impacto significativo en la resistividad y porosidad. Se generaron diferentes gráficos de estas propiedades para poder relacionar las zonas de mayor porosidad (secundaria) y su respuesta con el Exponente donde fue posible conocer que valores de “m”.
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Asimismo, el punto medular de la interpretación cuantitativa de los registros es el conjunto de relaciones propuestas por G.E. Archie en 1941; las cuales relacionan la resistividad, la porosidad y la saturación de agua de los yacimientos de hidrocarburos.
Sin embargo, Archie introdujo el concepto de “Factor de resistividad de la formación o mejor conocido como Factor de formación (Ff); por medio del cual se relaciona la resistividad de una arena saturada de agua (Ro) con la resistividad del agua (Rw).
La falta de conocimiento del valor correcto de “m” arrojó resultados incorrectos de saturación de agua Sw en zonas productoras de aceite o viceversa.
Del mismo modo, el estudio mostró el comportamiento de “m” está en función de la porosidad y fluidos contenidos que presenta el medio poroso. En el caso de JSK constituida principalmente por fracturas y vúgulos de disolución (Secundaria).
Los valores “m” en la formación JSK van de 1,545 a 2.5, obtenidos de los 2 intervalos probados; siendo el primero productor de agua y en el segundo caso productor de aceite.
Asimismo, las zonas que se identificaron con Saturaciones bajas (Sw) por debajo de lo estimado anteriormente; presentaron fracturas derivado del registro FMI y uso de Crossplot, donde se establecieron como intervalos potenciales.
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Como acciones importantes por hacer es la toma de núcleos a nivel de la formación JSK para determinar los valores “m” por laboratorio con resultados más certeros.
Aplicar los valores de “m” máximo y mínimo para los demás pozos del campo; reevaluando la saturación de agua (Sw) en zonas fracturas que pudieran estar influenciando la estimación de la misma.
En conclusión, es sumamente importante contar con los registros Geofisicos básicos (N-D, ILL, GR, DT). Son importantes para determinar con mayor exactitud el tipo de litóloga y porosidad presente en nuestros yacimientos.
Los ingenieros Alejandro Omar Pacheco Cabello e Hilario Serrano presentaron el trabajo en la reciente edición del Congreso Mexicano del Petróleo (CMP)
