Capítulo 6
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Figura 6.4<br />
Prof.<br />
(pies)<br />
3.500<br />
3.600<br />
3.700<br />
Sigma del pozo<br />
250 (u.c.) 0<br />
0<br />
GR<br />
(gAPI) 100<br />
Registros RST y perfiles<br />
obtenidos a hueco abierto<br />
en el Pozo LL-1841. Los<br />
registros RST sirven de<br />
complemento a los escasos<br />
datos adquiridos a hueco<br />
abierto disponibles.<br />
Inducción profunda<br />
0,2 (ohm-m) 2.000<br />
Sigma de la formación<br />
60 (u.c.) 0<br />
60<br />
Porosidad RST<br />
(u.p.) 0<br />
fluido en el hoyo es bien conocido, y el<br />
yacimiento no se encuentra alterado por la<br />
producción del pozo. Dado que se trata de<br />
un pozo viejo, los fluidos de invasión<br />
deberían haber sido desplazados hace ya<br />
tiempo. La información obtenida en este<br />
pozo podría resultar un buen indicador del<br />
estado del yacimiento, y se podría utilizar<br />
para el diseño de reacondicionamientos en<br />
los pozos vecinos.<br />
El registro RST se corrió dentro de una<br />
tubería de producción de 3 1 ⁄2 pulgadas y un<br />
revestidor de 7 pulgadas, desde 3.300 a 3.800<br />
pies correspondientes al yacimiento<br />
LGINF–5. Debido a que el pozo producía<br />
una mezcla de agua dulce con petróleo, la<br />
herramienta se corrió en el modo inelástico<br />
para derivar la saturación de agua. También<br />
se corrió en modo de captura para obtener<br />
un perfil de porosidad, lo cual comple-<br />
SATURACION A TRAVES DEL REVESTIDOR<br />
Cercano corregido<br />
–0,1 0,4<br />
Lejano corregido<br />
–0,1 0,4<br />
mentaría la limitada información disponible<br />
de los perfiles adquiridos a hueco abierto.<br />
En la Fig. 6.5 se observan las mediciones<br />
del RST (el COR de los detectores cercanos y<br />
lejanos, el sigma de la formación y del pozo,<br />
y la porosidad) junto con los perfiles a hueco<br />
abierto. El aumento de COR dentro de la<br />
arena que se extiende entre 3.692 y 3.715<br />
pies indica un incremento de la saturación de<br />
petróleo de la formación. El sigma no<br />
responde a este cambio, porque el petróleo<br />
y el agua de la formación poseen similares<br />
secciones de captura efectiva, debido a la<br />
baja salinidad del agua de formación. Como<br />
podía anticiparse, al llenar la tubería con<br />
agua dulce de inyección, el sigma del pozo<br />
se mantiene bajo y casi sin cambios.<br />
Las mediciones de resistividad de inducción<br />
profunda y de rayos gamma no son<br />
suficientes para una evaluación volumétrica.<br />
Sin embargo, las mediciones adicionales del<br />
RST, tales como la porosidad neutrónica y el<br />
sigma de la formación, pueden complementar<br />
el limitado juego de datos obtenidos a hueco<br />
abierto para llevar a cabo esta evaluación.<br />
La interpretación del registro RST y de los<br />
perfiles obtenidos a hueco abierto se muestra<br />
en la Fig. 6.6 (véase página siguiente). Se<br />
observan contactos claros de agua/petróleo a<br />
3.703 y 3.504 pies. El agua de inyección ha<br />
barrido completamente el petróleo en las<br />
arenas 3 y 4. Queda petróleo en el tope de las<br />
arenas 1 y 5, mientras que las arenas 2, 6, 7, y<br />
8 no muestran agotamiento alguno. Ello confirma<br />
que las arenas no siempre se encuentran<br />
en comunicación dentro del yacimiento.<br />
Estos resultados se extendieron a los<br />
pozos vecinos y se seleccionó el Pozo LL-408,<br />
que había sido cerrado debido a la producción<br />
excesiva de agua, como un candidato<br />
excelente para su reacondicionamiento. El<br />
pozo se encuentra sólo a 30 m al este del<br />
Pozo LL-1841, y presenta una arena que se<br />
correlaciona con la arena 8 del Pozo LL-1841.<br />
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