Caracterizacin petrofsica para la identificacin de petrofacies y extrapolacin del modelo a travs de redes neurales en los miembros O y P de la Formacin Escandalosa, trampas Bejucal-2, Bejucal-4, Torunos-4; Cuenca Barinas-Apure. Ronald Contreras, Universidad de Los Andes. Resumen. Los miembros O y P de la Formacin Escandalosa de edad Cenomaniense-Turoniense, estn constituidos por litologas diferentes; en ellos se realiz la caracterizacin petrofsica fundamentada en la capacidad de la roca para almacenar y producir hidrocarburos. La caracterizacin de la roca se llev a cabo a travs de la determinacin de radios de gargantas de poros, relaciones K/Phi y respuesta de los registros de pozos; se utilizaron adems pruebas de presin capilar y datos de anlisis convencionales de ncleos, para finalmente comparar la calidad de roca con las litofacies identificadas a travs de la descripcin microscpica de la fotografas de ncleo, secciones finas y microscopa electrnica de barrido. Con la finalidad de extrapolar la informacin de los radios de gargantas de poros obtenidos de las ecuaciones de Winland y/o Pittman se realizaron correlaciones con algunos de los parmetros derivados de los registros, obteniendo en ambos miembros ecuaciones de radios de gargantas de poros en funcin de la porosidad efectiva. Una vez realizada la caracterizacin petrofsica realizada, incluida la determinacin de las propiedades del sistema roca-fluido (porosidad, permeabilidad, saturacin de agua, volumen de arcilla), y las caractersticas sedimentolgicas, se identificaron en el Miembro O siete tipos de rocas de diferente calidad que fueron identificadas en el resto de los pozos a travs de redes neurales. En el Miembro P se identificaron trece litofacies, con predominio de areniscas de diferentes caractersticas texturales y con radios de gargantas de poros predominantemente de tipo macro-mega, en donde la comunicacin entre los poros est disminuida principalmente por la abundante precipitacin de caolinita. El Miembro O, presenta un sistema de triple porosidad, predominantemente en las zonas de desarrollo de dolomitizacin y en general los radios de poros predominantes son de tipo microporo, aunque en las dolomas cristalinas, arenosas y/o calcreas, se identificaron radios de gargantas de poros y poros de mayor tamao a travs de la petrografa. Introduccin El estudio abarca la caracterizacin petrofsica de tres trampas, de pequea extensin areal, de reciente explotacin y como objetivos prospectivos los miembros O y P de la Formacin Escandalosa. Ms especficamente el proyecto comprende la elaboracin de un modelo para evaluar la calidad de las rocas desde

el punto de vista petrofsico y comparar estas con las facies sedimentarias. Para determinar las caractersticas petrofsicas de las rocas (identificacin de petrofacies), se realizar la recopilacin de la informacin existente, enmarcada principalmente en los anlisis de los ncleos y los perfiles de pozos, integrada con la informacin geolgica y datos de produccin de los yacimientos. Adems se incluir toda la informacin de inters desde el punto de vista sedimentolgico para identificar las facies sedimentarias presentes, las cuales se compararan con las petrofacies. Una vez realizada la caracterizacin petrofsica y algunos anlisis de las caractersticas sedimentolgicas de las rocas, se identificaran las zonas con las mejores caractersticas para almacenar y producir hidrocarburos, y a travs de inteligencia artificial, especficamente redes neurales, reconocer en los pozos sin ncleo las secuencias con diferente calidad; tambin las redes neurales se utilizarn para generar registros sintticos necesarios para las evaluaciones petrofsicas. Objetivos. ..

Elaborar un modelo petrofsico con la finalidad de identificar petrofacies en las trampas Bejucal-2, Bejucal-4 y Torunos-4; para los miembros O y P de la Formacin Escandalosa.

Especficos.

Caracterizar los tipos de rocas existentes en los intervalos en estudio, desde el punto de vista sedimentolgico y petrofsico (Litofacies y Petrofacies), basndose en la informacin de ncleos y registros existentes en el rea

Extrapolar la informacin de las petrofacies a pozos sin ncleos y, a travs de las redes neurales, identificar tipos de rocas segn caractersticas petrofsicas y sedimentolgicas. Adems de generar registros sintticos necesarios para las evaluaciones petrofsicas.

Comparar las litofacies y electrofacies, con la caracterizacin de tipos segn los radios de gargantas de poros y relacin permeabilidad/porosidad.

Elaborar mapas de isopropiedades y determinar el petrleo original en sitio. Metodologa y Resultados.

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Descripcin de ncleos. Para la descripcin de los ncleos tomados en los pozos Bej-2E y Bej-11, se dispona de los siguientes elementos: fotografas microscpicas a color y ultravioleta, algunos anlisis de difraccin de rayos X, Fotografas de secciones finas y secciones finas e imgenes de Microscopia Electrnica de Barrido (SEM), Con la informacin se realiz una clasificacin a detalle basada principalmente en la determinacin de caractersticas litolgicas, tipos de porosidad, presencia de intervalos impregnados con hidrocarburos para finalmente identificar las litofacies correspondientes a los miembros O y P de la Formacin Escandalosa. Litofacies identificadas en el Miembro P de la Formacin Escandalosa:

Arenisca de grano medio a grueso: (Ap1). Arenisca de grano medio: (Ap2) Secuencia heteroltica: (SH) Arenisca de grano fino a muy fino (A3) Lutita carbonosa (L1). Arenisca de grano medio a grueso (A4). Secuencia heteroltica 1: (SH1) Arenisca glaucontica (A5) Arenisca masiva (A7) Arenisca de grano medio a grueso arcillosa (A7) Arenisca de grano grueso (A8). Arenisca muy fina a arcillosa (A9) Arenisca de grano medio a fino (A10.

Litofacies identificadas en el Miembro O de la Formacin Escandalosa:

Caliza lodosa bioclstica. Doloma arenosa bioclstica Arenisca calcrea glaucontica. Doloma bioclstica arenosa y glaucontica. Lutita limosa gris pardo. Caliza dolomtica arenosa y glaucontica. Doloma bioclstica. Doloma cristalina. Doloma arenosa. Doloma arenosa calcrea.

Las litofacies con predominio de dolomita presentaron las mejores caractersticas de porosidad y permeabilidad, algunas de estas presentaron impregnacin con hidrocarburos. Determinacin de la calidad de roca. Se realiz usando como base los anlisis de presin capilar por inyeccin de mercurio y los anlisis de permeabilidad y porosidad realizados en los tapones de ncleo. La cantidad de tapones con curvas de presin capilar correspondientes al intervalo O de Escandalosa, no eran suficientes para establecer o suponer un radio de garganta poral predominante, dada la anisotropa litolgica del miembro. Aunado est el hecho que se encontr que los tapones que presentan anlisis especiales fueron tomados en un mismo tipo de roca, correspondiente a calizas lodosas bioclsticas ubicadas hacia el tope del intervalo, en donde las caractersticas macroscpicas, microscpicas y

petrofsicas caracterizan la roca como de peor calidad desde el punto de vista de capacidad de almacenamiento de hidrocarburos. Sin embargo se realizaron los anlisis y grfico correspondientes. Para la determinacin del radio de garganta de poro predominante fueron aplicadas las siguientes metodologas:

Grficos de pices: Se elaboraron grficos de pices que consiste en plotear en escala lineal la relacin saturacin de mercurio entre la presin capilar (SHg/Pc) versus el porcentaje de espacio poroso saturado con mercurio (Shg). En vista de que en muchos casos no es posible determinar con precisin el pice de algunas de las curvas, se aplic el mtodo de pices modificado(Vielma,2002), con la finalidad de determinar analticamente y con mayor presin el radio de garganta de poro que contribuye al flujo de los fluidos, eliminando de esta manera la subjetividad en la interpretacin. Para ello se aproxim la curva a una parbola, se determin la ecuacin de la parbola y con est la segunda derivada..

Hiprbolas de Thomeer y Swanson. Como lo demostraron Thomeer(1960) y Swanson (1981) el grfico en papel doblemente logartmico de la presin capilar Vs la saturacin de mercurio da como resultado una hiprbola cuyo vrtice es determinado a travs de una lnea de 45 tangente a la curva, corresponde al volumen de espacio poroso que contribuye efectivamente al flujo de los fluidos en el yacimiento. Para las tres muestras analizadas para el Miembro O de la Formacin Escandalosa, se obtuvieron valores vrtices de hiprbolas entre 30 y 35% de saturacin de Mercurio. Entre tanto en el intervalo correspondiente a Escandalosa P, la saturacin de mercurio vari entre 35 y 45%; a excepcin de la muestra 137 donde la saturacin de mercurio corresponda aproximadamente a 70%.

Elaboracin de los grficos uno a uno. Esta relacin se encontr a travs del grfico de los radios gargantas de poros obtenidos a partir de las pruebas de presin capilar y los determinados por las ecuaciones, en donde el radio de garganta predominante corresponda a la lnea de mejor aproximacin a la recta Y=X; los valores posibles de saturacin de mercurio utilizados corresponden a los obtenidos de los grficos de pices; normal y modificado e hiprbolas de Thomeer y Swanson. Como se mencion con anterioridad las muestras analizadas a nivel de Escandalosa O no son suficientes para establecer una tendencia igual a la recta Y=X, debido a esto se utiliz la ecuacin R35 de Winland para la determinacin del radio de garganta de poros en el miembro; debido a que

Winland desarrollo mltiples regresiones en muestras areniscas y carbonatos para diferentes cantidades de saturacin de mercurio encontrando que el sistema efectivo de poro que domina el flujo a travs de una roca corresponde a 35% de saturacin de mercurio y que despus que el 35% del sistema poroso se llena con una fase no mojante el resto no contribuye al flujo, sino al almacenamiento, el no encontr explicacin del porque este fenmeno ocurra. Para el Miembro Escandalosa P se encontr que la mejor correlacin, de aproximacin de radio de garganta de poros, corresponde a la ecuacin R35 de Pittman Relaciones permeabilidad/porosidad (K/Phi). Las rocas con mejor capacidad de flujo corresponden a aquellas que presentan los valores mas altos de la relacin K/. En funcin de esto fueron identificadas cinco tipos de rocas diferentes en el Miembro O denominadas segn la capacidad de flujo, de menor capacidad como tipo de roca 1, y las rocas con la mejor capacidad de flujo como rocas de tipo 5. De igual fueron identificadas cuatro tipos de roca en el Miembro P. Se debe resaltar que la divisin en calidad de la roca es relativa a cada Miembro, debido a que la de buena capacidad de flujo para el Miembro Escandalosa O no es comparable con el mismo tipo de roca para el Miembro P. Extrapolacin de las petrofacies a pozos sin ncleo. En primer lugar se realizaron grficos de correlacin de la porosidad del ncleo versus la porosidad efectiva obtenida a partir de los registros de pozos, obteniendo un coeficiente de correlacin bajo, para las porosidades obtenidas en el intervalo Escandalosa O; aun as se consider valido y suficiente para la bsqueda de algn parmetro para la determinacin de los radios de poros; debido a la complejidad del sistema poroso que engloba a la formacin, caracterizada por un sistema poroso compuesto por fracturas, vacuolas y matriz. Mientras en el MiembroP, el coeficiente de correlacin entre estos dos parmetros es mucho mayor. Posteriormente se busc algn parmetro derivado de los registros de pozos que correlacionar con los radios de gargantas de poros obtenido de la ecuacin de Winland o Pittman para el caso correspondiente al Miembro O; no fue posible derivar una relacin entre los radios de gargantas de poros y los registros de pozos por lo que el intervalo fue dividido en unidades de flujo a travs de la tcnica propuesta por Amaefule y Altumbay. Entre tanto para el Miembro Escandalosa P, el nico parmetro que correlacion con el R35 derivado de la ecuacin de Pittman result ser la porosidad efectiva obtenida a partir de los registro de pozos. Aunque se intent buscar correlaciones con otros parmetros. La relacin determinada en el Miembro P permiti a su vez derivar una permeabilidad a partir de los radios de gargantas de poros y la ecuacin R35 Pittman, ya que otro de los inconvenientes era poder determinar la permeabilidad que mejor se aproximar a los datos de

los registros de pozos. Estas ecuaciones pueden ser utilizadas gracias a que existe una relacin aceptable entre la porosidad efectiva derivada de los registros y la porosidad de los anlisis convencionales de ncleo, entre el radio de garganta de poro R35 de Pittman y el Ri calculado. Adems la permeabilidad de Elan subestima los valores. Aplicacin de la tcnica de Jude.O. Amaefule y Mehmet Altumbay. En vista de que no fue posible derivar ecuaciones ni relaciones para extrapolar petrofacies de la misma manera como se realiz para Escandalosa P; adems para encontrar un mejor modelo de la distribucin de los fluidos en el Miembro O de la Formacin Escandalosa se procedi a la aplicacin de est tcnica alternativa, basada en la identificacin de zonas de flujo partiendo de la ecuacin de Kozeny- Carman, la cual relaciona la permeabilidad con la porosidad y las propiedades texturales. Esta metodologa fue aplicada al pozo Bej-2E, porque es el nico al cual se le han realizado anlisis de porosidad y permeabilidad a partir del ncleo. Se determinaron los parmetros establecidos, por Amaefule, como son la porosidad normalizada z, el ndice de calidad del yacimiento RQI y el indicador de zona de flujo FZI. Para la identificacin de zonas de flujo fu necesario dibujar un grfico de RQI Vs FZI, pero antes se elaboraron histogramas de distribucin con los valores de FZI, para tener una dea de los limites posibles de FZI para cada una de la unidades de flujo; con lo cual junto con el grfico antes mencionado permitieron identificar cinco unidades de flujo, las cuales presentaron relacin con los tipos de rocas identificados a travs de los grficos K/.

Fig 1.Grfico de RQI en contra la porosidad normalizada. Se elaboraron diferentes correlaciones, entre la permeabilidad del ncleo y distintos parmetros derivados de los registros de pozos para cada unidad de flujo, encontrando que el nico parmetro correlacionable con la permeabilidad derivada de los anlisis de ncleo corresponde a la porosidad efectiva, encontrando una ecuacin especifica por unidad de flujo para determinar la permeabilidad a partir de la porosidad efectiva.

Adems se realizaron correlaciones entre los parmetros derivados de los registros de pozos y el R35 determinado a partir de la ecuacin de Winland, para cada unidad de flujo por separado, encontrando que el nico parmetro que correlaciona corresponde a la porosidad efectiva, en donde los coeficientes de correlacin obtenidos son superiores a 0.63. Comparacin entre las petrofacies y litofacies. Con la determinacin de los radios de gargantas de poros y relaciones K/Phi, se realizaron correlaciones en funcin de las litofacies, obteniendo que el radios de gargantas de poros predominantes en el Miembro O son de tipo nanoporo-microporo, en las dolomas se observaron radios de gargantas de poros de mayor tamao. Mientras que en el Miembro P dominan los radios de tipo mega en las areniscas, y el tipo de roca 4 segn la relacin K/phi. La calidad de la roca disminuye en este miembro por efecto de la precipitacin de caolinita. La calidad de la roca en el Miembro O est controlada por la abundancia de dolomita y es disminuida principalmente por la precipitacin de materia orgnica, arcillas y cantidad de material clstico. Evaluaciones petrofsicas. Antes de realizar las evaluaciones petrofsicas se determinaron los parmetros bsicos como son resistividad de agua de formacin, a travs de los anlisis fsico-qumicos y el mtodo de resistividad aparente. Otro de los parmetros bsicos es el exponente de cementacin introducido por Archie, determinados a travs de grficos de Pictkett, realizados para cada una de las asociaciones de facies identificadas en el Miembro O (Fiqueroa 1997. Posteriormente se realizaron las evaluaciones petrofsicas, estableciendo segn la informacin disponible una clasificacin de los pozos en: pozo clave, pozos control aquellos que contaban con los registro de rayos gamma, resistividad, densidad, neutrn y facto fotoelctrico. Finalmente los pozos no control son aquellos que no contaban con alguno de los registros antes mencionados, para los cuales se elaboraron registros sintticos a travs de redes neurales con el software Rockcell. Una vez culminadas las evaluaciones petrofsicas, se determinaron parmetros de corte para establecer identificar los intervalos con hidrocarburos producibles. Extrapolacin del modelo usando redes neurales (caracterizacin de tipos de rocas). Basados en la caracterizacin sedimentolgica realizada a travs de la identificacin de litofacies, descripciones petrogrficas, adems de la caracterizacin petrofsica a travs de la discriminacin en radios de gargantas de poros, relaciones entre la permeabilidad/porosidad,

identificacin de unidades de flujo y evaluaciones petrofsicas, se identificaron tipos de rocas en los pozos con ncleos. Los tipos de rocas identificados corresponden a las litofacies establecidas, en el caso de dolomas por ser el tipo de roca reservorio por excelencia en las trampas, se dividieron ests segn la calidad de almacenamiento y flujo, en dolomas de buena calidad, de regular calidad y de mala calidad. Una vez establecidos los tipos de rocas a extrapolar en los pozos con ncleos, se procedi a entrenar la red neural, usando como capas de entrada los registros de rayos gamma, resistividad profunda, densidad, neutrn y factor fotoelctrico. Modelo geoestadstico por calidad de roca. Una vez determinada la calidad de roca en todos los pozos, se procedi a elaborar un modelo estocstico a travs de software PETREL, con la finalidad de visualizar la distribucin vertical y lateral de los tipos de rocas y de est manera lograr identificar las zonas de nueva oportunidad. Figura 2. Vista en planta de calidad de roca Miembro O, Formacin Escandalosa.Asociacin de facies A. Conclusiones.

Los anlisis de presin capilar por inyeccin de mercurio en el Miembro O no son suficientes para determinar el volumen de espacio poroso saturado con fase no mojante predominante que contribuye al flujo, por lo que se utiliz la ecuacin R35 de Winland para hallar los radios de gargantas de poros. En el Miembro P se determin que la ecuacin que ms se ajusta a los datos de presin capilar, es la ecuacin R35 de Pittman.

A partir de las relacin permeabilidad/porosidad se identificaron cinco tipos de rocas, segn la capacidad de flujo de las msmas, en el Miembro O y en el Miembro P se identificaron cuatro tipos, con relaciones K/Phi mayores que las de Escandalosa O, lo que indica una mayor capacidad de flujo.

En el Miembro P de la Formacin Escandalosa, es posible determinar los radios de gargantas de poros a partir de la porosidad efectiva, en los pozos sin ncleo, siendo este el nico parmetro que correlacion con los radios de gargantas hallados con la ecuacin R35 de Pittman en el pozo Bej-2E.

En el Miembro O de la Formacin Escandalosa se identificaron once litofacies, donde las de predominio de dolomita presentaron los radios de gargantas de poros de mayor tamao y las mejores caractersticas de porosidad y permeabilidad.

Las areniscas y las calizas no presentan porosidad y permeabilidad suficientes para actuar como almacenadoras de hidrocarburos y la calidad de las dolomas es disminuida principalmente por la precipitacin de materia orgnica, arcillas y cantidad de material clstico.

En el Miembro P se identificaron catorce litofacies observando que las areniscas presentan radios predominantemente de tipo macro-mega y relacin K/Phi correspondiente a las rocas con la mayor capacidad de flujo (Tipo de roca 4).

Debido a la anisotropa litolgica y del sistema poroso del Miembro O, no fue posible determinar una relacin convencional, entre la permeabilidad y la porosidad; sino que se realiz a travs de la discriminacin en unidades de flujo, segn la tcnica de Amaefule y Altumbay.

A travs de las redes neurales fue posible generar registros sintticos con bastante certidumbre. Adems la extrapolacin por tipos de rocas indic que los intervalos de dolomias de buena y regular calidad, para los pozos de la trampas de Bejucal, se ubican en las asociaciones de facies Ay C . En la trampa Torunos-4 el intervalo mas prospectivo es la Asociacin de facies B.

Los exponentes de cementacin determinados a travs de los grficos de Pickett por asociaciones de facies reflejan las caractersticas del sistema poroso.