Details

Autor(en) / Beteiligte

• Villar, Álvaro Alejandro
• Herrera, Edwar

Titel

Reservoir quality and petrophysical evaluation of the Paleocene paralic sandstones in the Ranchería sub-basin, Colombia

Ist Teil von

• Boletín de la Sociedad Geológica Mexicana, 2021-01, Vol.73 (1), p.1-27

Ort / Verlag

Sociedad Geológica Mexicana & Instituto de Geología UNAM

Erscheinungsjahr

2021

Quelle

EZB Electronic Journals Library

Beschreibungen/Notizen

• The Ranchería sub-basin is an unexplored basin which gives a valuable opportunity to find new perspectives about the hydrocarbon potential in Colombia. The sandy facies of the Paleocene Cerrejón Formation accomplish with the characteristics within the petroleum system, to be considered as a potential reservoir rock. This work aims to evaluate the reservoir quality of the Cerrejón Formation using three cored wells, through the integration of well logs, core sedimentological descriptions, porosity and permeability lab data, and thin-sections analysis. Using GR log patterns and sedimentary cycles, four facies associations (A, B, C, D) were defined associated to an environment of a deltaic plain complex. The well correlation was performed using the sedimentary cycles methodology. Five petrophysical rock-types (mudstone (M), coal (P), sandy mudstone (sM), muddy sandstone (mS), and sandstone (S)) were identified, according to textural and lithological features from the core descriptions, adjusted with well logs analysis and NTG ratio. A supervised neural network model of electrofacies was generated with the GR, RHOB, NPHI, and DT logs combination, using as training curves the wells B and C. The blind test validation was executed in the well C with an 82% of correlation. Petrophysical evaluation was performed calculating shale volume, effective porosity, permeability and water saturation. Reservoir rock properties are fair to moderate with porosities between 0.3-22.9 %, and permeability values that range from 0.02mD to 47mD. The interest intervals average water saturations vary between 0.3 and 0.5. Four hydraulic flow units were estimated with the Winland’s R35 method for the assessment of reservoir quality. There is not a clear relationship between F.A. and HFUs for the Cerrejón Formation, however, the F.A. B comprises the HFUs with the best petrophysical properties. The reservoir quality of Cerrejón Formation is controlled mainly for diagenetic and compositional processes than related to primary deposition. The diagenetic controls in reservoir properties are the calcite cementation, quartz overgrowth, pseudomatrix presence, and feldspar and calcite dissolution. This integrated study provides a good approximation to the understanding of the Cerrejón Formation and the evidence of a moderate reservoir quality. La subcuenca de Ranchería es una cuenca inexplorada que brinda una valiosa oportunidad para buscar nuevas perspectivas sobre el potencial de acumulación de hidrocarburos en Colombia. Las facies arenosas de la Formación Cerrejón del Paleoceno cumplen con las características dentro del sistema petrolífero para ser consideradas como potenciales rocas reservorio. Este trabajo tiene como objetivo evaluar la calidad como roca reservorio de la Formación Cerrejón utilizando tres pozos perforados, mediante la integración de registros de pozos, descripciones sedimentológicas de núcleos, datos de laboratorio de porosidad y permeabilidad y análisis de secciones delgadas. Utilizando patrones de registros GR y ciclos sedimentarios se definieron cuatro asociaciones de facies (A, B, C, D) asociadas a un ambiente de planicie deltaica. La correlación de pozos se realizó utilizando la metodología de ciclos sedimentarios. Se identificaron cinco tipos de rocas petrofísicas (lodolita (M), carbón (P), lodolita arenosa (sM), arenisca lodosa (mS) y arenisca (S)), de acuerdo con las características texturales y litológicas de los núcleos, ajustadas con análisis de registros de pozos y relación NTG. Se generó un modelo de redes neuronales supervisada de electrofacies con la combinación de registros GR, RHOB, NPHI y DT, utilizando como curvas de entrenamiento los pozos B y C. La validación del modelo se ejecutó en el pozo C con un 82% de correlación. Se realizó una evaluación petrofísica calculando volumen de arcilla, porosidad efectiva, permeabilidad y saturación de agua. Las propiedades de la roca reservorio son de regulares a moderadas con porosidades entre 0.3-22.9% y valores de permeabilidad que oscilan entre 0.02mD y 47mD. Las saturaciones de agua promedio de los intervalos de interés varían entre 0.3 y 0.5. Se estimaron cuatro unidades hidráulicas de flujo a partir de la porosidad y permeabilidad del núcleo con el método R35 de Winland donde se evalúa la calidad del reservorio. No existe una relación clara entre las asociaciones de facies y las unidades hidraúlicas de flujo para la Formación Cerrejón, sin embargo, el F.A. B comprende las HFU con las mejores propiedades petrofísicas. La calidad como roca reservorio de la Formación Cerrejón es controlada más por procesos composicionales y diagenéticos que los relacionados al ambiente de depósito, ya que no existe una relación clara entre el ambiente deposicional y las unidades hidráulicas de flujo. Los controles diagenéticos en las propiedades del reservorio son la cementación de calcita, el sobrecrecimiento de cuarzo, la presencia de pseudomatriz y la disolución de feldespato y cemento calcáreo. Este estudio integrado proporciona una buena aproximación al entendimiento de la Formación Cerrejón y evidencian una calidad de reservorio moderada.