4.5 Características petrofísicas y saturación de agua inicial en los tipos de roca de la Zona-C en el área Cira-Este

Transcripción

1 Capítulo (4) Características petrofísicas y saturación de agua inicial en los tipos de roca de la Zona-C en el área Cira-Este Durante la caracterización de un Yacimiento de hidrocarburos se necesita determinar en los diferentes tipos de rocas que constituyen el reservorio las propiedades de porosidad (Φ), permeabilidad (k) y saturación de Agua inicial (Swi) con el objetivo de poder cuantificar el volumen de hidrocarburos presentes en el subsuelo. A continuación se hace una breve descripción de cada una de estas propiedades: Porosidad (Φ): es la medida del volumen de espacios porosos en la roca que tiene la capacidad de almacenar fluidos en cualquier condición. Se expresa por el porcentaje de volumen de poros respecto al volumen total de la roca (porosidad total o bruta). La porosidad total es considera como el volumen poroso del total de poros estén o no interconectados (ver Ecuación (4.3)). (4.3) Donde: Φ: Porosidad V p = Volumen Poroso V T = Volumen Total V g = Volumen de granos La porosidad se mide en laboratorio sobre muestras de núcleos de pozos corazonados y esta medida se usa para calibrar los cálculos de porosidad hechos desde registros eléctricos. Sin embargo no todo el espacio poroso está disponible para almacenar fluidos, por esta razón cuando se cuantifica volumen de fluidos móviles se trabaja con porosidad efectiva. Dependiendo de cómo sea la comunicación de estos poros, la porosidad se puede clasificar de la siguiente manera: Interconectada o efectiva: La porosidad efectiva se refiere al porcentaje de poros interconectados mediante gargantas que permiten la circulación de fluidos (fluidos móviles).

2 128 Modelamiento geoestadístico de los depósitos fluviales de la Zona C-Formación Mugrosa en el área la Cira-Este del Campo La Cira No interconectada o no efectiva. La porosidad no interconectada o no efectiva es aquella que representa la fracción del volumen total de la roca que está conformada por los espacios que pueden contener fluidos pero no están comunicados entre sí (fluidos no móviles). La porosidad Total o absoluta se define como (ver Ecuación (4.4)): (4.4) Para la Zona-C de la Formación Mugrosa en el área Cira-Este se definió que (ver Ecuación (4.5)): (4.5) La Figura 4-50 muestra una comparación entre los diferentes tipos de porosidad de acuerdo a los componentes de la roca y la interconexión de los poros. La porosidad interconectada o efectiva es el dato más importante para poder calcular los volúmenes de Hidrocarburos en el subsuelo. Figura 4-50: Esquema de los diferentes tipos de porosidad. Porosidad Total Del Registro Neutrón Porosidad Total Del Registro Densidad Definición de Porosidad Total Matriz Porosidad de Análisis de Corazones Secado Convencional V Shale Porosidad de Análisis de Corazones Secado en Humedad Controlada CUARZO ARCILLA SUPERFICIES Y ENTRECAPAS DE ARCILLA POROS PEQUEÑOS POROS GRANDES Agua Estructural (OH - ) Agua de Enlace o Hidratación Agua Inmóvil o Irreducible Agua Capilar Volumen Poroso Para Hidrocarburos Modificado de Core Laboratories (1989).

3 Capítulo (4) 129 Permeabilidad (k): se define como la capacidad que tiene una roca de permitir el flujo de fluidos a través de sus poros interconectados. El sistema poral efectivo está constituido por poros y espacios reducidos que conectan a los poros llamados gargantas (Ver Figura 4-51). La permeabilidad es una función directa del radio de la garganta que caracterice la roca. Entre más grande y despejada la garganta mejor es el paso de los fluidos. Figura 4-51: Esquema Sistema poral. Grano Poro Poro La permeabilidad está determinada por la ecuación que define la Ley de Darcy. La Figura 4-52 muestra una gráfica que esquematiza la Ley de Darcy. Darcy estableció que el caudal que atraviesa un medio poroso es proporcional al gradiente hidráulico y al área de flujo (ver Ecuación (4.6)). (4.6) Donde: Q = flujo (CC/seg) ΔP = Delta de presión (atm/cm) A = área (cm2) μ = viscosidad (centipoise) L = longitud (cm) K = constante de proporcionalidad = permeabilidad (Darcies).

4 130 Modelamiento geoestadístico de los depósitos fluviales de la Zona C-Formación Mugrosa en el área la Cira-Este del Campo La Cira Entonces permeabilidad se define como (ver Ecuación (4.7)): (4.7) Figura 4-52: Esquema Ley de Darcy. L P1 P2 A La permeabilidad se mide en laboratorio sobre muestras de núcleos de pozos corazonados y esta medida se usa para calibrar los cálculos de permeabilidad hechos desde registros eléctricos. En un yacimiento la permeabilidad no puede existir si no existe la porosidad por lo cual existe una relación entre ambas propiedades. Para determinar la relación que existe entre estas dos propiedades se hace un gráfico crossplot semilogarítmico de porosidad vs permeabilidad con el objetivo de conocer la relación entre capacidad de almacenamiento (Φ) y capacidad de flujo (k). La Figura 4-53 muestra el registro del pozo corazonado Cira-1880 en el área Cira-Este, donde se puede observar la sección corazonada en la Zona-C, datos de porosidad (PHI) y permeabilidad (k) medidos en laboratorio sobre muestras tomadas cada pie en el núcleo. Adicionalmente un gráfico tipo crossplot semilogarítmico entre los datos de porosidad (PHI) y permeabilidad (k) donde se observa la correlación existente entre estas propiedades.

5 Capítulo (4) 131 Figura 4-53: Pozo CIRA1880 corazonado en el área Cira-Este. CIRA1880 PHI CORE K CORE K (md) POZO CIRA 1880 (DATOS DE LABORATORIO BASICOS) C1 C2 C3 C4 C2DT GTB C3CB C1Ab 1000 SECCION CORAZONADA Relación Porosidad (PHI) vs permeabilidad (k) k = e *PHI R² = PHI (%) Saturación de Agua (Sw): La saturación de un medio poroso con respecto a un fluido se define como la fracción del volumen poroso de una roca que está ocupada por dicho fluido (ver Ecuación (4.8)). (4.8) Donde: S x = Saturación de la fase X. V x = Volumen que ocupa la fase X. V T = Volumen poroso total de la roca. La sumatoria de las saturaciones de todos los fluidos que se encuentran presentes en el espacio poroso de una roca, debe ser igual a 1. Si consideramos un medio poroso saturado por petróleo, agua y gas, entonces (ver Ecuación (4.9)): (4.9) Donde:

6 132 Modelamiento geoestadístico de los depósitos fluviales de la Zona C-Formación Mugrosa en el área la Cira-Este del Campo La Cira S o = Saturación de petróleo. S w = Saturación de agua. S g = Saturación de gas. Un yacimiento en la zona de Hidrocarburos puede tener las tres o mínimo dos saturaciones de fluidos pero siempre está presente la Saturación de agua ya sea móvil o Saturación de agua connata (Swc). La saturación de agua connata (Swc) es la saturación de agua existente en el yacimiento al momento del descubrimiento, la cual se considera como el remanente del agua que inicialmente fue depositada con la formación y que debido a la fuerza de la presión capilar existente, no pudo ser desplazada por los hidrocarburos cuando éstos migraron al yacimiento. La saturación de agua connata se correlaciona con la permeabilidad, con el área superficial y con el tamaño de los poros. A mayor área superficial y menor tamaño de partículas, mayor es la saturación de agua connata. La determinación de la saturación inicial de agua se puede efectuar por tres diferentes métodos: Núcleos tomados en pozos perforados. Cálculos a partir de las curvas de presión capilar. Cálculo a partir de registros eléctricos. La determinación de la saturación de agua a partir de registros eléctricos en formaciones limpias con una porosidad intergranular homogénea está basada en la ecuación de saturación de Archie s (ver Ecuación (4.10)). (4.10) Donde: R w = Resistividad del agua de formación. R T = Resistividad verdadera de la formación Φ = porosidad n = exponente de saturación m = Factor de cementación a = Factor de Tortuosidad generalmente se asume como 1.

7 Capítulo (4) 133 Otra forma de calcular la saturación de agua inicial es a partir de las curvas de presiones capilares determinadas en laboratorio sobre muestras de núcleos tomados de pozos que corazonaron la formación de interés. En este caso se asume que el sistema poroso de la roca reservorio actúa como un sistema de tubos capilares donde dos o más fluidos coexisten. En este sistema de tubos capilares la combinación de la tensión superficial y la curvatura debida a los tubos capilares hace que las dos fases experimenten diferentes presiones. A medida que las saturaciones relativas de las fases cambian, se ha encontrado que estas diferencias de presión también cambian. La diferencia entre las presiones de dos fases cualesquiera se define como presión capilar. La Figura 4-54 muestra el fenómeno de introducción de un capilar en una interfase aguapetróleo, donde se genera el denominado ascenso capilar. Adicionalmente la Figura 4-54 muestra un esquema simplificado de medio poroso heterogéneo con capilares cilíndricos de diferente diámetro. En este diagrama se observa que por encima del nivel de agua libre (interfase plana entre el agua y el petróleo) en un nivel genérico (Z) existen capilares con agua y capilares con petróleo dependiendo del diámetro de los mismos y del nivel elegido. Las saturaciones residuales e irreducibles de los fluidos obtenidas durante las mediciones de presión capilar se usan para estimar la cantidad de aceite recuperable y la saturación esperada de agua inicial, pues permiten definir los contactos de los fluidos y el nivel de agua libre (FWL). Figura 4-54: Ascenso Capilar interfase agua-petróleo e Idealización medio poroso heterogéneo. Altura a. b. Petróleo Agua Ascenso Capilar Interfase Agua Libre Altura Petróleo Agua z

8 134 Modelamiento geoestadístico de los depósitos fluviales de la Zona C-Formación Mugrosa en el área la Cira-Este del Campo La Cira La figura 4-55 muestra un esquema donde se puede observar como la curva de presión capilar permite definir el contacto agua aceite, nivel de agua libre y la saturación de agua irreducible y saturación de agua en la zona de agua móvil en un yacimiento. Figura 4-55: Definición de contacto agua aceite y nivel de agua libre. Capillar Pressure Curve Structural Trap En el laboratorio la presión capilar (Pc) es convertida desde presión a altura sobre el nivel cero (pies o metros). La saturación de agua irreducible (Swirr) se define como la saturación de agua que no puede ser reducida sin importar cuanto más aumente la presión capilar. La presión de entrada al poro (Pce) se define como la mínima presión requerida antes de que el aceite pueda comenzar a invadir la estructura porosa. Es importante definir también la zona de transición que corresponde al intervalo del yacimiento sobre el cual tanto el aceite como el agua fluyen. La Figura 4-56 muestra las curvas de presiones capilares determinadas en laboratorio para las diferentes rocas de la Zona-C de la Formación Mugrosa en el área Cira-Este. Del análisis de estas curvas se concluye que:

9 Capítulo (4) 135 Existe un amplio espectro de rocas con diferentes Swirr que varían desde rocas limpias con el 11% hasta rocas sucias con el 62%. La Swirr aumenta a medida que se incrementa el contenido de arcillas en la roca. La zona de transición de aceite/agua en la Zona-C es de aproximadamente 25 pies y por encima de este nivel se produce aceite 100% libre de agua. La zona libre de agua (FWL) está localizada aproximadamente 1 pie por debajo del OWC definido en cada bloque del área Cira-Este. Figura 4-56: Curvas de Presiones capilares Rocas de la Zona-C. H (pies) Pc (PSI) Pozo-profundidad PC (pies) Curvas de Presiones Capilares (Zona-C) Swirr = 11 % Swirr aumenta por disminución en la calidad del Reservorio Sw (%) Reservorio sobre Swirr Zona de Transición Aceite/agua Tope Zona de Transición OWC FWL (Presión capilar = cero) Modelo petrofísico En esta etapa se hizo el análisis y revisión de los registros generados de porosidad y permeabilidad para la roca reservorio (arena) y rocas sello (lodolita) de la Zona-C en cada pozo. Estas curvas fueron calibradas con los datos medidos en el laboratorio de básicos sobre muestras de los núcleos de los pozos corazonados en el Campo. El

10 136 Modelamiento geoestadístico de los depósitos fluviales de la Zona C-Formación Mugrosa en el área la Cira-Este del Campo La Cira modelo petrofísico se basa en el modelo desarrollado por el petrofísico del área (Bueno, 2008). Este modelo se basa en la metodología tamaño de poros y gargantas e indicadores de zonas de flujo. El modelo está bien caracterizado para pozos que cuentan con el set completo de registros: GR-SP-RESISTIVOS-NUCLEARES (Porosidad-Neutrón). Debido a la excelente calidad de esta información y su buena calibración con los datos de laboratorio de básicos (porosidad, permeabilidad, saturación de agua y densidad de grano) se definieron 5 tipos de roca en estos pozos. La Figura 4-57 muestra la correlación realizada por Bueno (2008) de cada uno de estos tipos de roca con los subambientes identificados en los núcleos de la Zona-C. Desafortunadamente tal y como lo muestra la Tabla 4-3 solo el 8% de los pozos del área tienen esta información por lo cual no es viable aplicar esta metodología de tipos de roca en este estudio. Entonces se trabajo únicamente con las curvas de porosidad y permeabilidad generadas en el modelo de Bueno (2008). Debido a la gran diversidad en información de registros los cuales abarcan información desde el año 1929 hasta el año 2010 fue necesario diseñar una estrategia para el área Cira-Este en la que se diferenciaron cuatro familias de pozos basados en la información de registros que tenga cada pozo: Pozos con el set completo de registros (SP-GR-RESISTIVOS-NUCLEARES (Densidad-Neutrón)): incluye el pozo corazonado 1880 (No tiene SP por que fue perforado con lodo base aceite) y los de la serie Para estos pozos se pudo desarrollar el mejor Modelo pudiendo definir tipos de roca y los cálculos de VSH porosidad, permeabilidad y Sw. En estos pozos definieron los contactos actuales (8.26 % del total de los pozos) Pozos con SP-Resistivos: corresponde a los pozos de las series 1500, 1600 y En esta clase de pozos no se pudo definir tipos de roca. Los cálculos de VSh, porosidad y permeabilidad fueron hechos a partir del SP. Con ayuda del registro Resistivo se pudo definir contactos y calcular Sw (17.99 % del total de pozos).

11 Capítulo (4) 137 Figura 4-57: Tipos de Roca definidos para el área Cira-Infantas. Pozos con SP-Impedancia: corresponde a las series de pozos 800, 900, 1000, 1100, 1200, 1300 y En estos pozos solo sirve el registro SP ya que el Impedancia no es una verdadera resistividad y no sirve para definir contactos ni saturaciones. No se pudo definir tipos de roca. Todos los cálculos de VSH, porosidad, permeabilidad y Sw vienen del SP (62.54 % del total de pozos). Pozos sin ningún tipo de Registro: corresponden a las series 300, 400, 500, 600 y 700. Estos no cuentan con ningún tipo de registro excepto las series 700 donde se tomó un registro SP hecho manualmente y no funciona para definir litologías, contactos ni saturaciones. Estos pozos no tienen cálculos petrofísicos (11.21 % del total de pozos). En resumen de 339 pozos perforados en Zona C en el área Cira-Este solo 268 tienen modelo petrofísico y debido al bajo cubrimiento areal de pozos con el set completo de registros no es viable trabajar con los tipos de roca propuestos por Bueno (2008). Por lo tanto se definió poblar los modelos tridimensionales de facies del área usando las geometrías de la roca reservorio (arena) y roca sello (arcilla-barreras de permeabilidad)

12 138 Modelamiento geoestadístico de los depósitos fluviales de la Zona C-Formación Mugrosa en el área la Cira-Este del Campo La Cira definidas con los mapas de arena neta construidos mediante el uso de un cutoff de 0.5 del volumen de arcilla (VSh). Adicionalmente las facies se poblaron con las propiedades petrofísicas siguiendo la metodología de los cuatro grupos de pozos definidos de acuerdo a la información de registros disponible en cada uno de estos grupos. 4.6 Generación modelo geológico tridimensional de la Zona C en área Cira-Este (modelamiento geoestadístico) El flujo de trabajo propuesto para llevar a cabo la construcción del modelo geológico 3D y realizar el modelamiento geoestadístico del área Cira-Este se observa en la Figura Este flujo está ligado a la forma como está diseñado y opera el programa de modelamiento usado en este estudio (Petrel, 2008), aunque en términos generales son los pasos indicados en cualquier trabajo de modelamiento 3D Datos de entrada En esta fase se hizo la revisión del inventario de la siguiente información que son los datos de entrada para la construcción del modelo. Adicionalmente se hizo un fuerte control de calidad de la misma: Información de Pozos: UWI, Coordenadas: Norte (metros) y Este (metros), KB (pies), survey (profundidad, Azimuth, Inclinación). Registros eléctricos: SP, GR, RESISTIVOS y NUCLEARES (Porosidad-Neutrón) en formato LAS (pies). Registros petrofísicos: VSh, Porosidad (%) y Permeabilidad (md) en formato LAS (pies). Topes Estratigráficos: Nombre del Tope, Pozo (UWI) Profundidad (pies) MD. Topes de Falla: Nombre de la Falla, Pozo (UWI) Profundidad (pies) MD. Fault Sticks en profundidad: Nombre de la Falla, X (metros),y (metros) y TVDSS (pies). Polígonos de Falla al Tope del C1: (X (metros),y (metros), Nombre de la Falla. Grillas Mapas estructurales en Profundidad al Tope de las unidades A/B, B4, C1 y Discordancia: Norte (metros), Este (metros) y TVDSS (pies). Grillas Mapas Isopacos GROSS (pies): X (metros),y (metros) y espesor (pies).

13 Capítulo (4) 139 Figura 4-58: Flujo de Trabajo para la construcción del modelo 3D. Pozos Topes estratigráficos y de falla Registros Mapas Estructurales Mapas isopacos Fallas Sísmica 3D Propiedades de los Fluidos OWC : Generación Malla 3D Escalamiento Registros discretos de Facies en Malla 3D Escalamiento Registros continuos de Propiedades Petrofísicas en Malla 3D Estadística de datos (Continuos y Discretos) Histogramas Curvas de frecuencia Acumulada Curvas de Proporción Vertical Análisis de espesores Transformación de Distribución de Datos (Normalización) Variografia Poblamiento de la Malla 3D con Facies (SIS) Poblamiento de la Malla 3D con Propiedades Petrofísicas (Φ, k, Sw) (SGS) Estimación de Volumen de OOIP y Reservas Grillas Mapas de arena Neta (pies): X (metros),y (metros) y espesor (pies). Contacto agua-aceite OWC (pies) por bloque.

14 140 Modelamiento geoestadístico de los depósitos fluviales de la Zona C-Formación Mugrosa en el área la Cira-Este del Campo La Cira Datos de Núcleos. Información Sísmica 3D (formato sgy). Algoritmo de Permeabilidad y Algoritmo de Saturación de agua. Propiedades de Fluidos: API, Factor Volumétrico (Bo) RB/STB, µ (cp) Modelamiento estructural La siguiente fase fue la construcción de la malla tridimensional que servirá para el poblamiento de facies y de las propiedades petrofísicas del yacimiento. Durante esta etapa se construyó la malla 3D usando la información de las fallas interpretadas tanto en pozos como en el cubo sísmico (Fault sticks). La Figura 4-59 muestra los pilares que sostienen cada falla y los planos definitivos de las mismas. Estos serán el armazón de la malla. Figura 4-59: Modelo estructural 3D área Cira-Este. Pilares Planos a. b. Basado en los planos de falla se definen los límites de la malla y cuales son la tendencia estructural principal (dirección ĵ) y secundaria (dirección î), para generar los esqueletos de la malla. Adicionalmente se definió el tamaño de cada celda en superficie (50 metros x 50 metros) basados en que el espaciamiento que tenemos entre pozos es de aproximadamente 150 metros. La Figura 4-60 muestra en la parte a) Los límites y tendencias definidos para la construcción de la malla y en la parte b) se observan los esqueletos: inferior, medio y superior construidos que darán soporte a nuestra malla 3D.

15 Capítulo (4) 141 Figura 4-60: Límites y esqueletos para construcción malla 3D. Limites Trend J Trend I Esqueletos a. b. En esta etapa la malla 3D queda dividida en los 7 bloques definidos durante la construcción del modelo estructural y el análisis de OWC (Ver Figura 4-61). Figura 4-61: Bloques o segmentos del área Cira-Este. 3E (2) 3E (3) 5 3E (1) 4 6a 6b Bloques (segmentos)

16 142 Modelamiento geoestadístico de los depósitos fluviales de la Zona C-Formación Mugrosa en el área la Cira-Este del Campo La Cira A continuación se siguió con la generación del horizonte al tope del yacimiento sobre el esqueleto previamente construido. Este horizonte se construyó con base en el mapa estructural en profundidad al tope de la unidad C1 y ajustado con los topes interpretados en cada pozo del área. La Figura 4-62 muestra el horizonte generado sobre el tope de la malla 3D. Figura 4-62: Horizonte Tope C1 sobre la malla 3D. Horizonte C1 El siguiente paso es dividir el yacimiento verticalmente en zonas de acuerdo a las unidades estratigráficas interpretadas durante la construcción del modelo estratigráfico del campo (10 unidades). Durante este proceso se generaron los horizontes (mapas estructurales) al tope de las unidades: C1, C1AB, C2, C2DT, GTB, C3, C3CB, C4, C4CB, C5 y D1. Para la construcción de las zonas se usó como entrada los mapas isopacos GROSS de cada unidad y como control de ajuste en cada horizonte se usó los topes de las unidades interpretadas en cada uno de los pozos del área Cira-Este (Ver Figura 4-63).

17 Capítulo (4) 143 Posteriormente cada zona fue dividida en capas y con el objetivo de no perder resolución vertical cada capa tiene un espesor promedio de 2 pies. La Tabla 4-7 muestra el número de capas finales en cada Zona para un total de 320 capas en la malla 3D. Adicionalmente se muestra una celda de la malla 3D. La celda se define como la mínima unidad de la malla con dimensiones en superficie: i (metros), j (metros) y en profundidad: K (pies). Al final de la construcción de la malla 3D se conoció el número total de celdas (4` ). Figura 4-63: División vertical de la malla 3D en 10 zonas y en capas. ZONAS CAPAS C1 C1AB C2 C2CB GTB C3 C3CB C4 C4CB C5 a. b. Tabla 4-7: Número de capas por zona en la malla 3D de Cira-Este. Malla 3D celda k J i Como control de calidad del modelo estructural 3D construido se hicieron cortes estructurales en la dirección de rumbo y buzamiento sobre la malla 3D de la estructura Cira-Este. La Figura 4-64 muestra un ejemplo de corte en la dirección de rumbo y otro en la dirección de buzamiento.

18 144 Modelamiento geoestadístico de los depósitos fluviales de la Zona C-Formación Mugrosa en el área la Cira-Este del Campo La Cira Figura 4-64: Cortes estructurarles de rumbo y buzamiento del modelo 3D. RUMBO BUZAMIENTO Escalamiento de registros de pozo Como anteriormente se definió la mínima unidad de la malla 3D construida es una celda cuyo resolución vertical es de 2 pies. Cuando se haga en la malla el poblamiento de facies o propiedades petrofísicas cada celda puede tomar un único valor de Tipo de roca o propiedad petrofísica. Las primeras celdas que se poblaran en la malla 3D son las que la trayectoria de cada pozo atraviese. Entonces cada celda tomará el valor de facies o propiedad petrofísica de acuerdo al registro del pozo que la atraviesa. En esta asignación de valores surge un inconveniente con la escala vertical (profundidad): la celda tiene un espesor de 2 pies mientras que el registro del pozo tiene una resolución vertical de 0.5 pies, es decir 4 valores por cada celda. La pregunta que surge es cual valor debería tomar la celda?. Este inconveniente se soluciona con un proceso llamado escalamiento de registros de pozo. El escalamiento es el proceso mediante el cual se asigna un valor de facies o propiedad petrofísica a la celda, usando promedios estadísticos de los datos de registros de los pozos (Ver Figura 4-65). Dentro del trabajo de escalamiento y modelamiento se tienen dos tipos de datos:

19 Capítulo (4) 145 Registro discreto de facies: con base en el registro continuo de volumen de arcilla (VSh), se construyó el registro discreto RTYPE usando la siguiente relación (ver Ecuación (4.11)): (4.11) Donde 1 es arena (color amarillo) y 2 es lodolita (color café). Esta curva es de tipo discreto, es decir que para cada facie se asigna un valor de número entero el cual equivale al tipo de roca que podemos encontrar en nuestro yacimiento. El registro discreto RTYPE tiene valores cada 0.5 pies y se escaló dentro de las celdas de la malla 3D que tienen un espesor promedio de 2 pies aproximadamente. Figura 4-65: Escalamiento de Registros de pozo en las celdas de la malla 3D. Facies escaldas a las celdas de la malla 3D En el caso de los registros discretos se usa el parámetro estadístico conocido como la moda para hacer el escalamiento a cada celda, es decir de los 4 valores del registro discreto de facies la celda interceptada tomará el que se presente con mayor frecuencia.

20 146 Modelamiento geoestadístico de los depósitos fluviales de la Zona C-Formación Mugrosa en el área la Cira-Este del Campo La Cira Registros continuos de propiedades petrofísicas: cuando los registros son continuos como es el caso de la porosidad y permeabilidad se usan otros parámetros estadísticos para hacer el escalamiento. Según Deutsch (2002) y Caers (2005) en el caso de la porosidad se debe usar el promedio aritmético y en el caso de la permeabilidad se debería usar el promedio geométrico. Para el área Cira-Este solo se escaló dentro de la malla 3D el registro continuo de porosidad (PHIE). La Figura 4-66 muestra un ejemplo de escalamiento de registros discretos y continuos dentro de la celda interceptadas por la trayectoria de un pozo en el área Cira-Este. Este ejemplo se repite en cada pozo y se hace un chequeo como parte del control de calidad del trabajo de escalamiento. En el caso de la permeabilidad y saturación de agua inicial se diseñaron algoritmos externos los cuales serán leídos por el programa de modelamiento para poblar estas propiedades. Figura 4-66: Registró discreto RTYPE y continúo PHIE escalados. CURVA DISCRETA DE FACIES CURVA ESCALADA DE FACIES CURVA ESCALADA DE POROSIDAD CURVA CONTINUA DE POROSIDAD