Identificación de petrofacies y fluidos de formación a partir de resonancia magnética en tapones de núcleos de pozos, miembro Naricual Inferior, Campo Santa Bárbara, Norte de Monagas / Manuel María Rincón Santander ; tutores Franklin Ruiz, Juan C. Porras, Pedro A. Romero

Sección Publicaciones Oficiales Tesis de Grado Pregrado Universidad Central de Venezuela, Facultad de Ingeniería, Escuela de Geología, Minas y Geofísica Ing. Geofísica

La finalidad básica del presente trabajo consistió en identificar la calidad de roca en muestras o tapones de núcleos de los pozos 124, 125 y 129 en las unidades Nar-5 y KP del Miembro Naricual Inferior, Campo Santa Bárbara. Esta identificación busca definir un modelo de calidad de roca, a partir del establecido para los Campos Santa Bárbara y Pirital. Con este propósito, se determinaron previamente propiedades petrofísicas de las muestras, como la porosidad (f), la permeabilidad (k) y la saturación de agua, a través de la tecnología de Resonancia Magnética Nuclear (RMN). La determinación de propiedades petrofísicas se efectuó, con la obtención de las distribuciones del tiempo de relajación T2; previa saturación con agua (100% Sw) de las muestras. Luego, éstas se drenaron hasta llevarlas a saturación de agua irreducible (Swirr). En ambas condiciones, la distribución T2 indica, la f y la Swirr de las muestras. Después se calculó el T2-CORTE de las tapones, parámetro con que se calculan los volúmenes libre (FFI) y ligado o irreducible (BFV) de éstos. Con dichos parámetros y otros como el T2M-Log (promedio logarítmico de T2), se llevó a cabo la estimación de k a través de modelos como el de Timur-Coates, Timur modificado, y otros. Los valores obtenidos por RMN, se correlacionaron con datos convencionales de ensayos previos efectuados a las muestras por Laboratorios OMNI. La determinación de calidad de roca se efectuó, mediante la clasificación de muestras por Petrofacies. Esta se basa en el radio de garganta de poro que domina el flujo de fluidos en la roca, calculado a partir de ecuaciones empíricas que vinculan dicho radio con datos convencionales de f y k. Este radio también se calculó a partir de curvas de presión capilar por inyección de mercurio. Estos resultados se complementaron con la creación de pseudo curvas de presión capilar, a partir de las distribuciones T2 de las muestras. Con dichas seudo curvas se obtuvieron resultados similares a los obtenidos con los datos provenientes de pruebas con inyección de mercurio. Con datos de RMN, se implementó además, una clasificación análoga a la de las petrofacies. En trabajos previos se mostró que el parámetro FFI/BFV se comporta de manera semejante al radio de garganta de poro, de acuerdo a la calidad de roca de la muestra. Esta clasificación alternativa, denominada Magnetofacies, concordó en buena medida con las muestras clasificadas por Petrofacies. Finalmente, la respuesta de la distribución T2 para fluidos (agua y crudo) en el medio poroso, se utilizó para evaluar la invasión de agua en zonas saturadas con crudo, en la formación. Los resultados de muestras saturadas con agua y crudo, indican que es posible identificar ambos fluidos, y estimar la mojabilidad de cada fluido. Con base a los resultados obtenidos se verifica que la Resonancia Magnética Nuclear es una tecnología efectiva en la determinación de propiedades petrofísicas, la identificación de modelos de calidad de roca y de fluidos de formación, sin la ambigüedad de tecnologías anteriores. Ello resulta en una contribución altamente valiosa a la evaluación de formaciones, el monitoreo del yacimiento y la optimización de la producción.