Este documento presenta un método práctico para determinar la riqueza orgánica en rocas sedimentarias utilizando registros de porosidad y resistividad. Explica la teoría sobre rocas fuentes, riqueza orgánica y yacimientos de petróleo. Luego describe el método de Passey para convertir la diferencia entre los registros de resistividad y porosidad (∆LogR) en contenido de carbono orgánico total (TOC). Finalmente, presenta ejemplos de aplicación del método y concluye que ∆LogR se

1. Modelo práctico para la determinación de la
riqueza orgánica utilizando registros de
porosidad y resistividad
David Fernando Perdomo Mora
Erika Patricia Córdoba
Nelson Puentes

2. Agenda
• Teoría: rocas fuentes, riqueza orgánica, yacimientos,
registros
• Método: Passey et al. (1990)
• Ejemplos: con Shales
• Conclusiones: Información observada

3. • Riqueza orgánica:
El material compuesto de moléculas orgánicas (monómeros y
polímeros) derivados directa o indirectamente de la parte
orgánica de los organismos, es decir, que primero es
sintetizada por medio de organismos vivos, una vez que
mueren se depositan y se preservan,
sí el medio sedimentario esta en condiciones reductoras
(madurez) ; entonces parte de la materia orgánica
sedimentada se puede transformar en compuestos de tipo
hidrocarburo.
Riqueza orgánica

4. • El parámetro de Carbono Orgánico Total
(COT) refleja la riqueza orgánica de las
rocas sedimentarias, y por ende el
potencial generador que puede estar
contenido en un nivel estratigráfico dentro
de una cuenca sedimentaria.
• Este parámetro se expresa en términos de
por ciento en peso de carbono orgánico.
COT

5. • Cuando la materia orgánica es
sepultada sufre importantes
transformaciones físico-químicas
controladas por las condiciones de
temperatura y presión en el subsuelo
hasta convertirse en hidrocarburo. Los
siguientes procesos marcan las tres
principales etapas de evolución
térmica de la materia orgánica (Tissot y
Welte, 1978)
Evolución

6. • Es la materia orgánica diseminada en las rocas sedimentarias, insoluble en
solventes orgánicos. Está constituido de moléculas complejas formadas
aleatoriamente por la recombinación de moléculas biogénicas.
• Cada molécula de Kerógeno es
única, químicamente distinta.
• Es la MO más abundante en
la Tierra.
• Es la fuente del Petróleo y Gas
Kerogeno

7. Madurez
• Son los cambios que sufre el Kerógeno
con el incremento de la temperatura,
durante la Catagénesis y la Metagénesis.
• La Catagénesis corresponde a la etapa
principal de transformación del
kerógeno donde se genera el petróleo y
el gas húmedo(Ventana del Petróleo).
• La Metagénesis corresponde a la etapa
de generación del gas seco.
Madurez

8. • La escala LOM desarrollada por Hood et.
al (1975) es indicativo del grado de
madurez de la roca evaluando:
• Rango de carbón
• Carbonización de esporas.
• Índice de alteración termal.
• Reflectancia de vitrinita
Madurez

9. • Rocas fuentes maduras: A medida que una roca fuente madura, una
porcion de la materia organica solida es transformada en hidrocarburos
liquidos o gaseosos los cuales se mueven al espacio poral, desplazando el
agua de formación*
Modelo conceptual

10. • Willie (1958) propone el modelo
matemático según el tiempo de viaje de
la señal acústica; en función del tiempo
viaje a través del fluido y de la matriz.
Registro Porosidad Sónico

11. • El perfil sónico presenta en la pista 1 el
calibre del pozo y la curva de rayos
gamma y en las pistas 2 y 3 la curva de
tiempo de transito interválico Δtc en
escala lineal invertida (aumenta de
derecha a izquierda).
Registro Porosidad Sónico

12. Registro Porosidad Sónico vs TOC

13. • La densidad total ρb (g/cm3) de una formación
limpia es la suma ponderada de las
contribuciones de la densidad de la matriz y de
la densidad del filtrado del lodo:
Registro Porosidad por Densidad

14. • El perfil de densidad incluye en la pista 1
el calibre del pozo, el perfil de rayos
gamma y/o el perfil del SP; en las pistas
2 y 3 presenta en escala lineal los
perfiles Δρ y ρB en g/cm3.
Opcionalmente en la pista 3 incluye un
perfil de porosidad de densidad
calculado generalmente en unidades de
porosidad de caliza.
Registro Porosidad por
Densidad

15. Registro Porosidad por Densidad vs
TOC

16. Los neutrones son producidos por medio de:
• Fuentes químicas
• Fuentes pulsantes
Los átomos de hidrógeno y de cloro son los más eficientes en la
absorción de neutrones termales:
frente a formaciones porosas, la cantidad de átomos de hidrogeno
presentes en los fluidos porales es alta y en consecuencia, la
absorción ocurre mucho más cerca de la fuente que en formaciones
de baja porosidad.
Registro Porosidad neutrónico

17. • La herramienta neutrónica responde a la cantidad
total de hidrogeno presente en una formación,
independientemente que se encuentre haciendo
parte de los fluidos porales o haciendo parte del
agua de cristalización que contienen algunos
minerales.
Registro Porosidad
neutrónico

18. Registro Porosidad neutrónico

19. • La resistividad es una constante
para cada material que se relaciona
con la resistencia mediante la
siguiente ecuación:
Su valor describe el
comportamiento de un material
frente al paso de corriente eléctrica:
un valor alto de resistividad indica
que el material es mal conductor
mientras que un valor bajo indica
que es un buen conductor.
Registro Resistividad

20. • Los factores que afectan el valor de la
resistividad de formación son los siguientes:
• Porosidad de la formación
• Resistividad del agua de formación
• Estructura interna de la roca
• Contenido de shale
• Presencia de hidrocarburos (petróleo y/o
gas)
• Saturación de agua
Registro Resistividad

21. Registro Resistividad

22. Graficar en escala logarítmica;
-100us/ft por cada 2 ciclos
logarítmicos de resistividad.
En las rocas no fuentes estas dos
curvas se sobreponen (AQUÍ SE LEEN
LOS VALORES BASE) Esto ayuda a
eliminar dependencia con φ.
La diferencia entre estas 2 se conoce
como ∆LogR.
El Gamma ray ayuda a discriminar
zonas de hidrocarburos de zonas ricas.

23. • ∆LogR se puede convertir en TOC
conociendo el nivel de madurez
LOM.
La línea base contiene una porción
TOC alrededor de 0.8% wt

24. • Si conoce el tipo de materia orgánica (OMT) se puede hallar S2
Esta variable mide el potencial productor de la materia orgánica
almacenada.

25. • Se pueden utilizar otras
graficas de porosidad
(Neutronico-Densidad)
• La de tiempo de transito es
más exacta.

26. •Madurez
•Tipo de materia
orgánica

27. INTERVALOS PRODUCTORES:
• Existe separación ∆Log R
• El gamma ray ayuda a discriminar
(Algunas ocasiones)
• La resistividad es alta en esta zona, en la
fuente la velocidad de transito aumenta.

28. MALA CONDICIÓN DE POZO
La presencia de washouts severos generan
saltos de ciclos.
SEDIMENTOS SIN COMPACTAR
Se traducen en tiempos de tránsitos muy
por encima de los valores de resistividad.
INTERVALOS APRETADOS
Bajos valores de porosidad (3%) producen
aumento de resistividad y tiempos de
tránsitos muy cortos.

29. ROCAS ÍGNEAS
El gamma ray puede ser bajo o alto,
valores de tiempo de transito cortos
(Similar a las zonas apretadas).
EVAPORITAS
La resistividad es muy alta, generando
valores anómalos de ∆Log R. Asociados a
tiempos de transito constantes y gamma
ray bajos.

31. E
j
e
m
p
l
o

32. Conclusiones
• El método ∆Log R usa registros comunes de pozos para evaluar el
contenido de carbono de rocas fuentes.
• La relación de ∆Log R y TOC es principal, la relación de ∆Log R con S2
es secundaria.
• La separación ∆Log R en forma anómala puede ocurrir de forma no
asociada con las rocas fuentes.
• En rocas sin madurez la relación entre ∆Log R y TOC puede ocurrir de
manera principal por la curva de porosidad, en rocas maduras, esta
separación se da por ambos registros.