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Universidad Nacional Autónoma de México “Por mi raza hablara el espíritu”

Facultad de Ingeniería Ingeniería Petrolera

Caracterización Estática de Yacimientos

Ing. Manuel Juan Villamar Vigueras

Caracterización Estática de Yacimientos 13 de mayo de 2015 Integrantes:

Avila Torres Abimael Avila Torres Enrique García Reséndiz Julio Omar Higareda Salazar Erick Zamora Chaires Jorge

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INDICE 1.

INTRODUCCION .......................................................................................................................... 4

2.

CARACTERIZACIÓN ESTÁTICA DE YACIMIENTOS CON DATOS DE LABORATORIO .................... 6 2.1

TÉCNICAS DE MUESTREO DE ROCA DE LOS YACIMIENTOS ................................................. 6

2.2 DETERMINACIÓN DE PROPIEDADES DE LA ROCA Y DE SISTEMA ROCA-FLUIDOS A PARTIR DE ANÁLISIS DE MUESTRAS EN EL LABORATORIO. ....................................................................... 25 2.3 DETERMINACIÓN DE PROPIEDADES DE LOS FLUIDOS A PARTIR DE ANÁLISIS DE MUESTRAS EN LABORATORIO.......................................................................................................................... 30 3.

CARACTERIZACIÓN GEOLÓGICA DE YACIMIENTOS ................................................................. 34 3.1

3.1 ASPECTOS GEOLÓGICOS QUE CARACTERIZAN UN YACIMIENTO. ............................... 34

3.2

3.2 FUENTES DE INFORMACIÓN GEOLÓGICA Y SÍSMICA. ................................................. 44

3.3 DETERMINACIÓN DE ASPECTOS SEDIMENTOLÓGICOS, ESTRATIGRÁFICOS Y ESTRUCTURALES CON TÉCNICAS GEOLÓGICAS Y SÍSMICAS PARA YACIMIENTOS TERRÍGENOS Y CARBONATADOS. .......................................................................................................................... 50 3.4 4.

5.

PRESENTACIÓN Y ANÁLISIS DE RESULTADOS DE UNA CARACTERIZACIÓN GEOLÓGICA. . 55

CARACTERIZACION PETROFISICA DE UN YACIMIENTO ........................................................... 59 4.1

PROPIEDADES PETROFISICAS QUE CARACTERIZAN UN YACIMIENTO ............................... 59

4.2

PROCEDIMIENTOS PARA MEDIR LA POROSIDAD .............................................................. 68

4.3

MEDICIÓN EN EL LABORATORIO DE LA POROSIDAD EFECTIVA DE UNA ROCA ................ 69

4.4

Determinación de la porosidad absoluta en un laboratorio ............................................. 74

4.5

CALIDAD DE LA ROCA EN FUNCIÓN DE LA POROSIDAD .................................................... 75

4.6

DETERMINACIÓN DE LOS FLUIDOS EN UN YACIMIENTO .................................................. 82

4.7

LEVANTAMIENTOS SISMICOS ........................................................................................... 90

4.8

REGISTROS GEOFÍSICOS Y APARATOS USADOS EN LABORATORIO ................................... 93

CARACTERIZACIÓN ESTÁTICA INTEGRADA DE YACIMIENTOS............................................... 139 5.1

DATOS GEOFÍSICOS ......................................................................................................... 139

5.2

4.2 MODELACIÓN GEOLÓGICA - PETROFÍSICA INTEGRAL DE YACIMIENTOS .................. 140

5.3

DATOS RELEVANTES PARA EL MODELO .......................................................................... 142

2

5.4

MODELO GEOLÓGICO ..................................................................................................... 147

5.5

MODELO PETROFÍSICO INTEGRADO ............................................................................... 154

5.6 PREPARACIÓN DE LOS DATOS DE CARACTERIZACIÓN ESTÁTICA PARA SER UTILIZADOS EN UN MODELO DE SIMULACIÓN DE YACIMIENTOS ........................................................................ 157 5.7 VINCULACIÓN DE LA CARACTERIZACIÓN ESTÁTICA CON LA CARACTERIZACIÓN DINÁMICA DE YACIMIENTOS ......................................................................................................................... 159 6.

BIBLIOGRAFÍA ......................................................................................................................... 160

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1. INTRODUCCION La caracterización de un yacimiento de hidrocarburos consiste en generar un modelo geológico del yacimiento (estructuras y propiedades físicas) basado en la integración de la información geofísica, petrofísica, geológica y de Ingeniería con el fin de calcular reservas y crear un plan de desarrollo óptimo del campo. Por ello la caracterización es una etapa muy importante en el plan de explotación de un yacimiento de petróleo. La etapa inicial de un proceso de caracterización de yacimiento consiste en la generación de un modelo estático inicial basado en información previa (Estática). Esta información previa se consigue a partir de la interpretación de datos sísmicos 2D y 3D, registro de pozos, pruebas de laboratorios, análisis de ripios (muestras obtenidas durante la perforación), análisis de núcleos (muestras compactas tomadas en el yacimiento), entre otros. Dentro de la etapa inicial del proceso de caracterización de yacimientos se siguen, en general, las etapas de modelización geológica, modelización de las propiedades físicas de la roca a partir de registros, inclusión del análisis de producción y por supuesto integración de la información disponible del campo. En la modelización geológica se desarrolla la modelización estructural, a partir de la información sísmica y geológica del área, donde se dispone de sistemas para interpretación sísmica en 2D y 3D y modelización Geológica para la integración de la información procesada. El análisis de los registros eléctricos se basa en la aplicación de algoritmos para estimar las propiedades físicas (permeabilidad y porosidad). Luego se integran la modelización geológica, el análisis de registro y la información de análisis de laboratorio usando una metodología de evaluación. Esta integra la información estática disponible y utiliza la determinación cuantitativa de la litología de la roca, textura, composición, sistema poral, arcillas y otros minerales sensibles. Finalmente, una vez aplicada la metodología de evaluación se obtiene un modelo que clasifica los tipos de roca y define los ambientes de depositación, generándose así un modelo estático inicial que caracteriza el yacimiento en estudio. Otra alternativa es la aplicación de los métodos estadísticos para generar más de un modelo inicial del yacimiento basado en la información previa (Estática). Estos buscan estimar la distribución de los parámetros a lo largo de todo el yacimiento conocidos los valores en los pozos de forma que se ajusten al resto de información que se tiene de la zona donde se encuentra el yacimiento, como puede ser la obtenida por métodos sísmicos o por otro tipo de estudios geológicos de la zona. Por otra parte con los métodos estocásticos (basados en información estática) se consigue una gran cantidad de “realizaciones equiprobables” (es decir, posibles mapas de los parámetros en el área del yacimiento que tienen la misma probabilidad de ser correctos en función de criterios basados en la información conocida). Por supuesto la gran mayorıa de ellos no va a ajustar los datos de producción en los pozos ni

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siquiera aproximadamente. Debido a que es posible crear muchos modelos geológicos escalados equivalentes usando el modelado estocástico, se evalúa la incertidumbre del modelo y se confirman los hidrocarburos recuperables. De esta manera, la simulación del flujo de los modelos geológicos escalados en los percentil es P10, P50 y P90, resultan en unas curvas de producción acumulada pesimista, regular y optimista respectivamente. Entre estos métodos estadísticos se encuentran el kriging, el cokriging y los modelos gaussianos.

Caracterización De Yacimientos Usando Información Dinámica Para completar la caracterización también se usan medios dinámicos que detectan y evalúan los elementos que afectan el comportamiento de un yacimiento. Las herramientas usadas son las pruebas de presión, datos de producción, registros de producción y pruebas muy especializadas, como son las pruebas de trazadores que sirven para detectar líneas de preferenciales.

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2. CARACTERIZACIÓN ESTÁTICA DE YACIMIENTOS CON DATOS DE LABORATORIO 2.1 TÉCNICAS DE MUESTREO DE ROCA DE LOS YACIMIENTOS

NUCLEO CONVENCIONAL Para que sea efectiva, la extracción de núcleos debe ser planeada teniendo en cuenta, principalmente, la evaluación de la formación. El personal encargado de la extracción o corte de muestras puede seleccionar y emplear numerosas herramientas y técnicas para lograr los objetivos de muestreo de la formación en el pozo. El equipo de muestreo convencional incluye una barrena muestreadora, que se localiza en el extremo inferior de la tubería de perforación y se utiliza para cortar el núcleo, un atrapanúcleos para retener el núcleo una vez cortado y que se coloca inmediatamente arriba de la barrena sacanúcleos.

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En la extracción convencional, una barrena corta núcleos, un barril nucleador interno y un barril nucleador externo son colocados en el extremo inferior de la sarta de perforación y viajan frecuentemente dentro del agujero. El flujo del fluido de perforación a lo largo de la tubería de perforación circula entre los barriles exterior e interior pero no puede pasar por dentro del barril interior, esto trae como resultado que haya mayor recuperación del núcleo y menos arrastre de los fluidos de la formación que lo saturan, por el lodo de perforación. Después, por medio del recorrido del fluido por la barrena se remueven los recortes que en ese momento genera la barrena. Cuando la cantidad deseada del núcleo es cortado o cuando el barril está lleno, el barril muestrero es alzado del fondo. El barril interno está equipado con un atrapanúcleos que agarra el núcleo cortado en el fondo del agujero y lo retiene mientras se lleva a la superficie. El fluido de perforación circula entre los barriles interior y exterior.

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Ventajas del muestreo convencional:  Se obtiene un núcleo más grande, en una operación de corte.  Es útil para tomar núcleos en formaciones consolidadas de todos los tipos de litología (areniscas, calizas, dolomías, sales, rocas ígneas y metamórficas, etc.)  Es una continuación del desarrollo de los métodos originales de la extracción de núcleos. Desventajas del muestreo convencional:  La técnica requiere que se saque toda la tubería de perforación del agujero y se fije el equipo especial de muestreo en ella, antes de empezar las operaciones de muestreo.  Para reanudar las operaciones de perforación normales es necesario sacar la tubería de perforación del agujero y reponer el equipo de perforación quitando el equipo de muestreo especial.  No se puede recuperar la muestra sin sacar toda la tubería de perforación del agujero.  El atascamiento del núcleo es uno de los motivos más comunes para la terminación prematura del núcleo convencional.

EQUIPO CONVENCIONAL PARA LA EXTRACCIÓN DE NÚCLEOS Barril Nucleador (Core barrel). El barril nucleador o muestrero es probablemente la herramienta más importante en la extracción de núcleos porque retiene el núcleo y lo sostiene durante el corte y la recuperación. Por lo tanto, el diseño de tal barril debe proporcionar tanta protección como sea posible contra daños por el fluido de perforación.

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La mayoría de los barriles muestreros, Figura 4.1, están diseñados con un barril Interior y un barril exterior. El barril exterior, el cual usualmente es de tubería de acero, es similar al collar (lastrabarrena de acero) de perforación, rodea a otro barril (barril interior) que permanece fijo mientras el barril exterior gira. El núcleo está contenido en el barril interior. Para la construcción de este barril se usa una tubería lisa con el fin de facilitar la entrada del núcleo. El flujo del fluido de perforación hacia abajo es a través del espacio anular entre los dos tubos. Los barriles muestreros convencionales, Figura 4.1, usualmente tienen 30 pies de largo (9 m). Los núcleos pueden ser de 30, 60 o 90 pies de largo o pueden ser más largos. Los barriles muestreros deben ser equipados con conexiones de seguridad que permitan que el barril interior pueda ser quitado de barril exterior en caso de que se llegaran a adherir. Los residuos del núcleo intactos dentro del barril interno y el barril externo son extraídos después.

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Un barril muestrero convencional usualmente tiene las siguientes partes: cabeza o unión giratoria, una zapata de la tubería interior ensamblada con un atrapa núcleos, y una conexión de seguridad. A continuación, la Figura 4.2 ilustra a detalle, las partes que constituyen un conjunto para muestreo convencional.

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Barriles Muestreadores

El ensamblaje del fondo del pozo (BHA) consiste generalmente de dos componentes: el barril interior y el barril exterior. El material cortado es recuperado en el barril interior, el cual no sufre rotaciones y sirve para contener al núcleo mientras es llevado a la superficie. Para evitar que el núcleo salga del barril interior durante el viaje a la superficie se utilizan mecanismos de retención. Los retenedores han sido exitosos en la recuperación de cualquier tipo de formaciones en la industria petrolera.   

Retenedores de giro: una cuña tipo retenedor adecuado para la mayoría de los tipos de núcleos. Retenedores deslizables: una pequeña cuña deslizable que es utilizada para núcleos direccionales. Retenedor hidráulico: un retenedor insertado en un tubo cerrado hidráulicamente, recomendable para formaciones no consolidadas y fracturadas.

Barril exterior, Este dispositivo deberá ser más pequeño en diámetro que el agujero que se está perforando, en él van acoplados de dos a seis estabilizadores (dependiendo de la

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longitud del núcleo) con el fin de mantenerlo estable. Los estabilizadores son secciones roscadas removibles y puesto que están sujetos a trabajos abrasivos, deberán ser remplazados frecuentemente. La barrena nucleadora, que muchas veces es llamada cabeza de núcleo o corona, es roscada y se une a la parte baja del barril exterior. Barril interior Este elemento va unido al barril exterior por medio de una junta de seguridad. En la parte inferior del barril se encuentra un tazón que sostiene al núcleo. Este ensamblaje ha sido desarrollado para capturar y retener el núcleo liberándolo de la formación al final de la operación de corte. En la parte superior, el barril interior tiene una válvula check de bola que está diseñada para prevenir que el lodo fluya hacia abajo alrededor del núcleo mientras se corta. Barril interior con camisa de PVC Las camisas de PVC (cloruro de Polivinilo) son utilizadas en el barril interior por dos razones: 1. Mejoran la recuperación cuando se nuclea en formaciones fracturadas o arenas no consolidadas, puesto que tienen un deslizamiento que reduce el atascamiento. 2. Una camisa de PVC hace un tubo de manejo conveniente para núcleos que están fracturados o no consolidados. Estos tipos de formaciones caen fuera cuando se usan barriles convencionales haciendo un manejo del núcleo en la superficie difícil. Sin embargo, el barril interior con camisa de PVC tiene limitaciones de temperatura y esfuerzo, ya que el PVC convencional se suaviza a 140 °F (60 °C) mientras que el PVC clorinatado (CPCB) opera a temperaturas hasta de 180 °F (82.2 °C); éste, a su vez, es más costoso que el PVC y deberá usarse cuando las temperaturas de fondo lo requiera. Barril interior con camisa de Fibra de Vidrio La fibra de vidrio y compuestos de grafito tienen resistencias parecidas a las del acero. La fibra de vidrio se está usando para barriles interiores de núcleo convencional y sus resinas poliéster resisten temperaturas hasta de 180 °F (82.2 °C). La fibra de vidrio con resinas epóxicas pueden usarse a temperaturas tan altas como de 350 °F (176 °C). La ventaja sobre el barril interior con camisa de PVC es que son más resistentes y toleran altas temperaturas de operación, también muchas veces una camisa de PVC es más difícil de remover del barril interior, cuando se usa una camisa interior de fibra de vidrio puede ser removido más fácilmente y enviarse después al laboratorio. Con el uso de las fundas de aluminio y fibra de

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vidrio, se debe siempre bajar el núcleo del piso de perforación utilizando el “Transportador del Núcleo” para evitar daño al núcleo en esta operación, no importa si el núcleo fuera consolidado o no consolidado. Aunque los tubos o fundas que se utilizan como barril interno son de aluminio, existen otros tipos de fundas que posiblemente serán utilizadas en un futuro, ver Tabla 4.2.

El atrapa núcleos (core catcher) Está diseñado para no dejar caer al núcleo cuando se levanta la sarta de tubería del fondo (Figura 4.3). Tiene una pieza principal que permite al núcleo entrar al barril cuando se corta, pero al levantar el núcleo del fondo, éste ejerce peso sobre el catcher, apretando al núcleo para no permitir su caída. Una vez que el núcleo está en la superficie, se puede recuperar el fragmento en el cátcher ejerciendo presión hacia la cima del núcleo. Cuando los núcleos son recuperados sin funda, esta operación se hace con el barril suspendido sobre el piso de perforación, dañándose frecuentemente la parte inferior del núcleo (tal vez los primeros 20 centímetros). Cuando el núcleo es obtenido con funda, se desenroscan unas partes con frecuencia en el piso de perforación; otras partes, en el área de trabajo designado para la preservación del núcleo. Se puede recuperar del atrapanúcleos el fragmento apretado con mínimo daño, por lo que se puede analizar en el laboratorio.

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Figura 4.3. Diseño de diversos atrapanúcleos convencionales. Junta de seguridad. Proporciona una conexión de enroscado durable que puede romperse fácilmente en el piso de perforación para facilitar el proceso de recuperación del núcleo. Si el barril nucleador se atasca en el fondo del pozo la junta de seguridad permite dar marcha atrás al barril muestreador, lo cual permite al tubo interno y al núcleo ser removidos, eliminando el retraso en las operaciones del equipo de perforación, reduciendo gasto de mantenimiento y asegurando la recuperación del núcleo. Top Sub Parte superior del sistema de corte de núcleos que se conecta con el aparejo de perforación (Figura 4.1). Unión giratoria La unión giratoria permite al barril exterior rotar alrededor del barril interior con una rotación libre máxima para mantener el ritmo de penetración y solucionar los problemas que se presenten en la recuperación del núcleo. Esta unión permite optimizar el flujo del fluido a través del barril nucleador para mejorar el sistema hidráulico de las barrenas y mantener la circulación.

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Canica de acero La canica de acero es lanzada a través del aparejo de perforación o aparejo de fondo para ser asentada en un tubo interior, empujando e impidiendo el flujo del fluido de perforación a través del barril nucleador interior. La canica es lanzada al inicio del corte del núcleo, la cual es conducida hasta el barril interior. La acción de la canica es forzar al fluido a pasar por el espacio anular conformado entre el barril interior y el barril exterior. Asiento de canica Permite circular un volumen determinado de lodo de perforación a través del barril muestreador, asegurando una limpieza en el barril interior y en el pozo antes de empezar el núcleo. Cuando se asienta la canica de acero se desvía el flujo del fluido de perforación a través de los orificios por encima del barril interno, causando que el flujo del fluido pase entre los barriles interno y externo, minimizando la contaminación del núcleo y manteniendo la circulación en la barrena. Ensamblaje de la zapata Tiene como objetivos mantener el barril interno en su lugar y fijo dentro del barril exterior, proteger el núcleo una vez que entra, y sostener el atrapa núcleos. El atrapa núcleos retiene el núcleo por acuñamiento entre el núcleo y dentro de la zapata. Una válvula de presión de alivio es también una parte del ensamblaje del barril. Cojinetes de empuje. Para aumentar la calidad del núcleo se utilizan sistemas que ofrecen una combinación de resistentes cojinetes radiales localizados en la parte superior en el barril, esto proporciona independencia entre la rotación del barril interior y el barril exterior. Estabilizadores. Son importantes porque ayudan al contacto entre la barrena y la formación, lo cual hace que las barrenas se desgasten de modo uniforme debido a la correcta posición de la misma. Por este motivo es que ofrecen varias ventajas. Los estabilizadores mejoran el cortado del núcleo porque sujetan a la barrena por el lado plano contra el fondo del pozo y se obtiene así una posición óptima para el nucleado.

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El tambaleo de la tubería de perforación que puede ocasionar desgaste no uniforme de la barrena, fugas de fluido de perforación, velocidades de penetración bajas y posible riesgo de rompimiento del núcleo es minimizado cuando la barrena está en contacto perpendicular al fondo del pozo. Además, los estabilizadores mejoran la recuperación de los núcleos porque la sarta de perforación disminuye su tambaleo y el núcleo corre menos peligro de perderse, dañarse o romperse. Además, los estabilizadores evitan que los núcleos sean cortados en espiral, lo cual contribuye a evitar las pérdidas de los núcleos. Usualmente los estabilizadores tienen bordes en espiral, rectos o de metal de alta dureza, ver Figura 4.4. El tipo de bordes usados depende de las condiciones del pozo.

Figura 4.4. Estabilizadores: (A) bordes rectos, (B) bordes en espiral y (C) bordes de metal de alta dureza.

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Por ejemplo, los estabilizadores con bordes de metal de alta dureza pueden emplearse para reforzar una formación desquebrajada. Los estabilizadores colocados por arriba de la barrena tienden a causar efecto de péndulo. Esto es que los lastrabarrenas bajo el estabilizador tienden a adoptar una postura vertical debido a la gravedad. Los estabilizadores son colocados generalmente en barriles estándar cerca de la barrena y cerca de extremo del barril. Así un barril de 30 pies tendrá 2 estabilizadores, uno de 60 pies tendrá 3 y así sucesivamente. Se pueden requerir más estabilizadores dependiendo de las características del pozo. El diámetro exterior de los estabilizadores debe ser igual al de la barrena nucleadora o en sudefecto 1/32 de pulgada menor. Los estabilizadores, en las secciones adicionales del barril nucleador, usualmente son entre 1/16 y 1/8 de pulgada más pequeños que el diámetro de la barrena nucleadora. Los estabilizadores deben reemplazarse cuando el desgaste en el espesor es notable. Los estabilizadores no se usan cuando las condiciones del pozo no son compatibles con ellos.

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Operaciones de Nucleo Antes de empezar la operación de extracción de muestras, el personal responsable debe obtener información acerca de las condiciones del pozo y poder determinar el mejor equipo para el agujero y la formación a nuclear y prepararse para algún posible problema que se pueda presentar. Lo anterior trae como resultado ahorro de tiempo y dinero, que puedan perderse como resultado de las suposiciones y problemas inesperados.

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Después de haber conocido las condiciones del pozo y de haber obtenido el equipo apropiado, el personal encargado de la extracción de núcleos verifica la limpieza del agujero con el fin de no causar problemas. Si el agujero no está limpio pueden dañarse los diamantes de la barrena y la barrena tendrá que ser reemplazada. El agujero es limpiado de desechos metálicos con herramienta magnética, usando un extractor de piezas rotas durante la perforación o por el bombeado del fluido de perforación dentro del agujero permitiendo que la corriente del fluido saque lo desechos o herramientas rotas o por la combinación de ambos métodos. NUCLEO A PRESIÓN Las técnicas de extracción de núcleos convencionales, no a presión, son incapaces de recuperar significativamente los fluidos con sus saturaciones in-situ, con presencia de gas (en solución o libre) ya que el gas expulsa a los fluidos del núcleo al llevarlo a la superficie. La extracción de núcleos a presión resuelve este problema al mantener la muestra de roca a la presión de fondo del pozo, hasta que los fluidos del núcleo puedan ser inmovilizados por congelación. Este concepto, fue propuesto por primera vez por Sewell en los años 30´s, y ha sido utilizado muy poco hasta años recientes. Siguiendo una filosofía de simplificación y abatir costos, este sistema ha desarrollado un servicio ligeramente rutinario. Más allá del desarrollo de esta tecnología se continúa asegurando que se satisfagan las necesidades de la industria petrolera. Aunque la toma de núcleos a presión ha sido una opción, de algún modo, desde el año 1930, ha adquirido avances notables en los años recientes, haciéndolo más confiable. La extracción de muestras a presión ha experimentado una rápida evolución operacional y tecnológica en años recientes. Se ha usado frecuentemente y ha demostrado ser una herramienta de evaluación muy poderosa, sobre todo cuando se usa adecuadamente junto con otros métodos de evaluación. Como ha habido aumento en la demanda de datos más detallados del yacimiento, la tecnología del núcleo a presión y el conocimiento de la ciencia deben seguir creciendo para satisfacer la exigencia.

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Ventajas:  Evita la expansión de gas que ocurre cuando el núcleo está dentro del pozo y se lleva hasta la superficie. La expansión del gas expulsa los fluidos del yacimiento del núcleo, siendo reemplazados, por lo general, por el lodo o su filtrado.  Se obtienen núcleos a presión exitosamente en arenas muy suaves, en secuencias de arena/lutitas, en carbonatos consolidados y en carbonatos sumamente fracturados.  Se recuperan núcleos a presión con el mínimo de invasión de lodo o su filtrado y de efecto de lavado para evitar la perdida de fluidos del núcleo durante el proceso.  Se capturan todos los fluidos de la muestra para determinar sus saturaciones.  Se pueden establecer correlaciones entre las condiciones reales de saturación de fluidos y los registros de pozo para fundamentar el desarrollo de campos nuevos.  Se usa con fluidos de perforación de base agua y aceite, así como en sistemas de aireespuma.  Se conserva la presión del fondo del pozo en el núcleo cuando el barril se lleva a la superficie.  La confiabilidad para la obtención de la información del yacimiento es muy alta.  Puede recuperar núcleos a presión de longitud grande, donde la integridad de la formación permita el uso de este tipo de barriles. Los ahorros de costos sustanciales son el resultado de menos viajes y de trabajos más cortos.  Cuando la invasión de filtrado es mínima los núcleos a presión pueden proporcionar información útil y confiable en lo que se refiere a la magnitud y distribución de la saturación de hidrocarburos en el yacimiento.  Puede proporcionar datos útiles para la evaluación pre y post desplazamiento en nuevos proyectos de recuperación secundaria. Desventajas:  Tradicionalmente es una operación de alto costo.  Las operaciones y el manejo para obtener el nucleo a presión deben realizarse con mucho cuidado para enviarse al laboratorio muestras con condiciones de yacimiento. Esta técnica, en ocasiones se aplica en yacimientos viejos con incertidumbres en su historia de producción, que han sido seleccionados para algún tipo de proceso con el fin de mejorar la recuperación de aceite. Esta técnica se aplica para determinar la cantidad de aceite remanente del yacimiento.

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NUCLEO CON ESPONJA El barril nucleador con esponja resulta ser un método aceptable, económico y conveniente para obtener mejores datos de saturación de aceite. El desarrollo de esta herramienta se ha dirigido a operaciones de corte de núcleos para recuperación mejorada. La rentabilidad de este tipo de recuperación depende de la cantidad disponible de aceite en la formación. Muchos de los campos candidatos a someter a recuperación mejorada no tienen información confiable concerniente a la saturación de aceite. Con el nucleador con esponja no solo se obtiene la saturación de aceite, ya que también permite conocer la saturación de agua y, bajo condiciones controladas, la saturación de CO2. La técnica de extracción de núcleos con esponja puede ser valiosa en los siguientes problemas de producción en el fondo del pozo:  Determinación de datos más exactos de la saturación de aceite o de agua.  Identificación de la interfase aceite-agua.  Localización de zonas donde la perforación o fracturamiento podrían ser más productivas. El nucleo utilizado con barril con esponja proporciona datos más precisos de la saturación de fluidos en el yacimiento que el nucleo convencional. Por otro lado, aunque el nucleo con esponja provee menos información que el nucleo a presión, es significativamente más barato. El barril nucleador con esponja es una modificación de un barril nucleador convencional. Tal sistema, que consiste de un tubo de aluminio forrado interiormente de esponja de poliuretano poroso, que es preferentemente mojado por aceite, se encuentra colocado dentro del barril interior para absorber el aceite que expulsa el núcleo desde el momento que es retirado del pozo y durante su transporte al laboratorio para su estudio. Este barril forrado de esponja, Figura 4.12, atrapa aceite o en algunos casos, agua o gases como CO2 y H2S.

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NUCLEO CON GEL Un problema que confronta la extracción de núcleos y el análisis de muestras ha sido el daño al núcleo durante la adquisición y manejo. El sistema de nucleo de baja invasión ayuda a reducir al máximo la invasión del fluido de perforación, pero la mojabilidad y la saturación de la roca todavía pueden ser alteradas por la invasión del fluido de perforación estático en el barril interior y durante el almacenamiento antes de empezar los análisis. La invasión del filtrado del fluido de perforación en el núcleo puede hacer que los datos obtenidos de los análisis de laboratorio aplicados a los núcleos sean poco confiables. El sistema de muestreo con gel ofrece dos únicos elementos:  Un barril interno pre-cargado que contiene un gel que encapsula al núcleo de baja invasión.

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

La encapsulación en el fondo del pozo de la muestra de roca hace que quede aislada de la invasión del fluido de perforación.

El uso del gel ha dejado ver que protege al núcleo minimizando su alteración física y química durante todo el proceso de nucleado: corte, recuperación, manejo en la superficie, transporte hacia el laboratorio y el almacenaje a corto tiempo, ver tabla 4.4. Las propiedades del gel para encapsulación en el fondo del pozo sirven para proteger al núcleo no solo del filtrado del lodo sino también de la pérdida de fluidos. El nucleado con gel puede ser usado como un substituto tanto del nucleo a presión como con esponja. El uso del gel ha sido particularmente efectivo en el mejoramiento de la recuperación del material, preservando al núcleo con una alta calidad, para análisis especiales y de saturación. Además, la aplicación del gel ha conducido a recuperaciones altas de núcleos y corridas largas de núcleos. Al momento de llegar a la superficie se reduce significativamente la exposición del núcleo al aire. Un beneficio adicional de la encapsulación del núcleo con gel en el fondo del pozo es obvio cuando se manejan rocas pobremente consolidadas con fuerza de compresión moderada. El gel de alta viscosidad estabiliza el núcleo y mejora la integridad mecánica de roca. El manejo en la superficie es mejorado y se reduce el daño al núcleo durante el transporte al laboratorio.

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NUCLEO CON MANGA ELASTICA El barril nucleador con manga elástica fue especialmente diseñado para eliminar este problema en formaciones suaves y deleznables. Con este barril el núcleo es encerrado por una manga de hule, evitando la desintegración y el atascamiento. La manga de hule y el núcleo son levantados por medio de un tubo de desmantelamiento (stripper tuve) para prevenir el bloqueo en el interior de la tubería. Desafortunadamente, el barril muestrero con manga de hule no es práctico para formaciones duras fracturadas por sus filosas puntas, ya que fácilmente cortan la manga de hule. Además, no puede ser usado a altas temperaturas, tal como, en pozos profundos o geotermales, donde con frecuencia se encuentran rocas duras fracturadas. La toma de núcleos con manga elástica se utiliza para maximizar la recuperación de núcleos en formaciones blandas poco consolidadas o en conglomerados pobremente cementados; también protege al núcleo del lavado de los fluidos de perforación y de la contaminación, reduciendo el atascamiento del núcleo en el barril interior. Un barril nucleador diseñado para cortar en un pozo un núcleo continuo del material no consolidado conservando las condiciones tal como están presentes en la formación tiene que cumplir con los siguientes aspectos:   

   

El núcleo debe mantenerse unido y apoyado tal y como es cortado. El desmoronamiento y acomodamiento del material contra las paredes del barril interior deben ser eliminados. La contaminación del núcleo, debido a los fluidos de circulación, debe ser minimizado. El núcleo deberá conservar una condición sin mucho movimiento durante el viaje fuera del pozo, conservando sus propiedades, permitiendo su desmontaje y embarque al laboratorio para el análisis de núcleos sin alteración por la exposición a la atmósfera. El núcleo debe mantenerse unido para evitar resbalamientos e impedir que se rompa o fracture. El núcleo debe protegerse en el barril y permanecer intacto mientras se termina de cortar y durante el viaje fuera del agujero. Todos los componentes del barril deben resistir altas temperaturas. Todo material en contacto con el núcleo debe resistir cuando se realiza el corte en rocas duras fracturadas.

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 

La fricción entre la manga elástica y la superficie interior de la tubería deberá ser eliminada o reducida al máximo. El núcleo debe fácilmente ser removido del barril sin perjudicarlo y poderlo cortar en las secciones de longitudes convenientes para ser conservado durante el transporte y almacenamiento.

2.2 DETERMINACIÓN DE PROPIEDADES DE LA ROCA Y DE SISTEMA ROCA-FLUIDOS A PARTIR DE ANÁLISIS DE MUESTRAS EN EL LABORATORIO. El análisis del yacimiento depende de las mediciones de temperatura y presión y en muchas de las propiedades de las rocas y sus fluidos que se ven afectadas por estas cantidades. Propiedades de la roca Porosidad, φ Es la relación entre el volumen de huecos, o poros, y el volumen total de la roca.

La porosidad puede expresarse en fracción o en por ciento, regularmente cuando se usa en una ecuación se expresa como fracción. La porosidad total representa el total de huecos en la roca. La porosidad efectiva es la cantidad de espacios vacíos que están conectados entre sí y contribuyen al flujo del fluido. Usualmente la porosidad efectiva es la que se mide en el laboratorio y se usa en los cálculos del flujo de fluidos. Sin embargo, las herramientas de registros geofísicos miden la porosidad total. ECUACIÓN GENERAL DE BALANCE DE MATERIA Y UNA HERRAMIENTA COMPUTACIONAL PARA SUS CÁLCULOS Para examinar la porosidad en las areniscas en una base teórica, se considera una formación ideal que consiste en granos perfectamente esféricos y todos del mismo tamaño, arreglados de tal forma que cada grano esté colocado exactamente arriba de otro grano en un

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empacamiento cúbico o encajando entre otros cuatro granos en otro tipo de empacamiento. Existen principalmente tres tipos de empacamiento: cúbico, ortogonal y rómbico.

Para el patrón cúbico, la porosidad se puede calcular como un volumen total = 8r3 , el volumen de la partícula esférica = (4/3) πr 3 y el volumen del espacio poroso = 8r-(4/3) πr 3 . Así:

Esto quiere decir que el resultado de la porosidad no depende del tamaño de la partícula bajo estas circunstancias. Con cálculos similares se obtiene una porosidad de 0.3954 para el empacamiento ortorrómbico y una porosidad de 0.2595 para el empacamiento rómbico, y también son independientes del tamaño del grano. Si estas porosidades son independientes del tamaño del grano, es importante entender los factores que reducen la porosidad porque muy pocos yacimientos tienen porosidades del orden del 25 al 47%. Los siguientes factores tienden a reducir la porosidad: 1. Mala distribución: Si se mezclan las partículas grandes con las pequeñas, las más pequeñas tienden a colocarse en los espacios vacíos entre las partículas grandes, por lo tanto se reduce la porosidad.

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2. Cementación. Los cementantes, como muchas sales cálcicas, precipitan el agua de formación y ayudan a que los granos se junten. Esto ocupa el espacio poroso y reduce la porosidad. Entre más cemento es usado más baja es la porosidad. 3. Angulosidad. Las partículas angulares tienden a colocarse juntas si son depositadas en un ambiente de gran energía, de esta tendencia resulta una menor porosidad. Algunas veces, sin embargo, las partículas angulares tienen mayor porosidad si se arreglan con desproporción, lo cual permite más espacios vacíos. Esto puede suceder si el ambiente de depósito es de baja energía. 4. Esfuerzo compresivo. Si hay gran presión de sobrecarga, esto puede afectar la porosidad reduciendo los empacamientos rómbicos o cúbicos, haciendo empaques con las partículas angulares más cerca entre ellas, o por la precipitación de más cementos. En el laboratorio de núcleos, se puede medir la porosidad a través de varias técnicas, sin embargo, es más común que se determine a partir de registros geofísicos como el de litodensidad, el sónico y el neutrón. Otro registro más nuevo que se usa para este fin, es el de propagación electromagnética que se usa en circunstancias especiales. Una ventaja de los registros geofísicos es que determinan la porosidad en grandes volúmenes de roca y los análisis de núcleos no lo hacen, aunque los valores que arrojan los registros son calibrados con los datos de los núcleos para asegurar su precisión. Paradójicamente, los datos de los núcleos tienden a sobreestimar el valor real de la porosidad debido a que puede incrementar ligeramente con los esfuerzos de la formación, como la presión de sobrecarga y la presión de poro, que están relacionadas con las condiciones atmosféricas.

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2.4 TÉCNICAS DE MUESTREO DE FLUIDOS DEL YACIMIENTO. MUESTREO A POZOS DE GAS Y CONDENSADO El muestreo a pozos de gas y condensado no se efectúa con los métodos mencionados anteriormente, debido a las condiciones existentes tales como: Alta relación Gas-Líquido, alta presión de flujo, volatilidad de los APUNTES DE MANEJO DE LA PRODUCCIÓN EN SUPERFICIE 9 componentes líquidos, etc. Por lo que una manera de recolectar muestras, es colocando un tubo muestreador en el árbol de válvulas que desvía parte del fluido del yacimiento hacia una unidad especial donde se hacen los análisis. Otra manera práctica pero no muy recomendable es por medio de una bala metálica portátil con mangueras de alta presión, la cual se conecta directamente al cabezal del pozo y se ma la muestra a la presión que se requiera. Análisis PVT La producción de petróleo y gas natural constituye sin duda el motor de la economía mundial. La creciente actividad de la industria petrolera nos obliga a contar con datos de fluidos representativos para evitar criterios erróneos en la caracterización de los fluidos que pudieran afectar el desarrollo de los campos e incluso la creación de plantas. Los estudios PVT se llevan a cabo con el propósito de analizar los yacimientos, y partiendo de los resultados de estos estudios, determinar los diversos parámetros y metodologías que se desarrollarán para poner a producir el yacimiento. El muestreo de fluidos se realiza al principio de la vida productiva del yacimiento. Existen dos formas de recolectar las muestras de fluidos: -Muestreo de fondo. - Muestreo por recombinación superficial.

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Los análisis PVT son absolutamente necesarios para llevar a cabo el diseño de instalaciones de producción, análisis nodales, diversas actividades de la ingeniería de yacimientos; permiten obtener cálculos como el POES del yacimiento, predecir su vida productiva; definir los esquemas óptimos de producción, evaluar métodos de recuperación mejorada y demás propiedades que predicen el comportamiento de los pozos a medida que son explotados. La nuevas herramientas y equipos disponibles de manejo automatizado y computarizado, hacen más factibles la realización de los estudios. Una vez que se determina el estado del fluido presente en el yacimiento a través de los estudios experimentales para fluidos de yacimiento(PVT), se procede a recopilar y estudiar toda la información acerca del comportamiento de los mismos en función de las variaciones de la presión, temperatura y volumen. Esto pasa a ser de vital importancia para la vida productiva del yacimiento ya que si podemos predecir cómo será el comportamiento del fluido se busca la manera de mantener la energía del pozo obteniendo así una mayor producción. Se puede evitar producir de una manera ineficiente, alargando la vida del yacimiento manteniendo las presiones. Cuando se analizan pruebas PVT existe un porcentaje de esas pruebas que resultan no ser útiles debido a que pudiera haber contaminación de los recipientes donde se toman las muestras, mala toma de la muestra o inestabilidad de la producción a nivel de toma de muestreo, entre otros problemas. Es por ello que en el análisis PVT debemos considerar

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sumamente importante los datos que se están registrando de modo que éstos sean bastante representativos y de esta manera nos den la seguridad de un desarrollo óptimo del campo petrolífero o gasífero. Para tener la certeza de que el muestreo es representativo, se hace una validación exhaustiva tomando en cuenta todos los parámetros del yacimiento medidos durante la toma de muestras como son: - Presión estática del yacimiento - Presión fluyendo - Presión y temperatura a la cabeza del pozo - Presión y temperatura del separador - Gastos de líquido y gas en el separador , así como el líquido en el tanque - Factor de encogimiento del aceite

2.3 DETERMINACIÓN DE PROPIEDADES DE LOS FLUIDOS A PARTIR DE ANÁLISIS DE MUESTRAS EN LABORATORIO La determinación de los parámetros de clasificación, se obtiene en el laboratorio a partir de análisis Presión-Volumen-Temperatura (pVT) efectuados sobre muestras representativas de los fluidos que contiene el yacimiento. Dichos análisis tratan de simular el comportamiento termodinámico de los hidrocarburos, tanto a las condiciones del yacimiento, como a las de la superficie, sin embargo, su comportamiento en el yacimiento puede ser bastante diferente al simulado en el laboratorio. Fundamentalmente, existen procedimientos de laboratorio para análisis pVT: Separación de Expansión a Composición Constante, Separación Diferencial Método Convencional, Separación Diferencial Método a Volumen Constante y de Simulación de Condiciones de Separación en el Campo. Los tres primeros tratan de simular el comportamiento de los fluidos en el yacimiento y el último en la superficie. Con el avance de nuevas tecnologías y la necesidad de tener bien clasificado al fluido del yacimiento se han creado el Análisis Composicional.

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DENSIDAD RELATIVA DEL GAS En los cálculos de las propiedades de los fluidos se utilizan tres tipos de densidades relativas del gas, por lo que es conveniente distinguirlas. La densidad relativa que generalmente se tiene como dato es la del gas producido (γg). Cuando no se tiene como dato se puede calcular de la siguiente manera:

donde: n = es el número de etapas de separación. γgi = es la densidad relativa del gas en la salida del separador i. qgi = es el gasto de gas a la salida del separador i ( 3 g pie @ c.s./día). La densidad relativa del gas disuelto puede obtenerse con la correlación de Katz: γ gd=0.25 + 0.02°API + R x10 (0.6874-3.5864°API) El gas que primero se libera es principalmente el metano (γg = 0.55). Al declinar la presión se vaporizan hidrocarburos con mayor peso molecular, aumentando tanto γgf como γgd. Por tanto: γ γ gd gf ≥ ≥ 0.55 . El valor de la densidad relativa del gas libre puede obtenerse de un balance másico: W =W +W g gd gf donde: Wg = es el gasto másico total de gas producido en lbm/día. Wgd= gasto másico del gas disuelto en lbm/día Wgf = gasto másico del gas libre en lbm/día

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sustituyendo las ecuaciones se tiene:

El numerador de esta ecuación debe ser positivo, dado que R>Rs. Por lo tanto el valor de γg que se use como dato, debe ser mayor o igual que el de γgd obtenido con la ec. 3.2, usando R en vez de Rs. Al elaborar el diagrama de flujo es necesario considerar esta situación, o sea, calcular primero γgd como se indicó, comparar su valor con el de γg y sustituir γgd por γg si γg< γgd.

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3. CARACTERIZACIÓN GEOLÓGICA DE YACIMIENTOS 3.1 ASPECTOS GEOLÓGICOS QUE CARACTERIZAN UN YACIMIENTO

Basado en la integración de datos, el modelo geológico, es un compendio de las características y propiedades estáticas de un yacimiento. El modelo geológico en general, consta de modelos más detallados de acuerdo con las diversas disciplinas de la geología, es decir un modelo geológico consta de un modelo estructural, un modelo sedimentarioestratigráfico y un modelo litológico. Uno de los objetivos del modelo geológico es determinar la heterogeneidad del yacimiento e identificar su influencia en las propiedades petrofísicas de las rocas y en las características que tendrá el flujo de fluidos al momento de la producción de hidrocarburos. Los yacimientos son sistemas complejos y heterogéneos compuestos por diversos tipos de rocas depositadas en diferentes ambientes sedimentarios y afectados por una infinidad de procesos geológicos a lo largo de su historia. En una primera etapa en la conformación de un modelo geológico de un yacimientos, es importante tener claro un modelo conceptual de los procesos que dieron origen al yacimiento en estudio, así el modelo conceptual condensa la evolución geológica que culmina con el tipo roca que forma el yacimiento, la trampa en que se acumuló el petróleo y las propiedades petrofísicas asociadas, además el modelo conceptual sirve como indicativo para definir los posibles límites del yacimiento y las áreas en donde puedan encontrarse características similares, es decir, las áreas con posibilidades de continuar la exploración.

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-ESTRUCTURAL El modelo estructural está relacionado con los esfuerzos y deformación que determinan el tipo y orientaciones de la estructura que forma el yacimiento, se refiere en concreto a la definición de la estructura geológica (trampa), fallas, y límites que presenta el yacimiento, en decir un modelo estructural es la arquitectura o esqueleto que conforma un yacimiento. En ciertos lugares, los esfuerzos que actúan sobre la estructura rompen la roca, formando bloques que se desplazan, ya sea por encima o por abajo y en forma horizontal algunos metros o kilómetros de distancia. Estas fracturas con desplazamiento se conocen como fallas geológicas. Cuando el esfuerzo es de expansión se originan fallas normales que tienden a ser perpendiculares a la dirección de la extensión. Las fallas normales son probablemente los rasgos estructurales más comunes, ya que las rocas son débiles bajo tensión. Por otro lado, si el esfuerzo es de comprensión se originan fallas inversas. Las fallas se producen por esfuerzos desbalanceados que exceden la resistencia de las rocas, y el tipo de falla depende de si los esfuerzos verticales u horizontales son mayores. El arqueo produce extensión, por lo que los sedimentos se rompen a lo largo de fallas normales y producen características tipo fosa de hundimiento en la cima. La curvatura anticlinal tiende a hacer débiles las reflexiones sísmicas y a aumentar la posibilidad de fallamiento, de modo que la calidad de los datos sísmicos se deteriora sobre los anticlinales. La interpretación estructural define la geometría de las áreas que contienen hidrocarburos, así como el tren de fallamiento y fracturamiento. La sección estructural derivada de las interpretaciones sísmicas, geológicas y petrofísicas muestra la estructura del yacimiento, el espesor de las diferentes unidades geológicas y los límites vertical y horizontal. La sísmica y

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los datos de registros de pozo son fundamentales para definir el modelo de deformación que presenta el yacimiento. El modelo estructural del yacimiento, tiene cierto grado de incertidumbre, que está relacionado parcialmente al conocimiento del área del yacimiento y a las limitaciones de las técnicas que comúnmente son empleadas en la interpretación y en la configuración estructural, así como al patrón de fallas que afectan el yacimiento y a sus límites externos. En el procedimiento de la interpretación sísmica con fines estructurales, los errores pueden estar básicamente relacionados a la interpretación del horizonte y a problemas de la conversión tiempo - profundidad. Los errores en la interpretación del horizonte son debidos en ocasiones al mal diseño del procesado sísmico y pueden representar una fuente importante de incertidumbre en la interpretación estructural. En los problemas de conversión tiempo - profundidad, un factor importante es el modelo de velocidad empleado, así como, información de pozos con registros de velocidad de baja calidad, variaciones laterales de la litología, presencia de gas, etc. El impacto puede ser relevante, especialmente cuando existe un pobre control de la estructura, ya que pequeñas variaciones en el modelo de velocidad, pueden generar fluctuaciones significantes en la estimación del volumen de hidrocarburos del yacimiento. La configuración estructural del yacimiento es definida con base en la interpretación de datos sísmicos. Se realiza la interpretación (picado) del horizonte de interés de un cubo sísmico en tiempo, generando datos en coordenadas X y Y en tiempo doble de viaje de la onda sísmica, y sus respectivos polígonos de fallas. Se genera un mapa estructural en tiempo, el cual, al multiplicarlo por un modelo de velocidad media de la formación geológica de interés, da como resultado un modelo estructural en profundidad. Es de fundamental importancia tener información de pozos, tales como; registro sónico (DT), registro de perfil sísmico vertical

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(VSP) y/o puntos de disparo (Check-Shot), para conocer la distancia y tiempo de viaje de la onda sísmica, para poder así definir un modelo de velocidad confiable. Las fallas interceptadas por los pozos, son las más fáciles de identificar. Ya que en una sección sísmica, en la que se tiene ausencia de estructura, estarían relacionadas a una falla normal, mientras que en una sección sísmica con repetición de estratos se le adjudica a una falla inversa. Las fallas son afectadas por zonas de anomalías, visto en términos de resistividad y densidad. También los registros de pozos se utilizan para identificación de fallas. Un pozo vertical tiene muy poca probabilidad de interceptar una falla, en comparación con un pozo horizontal, ya que en la mayoría de los casos estas son verticales o casi verticales. Las fallas también pueden ser detectadas de las discontinuidades en el patrón de reflexión sísmica. Establecer el patrón de fallas de un yacimiento en particular, es una actividad compleja, la cual involucra datos de diferentes disciplinas. El grado de detalle de la interpretación depende del tamaño de las características estructurales que se desean identificar, ya que tienen un fuerte impacto en el flujo de hidrocarburos. La sísmica por si sola no es suficiente para establecer un patrón estructural, así que otras técnicas deben ser usadas junto a la interpretación sísmica como son las pruebas de pozos e información de producción. -ESTRATIGRÁFICO El modelo estratigráfico define las unidades que conforman el yacimiento, es decir es el relleno de la arquitectura o armazón que se definió en el modelo estructural. El modelo estratigráfico tiene que ver con la definición de las superficies que delimitan a las principales unidades de flujo del yacimiento. El modelo estratigráfico implica un trabajo de correlación que potencialmente involucra un considerable número de disciplinas tales como: sísmica, estratigrafía de secuencias,

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sedimentología, interpretación de registros de pozos, bioestratigrafía, geoquímica, y estudios de análogos de superficie. Una parte importante del modelo estratigráfico es la construcción de una malla estratigráfica que define la geometría interna de las unidades, para lo cual existen en general dos posibilidades: capas proporcionales o capas paralelas. Siendo la estratigrafía de secuencias una disciplina relativamente nueva y que tiene aplicación directa en la definición del modelo estratigráfico, cabe ahondar en sus conceptos. La estratigrafía de secuencias se puede definir como el estudio de paquetes de estratos separados por discordancias denominadas secuencias depositacionales depositadas durante un ciclo del nivel relativo del mar. Es el estudio de facies genéticamente relacionadas dentro de un marco cronoestratigráfico. El principio básico es que el patrón de sedimentación es controlado por cambios relativos del nivel del mar, y este a su vez, es controlado por la eustasia, subsidencia, tectónica y sedimentación. La interacción de esos factores determina el espacio disponible para el acomodo de sedimentos y la geometría resultante del patrón de sedimentación. La aplicación de la estratigrafía de secuencias a un yacimiento proporciona un marco estratigráfico detallado, que puede reducir el riesgo de errores en las correlaciones entre diferentes unidades genéticas. Dentro de una secuencia es posible predecir la continuidad, conectividad y extensión de cuerpos de estructuras contenedoras de hidrocarburos y establecer los parámetros para un modelo geológico – petrofísico. Una secuencia estratigráfica se puede definir como el estudio de facies relacionadas con un marco de superficies crono-estratigráficas. El principio básico es el patrón de depositación de sedimentos controlado por cambios del nivel del mar debido a subsidencia, movimientos eustásicos, tectónico y a la sedimentación. En estratigrafía de secuencias la jerarquía del patrón depositacional se puede definir, en relación a la escala de observación. La lámina es

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la capa más pequeña; es uniforme en composición y textura. El límite de secuencia es una capa lateralmente continua, dispersa, cubriendo al menos una cuenca completa, tiene significado cronoestratigráfico, ya que está formada en un marco de tiempo de pocos cientos a miles de años. La aplicación de estratigrafía de secuencias a los yacimientos proporciona un marco estratigráfico detallado de las diferentes unidades genéticas, ya que puede ser estudiada e identificada a diferentes escalas. Dentro de una secuencia es posible predecir la continuidad, conectividad y extensión de los cuerpos de arena y establecer los parámetros representativos para el modelado estocástico. Sus principios se pueden aplicar a los sistemas siliciclásticos y carbonatos. Dentro de la estratigrafía sísmica se encuentra el análisis de secuencias sísmicas, aquí los límites de las unidades estratigráficas de tiempo se pueden reconocer en los datos sísmicos. Una unidad estratigráfica de tiempo es un conjunto tridimensional de facies depositadas contemporáneamente como partes del mismo sistema, ligadas genéticamente por procesos y ambientes de depositación. La clave para la definición de una unidad estratigráfica es que en la parte superior y la base representan discordancias. La técnica para trazar planos de unidades es localizar las angularidades que marcan las discordancias y continuar trazando los planos de las discordancias a través de las regiones donde no son evidentes por tales angularidades.

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Vail et al. (1977), propone el uso de diagramas para relacionar secuencias sísmicas con cambios en el nivel relativo del mar. Una elevación relativa del nivel del mar se puede producir ya sea por una elevación absoluta del nivel del mar o por una subsidencia del nivel de tierra. La evidencia primaria por una elevación relativa del nivel del mar vista en los datos sísmicos es un traslape costero, la terminación progresiva de reflexiones en la dirección hacia tierra. Esta elevación está asociada con una transgresión sobre una discordancia, pero también con una regresión si el influjo de sedimentos es suficientemente rápido. Un descenso gradual del nivel del mar produce una separación del traslape de reflexiones en una discordancia por erosión sobrepuesta, mientras que en un descenso rápido produce un cambio hacia el mar del traslape.

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El procedimiento de análisis de secuencias sísmicas continúa con el trazo de planos de una secuencia sobre una retícula de líneas, la construcción de mapas de estructura e isopacas de cada unidad, subdividiendo estos planos de acuerdo con evidencias de facies sísmicas, relacionándolos con unidades adyacentes y por último atribuyéndoles significado estratigráfico. En el análisis de secuencias sísmicas está implícito el concepto de que la actitud de las reflexiones sísmicas es la de líneas de tiempo de depositación y no de líneas de facies. A la facies sísmica se deben las características distintivas que hacen a un grupo de reflexiones verse diferente de las reflexiones adyacentes. Las reflexiones paralelas sugieren depositación uniforme sobre una superficie estable o subsidiendo uniformemente, mientras que las reflexiones diferentes indican variación en el ritmo de depositación de un área a otra o bien una inclinación gradual. Las reflexiones caóticas sugieren energía depositacional relativamente alta, variabilidad de condiciones durante la depositación, o bien alteraciones después de la depositación. Los patrones de sigmoides se caracterizan por reflexiones con forma de S muy uniforme, y las partes superiores de las reflexiones exhiben concordancia con la parte superior de la unidad de secuencia. Estas indican elevación relativa del nivel del mar y por lo general, consisten en sedimentos de grano fino, a veces calcáreo. El análisis del carácter de la reflexión consiste en el estudio de los cambios de traza a traza, en la forma de la onda de una o más reflexiones con el objeto de localizar y determinar la naturaleza de los cambios en la estratigrafía o fluido en los espacios porosos. Los sismogramas sintéticos se usan con frecuencia para determinar la naturaleza de los cambios estratigráficos que indica el cambio de onda. La estratigrafía se modela y se ajusta con las formas de la onda sísmica observada.

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-LITOLÓGICO Un modelo litológico detallado del yacimiento representa una potente herramienta como guía de la distribución petrofísica, ya que en muchos yacimientos las facies litológicas y las características petrofísicas están íntimamente relacionadas, de ahí su importancia. El modelo litológico del yacimiento se refiere a una etapa de identificación y clasificación de facies. El concepto de facies es particularmente adecuado para estudios integrales de yacimientos, ya que pueden ser consideradas como el volumen elemental práctico del yacimiento y representan el bloque básico para la construcción de modelos geológicos en tres dimensiones. En la práctica, la definición de facies en una primer etapa se reduce a la definición de dos tipos de facies: la que constituye al yacimiento y la que no. Pero cuando se tiene información de buena calidad, es decir cuando se identifican un número mayor de facies, se puede intentar un enfoque más sofisticado basado en el tratamiento estadístico multivariado de los datos. Las facies se definen en los núcleos, luego se identifican en los registros, finalmente se agrupan en un número reducido que se denominan litotipos. El propósito práctico de la definición de facies, se centra en cómo construir distribuciones realistas en tres dimensiones de las facies, de manera que puedan ser usadas posteriormente en la modelación del yacimiento. Las facies deben poseer un control significativo sobre las propiedades petrofísicas, ya que de otra manera, la modelación de la distribución de las facies será de poco beneficio, ya que la incertidumbre no se reducirá y los modelos resultantes no tendrán un mayor poder predictivo.

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-HETEROGENEIDADES DE UN YACIMIENTO Las heterogeneidades del yacimiento están relacionadas con características geológicas, tanto a pequeñas como a gran escala y que su impacto en el flujo de los yacimientos es proporcional al grado de importancia que presenten. Los yacimientos en general son heterogéneos, y dicha heterogeneidad se debe a su litología, textura, presencia de fracturas, fallas, efectos diagenéticos, etc. Así se pueden identificar siete tipos básicos de heterogeneidades, referidas a diferentes escalas de magnitud y pueden ser de origen estratigráfico, diagenético o estructural principalmente. Las heterogeneidades de pequeña escala, se pueden reconocer en núcleos. Se relacionan a la laminación y estratificación cruzada y características del medio poroso. Las heterogeneidades a grande escala, son los tipos más importantes de discontinuidades internas del yacimiento, las cuales representan trayectorias favorables a los fluidos, barreras, y zonas con contrastes bien marcados de permeabilidad. Su impacto en la dinámica del yacimiento puede ser muy fuerte. Los límites de las unidades representan discontinuidades estratigráficas, donde el potencial de sello es variable y generalmente está relacionada a múltiples factores. Las fracturas naturales representan un tipo en particular de las heterogeneidades de los yacimientos, se encuentran en todas las escalas, desde pequeña escala, microfracturas y estilolitas, hasta megaescala como fallas regionales. Los fluidos del yacimiento están en equilibrio hidráulico y son distribuidos verticalmente de acuerdo a su densidad, presión y temperatura. La interfase entre los fluidos es horizontal, y si el yacimiento está hidráulicamente conectado, los pozos tendrán esos contactos a la misma profundidad. Bajo condiciones normales, las variaciones tienden a ser homogéneas y a desaparecer con el tiempo. La difusión y convección son procesos lentos que actúan

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continuamente desde el momento en que el yacimiento se forma, también son los principales mecanismos responsables para homogeneizar las variaciones de la composición del agua de formación. Las pruebas de pozo tradicionalmente fueron pruebas para determinar el flujo de fluidos de producción, daños del pozo y algunos parámetros básicos del yacimiento, como presión y permeabilidad. Actualmente las pruebas de pozo es una disciplina poderosa en la caracterización de yacimientos. El análisis de pruebas de pozo puede representar una fuente importante de información acerca de la estructura interna del yacimiento. Así también el objetivo de una prueba en multi-pozos, es propicia para verificar la conectividad hidráulica entre los pozos y el yacimiento.

3.2 FUENTES DE INFORMACIÓN GEOLÓGICA Y SÍSMICA. -NÚCLEOS La información de núcleos y de muestras de canal, pero principalmente de núcleos constituye la información directa más valiosa con que se cuenta, tiene la desventaja de ser información escasa y dirigida hacia las partes más importantes del yacimiento. Los núcleos se estudian en laboratorios y se obtiene información litológica como tipo de roca, mineralogía, textura, tamaño y distribución de grano, tipo de medio poroso y descripción de conductos de interconexión. A nivel petrofísico se determinan propiedades como porosidad, permeabilidad, saturación de agua, saturación de hidrocarburos, etc. Esta es información escasa pero relevante que debe emplearse en los modelos numéricos.

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-REGISTROS GEOFÍSICOS DE POZO Los registros geofísicos de pozos aportan información de los yacimientos por medio de mediciones indirectas, realizadas en la pared del pozo. El aspecto relevante de esta información es la posibilidad de realizar una estimación de las propiedades, de manera casicontinua y a condiciones de yacimiento. Su desventaja principal consiste en que es una información indirecta que se obtiene en la pared del pozo. La complejidad de cada formación geológica impide definir un modelo único de evaluación de registros geofísicos que se aplique a todos los yacimientos. El método de evaluación debe tomar en cuenta las condiciones particulares de cada formación, los registros disponibles y las respuestas deseadas, además debe ser lo suficientemente flexible para adaptarse o cambiarse, según las necesidades. Las diferentes litologías constituidas por caliza dolomitizada, dolomía, anhidrita, limonita, lutitas, etc., requieren de métodos analíticos no solamente capaces de determinar las proporciones respectivas de cada mineral y derivar valores confiables de los parámetros petrofísicos, sino también de predecir de manera aceptable la productividad de los intervalos. La determinación de la porosidad y el contenido de hidrocarburos es sin duda un aspecto muy importante en la evaluación de las unidades productoras. Sin embargo, se deben examinar otros factores para que la formación sea explotada de manera óptima. Así con los registros también es posible conocer la profundidad y espesor del yacimiento, la litología, el contenido de arcilla, la saturación de fluidos, la densidad de los hidrocarburos y la presión de las formaciones.

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Los núcleos y registros geofísicos de pozo, son prácticamente la única fuente para la estimación casi-continua de propiedades petrofísicas tan importantes como la porosidad y la permeabilidad, así que la integración de estas dos fuentes de información es esencial en una interpretación confiable. El entendimiento de las características y limitaciones de cada una de las técnicas de evaluación, es obviamente un requisito esencial para una correcta calibración de los datos y sobre todo para la integración de la información disponible. -SÍSMICA La información sísmica es un dato relevante para la caracterización de yacimientos, ya que permite obtener una imagen de las variaciones laterales de las formaciones de estudio. Su aspecto fundamental lo representa del cubrimiento en un espacio 3D, mientras que su principal limitación lo representa su baja resolución vertical, con lo que solo las grandes variaciones serán identificadas por los datos sísmicos. La interpretación de los datos sísmicos parte de un modelo geológico conceptual del área en estudio. El modelo es una simplificación de la realidad, en el que los únicos elementos incluidos son los que se espera que influyan de manera importante en la interpretación del área en estudio. Toda sísmica tiene una resolución definida la cual depende de las técnicas de adquisición, del procesamiento de los datos y de las características del área en estudio. Cuando se tiene información con una resolución sísmica adecuada, se puede realizar un estudio detallado del yacimiento, en cuanto a su estructura, fallas y limites externos. Por otro lado, cuando la calidad de los datos es inadecuada, es difícil de identificar las características estructurales y estratigráficas importantes. En la interpretación geológica – sísmica, se reconocen no sólo los horizontes de interés, sino que también se detectan de manera relativamente sencilla, las fallas principales, algunas veces muy evidentes. Esto depende del tipo de detalle que se tenga en la interpretación,

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entre línea y línea y entre traza y traza (líneas con orientación perpendicular a las líneas de información sísmica). En las áreas de modelación y caracterización de yacimientos se requiere de una interpretación geológica del yacimiento a mayor detalle, ya que de esto depende una explotación óptima de los hidrocarburos. La resolución sísmica depende de varios factores, tales como; la longitud de onda, la frecuencia, la fase y la amplitud, además de que con los datos sísmicos se pueden obtener algunos de atributos sísmicos que se relacionan con propiedades físicas de interés, como son: porosidad, fluidos y fracturas, entre otros. Cabe recordar que la facies sísmica es una unidad tridimensional compuesta de reflectores sísmicos con elementos tales como; amplitud, continuidad, frecuencia y velocidad de intervalo y que estas características son diferentes de otras unidades o facies adyacentes. Es muy importante y fundamental en la interpretación sísmica estratigráfica, entender el medio geológico que genera la reflexión de las ondas sonoras. La reflexión sísmica representa una superficie isócrona, excepto en una discordancia. La reflexión sísmica es la respuesta de los estratos o capas de la tierra, donde la superficie de cada estrato tiene cambios de características físicas como son la densidad y velocidad (impedancia acústica), la cual representa superficies depositacionales con límites litológicos definidos. Las superficies de los estratos o capas representan cambios de régimen depositacional (energía, ambiente, sedimentación, etc.), donde la respuesta sísmica son reflexiones crono-estratigráficas, con cambios en velocidad y densidad. Vail et al. (1977), elaboraron una lista con los principales parámetros usados en la interpretación sísmica estratigráfica y su significado geológico. Concluyen que la configuración de los reflectores es de origen geológico, controlado por la estratificación o capas relacionadas a los procesos de depositación, topografía, batimetría, erosión y el

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contacto entre los fluidos. La continuidad de los reflectores sísmicos depende de los cambios de velocidad y densidad de la superficie de los estratos. Durante el desarrollo de la interpretación sísmica, y debido que es un método indirecto, se tiene una incertidumbre en el margen de error; desde los parámetros utilizados en el levantamiento sísmico, el procesado de datos sísmicos, recolección de la información, la identificación (picado) de horizontes (estrato geológico a estudiar), el modelo de velocidad, la conversión tiempo a profundidad, etc., que se refleja en el resultado final de la estructura geológica y su volumen de hidrocarburos. Aquí es donde se presenta el mayor impacto de la incertidumbre del modelo, ya que repercute en el contenido de fluido en el yacimiento. -ATRIBUTOS SÍSMICOS Los atributos sísmicos son mediciones específicas de características geométricas, cinemáticas, dinámicas o estadísticas obtenidas a partir de datos sísmicos básicos. Los atributos sísmicos son información obtenida de los datos sísmicos originales, ya sea por medición, por lógica o por experiencia basada en el razonamiento. Los atributos sísmicos físicos, velocidad de onda P y S, impedancia acústica y elástica, reflectividad de incidencia normal, etc. están influenciados por cambios en las propiedades físicas de las rocas. Algunos atributos sísmicos son más sensibles a cambios en la porosidad de la roca que al tipo de fluido que ésta contiene en los poros. La impedancia acústica de un material elástico es el producto de la velocidad por su densidad. No hay necesidad de interpretar un horizonte para obtener el atributo de impedancia acústica, ya que este se obtiene de un cubo sísmico al aplicarle un modelo de un cubo de velocidad, dando de resultado un cubo de impedancia acústica.

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Para los atributos de coherencia (continuidad, correlación, semblanza y covarianza) y varianza no se necesita interpretar un horizonte ya que éstos se obtienen directamente del cubo sísmico y miden la similitud entre dos trazas sísmicas. Los atributos de amplitud se obtienen de un horizonte interpretado, y en la práctica se crean mapas de amplitud para identificar puntos brillantes u oscuros, que son indicadores de la presencia de hidrocarburos y fallas. Los atributos de frecuencia son resultado de un horizonte interpretado, las bajas frecuencias instantáneas en un yacimiento son buen indicador de gas, ya que los yacimientos con contenido de gas atenúan las altas frecuencias. Por su parte las altas frecuencias son indicadores de alta estratificación geológica, y se correlacionan con capas de arena, es decir; a mayor estratificación se infiere que existen más capas de arena en una estructura geológica específica.

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3.3 DETERMINACIÓN DE ASPECTOS SEDIMENTOLÓGICOS, ESTRATIGRÁFICOS Y ESTRUCTURALES CON TÉCNICAS GEOLÓGICAS Y SÍSMICAS PARA YACIMIENTOS TERRÍGENOS Y CARBONATADOS.

-MODELO ESTATICO DEL YACIMIENTO El modelo estático de yacimiento es aquel que representa las propiedades de un yacimiento que no varían en función del tiempo, como es el caso de la permeabilidad, porosidad, espesor, topes, limites, fallas, ambiente de sedimentación, continuidad vertical y lateral de las arenas, petrofísicas de los lentes, litología y límites de la roca, que unidos a pruebas de yacimientos (datos de presión, producción, pruebas de presión), permiten definir con mayor claridad

el

yacimiento.

La caracterización de yacimientos (descripción de las propiedades del sistema, roca-fluido) es una tarea compleja, en las que intervienen diversas disciplinas tales como: petrofísica, geología, geofísica, geoquímica, producción, etc. Si tomamos en cuenta la integración de equipos, los avances realizados en visualización, la generación de nuevas técnicas de análisis e interpretación en las diferentes disciplina, la posibilidad de manejar mayores volúmenes de datos así como la incorporación de una serie de técnicas geoestadísticas para la integración de información de diferentes fuentes y escalas y diferentes grados de incertidumbres (núcleos, registro, sísmica, pruebas de pozos y datos de producción), se observa que la realización de estudios integrados han evolucionados a grandes pasos, abriendo nuevos horizontes que permiten desarrollar procedimientos y estudios cada vez más sofisticados, los cuales han permitido obtener una mejor comprensión del sistema rocafluido.

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El modelo estático comprende a su vez una serie de modelos que nos llevan a la caracterización del yacimiento en estudio, dichos modelos son los siguientes:

-MODELO ESTRUCTURAL

Las secciones estructurales muestran las profundidades y deformaciones sufridas por los estratos. La construcción de secciones estructurales a partir de perfiles de pozos nos indican:

a. Correlación.

b. Ubicación de un dato estructural en profundidad (bajo el nivel del mar).

c. Interpretación de la estructura actual (buzamiento, pliegues, fallas).

d. Identificación de trampas potenciales de hidrocarburos.

Este modelo se logra con la revisión de la sísmica con la cual se puede observar el tope del yacimiento, los lentes que los conforman, además definir orientación y geometría de los elementos estructurales, y delimitar las estructuras o cierres que confinan la acumulación. Esta revisión abarca tanto el marco regional como del marco local, para determinar y general planos de fallas, mapas estructurales. El modelo estructural es el marco de trabajo grueso del yacimiento consistente de dos elementos primarios, las superficies limítrofes y las fallas. El proceso es ilustrado esquemáticamente en la Figura 2. Nota, no todos los tipos de datos están con frecuencia

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disponibles.

-MODELO ESTRATIGRÁFICO

El objetivo de hacer secciones estratigráficas, es determinar las relaciones laterales y verticales entre las unidades geológicas atravesadas por diferentes pozos. Una información importante obtenida de un buen mallado de secciones estratigráficas, es la de relaciones verticales entre las unidades para predecir la movilidad de los fluidos, este modelo define la arquitectura interna del yacimiento. Para realizarlo se correlacionan los reflectores intrayacimiento de los lentes que lo conforman, apoyándose en correlaciones litológicas pozo-pozo y análisis de estratigrafía secuencial. -MODELO SEDIMENTARIO El modelo sedimentario consiste de dos elementos primarios, la definición de la geometría de las capas internas y la definición de las facies. El principio clave en este paso es que el modelo sedimentario debe ser definido en términos de la secuencia estratigráfica. Cada secuencia y sus facies asociadas, así como sus propiedades petrofísicas son modeladas

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independientemente de las otras secuencias. Las facies pueden ser definidas sobre los núcleos, como electrofacies, o como petrofacies. Las facies son entonces codificadas usando valores enteros discretos para cada facie. El método es ilustrado en la figura 3-6.

Una vez que el marco de trabajo estructural y estratigráfico es construido (figura 4), el siguiente paso es modelar las facies y simular su distribución espacial, respetando las relaciones de las facies vertical y lateral, basados en sus ambientes de depósito.

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3.4 PRESENTACIÓN Y ANÁLISIS DE RESULTADOS DE UNA CARACTERIZACIÓN GEOLÓGICA. Esta etapa del proyecto es crítica para la exactitud de los resultados y frecuentemente consume mucho tiempo ya que importa y exporta datos de varios paquetes de software en diferentes formatos. Parte del proceso de la preparación de los datos es un paso de control de calidad; los datos pobres son iguales a resultados pobres.

-GEOESTADÍSTICA La geoestadística es una rama de la estadística aplicada que se especializa en el análisis y la modelación de la variabilidad espacial en ciencias de la tierra. Su objetivo se basa en el análisis y la predicción de fenómenos en espacio y/o tiempo, tales menos en espacio y/o tiempo, tales como: ley de metales, distribución de porosidades, concentraciones de un contaminante, etc. El propósito de la geoestadistica es a partir de escasa información conocida estimar o predecir el valor de una variable en localidades donde no se conoce. Permite integrar las diversas fuentes de información como geología, registros, núcleos y sísmica. Las herramientas geoestadisticas son cada vez más empleadas en la modelación de yacimientos petroleros debido a la disponibilidad de códigos y software comerciales que de una manera u otra están basados en esta técnica. Sus enfoques más exitosos en la caracterización geológica de yacimientos son: Estimaciones conjuntas (Cokriging) Usando imágenes sísmicas

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Simulaciones Estocásticas Restringidas por la geología (facies). El Análisis Exploratorio de los Datos es un paso clave en cualquier estudio. En este punto nuevamente controlamos la calidad de los datos, buscando relaciones y aprendiendo acerca de las características de los datos usando varias herramientas. Las herramientas incluyen métodos

de

análisis

tanto

clásicos

como

espaciales,

tales

como:

- Pegado de Datos: Crean mapas base para hacer notar ubicaciones de datos erróneos - Histogramas: Proporcionan una idea sobre la distribución y propiedades de los datos - Gráficos Q-Q: Revisan la normalidad de los datos, o grafican una distribución contra otra - Gráficos de Dispersión: Examinan la interrelación entre dos atributos, comparan el coeficiente

de

correlación

- Mapeo Rápido: Crea un mapa rápido de los datos usando un modelo de kriging simple para obtener una vista previa de los datos en la forma de un mapa. Este es otro excelente paso de control de calidad, en cuanto detecta datos con error crea un efecto de “tiro al blanco” - Análisis Espacial: Método Geoestadístico para cuantificar la continuidad espacial y los aspectos direccionales dentro de los datos usando por ejemplo un variograma - Modelado: El variograma experimental computado durante el Análisis espacial debe ser modelado para usarlo en el Kriging o en la Simulación Estocástica Requerimientos de Datos - Profundidad vertical verdadera - Desviación de X y de Y - Código de Lithofacies - Marcador de posición - Porosidad y Permeabilidad

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Figura 5: Requerimientos de datos para la construcción del modelo de facies. Los códigos de las Litofacies son valores enteros asignados a cada facies. Los códigos de facies inician en la base del registro. Los marcadores representan las profundidades del pozo, las cuales empatan a las superficies estructurales usadas para definir la geometría gruesa del yacimiento. La información Petrofísica puede ser un registro continuo, o medidas discretas a varias

profundidades.

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Figura 7. Sección X, Y (horizontal) ilustrando una superficie de tiempo a través del yacimiento. Los métodos Booleano, o basado en objetos, fueron usados para simular un sistema de canales de meandros fluyendo a través de una plataforma carbonatada.

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4. CARACTERIZACION PETROFISICA DE UN YACIMIENTO 4.1 PROPIEDADES PETROFISICAS QUE CARACTERIZAN UN YACIMIENTO

POROSIDAD La porosidad (∅) es la característica física más conocida de un yacimiento de petróleo. La porosidad es una medida de la capacidad de almacenamiento de fluidos que posee una roca y se define como la fracción del volumen total de la roca que corresponde a espacios que pueden almacenar fluidos. Sea: 𝑉𝑡 = Volumen total o aparente de la roca.

Donde: 𝑉𝑝 = 𝑉𝑡 – 𝑉𝑠 Se concluye que: ∅=1−

𝑉𝑝 𝑉𝑠

Como el volumen de espacios disponibles para almacenar fluidos no puede ser mayor que el volumen total de la roca, la porosidad es una fracción y el máximo valor teórico que puede alcanzar es 1. Muchas veces la porosidad es expresada como un porcentaje, esta cantidad resulta de multiplicar la ecuación por 100.

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DISTRIBUCIÓN DE LOS POROS EN LAS ROCAS Las rocas sedimentarias consisten de: 

Granos de materia sólida de variadas formas que constituyen lo que se denomina MATRIZ o ESQUELETO y los cuales están más o menos cementados.



Espacios vacíos entre los granos, llamados POROS, en los cuales se pueden alojar fluidos como agua o petróleo o gas y además circular en este espacio.

CLASIFICACIÓN DE POROSIDAD La porosidad de una roca puede ser clasificada de dos maneras:  Según la comunicación de sus poros.  Según su origen y tiempo de depositasión. Por la comunicación de los poros : Porosidad Efectiva (e)

También se la llama porosidad útil, la misma que es la fracción del volumen total correspondiente al volumen de poros conectados entre sí.

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Es la que se mide en la mayoría de los porosímetros y es en realidad la que interesa para las estimaciones de petróleo y gas en sitio. La porosidad efectiva es una función de muchos factores litológicos. Los más importantes son: tamaño de los granos, empaque de los granos, cementación, meteorización, lixiviación, cantidad y clases de arcilla, y estado de hidratación de las mismas.

POROSIDAD ABSOLUTA (A)

Es la fracción del volumen total correspondiente al volumen de poros conectados o no entre sí. Una roca puede tener una porosidad absoluta considerable y aun no tener conductividad a fluidos debidos a la falta de intercomunicación de los poros. Porosidad Residual (r)

Esta porosidad corresponde a la diferencia entre las dos porosidades anteriores. residual = absoluta − efectiva SEGÚN SU ORIGEN Y TIEMPO DE DEPOSITACION

POROSIDAD PRIMARIA P (1)

Es aquella que se desarrolla u origina en el momento de la formación o depositación del estrato. Los poros formados en esta forma son espacios vacíos entre granos individuales de sedimento.

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POROSIDAD SECUNDARIA S (2)

Es aquella que se forma a posteriori, debido a un proceso geológico subsecuente a la depositación del material del estrato o capa. Esta porosidad puede ser: Porosidad en solución: Disolución de material sólido soluble constitutivo de las rocas. Porosidad por fractura: originada en rocas sometidas a varias acciones de diastrofismo. Las fracturas también contribuyen a la generación de porosidad secundaria. Después de producirse la deposición de sedimentos y originarse la roca, esta se puede encontrar sometida a procesos geológicos de deformación originados por actividades tectónicas que pueden generar fisuras o desplazamiento de los granos que conforman la matriz de la roca. Estas fracturas originan un aumento en el volumen de espacios que pueden contener fluidos, lo que se traduce en un aumento en la porosidad. Porosidad por dolomitización: proceso mediante el cual las calizas se convierten en dolomitas, que son más porosas. Los empaques de granos (2) que presentan las rocas con porosidad secundaria son en general del tipo rombohedral, aunque es frecuente encontrar sistemas porosos de morfología compleja.

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POROSIDAD TOTAL (T)

Corresponde a los llamados "yacimientos de doble porosidad", y no es más que la suma de la porosidad primaria más la porosidad secundaria.

 total =  primaria + secundaria

FACTORES QUE AFECTAN LA POROSIDAD Entre los factores que afectan la porosidad de la roca se encuentran:    

Tipo de empaque. Presencia de material cementante. Geometría y distribución del tamaño de los granos. Presión de las capas supra yacentes.

TIPO DE EMPAQUE El empaque geométrico es la forma en la que los granos que forman la roca se agrupan. Todos los granos son esféricos y del mismo tamaño (sistema ideal). La porosidad se reduce cuando el tamaño de los empaques geométricos no es uniforme. Si modificamos la disposición espacial de las esferas, podemos obtener los siguientes tipos de empaque:    

Cúbico. Ortorrómbico. Tetragonal esfenoidal. Rombohedral.

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EL EMPAQUE CÚBICO Es el arreglo de mínima compactación y por lo tanto máxima que presenta la mínima porosidad. Los ejes entre las esferas forman entre sí ángulos de 90 grados.

𝜱 = 47.64% Al calcular la porosidad de una roca que presenta un empaque cúbico se obtiene un valor de porosidad de 47.64%. Si se mantiene el tipo de empaque y se reduce el tamaño de las esferas a la mitad, la porosidad puede ser calculada como se muestra a continuación:

Como se puede apreciar la porosidad continua siendo 47.64%, esto se debe a que la variación en el tamaño de los granos no afecta la porosidad de la roca, siempre y cuando se mantenga el tipo de arreglo o empaque de los granos.

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EL EMPAQUE ORTORRÓMBICO Presenta una porosidad del 39.54%, la misma que es inferior a la del empaque cúbico. Esta disminución en la porosidad se debe a una reducción en el volumen poroso del sistema, ya que parte de las esferas ocupan un volumen que anteriormente se encontraba vacío.

𝜱 = 39.54%

EMPAQUE TETRAGONAL ESFENOIDAL En los ejes de las esferas forman en todos los sentidos ángulos de 60° entre sí.

Luego de aplicar las propiedades geométricas respectivas se obtiene: 𝜱 = 30.19%

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EMPAQUE ROMBOÉDRICO O ROMBOHEDRAL Es el arreglo de máxima compactación debido a su configuración geométrica.

𝜱 = 25.94% En el análisis del empaque de los granos es de particular interés el hecho de que el radio (r) se cancela y la porosidad del empaque de esferas uniformes es una función del empaque solamente, es decir la porosidad no está en función del radio de las partículas.

PRESENCIA DE MATERIAL CEMENTANTE Los granos que conforman la matriz de la roca se encuentran unidos entre sí por material cementante, el cual se encuentra compuesto principalmente por sílice, carbonato de calcio y arcilla. La presencia de material cementante afecta la firmeza y compactación de la roca, por lo tanto afecta la porosidad de la misma. A medida que aumenta la cantidad de material cementante, la porosidad del sistema disminuye, debido a que este material se aloja en los espacios disponibles para la acumulación de fluidos. Por esta razón, la porosidad de arenas no consolidadas (las cuales presentan poca cantidad de material cementante) es mucho mayor que la porosidad de arenas altamente consolidadas o compactadas.

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GEOMETRIA Y DISTRIBUCION DEL TAMAÑO DE LOS GRANOS

Dependiendo del ambiente depositacional en el cual se originó la roca, los granos que conforman la roca presentarán una determinada distribución en su tamaño. Esta variación en el tamaño de los granos se conoce como escogimiento. Como se puede apreciar en la figura anterior, cuando la distribución del tamaño de los granos de una roca es homogénea (buen escogimiento), la porosidad de la roca es alta. A medida que aumenta la heterogeneidad en el tamaño de los granos, la porosidad de la roca disminuye. La forma de los granos es un factor importante que afecta la porosidad de las rocas. Un sistema compuesto por granos perfectamente redondeados presentará una porosidad mayor que un sistema formado por granos alargados o no redondeados (como se aprecia en la siguiente figura). Los cambios en los granos se deben a procesos de compactación y diagénesis.

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PRESIONES DE LAS CAPAS SUPRAYACENTES Otro factor que afecta la porosidad es la compactación mecánica originada por la presión de sobrecarga, la cual es ejercida por el peso de las capas suprayacentes de la roca. A medida que aumenta la profundidad, la presión ejercida por la columna de sedimentos aumenta, esto genera una fuerza que tiende a deformar los granos y reducir el volumen de espacios vacíos, por lo tanto se origina una reducción en la porosidad.

4.2 PROCEDIMIENTOS PARA MEDIR LA POROSIDAD

Los métodos empleados para determinar la porosidad experimentalmente (en laboratorio) se pueden dividir en dos clases: los diseñados para medir la porosidad efectiva y aquellos para medir la porosidad absoluta. A continuación se presenta un breve resumen de algunas técnicas de medición usadas para determinar la porosidad de una roca. Entre ellas se encuentran: 

Técnicas de medición de la porosidad (efectiva y absoluta) de una roca en el laboratorio

Las técnicas de medición en el laboratorio consisten en determinar dos de los tres parámetros básicos de la roca (volumen total, volumen poroso y volumen de los granos). Para ello se utilizan núcleos de roca, los cuales son obtenidos durante la etapa de perforación del pozo. La medición de la porosidad es realizada generalmente en tapones de núcleos, los cuales son muestras de diámetro pequeño (entre 25 – 40 mm) extraídas del núcleo o corona, utilizando herramientas de corte especiales. En la siguiente figura se puede apreciar como una muestra de núcleo de diámetro pequeño es extraído del núcleo o corona.

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4.3 MEDICIÓN EN EL LABORATORIO DE LA POROSIDAD EFECTIVA DE UNA ROCA DETERMINACIÓN DEL VOLUMEN TOTAL El volumen total puede ser calculado por medición directa de las dimensiones de la muestra utilizando un vernier. Este procedimiento es útil cuando las muestras presentan formas regulares debido a su rapidez. Para muestras de volúmenes irregulares el procedimiento utilizado usualmente consiste en la determinación del volumen de fluido desplazado por la muestra. Algunos de los métodos utilizados para determinar el volumen del fluido desplazado se presentan a continuación: MÉTODOS GRAVIMÉTRICOS El volumen total se obtiene observando la pérdida de peso de la muestra cuando es sumergida en un líquido, o por el cambio en peso de un picnómetro cuando se llena con mercurio y cuando se llena con mercurio y la muestra.

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Los métodos gravimétricos más utilizados son:  Recubrimiento de la muestra con parafina e inmersión en agua.  Saturación de la muestra e inmersión en el líquido saturante.  Inmersión de la muestra seca en mercurio.

MÉTODOS VOLUMÉTRICOS Los métodos utilizados son el del picnómetro de mercurio y la inmersión de una muestra saturada. El método del picnómetro de mercurio consiste en determinar el volumen de un picnómetro lleno con mercurio hasta una señal. Luego se coloca la muestra y se inyecta mercurio hasta la señal. La diferencia entre los dos volúmenes de mercurio representa el volumen total de la muestra.

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El método de inmersión de una muestra saturada consiste en determinar el desplazamiento volumétrico que ocurre al sumergir la muestra en un recipiente que contiene el mismo líquido empleado en la saturación. El método de desplazamiento con mercurio es práctico para determinar el volumen total de muestras cuando se encuentran bien cementadas, de lo contrario debe emplearse el método de inmersión de una muestra saturada.

DETERMINACIÓN DEL VOLUMEN DE LOS GRANOS En estos métodos se utilizan muestras consolidadas y se le extraen los fluidos con un solvente que posteriormente se evapora. Los principales métodos utilizados son: Método de Melcher – Nuting. Método del porosímetro de Stevens. Densidad promedio de los granos. El método de Melcher – Nuting consiste en determinar el volumen total de la muestra y posteriormente triturarla para eliminar el volumen de espacios vacíos y determinar el volumen de los granos. El método de Stevens es un medidor del volumen efectivo de los granos. El porosímetro consta de una cámara de muestra que puede ser aislada de la presión atmosférica y cuyo volumen se conoce con precisión. El núcleo se coloca en la cámara, se hace un vacío parcial

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por la manipulación del recipiente de mercurio, con esto se logra que el aire salga de la muestra y es expandido en el sistema y medido a la presión atmosférica. La diferencia entre el volumen de la cámara y el aire extraído es el volumen efectivo de los granos. Tomando la densidad del cuarzo (2.65 gr/cc) como valor promedio de la densidad del grano, el volumen de los granos puede ser determinado con el peso de la muestra como se observa en la ecuación siguiente. Este método se utiliza en trabajos que no requieren gran exactitud.

Determinación del volumen poroso efectivo Todos los métodos utilizados para determinar el volumen poroso miden el volumen poroso efectivo, y se basan en la extracción o introducción de fluidos en el espacio poroso. A continuación se presenta un resumen de algunos métodos usados para determinar el volumen poroso efectivo. MÉTODO DE INYECCIÓN DE MERCURIO Consiste en inyectar mercurio a alta presión en los poros de la muestra. El volumen de mercurio inyectado representa el volumen poroso efectivo de la muestra.

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MÉTODO DEL POROSÍMETRO DE HELIO Su funcionamiento está basado en la Ley de Boyle, donde un volumen conocido de helio (contenido en una celda de referencia) es lentamente presurizado y luego expandido isotérmicamente en un volumen vacío desconocido. Después de la expansión, la presión de equilibrio resultante estará dada por la magnitud del volumen desconocido; esta presión es medida. Usando dicho valor y la Ley de Boyle, se calcula el volumen desconocido, el cual representa el volumen poroso de la muestra. MÉTODO DE SATURACIÓN DE BARNES Este método consiste en saturar un a muestra limpia y seca con un fluido de densidad conocida y determinar el volumen poroso por ganancia en peso de la muestra.

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4.4 Determinación de la porosidad absoluta en un laboratorio

Para determinar la porosidad absoluta se consideran todos los poros de la muestra. El procedimiento requiere la trituración de la muestra. La extracción y secado necesarios para la determinación de la porosidad efectiva se pueden omitir en la determinación de la porosidad absoluta. El procedimiento es el siguiente: 1. Se obtiene una muestra de 10 a 15 cc; se limpia la superficie de la muestra para eliminar los residuos del lodo de perforación. 2. Se determina el volumen total de la muestra por cualquiera de los métodos presentados anteriormente. 3. Se tritura la muestra para obtener los granos que la constituyen; luego se lavan los granos con solventes apropiados para eliminar petróleo y el agua. 4. Se determina el volumen de los granos, una vez que se hayan secado. Esta determinación se la puede realizar con un picnómetro o con volúmetro Russell y con un líquido apropiado.

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4.5 CALIDAD DE LA ROCA EN FUNCIÓN DE LA POROSIDAD

La porosidad de las formaciones varía dependiendo del tipo de roca, por ejemplo para las carbonatas su porosidad es cero, para las areniscas varía de 10% a 15% cuando están bien compacta y cuando no lo están su porosidad puede ser mayor a 30%; finalmente, las lutitas pueden tener una porosidad mayor al 40%. La calidad de la roca yacimiento puede ser determinada en función a la porosidad, como se observa a continuación:

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PERMEABILIDAD La permeabilidad de una roca de acumulación puede definirse como la facultad que la roca posee para permitir que los fluidos se muevan a través de la red de poros interconectados. Si los poros de la roca no están interconectados no existe permeabilidad; por consiguiente, es de esperar que exista una relación entre la permeabilidad de un medio y la porosidad efectiva, aunque no necesariamente con la porosidad absoluta. Por lo general, a mayor porosidad corresponde mayor permeabilidad, aunque esto no siempre es así. La permeabilidad del suelo suele aumentar por la existencia de fallas, grietas u otros defectos estructurales. Algunos ejemplos de roca permeable son la caliza y la arenisca, mientras que la arcilla o el basalto son prácticamente impermeables. Algunas arenas de granos finos pueden tener un alto índice de porosidad interconectada, aunque los poros individuales y los canales de poros sean bastante pequeños. En consecuencia, las vías disponibles para el movimiento de fluidos a través de los poros estrechos están restringidas; por lo tanto, la permeabilidad de formaciones con granos finos tiende a ser baja. Si el yacimiento está formado por rocas con altas densidades y fracturadas por pequeñas fisuras de gran extensión, su porosidad será pequeña, pero presentará una alta permeabilidad, un ejemplo de esto lo constituyen las calizas. Los factores que influyen en la porosidad efectiva también influyen en la permeabilidad, es decir, el tamaño, la empaquetadura y la forma de los granos, la distribución de los mismos de acuerdo con el tamaño, y el grado de litificación (cementación y consolidación). Por otro lado la cantidad, distribución y clase de arcilla presente en la roca de acumulación tiene un efecto considerable sobre la permeabilidad a líquidos, especialmente si el fluido reacciona con las arcillas. Se considera que un flujo de gas no reacciona con las arcillas excepto, tal vez, por un poco de agua que pueda ser removida. Sin embargo, las propiedades fisicoquímicas del agua salada o salobre que fluye a través de un medio poroso controlan el estado físico de las arcillas por consiguiente no afectan a las arcillas cuando entran en contacto con ellas. La aguas dulces son causa de que cierta arcillas se hinchen resultando una obstrucción parcial o total de las aberturas de los poros. La unidad de permeabilidad es el Darcy en honor a Henry Darcy, un ingeniero hidráulico francés que fue el primero que realizó estudios relacionados con el flujo de fluidos a través de medios porosos. En 1856 Darcy publicó su trabajo, en el cual se describían estudios

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experimentales de flujo de agua a través de filtros de arena no consolidada, los cuales tenían como objetivo procesar los requerimientos diarios de agua potable del pueblo de Dijon (Francia). Al Darcy se lo puede definir de la siguiente manera: “Se dice que un reservorio tiene la permeabilidad de un Darcy, cuando un fluido de una sola fase de un centipoise de viscosidad y que llena totalmente el medio poroso, fluye a través de él con una velocidad de un centímetro por segundo (cm/s) y sometido a un gradiente de presión de una atmósfera por centímetro (atm/cm)”. Como el Darcy es una unidad relativamente alta para la mayoría de rocas productoras, la permeabilidad generalmente se expresa en centésimas de Darcy, es decir, milidarcys (0,001 darcy).

CALCULO DE LA PERMEABILIDAD

Para el cálculo de permeabilidad podemos partir de la ecuación de Darcy en su forma más simple: 𝑘𝐴 ∆𝑃 𝑞 = −1.127 𝜇 ∆𝐿

Donde: q = Tasa de flujo (barriles) k = Permeabilidad (darcys) A = Área de la sección transversal total ( 𝑓𝑡 2 ) 𝜇 = Viscosidad del fluido (centipoises) ∆𝑃/∆𝐿 = Gradiente de Presión (psi / ft)

Algunos autores emplean la unidad de permeabilidad denominada permio definida por:

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1 permio = 1.127 darcys Con el propósito de que la ecuación de Darcy nos quede de la siguiente manera: q= −

kA ∆P μ ∆L

De la cual despejamos la permeabilidad obviando el signo, entonces: K=

qμ∆L A∆P

DIMENSIONES DE LA PERMEABILIDAD Para obtener una representación física de la permeabilidad un análisis dimensional de la ecuación anterior, así:

K=

L3 M [ T ] [LT] [L] [L2 ] [

M ] LT 2

Y simplificando tenemos que: K = [L2 ] En donde M, L y T se refieren a las unidades de masa, longitud y tiempo respectivamente.

VALIDEZ DE LA ECUACIÓN DE DARCY A pesar de que la ecuación de Darcy ha sido aceptada por la industria petrolera como válida, es conveniente definir mejor las condiciones bajo las cuales se puede suponer válida. La determinación experimental de la ecuación de Darcy considera:

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FLUO EN ESTADO ESTABLE En las pruebas de laboratorio, debido al tamaño de los núcleos, las condiciones de flujo transitorio duran usualmente pocos minutos, sin embargo en la práctica, debido a la naturaleza de los fluidos y las dimensiones del yacimiento, se pueden originar condiciones de flujo transitorio durante meses o incluso años.

FLUJO LAMINAR La ecuación de Darcy es inválida para números de Reynolds mayores de uno. Afortunadamente en aplicaciones prácticas, generalmente el flujo es laminar. Sin embargo, en las cercanías del pozo cuando las velocidades son elevadas, por ejemplo en producción de gas, puede ocurrir flujo turbulento.

LA ROCA SE ENCUENTRA SATURADA COMPLETAMENTE POR UN SOLO FLUIDO Esto significa que la ecuación de Darcy no aplica en regiones donde fluya más de un fluido; sin embargo, existen modificaciones para hacerla aplicable a flujo multifásico. EL FLUIDO NO REACCIONA CON LA ROCA Existen casos donde esto no se cumple, por ejemplo cuando un pozo es estimulado durante un trabajo de fracturamiento hidráulico. Los fluidos usados pueden reaccionar con los minerales de la roca y reducir la permeabilidad. LA ROCA ES HOMOGENE E ISONTROPICA Esto significa que la estructura porosa y sus propiedades deben ser iguales en cualquier dirección. En la práctica, la naturaleza de los procesos que dieron origen a la roca, y las grandes extensiones de área del yacimiento pueden producir variaciones en la permeabilidad.

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SATURACIÓN DE FLUIDOS Es cada uno de los fluidos presente en un punto del yacimiento en determinada proporción respecto al volumen total de los poros. A este valor porcentual lo denominamos saturación del Fluido Sw, Sg y So, Siendo: So + Sg + Sw = 100% Donde: So = saturación de petróleo, %. Sg = saturación de gas libre, % Sw = saturación de agua, % La saturación de petróleo incluye todo el gas disuelto en el petróleo, mientras que la saturación de gas consiste solo de gas libre. Todo reservorio de hidrocarburo contiene algo de agua; sin embargo, a menos que la saturación de agua exceda un valor llamado la "saturación crítica de agua" (Swc), la fase agua es inmóvil y no será producida. El agua dentro de los poros es llamada "intersticial". El término "agua connata" es usado para denotar agua que fue depositada simultáneamente con los sedimentos. Algunos reservorios de petróleo no contienen gas libre, ya que todo el gas esta disuelto en el petróleo. Estos reservorios son conocidos como "reservorios bajosaturados". La ecuación es: So+Sw=100% En un reservorio de gas que no contiene petróleo: Sg+Sw=100% El cálculo de saturación de agua innata o intersticial, la cantidad de agua obtenida en el análisis debe corregirse a las condiciones de presión y temperatura del yacimiento. Dicha corrección debe hacerse, porque la temperatura del yacimiento y las sales en la solución

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cusan un aumento volumétrico del agua con respecto al volumen determinado en el laboratorio, debido a los efectos de expansión térmica y de solubilidad. Para estimar la cantidad de hidrocarburos presentes en un yacimiento, es necesario determinar la fracción del volumen poroso ocupado por cada uno de los fluidos presentes. Donde el volumen poroso ocupado por gas, petróleo o agua es lo que denominamos saturación. Las ecuaciones matemáticas que representan la saturación de los fluidos son:

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4.6 DETERMINACIÓN DE LOS FLUIDOS EN UN YACIMIENTO Se realiza mediante:  

Registros eléctricos, neutrón, FDC, entre otros, que permitan identificar los fluidos contenidos en el yacimiento. En el laboratorio, con los Métodos de la Retorta y de Extracción por Solventes.

La distribución de los fluidos en el yacimiento, es el resultado de la segregación natural, que es producto de las diferencias de densidades en los fluidos que saturan el medio poroso.

La figura presentada muestra una sección transversal de una arenisca cuya parte inferior está completamente saturada de agua, mostrando la distribución de los fluidos de un yacimiento homogéneo. La región “saturada” es aquella donde la roca está completamente saturada con el líquido que la humedece y la presión capilar(es la diferencia que existe en la interface que separa dos fluidos inmiscibles) es menor que la presión inicial de desplazamiento.

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APLICACIÓN DE SATURACIÓN DE FLUIDOS. La aplicabilidad de esta medición es muy dependiente del reservorio. En términos generales y sólo como herramienta orientativa puede establecerse que: 

  

Con fluidos de perforación en base agua, todas las saturaciones resultan alteradas, excepto en zonas de petróleo residual, donde la Sor puede resultar de interés en la evaluación de eficiencias de barrido. Con fluidos de perforación en base petróleo (emulsión inversa), suelen obtenerse coronas con saturaciones de agua representativas de las saturaciones del reservorio. En casquetes de gas, puede ser de interés la evaluación de la Saturación Residual de Petróleo en la corona. En formaciones de baja permeabilidad, donde la saturación de agua en el reservorio suele ser un valor estimado con poca exactitud, mediante estudios de invasión y salinidad en la corona puede establecerse la saturación de agua "In situ" por una vía independiente. Para ello pueden emplearse trazadores (naturales o aditivados) en los fluidos de perforación.

CAPILARIDAD La capilaridad es una propiedad física de los fluidos por la que ellos pueden avanzar a través de un canal minúsculo (desde unos milímetros hasta micras de tamaño), debido a que la fuerza intermolecular (o cohesión intermolecular) entre sus moléculas es menor a la adhesión del líquido con el material del tubo el líquido sigue subiendo hasta que la tensión superficial es equilibrada por el peso del líquido que llena el tubo.

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Un aparato común usado para demostrar la capilaridad es el tubo capilar. Cuando la parte inferior de un tubo de vidrio se coloca verticalmente en un líquido como el agua, se forma un menisco cóncavo. La tensión superficial succiona la columna líquida hacia arriba hasta que el peso del líquido sea suficiente para que la fuerza gravitacional sobreponga a las fuerzas intermoleculares. En los yacimientos petrolíferos esta situación se presenta a menudo debido a que los sistemas porosos son tubos de diámetro muy pequeño distribuidos directamente en el medio y donde por lo general se encuentran más de un fluido inmiscible en fases bien diferenciadas, tales como es el caso del petróleo, gas y agua.

TENSIÓN SUPERFICIAL E INTERFACIAL La tensión superficial es la resistencia que presenta un líquido a la rotura de su superficie. Esta fuerza es causada por la diferencia entre las fuerzas moleculares del vapor y de la fase líquida, y también por el desequilibrio de estas fuerzas en la interface. El término tensión superficial es utilizado para el caso en el cual la superficie está entre un líquido y su vapor o aire. Si la superficie está entre dos diferentes líquidos o entre un líquido y un sólido es utilizado el término tensión interfacial. La tensión superficial entre el agua y el

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aire a temperatura ambiente está alrededor de 73 dinas/cm. La tensión interfacial entre el agua e hidrocarburos puros está a temperatura ambiente alrededor de 30 a 50 dinas/cm. PRESIÓN CAPILAR Es el resultado combinado de los efectos de la tensión superficial e interfacial entre la roca y los fluidos, el tamaño y la geometría de los poros y la humectabilidad del sistema. En los procesos de recuperación mejorada se tiene un proceso de desplazamiento de fluidos inmiscibles en los cuales existe una diferencia de presión entre las fases, esta diferencia de presión se conoce como presión capilar. De las curvas de presión capilar se puede obtener lo siguiente:     

Porosidad efectiva. Saturación irreductible de agua. Variación de la saturación de agua por encima del contacto agua petróleo. Deducir por correlaciones la permeabilidad absoluta de muestras irregulares o ripios. Posible mojabilidad y ángulo de contacto si una roca es mojada por el agua o el petróleo.

Las curvas de presión capilar obtenidas de núcleos constituyen una forma de medir la distribución del tamaño de los poros. Tales curvas se obtienen de la inyección de mercurio en el núcleo conteniendo aire o la inyección de petróleo en la muestra cuando esta contiene agua. En estos métodos la cantidad de fluido que entra en el sistema poroso mediante una presión externa medida, el volumen y la presión determinan un punto en la curva de presión capilar. La presión capilar se incrementa y un nuevo valor de la cantidad de fluido inyectado es medido. En esta forma se obtiene suficiente información para determinar una curva que relacione volumen y presión.

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Esta curva de presión capilar puede ser interpretada como una medida de la distribución de tamaño de los poros presentes en el núcleo, es decir el volumen de fluido que entra en la roca a una determinada presión es igual al volumen de poros que tiene un determinado tamaño a la presión usada. El máximo volumen de fluido entrante a la presión máxima puede ser considerado como el valor de porosidad efectiva. HUMECTABILIDAD O MOJABILIDAD Es la tendencia de una superficie sólida a dejarse mojar preferencialmente por un fluido en presencia de otros con los cuales es inmiscible. El fluido que se adhiere sobre la superficie se denomina fase humectante. En yacimientos de hidrocarburos usualmente agua o aceite son las fases humectantes. Considere el siguiente sistema:

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Donde: σWS= Tensión interfacial agua-sólido σOS= Tensión interfacial aceite-sólido σWO= Tensión interfacial agua-aceite θ= Ángulo de contacto medido a través del agua El ángulo de contacto es usado como una medida de la humectabilidad y está comprendido entre 0 ⁰ y 180⁰. Según el ángulo de contacto de adherencia tenemos lo siguiente:

Θ=90⁰

Roca con humectabilidad neutra, lo que significa que el sólido no presenta preferencia por agua o aceite.

Θ<90⁰

Roca hidrófila (humectable al agua), el agua tenderá a entrar a entrar más en contacto con la superficie sólida que el aceite.

Θ>90⁰

Roca oleófila (humectable al petróleo), la gota de agua se contrae para evitar el contacto el sólido.

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Los factores que controlan la humectabilidad en el yacimiento son los siguientes:      

Composición de las superficies minerales Naturaleza del petróleo Saturación inicial de agua Química de la salmuera Distribución de tamaño de poro Cambios de presión, temperatura y composición

TORTUOSIDAD La tortuosidad es una característica que representa lo tortuoso de una curva, es decir, el grado de vueltas o rodeos que tiene. La tortuosidad de los canales porosos dificulta la filtración de los líquidos y gases, por lo tanto reduce su permeabilidad. Es evidente además que cuanto mayor sea la tortuosidad de los canales, tanto mayor es la probabilidad de dejar petróleo en la roca en el proceso de su desplazamiento por el agua. Si se considera una muestra de roca con un camino poroso interconectado (como una arenisca) se puede definir la tortuosidad de la roca como:

Donde:  

L es la longitud de la muestra de roca Le es la longitud del camino electrolítico equivalente

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89

4.7 LEVANTAMIENTOS SISMICOS

El beneficio principal aportado por estos levantamientos, también conocidos como perfiles sísmicos verticales, ha sido la vinculación de las imágenes sísmicas de superficie basadas en el tiempo con los registros de pozos basados en la profundidad. Los levantamientos de sísmica de pozos se clasifican usualmente por la geometría del levantamiento, que es determinada por el desplazamiento de la fuente, la trayectoria del pozo y la profundidad del arreglo de receptores. La geometría del levantamiento determina el rango de echados de la interfaces y el volumen del subsuelo del que se pueden generar imágenes. El tipo más simple de levantamiento de sísmica de pozos es el VSP sin desplazamiento de la fuente (Zero-offset VSP).El VSP sin desplazamiento de la fuente básico comprende un arreglo de receptores sísmicos de pozos y una fuente cercana al pozo. En la mayoría de los casos (a menos que los echados de las formaciones sean muy pronunciados), este levantamiento registra las reflexiones provenientes de una ventana estrecha alrededor del pozo.

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La salida estándar de un VSP sin desplazamiento de la fuente es un corredor de apilamiento, creado mediante la suma de las señales VSP que siguen de inmediato a los primeros arribos para formar una sola traza sísmica. Esa traza se reproduce varias veces, para mayor claridad, y para su comparación con las imágenes de la sísmica de superficie. El procesamiento arroja las velocidades de las formaciones en diferentes profundidades, que pueden vincularse a las propiedades derivadas de los registros de pocos e interpretarse para la detección y la predicción de zonas sobre presurizadas. El modelo de velocidad también puede utilizarse con el fin de generar trazas sintéticas a fin de identificar la presencia de múltiples en el procesamiento de la sísmica de superficie. Otro tipo de VSP sin desplazamiento de la fuente es el conocido VSO de pozo desviado, Walkabove, o de incidencia vertical. Está diseñado para asegurar que la fuente de situé siempre directamente por encima de los receptores desplegados en un pozo desviado u horizontal. Este levantamiento adquiere una imagen 2D de la región que se encuentra por debajo del pozo.

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Los perfiles VSP con desplazamiento sucesivo de la fuente (walkawat) son similares a los perfiles VSP con desplazamiento de la fuente se encuentra desplazada con respecto a la incidencia vertical, pero la geometría de la adquisición en cierto modo se invierte. El arreglo de receptores de pozo permanece fijo mientras que la fuente se aparta del mismo o “se desplaza” con un arreglo de desplazamientos. Todos los levantamientos descriptos están diseñados para proveer información e imágenes en una o dos dimensiones.

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4.8 REGISTROS GEOFÍSICOS Y APARATOS USADOS EN LABORATORIO

En la industria del petróleo, los registros obtenidos en agujero descubierto mediante servicios de cable (wireline), han sido utilizados ampliamente en los pozos para la localización de hidrocarburos. Estos registros nos proporcionan información esencial para la determinación de las propiedades petrofísicas de las rocas y de su capacidad de producción. Las mediciones están basadas principalmente sobre registros de tipo eléctrico, electromagnético, nuclear y sónico. Los registros de pozos intervienen en varias etapas de la realización de los mismos como lo es durante su perforación, su terminación y finalmente durante el proceso de producción. En agujero descubierto, los registros de pozo nos proporcionan información sobre parámetros tales como el espesor del yacimiento, porosidad, saturación de fluido, litología, ambiente geológico de depositación, presión, permeabilidad, entre otros. Mientras que en agujero revestido, los servicios de cable permiten efectuar con rapidez y buen control de profundidad, operaciones de disparo, colocación de instrumentos (tapones, empacadores) y diversas operaciones de control (evaluación de cementación, producción, reevaluación de intervalos). En este trabajo se presentan principalmente las mediciones de resistividad por medio de dispositivos eléctricos y de inducción electromagnética, no obstante en el apéndice A y B se mencionan de forma somera los registros de potencial espontaneo (SP) y rayos gamma (GR), así como los registros utilizados para evaluar la porosidad de la formación, respectivamente. Sin embargo esta tesis enfatiza los registros de resistividad por su aplicación en la obtención de las diferentes resistividades durante el proceso de invasión, debido a que mediante diferentes algoritmos que han sido desarrollados podemos calcular la saturación de fluidos presentes en una formación con contenido de hidrocarburos. A lo largo de este capítulo se presentan a grandes rasgos las propiedades necesarias para la evaluación de formaciones, deteniéndose y resaltando la importancia de la saturación de fluidos presentes en un yacimiento petrolero, se mencionan métodos para la determinación de las diferentes resistividades presentes en un yacimiento esencial para la estimación de la saturación de fluidos.

PARÁMETROS DE UN YACIMIENTO.

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Un yacimiento se puede definir como la porción de una trampa geológica que contiene hidrocarburos y que se comporta como un sistema interconectado hidráulicamente. Algunos yacimientos están asociados a grandes volúmenes de agua denominados acuíferos. Los hidrocarburos parcialmente ocupan los poros o huecos de la roca almacenadora y normalmente están a la presión y temperatura debidas a las profundidades a que se encuentra el yacimiento. Una formación geológica debe reunir dos características esenciales para formar un yacimiento comercial de hidrocarburos, que son: la capacidad de almacenamiento y la transmisibilidad de fluidos. La roca de un yacimiento está compuesta de cementante y componentes entre los cuales subsiste un espacio relleno con fluidos. La porosidad, por definición, es el espacio de poros dividido por el volumen total de la roca. Es posible determinar esta cantidad directamente en el laboratorio o estimarla por análisis de registros geofísicos. En el análisis de registros, a la parte sólida se le denomina generalmente como matriz. Para fines económicos sólo se debe considerar la porosidad interconectada, ya que la demás porosidad no contribuye al flujo. Los procesos geológicos posteriores a la sedimentación (cementación, disolución, reemplazamiento, fracturamiento) pueden modificar notablemente el volumen y la distribución de los poros. Cierta parte de los poros puede ser ocupada por arcilla secundaria, lo que contribuye a reducir el volumen de poros y también la capacidad de flujo del yacimiento. La determinación de la porosidad y del contenido de hidrocarburos es sin duda un aspecto muy importante en la evaluación de formaciones. Sin embargo, se debe examinar otros factores para que la formación sea explotada en forma económica:     

Profundidad y espesor del yacimiento Litología Contenido de arcilla Saturación y densidad de hidrocarburos Permeabilidad y presión de formación.

Estos parámetros pueden ser obtenidos directa o indirectamente de los registros, mediante mediciones en pozo abierto o revestido. PROFUNDIDAD. La medición de profundidad se efectúa mediante equipos calibrados, cuyo funcionamiento se revisa periódicamente. Los efectos de elongación del cable que resultan de su tensión en

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pozos profundos o la aceleración de herramienta en agujeros pegajosos, afectan la precisión de la medición. Actualmente existen herramientas como el equipo auxiliar AMS (Auxiliary Measurement Sonde) que permite entre otras mediciones, registrar constantemente la tensión en la cabeza de la herramienta, para mejorar el control de profundidad. Las profundidades registradas en cada bajada de herramienta, pueden ser corregidas posteriormente por efectos de desviación del pozo. La medición de profundidad obtenida con los registros, complementada por el análisis de echados de formación, constituye una fuente importante de información para los estudios de correlación, la determinación de la extensión lateral de los yacimientos y para su Interpretación estructural. La capacidad de muestreo de las herramientas varía de un diseño a otro. La distancia entre 2 muestreos consecutivos es generalmente de 6" (15 cm). Sin embargo, en el caso de las herramientas que tienen una buena resolución vertical (MSFL) se muestrea cada 1.2" (3 cm), lo que permite distinguir intercalaciones delgadas en la formación. La herramienta de echado estratigráfico SHDT toma 10 mediciones por pulgada, con el fin de proporcionar a los sedimentólogos y estratígrafos datos comparables en escala, con la información contribuida por núcleos.

La medición de profundidad obtenida con los registros, complementada por el análisis de echados de formación, constituye una fuente importante de información para los estudios de correlación, la determinación de la extensión lateral de los yacimientos y para su Interpretación estructural. POROSIDAD Y LITOLOGIA.

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El volumen del espacio de poros determina la capacidad de almacenamiento del yacimiento. La porosidad primaria es la porosidad que se desarrolla al final de la sedimentación o que ha estado presente dentro de las partículas sedimentarias al tiempo de la depositación. La porosidad secundaria se desarrolla en una roca después de su depositación, por procesos como la disolución o el fracturamiento. Generalmente, la porosidad secundaria es muy pequeña (1% a 2%) pero puede mejorar considerablemente la capacidad de flujo de la roca (permeabilidad). La relación entre las dos clases de porosidad varía según los yacimientos. En México, las areniscas del Terciario cuentan principalmente con porosidad primaria, en cambio los yacimientos carbonatados pueden presentar porosidad secundaria de importancia, pero baja porosidad primaria. Las porosidades se clasifican según la disposición física da material que rodea a los poros y a la distribución y forma de los poros. En una arena limpia, la matriz de la roca se compone de granos de arena individuales, con una forma más o menos esférica, y apiñados de manera que los poros se hallan entre los granos. Según la forma en que fueron depositadas, las calizas y dolomías también pueden mostrar porosidad intergranular. Asimismo, pueden tener porosidad secundaria en forma de pequeñas cavidades. La porosidad secundaria se debe a la acción de aguas de formación o fuerzas tectónicas en la matriz de roca después del depósito. Por ejemplo, las aguas de infiltración ligeramente acidas pueden crear y agrandar los espacios porosos al desplazarse a través de los canales de interconexión en las calizas; y los caparazones de pequeños crustáceos atrapados en el interior pueden disolverse y formar cavidades. Por otro lado, las aguas de infiltración ricas en minerales pueden formar depósitos que sellen parcialmente varios poros o canales de una formación. De este modo, reducen la porosidad de la formación y/o alteran la geometría de los poros. Las aguas ricas en sales de magnesio pueden infiltrarse a través de la calcita, reemplazando gradualmente el calcio por magnesio. Ya que el reemplazo se efectúa átomo por átomo, mol por mol, y el volumen de un mol de dolomita es 12% menor que el de la calcita, el resultado es que hay una reducción en el volumen de la matriz y un aumento correspondiente en el volumen de los poros. Se pueden presentar tensiones en la formación causando redes de grietas, fisuras o fracturas, que se agregan al volumen de los poros. Sin embargo, en general, el volumen real de las fracturas es relativamente pequeño. Estas normalmente no aumentan la porosidad de la roca de manera significativa, aunque sí pueden aumentar su permeabilidad en gran medida. Los registros utilizados para determinar la porosidad son: el de densidad de formación FDC o litodensidad LDT, el neutrónico compensado CNL y el sónico BHC*. En el caso frecuente de litologías complejas, no es posible efectuar una medición independiente de la porosidad, puesto que cada uno está afectado por los minerales que forman la roca, por el porcentaje de arcillas y por la densidad de los

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fluidos de formación (hidrocarburo liviano, gas). En México, los yacimientos de mayor producción están formados por calizas con porcentajes variables de dolomía y un contenido generalmente bajo de arcillas. Es común encontrar intercalaciones delgadas de anhidrita. La densidad de hidrocarburos varía según los campos.

CONTENIDO DE ARCILLA. La presencia de arcilla afecta en forma notable las lecturas de los registros de porosidad y de resistividad. El conocimiento de la composición mineralógica de las arcillas y su distribución en la matriz ayudan al analista de registros para predecir el comportamiento de una formación. Las arcillas depositadas en forma laminar afectan poco las características de porosidad y de permeabilidad horizontal. En cambio, cuando existen en forma dispersa, las partículas arcillosas se desarrollan en el espacio intergranular y tienden a obstruirlo parcialmente. Según el tipo de arcilla, la acumulación de las partículas entre los granos puede impedir casi totalmente el flujo de los fluidos de la formación. Por ejemplo, un contenido aun muy bajo de ilita en los poros, puede arruinar completamente la permeabilidad. En intervalos arcillosos, los registros de resistividad demuestran lecturas bajas, mientras que las deflexiones del potencial espontáneo se ven reducidas, lo cual permite proporcionar una evaluación cuantitativa del contenido arcilloso. Sin embargo, la naturaleza misma de estos indicadores limita su uso a condiciones particulares. El indicador de resistividad encuentra su mayor utilidad en caso de formaciones saturadas de hidrocarburos donde el producto ϕ·Sw es constante. El potencial espontáneo tiene mayor aplicación en formaciones de espesor y con buena porosidad. El registro de rayos gamma naturales (GR)† permite medir el contenido de arcilla, a partir de los niveles leídos en las lutitas y en los cuerpos limpios. En las lutitas se observa generalmente concentraciones apreciables de isótopos radioactivos que resultan del decaimiento de los elementos torio, potasio y uranio, los que producen altos valores de radioactividad, mientras que los cuerpos limpios quedan usualmente libres de tal fenómeno. Se puede entonces calibrar fácilmente la escala de rayos gamma a volumen de arcilla.

RESISTIVIDAD DEL AGUA DE FORMACIÓN

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FI agua de formación, a veces llamada agua congénita o agua intersticial, es el agua no contaminada por el lodo de perforación que satura la porosidad de la roca. La resistividad de esta agua de formación, Rw, es un parámetro importante para la interpretación, ya que se requiere para el cálculo de saturaciones (de agua o hidrocarburos) a partir de los registros básicos de resistividad. Existen varias fuentes de información sobre la resistividad del agua de formación. Estas incluyen catálogos de agua, análisis químicos, la curva de potencial espontáneo (SP) y diferentes cálculos y diagramas de resistividad - porosidad. Rw de catálogos de agua. En muchas regiones productoras de petróleo se han publicado catálogos de agua que enumeran los datos de resistividad para muchas aguas de formación, que se obtuvieron de diferentes campos y horizontes productores de la región. La fuente de los valores Rw puede ser la medición de una muestra de agua obtenida de la producción, de una prueba de producción o de una prueba de perforación y en algunos casos, de los registros geofísicos de pozos. Rw de análisis químicos. Aunque siempre es preferible la medición directa de la resistividad del agua de formación de una muestra de agua producida, algunas veces sólo se dispone de un análisis químico de la muestra de agua, incluso en las listas de catálogo. Existen diversos métodos para derivar la resistividad eléctrica de una solución a partir de su análisis químico. El método más exacto para obtener el valor de Rw es por medición directa sobre una muestra de agua, o bien a partir de un análisis químico. Sin embargo, esto no siempre es posible, por lo que se recurre entonces a diferentes alternativas que permiten obtener valores aproximados de Rw y que a continuación se indican:   

Obtención de Rw a partir del registro SP Obtención de Rw utilizando la gráfica de Pickett Obtención de RW a partir de gráficas de resistividad.

Obtención de Rw a partir del registro SP. En la interpretación cuantitativa de registros, es muy frecuente el uso del concepto de Potencial Espontáneo Estático (SSP). Concepto que se asocia a formaciones constituidas por arenas limpias. El Potencial Espontáneo Estático, teóricamente es igual al Potencial Espontaneo (SP), que está representado por:

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(III.1)

Dónde: K = Constante que depende de la temperatura de la formación Rmf = Resistividad del filtrado del lodo Rw = Resistividad del agua de formación. En la interpretación cuantitativa de registros será frecuentemente necesario conocer el valor de Rw a partir de la ecuación. Para lo cual será necesario que el valor de SSP se obtenga de una arena limpia invadida de agua salada, cuyo espesor sea grande (cuando menos de 20 veces el diámetro del agujero), con poca invasión y de baja resistividad. En las arenas donde se reúnen estas condiciones, generalmente la curva del potencial tiene forma cuadrada y los valores de SP leídos en el registro no requieren de corrección alguna para obtener el valor del SSP. Cuando en las cercanías del intervalo que se analiza en el registro, no existe una arena limpia que reúna las condiciones anteriores, es necesario hacer correcciones por medio de gráficas, aun tratándose de capas gruesas de arena, si se conoce aproximadamente el valor de la resistividad de la zona invadida. Generalmente, la resistividad del agua se calcula a partir de la ecuación, poniendo a Rw en forma explícita, se tiene:

(III.2)

OBTENCIÓN DE RMF

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Algunas sondas de microlog están provistas de un dispositivo especial que permite la recolección de una muestra de filtrado del lodo directamente dentro del pozo, simultáneamente con la obtención del registro. Se puede determinar esta resistividad en una muestra de filtrado del lodo que se obtiene en el mismo sitio del pozo. A través de un método indirecto es posible obtener el valor de Rmf cuando por alguna razón no es posible obtener directamente valores adecuados de Rmf y que está expresada aproximadamente por:

(III)

Se encontró que los valores de C son función de la densidad del lodo; en la Figura III.2 se muestra gráficamente esta relación.

Fig. III.2 Relación entre la densidad del lodo y la constante C de la ecuación de Overton y Lipson. Determinación de la constante K La constante K de la ecuación III.1 del potencial espontáneo es función de la temperatura. Existen varias expresiones para determinar su valor; una de las que más uso tiene es la siguiente:

100

K=60+0.13T

(III.3)

O bien: K=64+0.24T

(III.4)

Para T en grados centígrados.

OBTENCIÓN DE RW UTILIZANDO LA GRÁFICA DE PICKETT. El propósito principal de esta gráfica, en esta parte de la tesis, es obtener el valor de la resistividad del agua de formación Rw, a partir de la relación resistividad de la formación (Rt) y la porosidad (ϕ). Si a la ecuación de saturación de Archie ( 𝑆𝑤 𝑛 =

𝐹𝑅𝑤 𝑅𝑡

) se le aplican las leyes de los logaritmos,

se obtiene: 𝑛𝑙𝑜𝑔𝑆𝑤 = log 𝐹 + 𝑙𝑜𝑔𝑅𝑤 − 𝑙𝑜𝑔𝑅𝑡

(III.5)

Sustituyendo la ecuación particular de factor de formación F = a0 m y despejando lo de la ecuación, se obtiene: 𝑙𝑜𝑔𝑅𝑡 = 𝑙𝑜𝑔𝑅𝑤 + 𝑙𝑜𝑔𝑎 − 𝑚𝑙𝑜𝑔∅ − 𝑛𝑙𝑜𝑔𝑆𝑤

(III.6)

Para una zona con Sw=100%, o Sw=1, en fracción, y simplificando se obtiene:

(III.7)

𝑙𝑜𝑔𝑅𝑡 = −𝑚𝑙𝑜𝑔∅ + log(𝑎𝑅𝑤)

Lo cual se representa en la ecuación de una recta en una gráfica con escala logarítmica de la forma y=mx+b. Esto significa que si se tienen datos de porosidad y resistividad en una zona saturada 100% con agua (Rt=Ro), se ubicarán en una línea recta en un papel doble logarítmico mientras m sea constante. La Fig. III. 3 muestra la gráfica. La intersección de la

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línea media que representa los puntos, con el valor de porosidad de 100%, será el valor de Rw y el recíproco de la pendiente de esa recta será el valor de m.

Fig.III.3 Ejemplo de la gráfica de Pickett que muestra la línea de saturación de agua al 100% y el valor de la resistividad del agua (Rw).

OBTENCIÓN DE RW A PARTIR DE GRÁFICAS DE RESISTIVIDAD. Se puede decir en general que la salinidad de agua de las formaciones aumenta con la profundidad; sin embargo, hay ocasiones en que los valores se apartan de esta regla. Se ha

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encontrado que la salinidad del agua asociada con los yacimientos petroleros puede variar desde aproximadamente 1000 ppm hasta cerca de la concentración de saturación, del orden de 300,000 ppm. Los iones que comúnmente se encuentran en las aguas de las formaciones son los siguientes:

La sal que más comúnmente se encuentra en las formaciones es el NaCl. A temperatura constante, la resistividad de un electrolito disminuye con el aumento de salinidad. En los análisis cuantitativos de registros se acostumbra usar resistividades del agua de formación que corresponden a una concentración equivalente de NaCl. La gráfica de la Fig. III.4 es útil para encontrar el valor de Rw conociendo la salinidad en ppm y la temperatura de la Formación.

103

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EVALUACIÓN DE LA SATURACIÓN. La saturación de agua cumple un papel muy importante en la industria hidrocarburos debido a que por medio de ecuaciones existentes, ayuda a determinar la probabilidad de producción y calcular el volumen de hidrocarburos existentes que se le atribuye al cálculo de reservas. La saturación de agua es la fracción (o porcentaje) del volumen de los poros de la roca del yacimiento que está llena de agua. Por lo general se supone, a menos que se sepa lo contrario, que el volumen de los poros que no están llenos de agua están llenos de hidrocarburos. La determinación de la saturación de agua e hidrocarburos es uno de los objetivos básicos de los registros de pozos. FORMACIONES LIMPIAS. Todas las determinaciones de saturación de agua a partir de registros de resistividad en formaciones limpias (sin arcilla) con porosidad intergranular homogénea se basan en la ecuación de saturación de agua de Archie, o en variaciones de la misma. La ecuación es la siguiente:

(III.8) Donde Rw es la resistividad del agua de la formación. Rt es la resistividad verdadera de la formación. F es el factor de resistividad de la formación. (Factor de formación). Los factores de formación se pueden determinar en el laboratorio de muestras representativas de las formaciones de interés o de sondas con corta investigación. F se obtiene por lo general, de la porosidad medida de la formación por medio de la relación.

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(III.9) Existe una expresión similar para Sxo, la saturación agua en la zona lavada:

(III.10) Donde Rmf es la resistividad del filtrado de lodo. Rxo es la resistividad de la zona lavada. En estas ecuaciones, generalmente se le da al exponente de saturación n el valor 2. Experimentos de laboratorio han demostrado que este es un buen valor para casos promedio. Los valores de a y m en la Ec. III.2 están sujetos a mayor variación: en carbonatos por lo general se usa F=1/ϕ 2 ; en arenas F=0.62/ϕ 2.15 (fórmula de Humble) o F=0.81/ϕ 2 (una forma más simple prácticamente equivalente a la fórmula de Humble). En la interpretación de registros se pueden presentar dos situaciones diferentes mediante el método de Archie. La resistividad Ro de una zona porosa saturada 100% de agua congénita se puede determinar de un registro y la litología de esta zona puede considerarse esencialmente igual a la zona de producción que va evaluarse. Cuando las condiciones estipuladas se satisfacen, la saturación de agua de formación (agua congénita) se puede obtener directamente de la relación de Archie, en su otra expresión aplicando y sustituyendo la fórmula para el calcular el factor de formación (Ec. I.5), esto queda de la siguiente forma:

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(III.11)

Donde: Sw es la saturación de agua Ro es la resistividad cuando la roca está saturada 100% Rt es la resistividad verdadera n es el exponente de saturación. Este procedimiento tiene la ventaja de eliminar errores que pueden surgir debido a la incertidumbre en los valores de Ro y de los factores de formación. En la práctica el valor de n se toma igual a 2.0. Anteriormente se acostumbraba cambiar el valor n de acuerdo con la descripción geológica de la roca del yacimiento, pero esta práctica ha ido desapareciendo con la introducción del método para arenas lutíticas. En arenas oleófilas (mojadas por aceite) el valor n puede ser mayor de 2, mientras que en calizas se considera más práctico emplear un valor inferior a 2.0. La resistividad Ro no se puede obtener del registro. En este caso Ro se debe calcular a partir de:

(III.12) La resistividad del agua congénita se puede determinar de una muestra de agua, de su análisis químico o por interpolación en un atlas de salinidad. La porosidad se puede obtener de núcleos, recortes o de registros. El factor apropiado de cementación (consolidación), m, se debe seleccionar con base en la descripción litológica de la roca del yacimiento. La saturación de agua congénita se puede calcular entonces por medio de la ecuación de Archie:

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(III.13) Donde: ϕ es porosidad. Rw es resistividad del agua de la formación n es exponente de saturación m es exponente de cementación. Rt es resistividad de la zona no invadida por el filtrado de lodo. Muchas veces la ecuación de Humble se usa para determinar el factor de formación y en esta forma se evita el problema de seleccionar un valor para m de acuerdo con las condiciones litológicas. FORMACIONES ARCILLOSAS. En la actualidad se cuanta con muchas ecuaciones propuestas para determinar la saturación de agua en formaciones arcillosas, éstas se basan principalmente en la forma como están distribuidas las arcillas en la roca y en las propiedades del material arcilloso. Todas las ecuaciones parten de la propuesta por Archie para formaciones limpias, los principales modelos matemáticos para formaciones arcillosas son los siguientes:     

Waxman-Smits Doble agua(Dual water) Simandoux Simandoux mejorado Indonesia (Poupon y Leveaux).

Los modelos basados en la capacidad de intercambio catiónico son dos: Waxman-Smits y Doble agua (Dual water).

REGISTRO DE RAYOS GAMMA

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El registro de rayos gamma (RG) es una medición de la radioactividad natural de las formaciones rocosas. Los RG son emitidos espontáneamente por algunos elementos radioactivos, en su mayoría por los isótopos K40 con una vida media de 1.3x109 años; el U238 con una vida media de 4.4x109 años y el Th232 con una vida media de 1.4x1010 (Bassiouni, 1994). Los rayos gamma interactúan con la materia en tres diferentes procesos, como efecto fotoeléctrico, efecto Compton y como producción de pares (Fig. 6.2). De estos procesos solo el efecto fotoeléctrico y el efecto Compton son de nuestro interés, ya que la energía de los isótopos radioactivos de K, U y Th se encuentra dentro de estos efectos.

El efecto fotoeléctrico se presenta cuando un fotón choca con un átomo. La energía en esta interacción es transmitida a un electrón, parte de esta energía es utilizada para expulsar al electrón, y el resto de la energía es absorbida por el propio electrón (fotoelectrón; Fig. 6.3a), así estos fotoelectrones serán eventualmente capturados por otros átomos en el medio. En el efecto Compton los fotones gamma incidentes son de mayor energía y al igual que en el efecto fotoeléctrico parte de esta energía es consumida en la expulsión del electrón, pero la energía restante da como resultado a otro fotón gamma de menor energía (Fig. 6.3b). Este nuevo fotón seguirá disgregándose al interactuar con otros átomos hasta que alcancé el dominio fotoeléctrico y sea finalmente capturado (Bassiouni, 1994).

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La energía del decaimiento de los principales isotopos radioactivos de la Tierra se presenta dentro del efecto fotoeléctrico y del efecto Compton. El decaimiento radioactivo del isótopo K40 emite solo un nivel de energía (1.46 MeV) al pasar a Ar40. Mientras que el U238 y Th232 emiten rayos gamma a diferentes energías (Fig. 6.4), hasta llegar a los isótopos estables de Pb206 y Pb208, respectivamente (Bassiouni, 1994).

Medición de Propiedades Petrofísicas en Laboratorio

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RAYOS GAMMA Una forma de hacer la medición es mediante un espectrómetro de rayos gamma modelo GR -320 de la marca Exploranium®, que consiste en un sensor y una fuente equipada con un cristal de yoduro de sodio (NaI) y un tubo fotomultiplicador (Fig. 6.5). Cuando existe una emisión de rayos gamma, estos inciden en el cristal provocando una emisión de fotones luminosos (centelleos) que golpean una superficie fotosensible conocida como fotocátodo (Arroyo-Carrasco, 2007). Esto provoca una emisión de fotoelectrones dentro de un campo eléctrico que interactúan con ánodos ubicados a potenciales cada vez más altos. En en cada ánodo los electrones se multiplican como resultado de emisiones secundarias de electrones, de esta forma un gran número de electrones es almacenado en el último ánodo donde la carga se amplifica y es grabada por el equipo (Bassiouni, 1994).}

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El espectrómetro está caracterizado por una buena sensibilidad de detección y una alta eficacia de detección entre 50% y 60% de centelleos. El equipo es capaz de recibir RG en diferentes espectros (Postma y Ten Veen, 1999) como se muestran en la figura 6.6, estas ventanas reciben los siguientes niveles de energía: 1. La ventana de K que presenta toda la energía dentro de 1.36 MeV – 1.58 MeV. Indica la presencia de K 40, pero también fotones disgregados Compton Bi214 y Tl208. 2. La ventana de U procesa toda la energía dentro 1.66 MeV – 1.86 MeV; indica la presencia de U 238, y también fotones disgregados Compton del Tl208. 3. La ventana de Th que procesa 2.46 MeV – 2.78 MeV, solamente indica la presencia del Th232. 4. La cuenta total de la ventana 1 (V1), que presenta toda la energía por arriba de 80 keV 5. La cuenta total de la ventana 2 (V2), que presenta toda la energía por arriba de 400 keV y aunque es más restringida que V1, los datos son más factibles para formaciones que presentan una baja radioactividad.

Porosidad Porosimetro Un instrumento para medir el volumen poral, y por ende la porosidad de una muestra de roca. El término se utiliza además para ciertos instrumentos que miden efectivamente el

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volumen de granos, tal como el método de Doble Celda de la Ley de Boyle. Por consiguiente, el volumen poral se obtiene a partir de la diferencia existente entre el volumen aparente y el volumen de granos. Por lo general, el volumen poral se mide directamente con el método de la Celda Sencilla de la Ley de Boyle, mediante la suma de los fluidos o la saturación del líquido. El volumen aparente se mide en general por la flotabilidad, el desplazamiento del mercurio o una medición física del tamaño (calibrado); el volumen de granos con el método de Doble Celda de la Ley de Boyle o la desagregación de la muestra. Salvo por la desagregación, todas las técnicas determinan la porosidad efectiva, en el sentido de todos los poros salvo los aislados. Tipo Boyle. Por Expansión de Helio. Su funcionamiento está basado en la ley de Boyle, donde un volumen conocido de helio (contenido en una celda de referencia) es lentamente presurizado y luego expandido isotérmicamente en un volumen vacío desconocido. Después de la expansión, la presión de equilibrio resultante estará dada por la magnitud del volumen desconocido; esta presión es medida. Usando dicho valor y la ley de Boyle, se calcula el volumen desconocido, el cual representa el volumen poroso de la muestra. Ley de Boyle

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Ejemplo de un equipo para medir porosidad tipo Boyle por Expansión de Helio Ventajas  La muestra no se destruye ni se daña de ninguna manera, por lo que puede ser utilizada en otras mediciones.  La operación es rápida, sencilla y tiene un excelente nivel de repetibilidad.  Se pueden probar muestras que tengan formas irregulares o fisuras. Desventajas  Se requiere una calibración extremadamente cuidadosa y frecuente para poder obtener un buen nivel de exactitud.  Los cambios en temperatura o presión barométrica deben ser contabilizados en los cálculos.

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 El valor de porosidad resultante será más alto que el valor de porosidad verdadero si se absorbe el gas en las superficies de la muestra. El uso de helio minimiza esta posibilidad.

INMERSIÓN EN MERCURIO  Este método consiste en sumergir un tapón de núcleo en mercurio y el volumen del mercurio desplazado por la muestra se determina gravimétricamente (Principio de Arquímedes).

Ventajas:  Las muestras pueden utilizarse para análisis posteriores siempre que no ocurra una penetración del mercurio.  El método es exacto si se utiliza una técnica cuidadosa y se hacen mediciones precisas. Limitaciones:  La retención de aire alrededor de las muestras creará errores y producirá volúmenes totales demasiado altos.  Las muestras que tienen una superficie con cavidades o que contengan fracturas abiertas no son recomendadas para el análisis de volumen total por inmersión de mercurio. Bomba de Desplazamiento Volumétrico

115

El volumen total de la muestra se mide por desplazamiento de mercurio utilizando una bomba de desplazamiento volumétrico a la cual se conecta una cámara de acero inoxidable.

Ejemplo de un equipo con Bomba de Desplazamiento Volumétrico Ventajas:  Este procedimiento permite ejecutar mediciones rápidas.  La técnica se utiliza como parte de la medición de porosidad por Sumatoria de Fluidos.  Las muestras pueden utilizarse en análisis posteriores si no ocurre una penetración o adsorción de mercurio. Limitaciones:  El mercurio también puede quedar atrapado entre los materiales envolventes y la muestra. Por lo tanto, este método no es recomendable para muestras forradas.  El aire atrapado alrededor de la muestra producirá volúmenes totales demasiado altos.

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Volumen total sumando volumen poroso y de grano BV = GV + PV MEDICIÓN DE VOLUMEN POROSO El volumen poroso total = espacio vacío total

(conectado y aislado)

El volumen poroso total es igual a la diferencia entre el volumen total de la muestra y el volumen de grano desagregado. La separación se realiza con el fin de exponer cualquier volumen poroso aislado.

Volumen total sumando volumen poroso y de grano. MÉTODO SECO PARA DETERMINAR LA DENSIDAD DE GRANO O VOLUMEN DE GRANO Determinar el volumen total de muestra limpia. Se seca la muestra, se pesa y se desagrega. Se coloca una porción dentro de un porosímetro (ley de Boyle) y determinar volumen de grano. El Volumen de grano total se calcula utilizando la proporción del peso seco de la muestra consolidada con respecto al peso seco de la muestra desagregada que se coloca en el porosímetro.

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VENTAJAS Es rápido y la muestra puede utilizarse para más mediciones complementarias en el futuro desagregadas) LIMITACIONES Se necesita realizar un proceso de secado, inviable para rocas con yeso ni para rocas con minerales como halita ni otros solubles en fluido limpiador. También se supone en la prueba que cualquier volumen aislado permanece así durante todo el proceso de secado. Si el agua llegara a llenar el espacio poroso y no es removida mientras se seca la muestra, el volumen de grano será erróneamente alto. EXACTITUD Se puede calcular la densidad de grano con una precisión muy alta (± 0.01 g/cm3).

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No hay datos disponibles para comparar la porosidad pero la técnica calcula porosidades con una precisión de ± 0.4 unidades de porosidad o mejores. EQUIPOS -Pulverizador con tolerancia ajustable entre los platos moledores. -Tamiz de malla 60 en conformidad con la Oficina de Estándares de los Estados Unidos. -Balanza analítica, con una precisión de 0.1 miligramos -Porosímetro de la Ley de Boyle modificado para el manejo de muestras en polvo. (1) tapa para el vaso (para mantener la muestra en polvo dentro del vaso).

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PROCEDIMIENTO i. Preparación de la muestra.  1. Limpiar.  2. Secar a 225oF (107oC).  3. Enfriar en el Disecador.  4. Pesar la muestra y registrar el peso (W).  5. Repetir los pasos anteriores (del 2 al 4) hasta que se estabilice peso (W).  6. Determinar el Volumen Total (BV) ii. Triturar la muestra y pásela por un tamiz de calibre 60. iii. Seque una porción de la muestra para medir el Volumen de Grano entre 210º y 240ºF (99ºC a 116ºC) hasta llegar a un peso constante (Wd).

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iv. Determine el Volumen de Grano (GVd ) de la porción desagregada de la muestra por el método de Doble Celda de la Ley de Boyle  1. Calibre el porosímetro con la tapa del vaso de la muestra en su puesto.  2. Coloque un peso conocido (Wd) de las muestras trituradas y secas dentro de la cubeta de la muestra.  3. Mida el Volumen de Grano de la muestra desagregada y seca con

CÁLCULOS PV = BV - GV Donde: PV = Volumen poroso total. BV = Volumen total de la muestra original consolidada. GV = Volumen de grano de la muestra calculada por la ecuación b. GV = GVd x W/Wd Donde: GVd = Volumen de grano medido en la porción de la muestra desagregada colocada en el porosímetro. W = Peso original de la muestra Wd = Peso de la porción de la muestra desagregada y seca colocada en el vaso del porosímetro. GD = Wd/GVd Donde: GD = Densidad de grano de la porción de la muestra.

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PRECAUCIONES a. La porción de roca seleccionada para la medición de densidad de grano debe ser representativa de la muestra total. b. Precauciones para el método de Doble Celda de la Ley de Boyle (cubeta matriz) para el volumen de grano. CALIBRACIÓN Para el método de Doble Celda de la Ley de Boyle (cubeta matriz), para el volumen de grano. MEDICIÓN DIRECTA DEL VOLUMEN VACÍO. MÉTODO DE CELDA SENCILLA DE LA LEY DE BOYLE PARA LA MEDICIÓN DIRECTA DE VOLUMEN POROSO BAJO ESFUERZO RESTRICTIVO VENTAJAS  La muestra, si está limpia y seca al inicio de la prueba, estará limpia al final de la prueba y lista para mediciones posteriores.  La porosidad y la permeabilidad pueden determinarse de manera secuencial cargando la muestra solamente una vez.  Se eliminan las reacciones dañinas entre la roca y el fluido saturante utilizando un gas no reactivo. LIMITACIONES  El sistema debe calibrarse cuidadosamente para el volumen muerto.  Los cambios en temperatura y presión barométrica deben contabilizarse en los cálculos  La muestra debe ser un cilindro recto de buena calidad sin fisuras superficiales ni esquinas.

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Ventajas:  Son las mismas que las del método de bajo esfuerzo.  Al realizar el metodo con un esfuerzo mayo se simulan mejor las condiciones del acimiento y los resultados seran mas aproximados a los reales. Limitaciones:  El agua en la muestra debilita su resistencia

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PERMEABILIDAD Determinación de la Permeabilidad Absoluta La permeabilidad es medida en el laboratorio utilizando tapones de núcleos (pequeñas piezas cortadas del núcleo). Si la roca no es homogénea, el análisis del núcleo completo proporcionará resultados más exactos que el simple análisis de tapones de núcleos. La permeabilidad es una propiedad isotrópica del medio poroso, por lo tanto puede variar en función a la dirección a la cual es medida. Los análisis rutinarios de núcleos generalmente utilizan tapones de núcleos tomados paralelos a la dirección del flujo de los fluidos en el yacimiento. La permeabilidad obtenida de esta forma es la permeabilidad horizontal del yacimiento (Kh). La medición de la permeabilidad en tapones tomados perpendiculares a la dirección de flujo, permiten la determinación de la permeabilidad vertical del yacimiento (Kv). La figura 2.4 ilustra el concepto de los tapones de núcleos y la permeabilidad asociada a cada uno de ellos.

Figura 2.4. Tapones de núcleo y permeabilidad asociada Existen muchos factores que deben ser considerados como posibles fuentes de error en la determinación de la permeabilidad de un yacimiento. Estos factores son: - La muestra de núcleo puede no ser representativa del yacimiento, debido a la heterogeneidad del yacimiento. El núcleo extraído puede encontrarse incompleto. - La permeabilidad del núcleo puede ser alterada cuando se realiza el corte del mismo, o cuando este es limpiado y preparado para los análisis. - El proceso de muestreo puede ser alterado, debido a que solo son seleccionadas las mejores partes del núcleo para el análisis.

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La permeabilidad es medida haciendo pasar un fluido de viscosidad μ conocida a través del tapón de núcleo, al cual se le han medido las dimensiones (A y L), Luego se determina la tasa de flujo q y la caída de presión ∆P. Resolviendo la ecuación de Darcy para la permeabilidad se tiene:

Durante las mediciones de la permeabilidad se deben cumplir las siguientes condiciones: Flujo laminar No reacción entre el fluido - Presencia de una sola fase saturando el 100% del espacio poroso.

y

la

(viscoso). roca.

Usualmente se utilizan gases secos como N2, He o aire, para determinar la permeabilidad, con la finalidad de minimizar las reacciones entre el fluido y la roca. Las mediciones de permeabilidad se restringen a regiones de bajas tasas de flujo (flujo laminar). Para altas tasas de flujo, la ecuación de Darcy es inapropiada para describir la relación entre la tasa de flujo y la caída de presión. Al utilizar gas seco para medir la permeabilidad, la tasa de flujo volumétrica de gas q, varía con la presión, debido a la alta compresibilidad del gas, por lo tanto se debe utilizar el valor de q medido a la presión promedio en el núcleo. Asumiendo que el gas utilizado sigue un comportamiento ideal (lo cual ocurre a bajas presiones), se puede aplicar la siguiente relación: Ec. 2.21 En términos de tasa de flujo, la ecuación anterior puede ser expresada como: Ec. 2.22 Donde la presión promedio Pm, se expresa como: Ec. 2.23 Donde P1 y P2 representan la presión en la entrada y en la salida del núcleo respectivamente. La tasa de flujo de gas es usualmente medida en base a la presión atmosférica (Patm), por lo tanto el término qgsc puede ser introducido en la ecuación 2.22 y se tiene que: Ec. 2.24

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Donde qgsc es la tasa de flujo de gas a condiciones estándar. Sustituyendo la ecuación de Darcy en la expresión anterior se tiene:

Ec. 2.25 Esta ecuación puede ser escrita como:

Ec. 2.26 PERMEÁMETRO A GAS El permeámetro es un instrumento que sirve para realizar medidas de permeabilidad absoluta de secciones de núcleos consolidadas, forzando el flujo de un gas de viscosidad conocida a través de una muestra de sección y longitud conocidas. El aparato - Bombona de gas.

consta

Regulador Válvula

de Porta

las

siguientes

de de

partes: núcleos. Manómetro. presión. paso. Rotámetros.

A continuación se describe brevemente el procedimiento experimental utilizado para determinar la permeabilidad absoluta de una muestra: - Introducir la muestra en un tapón de goma, de forma tal que quede lo suficientemente ajustada, garantizando que cualquier fluido que entre al núcleo pueda escapar a la atmósfera solo después de haber atravesado toda su longitud. Colocar el tapón con la muestra dentro del portanúcleos. Abrir la llave de paso de la bombona. - Regular el flujo de gas hasta un determinado valor de diferencial de presión. Leer el flujo de gas en el rotámetro. Realizar la medida para diversos valores de presión. Leer la temperatura del gas que circula por la muestra. Determinar las dimensiones del núcleo con un vernier.

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- Con la temperatura leída determinar la viscosidad del gas utilizado. Utilizar la Ley de Darcy para calcular la permeabilidad. - Debido a que el fluido utilizado es un gas y se trabaja a bajas presiones, los valores de permeabilidad obtenidos serán mayores a la permeabilidad real de la muestra (debido al efecto Klinkenberg). Para corregir este efecto se debe realizar una gráfica de permeabilidad versus el inverso de la presión promedio. Con los puntos obtenidos se debe ajustar la mejor recta. La intersección de esta recta con el eje Y será el valor de la permeabilidad de la muestra corregida por el efecto Klinkenberg

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PERMEABILIDAD FACTORES QUE AFECTAN LAS MEDICIONES DE LA PERMEABILIDAD Existen diversos factores que afectan las mediciones de la permeabilidad realizadas en el laboratorio. Cuando se usa un gas como fluido para medir la permeabilidad se deben hacer correcciones por deslizamiento del gas. Cuando es líquido el fluido usado, se debe tener cuidado de que no reaccione con el sólido de la muestra. También se deben hacer correcciones debido al cambio en permeabilidad por reducción en la presión de confinamiento en la muestra. DESLIZAMIENTO DEL GAS – EFECTO KLINKENBERG Klinkenberg descubrió que las mediciones de permeabilidad realizadas con aire como fluido de medición, muestran resultados diferentes a los valores de permeabilidad obtenidos cuando el fluido utilizado para las mediciones es un líquido. La permeabilidad de una muestra de núcleo medida por flujo de aire siempre es mayor que la permeabilidad obtenida cuando se usa un líquido. Klinkenberg postuló, en base a sus experimentos de laboratorio, que la velocidad del líquido en la superficie de contacto con la roca es cero, mientras que los gases presentan cierta movilidad en dicha superficie de contacto. En otras palabras, los gases se deslizan en las paredes de la roca. Este deslizamiento resulta en una elevada tasa de flujo para el gas a determinado diferencial de presión. Klinkenberg también encontró que para un determinado medio poroso al aumentar la presión promedio la permeabilidad calculada disminuye. Si se grafica la permeabilidad medida versus 1/Pm, y la recta obtenida se extrapola hasta el punto donde 1/Pm = 0, en otras palabras, donde Pm sea infinita, esta permeabilidad sería aproximadamente igual a la permeabilidad obtenida utilizando un líquido. La figura 2.5 muestra un gráfico donde se aprecia este procedimiento. La permeabilidad absoluta se determina por extrapolación, como se muestra en la figura.

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Figura 2.5. Corrección del efecto Klinkenberg La magnitud del efecto Klinkenberg varía con la permeabilidad del núcleo y con el tipo de gas usado en el experimento como se muestra en las figuras 2.6 y 2.7.

Figura 2.6. Efecto de la permeabilidad en la magnitud del efecto Klinkenberg

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La línea recta que mejor ajusta los valores de permeabilidad medida usando un gas versus 1/Pm puede ser expresada como:

Ec. 2.27 Donde: Kg = Permeabilidad medida con un gas. Kl = Permeabilidad medida con un líquido, equivalente a la permeabilidad absoluta. Pm = Presión promedio C = Pendiente de la recta. Klinkenberg sugiere que la pendiente de la recta es función de los siguientes factores: Permeabilidad Tipo de gas usado en la - Radio promedio de los capilares de la roca.

medición

de

la

absoluta. permeabilidad.

Figura 2.7. Efecto de la presión del gas en las medidas de la permeabilidad para varios gases Klinkenberg expresó la pendiente C mediante la siguiente relación: Ec. 2.28

130

Donde b es una constante que depende del tamaño de los poros y es inversamente proporcional al radio de los capilares. Combinando las ecuaciones 2.27 y 2.28 se obtiene:

Ec. 2.29 Donde Kg es la permeabilidad medida con gas a la presión promedio Pm. Jones estudio el fenómeno de deslizamiento del gas para un grupo de núcleos, en los cuales se conocía los valores de porosidad y permeabilidad absoluta. Él correlacionó el parámetro b con la permeabilidad absoluta mediante la siguiente expresión: Ec. 2.30 Las mediciones usuales de permeabilidad son hechas con aire a presiones cercanas a la presión atmosférica. Para evaluar el fenómeno de deslizamiento y el efecto Klinkenberg, es necesario realizar las mediciones de permeabilidad (usando gas) para por lo menos dos valores de caída de presión. Si no se dispone de esa información se puede utilizar la siguiente ecuación: Ec. 2.31 La ecuación anterior es no lineal y puede ser resuelta de forma iterativa usando el método iterativo de Newton – Rapshon. Este método propone una solución que puede ser convenientemente escrita como:

Ec. 2.32 Donde: Ki = Suposición inicial de la permeabilidad absoluta, md. Ki+1 = Nuevo valor de permeabilidad a ser usado para la próxima iteración. f(Ki) = Ecuación 2.31 evaluada usando el valor asumido de Ki. f’(Ki) = Primera derivada de la ecuación 2.31 evaluada en Ki. El valor de la primera derivada de la ecuación 2.31 con respecto a Ki es: Ec. 2.33 El proceso iterativo es repetido hasta que exista convergencia, la cual se alcanza cuando f(Ki) se aproxime a cero, o cuando no existan cambios entre el valor calculado de Ki y el valor observado.

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REACTIVIDAD DE LOS LÍQUIDOS La Ley de Darcy supone que no debe haber reacción entre el fluido y el medio poroso. En ciertos casos, el medio poroso contiene sustancias activas, principalmente arcillas, que se hidratan y aumentan en volumen cuando se ponen en contacto con agua, especialmente si el agua es dulce. El efecto se disminuye si se usa agua salada y desaparece si se mide la permeabilidad usando un líquido que no sea polar, como el kerosén. Estos métodos, aún cuando permiten obtener el valor verdadero de la permeabilidad, no son muy prácticos. Para problemas de Ingeniería que requieren el flujo de un fluido que reacciona con la roca, lo más lógico es medir la permeabilidad usando el fluido en cuestión, o una solución de la misma salinidad y pH. Los reactivos líquidos alteran la geometría interna del medio poroso. Este fenómeno no disminuye el valor de la Ley de Darcy, más bien resulta en un nuevo medio poroso, cuya permeabilidad es determinada por la nueva geometría. PRESIÓN DE SOBRECARGA Cuando el núcleo es removido de la formación todas las fuerzas de confinamiento son removidas. Se le permite a la roca expandirse en todas direcciones, cambiando parcialmente la forma de los canales de flujo dentro del núcleo. La compactación por sobrecarga puede originar hasta un 60% de reducción de permeabilidad. Es importante señalar que algunas formaciones son mucho más compresibles que otras, por eso se requieren de muchos datos para desarrollar correlaciones empíricas que permitan corregir la permeabilidad debido al efecto de las presiones de sobrecarga. PROMEDIOS DE PERMEABILIDAD ABSOLUTA La propiedad más difícil para determinar en un yacimiento usualmente es la distribución de permeabilidad. La permeabilidad es más variable que la porosidad y más difícil de medir. Conocer la adecuada distribución de la permeabilidad es un factor crítico para poder predecir la depleción de un yacimiento por cualquier proceso de recobro. Es extraño encontrar yacimientos homogéneos en la práctica. En muchos casos, el yacimiento contiene distintas capas, bloques o zonas de variación de la permeabilidad. También, debido a la existencia de heterogeneidades a pequeña escala, la

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permeabilidad obtenida de núcleos debe ser promediada para representar las características de flujo en todo el yacimiento o en capas individuales. Existen tres técnicas simples para promediar los valores de permeabilidad, estas son comúnmente usadas para determinar un promedio apropiado de permeabilidad que represente un sistema homogéneo equivalente. Los tipos de promedio de permeabilidad son: - Promedio geométrico.

Promedio Promedio

ponderado. armónico.

PROMEDIO PONDERADO DE PERMEABILIDAD Este método es usado para determinar la permeabilidad promedio de un yacimiento formado por capas paralelas de diferente permeabilidad. Consideremos un caso en el cual el flujo del sistema esta comprendido en tres capas paralelas que se encuentran separadas por barreras impermeables (no ocurre flujo cruzado), como se muestra en la figura 2.8. Todas las capas tienen el mismo ancho, W.

Figura 2.8. Flujo lineal a través de capas paralelas El flujo en cada capa puede ser calculado aplicando la ecuación de Darcy para flujo lineal, por lo tanto la tasa de cada capa y la tasa total pueden ser expresadas por las siguientes ecuaciones:

Donde: qt

=

Tasa

de

flujo

total.

133

Kprom = W = ΔP ht = Espesor total.

Permeabilidad Ancho =

promedio de P1

del

modelo la –

entero. formación. P2

La tasa de flujo total es igual a la suma de las tasas de flujo a lo largo de cada capa, por lo tanto de las ecuaciones anteriores se tiene:

Por lo tanto la permeabilidad promedio se puede escribir como:

Ec. 2.34 La ecuación anterior es comúnmente utilizada para determinar la permeabilidad promedio de un yacimiento utilizando información de análisis de núcleos. PROMEDIO ARMÓNICO DE PERMEABILIDAD Pueden ocurrir variaciones laterales en la permeabilidad de un yacimiento, esto puede ser ilustrado mediante un conjunto de bloques de diferente permeabilidad conectados en serie, como se muestra en la siguiente figura:

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Figura 2.9. Flujo lineal a través de capas en serie Para flujo en estado estable, la tasa de flujo es constante y la caída de presión total es igual a la suma de la caída de presión a través de cada zona: Ec. 2.35 Aplicando la ecuación de Darcy y sustituyendo la caída de presión se tiene:

Cancelando términos semejantes y simplificando se obtiene la siguiente expresión:

Ec. 2.36 PROMEDIO GEOMÉTRICO DE PERMEABILIDAD El promedio geométrico es definido matemáticamente por la siguiente relación:

Ec. 2.37

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Si el espesor de todas las muestras de núcleo es el mismo, la ecuación anterior puede ser simplificada de la siguiente forma: Ec. 2.38 PERMEABILIDAD CORRELACIONES DE PERMEABILIDAD ABSOLUTA La determinación de la saturación de agua irreducible por mediciones de presión capilar ha permitido la evaluación de valores de saturaciones de agua irreducible en muestras de permeabilidad variable. Estas mediciones han permitido llegar al punto donde es posible correlacionar la saturación de agua irreducible con la permeabilidad de una muestra de un yacimiento dado, y hasta cierto punto entre diversos yacimientos. La experiencia indica una relación general entre la porosidad de un yacimiento y la saturación de agua irreducible, con tal de que el tipo de roca y el tamaño del grano no varíen a través de la zona de interés. Esta relación es definida por la siguiente ecuación: Ec. 2.39 Donde C es una constante para un tipo de roca particular y/o tamaño de grano. Algunos investigadores indican que la constante C que describe el tipo de roca, puede ser correlacionada con la permeabilidad absoluta de la roca. Dos métodos empíricos comúnmente utilizados son los siguientes: ECUACIÓN DE TIMUR Timur propone la siguiente expresión para estimar la permeabilidad a partir de la saturación de agua irreducible y la porosidad:

Ec. 2.40 ECUACIÓN DE MORRIS – BIGGS Morris y Biggs presentan las siguientes dos expresiones para estimar la permeabilidad dependiendo del tipo de yacimiento. - Para yacimientos de petróleo se tiene:

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Ec. 2.41 - Para yacimientos de gas se tiene:

Ec. 2.42 RELACIÓN ENTRE POROSIDAD Y PERMEABILIDAD Las dos características principales que debe poseer todo yacimiento son la porosidad y la permeabilidad. La permeabilidad no puede existir si no existe la porosidad, por lo tanto existe una relación entre ambas propiedades, la cual no siempre es universal. Consideremos un medio poroso con una sección perpendicular al flujo de área A, una longitud L y n capilares rectos de radio r y longitud L, que atraviesan todo el medio poroso. El flujo a través de estos capilares puede ser descrito por la ley de Poiseuille:

Ec. 2.50 Si se utiliza la ley de Darcy para describir el flujo a través de estos capilares, se tiene:

Ec. 2.51 El volumen poroso es igual a la suma del volumen de cada uno de los capilares y viene dado por la siguiente expresión: Ec. 2.52 La porosidad del sistema puede ser escrita según la siguiente ecuación:

Ec. 2.53 Igualando las ecuaciones 2.50 y 2.51 se tiene:

Ec. 2.54 Sustituyendo la ecuación 2.53 en 2.54 y despejando el radio de los capilares se tiene:

Ec. 2.55

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Según la ecuación 2.55, la permeabilidad y la porosidad están relacionadas mediante el radio de los capilares del sistema (capilares uniformes).

138

5.

CARACTERIZACIÓN ESTÁTICA INTEGRADA DE YACIMIENTOS

5.1 DATOS GEOFÍSICOS A medida que el concepto eficiencia-costos ha pasado a ser una fuerza de dirección en la economía de la industria petrolera y a medida que los grandes campos se acercan a su etapa de abandono, la geofísica ha sido reconocida incrementalmente como una herramienta para mejorar la explotación y la administración integral de yacimientos petroleros. La confiabilidad de los levantamientos geofísicos, particularmente sísmicos, ha reducido significativamente el riesgo asociado a la perforación de pozos en los campos existentes. DATOS GEOLÓGICOS Para la explotación de los yacimientos se requiere conocer con detalle aspectos geológicos de la roca almacenadora (sedimentológicos, estratigráficos y estructurales), tanto externos como internos, los cuales pueden englobar en la geometría del cuerpo, que corresponde a los aspectos externos y en la heterogeneidad del medio poroso, que corresponde a los internos. En los aspectos externos se considera, principalmente, la forma, el tamaño y la orientación del cuerpo sedimentario y en los internos están incluidas las variaciones petrográficas, mineralógicas y sedimentológicas, por ejemplo, que existen dentro de la masa de roca. Con base en estudios superficiales y subsuperficiales realizados en ambientes de depósito actuales, se han definido con detalle los rasgos distintivos, antes mencionados, para los cuerpos sedimentarios que se encuentren con acumulación de hidrocarburos. DATOS PETROFÍSICOS Registros Geofísicos De Pozos: Los registros geofísicos ayudan a definir características geológicas y físicas de las rocas, tales como: litología, porosidad, saturación de fluidos y permeabilidad, así como para identificar zonas productoras, determinar profundidad y espesor de zonas, distinguir entre aceite, gas o agua en el yacimiento y para estimar las reservas de hidrocarburos. Asimismo, los registros geofísicos se emplean en la exploración petrolera para correlacionar zonas y ayudar en el mapeo de estructuras y la elaboración de mapas geológicos y petrofísicos.

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Datos de Laboratorio de los Sistema Roca y Roca-Fluidos: Los datos de laboratorio importantes para la caracterización se obtienen de los análisis de núcleos y de los fluidos. Al muestrear la formación y sus fluidos, se podrán determinar, por ejemplo, la presión de saturación, salinidad del agua, densidad de grano de la roca, litología, contenido de arcilla, porosidad, contacto entre fluidos, estimar la permeabilidad, estimación de corte de agua.

Los profesionales involucrados en un estudio integrado intercambian experiencias y puntos de vistas en la creación de un modelo representativo del yacimiento, el cual permitirá la predicción del comportamiento de producción y presiones del mismo, alternamente se compararía con otras opciones de recobro que mejoren la producción y los costos.

5.2 4.2 MODELACIÓN GEOLÓGICA - PETROFÍSICA INTEGRAL DE YACIMIENTOS

La modelación geológica – petrofísica integral se puede definir, como un proceso mediante el cual se describen las características que controlan la capacidad de almacenamiento y de producción de los yacimientos, usando toda la información posible que se tenga disponible. Las propiedades del yacimiento incluyen desde una descripción geológica de la cuenca, tipos de roca, distribución de facies, ambiente de depósito, geometría de los cuerpos que conforman el yacimiento, hasta sus propiedades petrofísicas como son porosidad permeabilidad, saturación de agua, etc. Estos datos provienen de diversas fuentes de información como son: estudios geológicos, levantamientos y procesamiento de información sísmica, registros geofísicos de pozo, muestras de núcleo, datos de producción, etc.

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El modelado de yacimientos debería de incluir la información de todas las distintas fuentes, entre más información se use mejor será la descripción del yacimiento, sin embargo, en la práctica, surgen problemas cuando se trata de utilizar la información de manera simultánea, ya que no todos los datos están disponibles al mismo tiempo, la calidad de la información es diferente, la información se tiene en diferentes resoluciones y existen muchos datos de importancia que se tienen de manera cualitativa, como son las descripciones geológica, que no se pueden integrar en forma consistente en un modelo numérico.

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5.3 DATOS RELEVANTES PARA EL MODELO Existen tres fuentes principales de datos para la modelación geológica – petrofísica de yacimientos, estas son información directa de núcleos y muestras de canal, información indirecta que proviene de registros geofísicos de pozo y la información también indirecta de levantamientos geofísicos, en particular información relacionada con la metodología sísmica. Toda esta información se maneja en forma simultánea hasta generar un modelo que será contrastado con la información dinámica derivada del sistema pozo-yacimiento. NÚCLEOS La información de núcleos y de muestras de canal, pero principalmente de núcleos constituye la información directa más valiosa con que se cuenta, tiene la desventaja de ser información escasa y dirigida hacia las partes más importantes del yacimiento. Los núcleos se estudian en laboratorios y se obtiene información litológica como tipo de roca, mineralogía, textura, tamaño y distribución de grano, tipo de medio poroso y descripción de conductos de interconexión. A nivel petrofísico se determinan propiedades como porosidad, permeabilidad, saturación de agua, saturación de hidrocarburos, etc. Esta es información escasa pero relevante que debe emplearse en los modelos numéricos. REGISTROS GEOFÍSICOS DE POZO. Los registros geofísicos de pozos aportan información de los yacimientos por medio de mediciones indirectas, realizadas en la pared del pozo. El aspecto relevante de esta información es la posibilidad de realizar una estimación de las propiedades, de manera casi continua y a condiciones de yacimiento. Su desventaja principal consiste en que es una información indirecta que se obtiene en la pared del pozo. La complejidad de cada formación geológica impide definir un modelo único de evaluación de registros geofísicos que se aplique a todos los yacimientos. El método de evaluación debe tomar en cuenta las condiciones particulares de cada formación, los registros disponibles y las respuestas deseadas, además debe ser lo suficientemente flexible para adaptarse o cambiarse, según las necesidades. Las diferentes litologías constituidas por caliza dolomitizada, dolomía, anhidrita, limonita, lutitas, etc., requieren de métodos analíticos no solamente capaces de determinar las proporciones respectivas de cada mineral y derivar valores confiables de los parámetros petrofísicos, sino también de predecir de manera aceptable la productividad de los intervalos. La determinación de la porosidad y el contenido de hidrocarburos es sin duda un aspecto muy

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importante en la evaluación de las unidades productoras. Sin embargo, se deben examinar otros factores para que la formación sea explotada de manera óptima. Así con los registros también es posible conocer la profundidad y espesor del yacimiento, la litología, el contenido de arcilla, la saturación de fluidos, la densidad de los hidrocarburos y la presión de las formaciones. Los núcleos y registros geofísicos de pozo, son prácticamente la única fuente para la estimación casi continua de propiedades petrofísicas tan importantes como la porosidad y la permeabilidad, así que la integración de estas dos fuentes de información es esencial en una interpretación confiable. El entendimiento de las características y limitaciones de cada una de las técnicas de evaluación, es obviamente un requisito esencial para una correcta calibración de los datos y sobre todo para la integración de la información disponible. SÍSMICA. La información sísmica es un dato relevante para la caracterización de yacimientos, ya que permite obtener una imagen de las variaciones laterales de las formaciones de estudio. Su aspecto fundamental lo representa del cubrimiento en un espacio 3D, mientras que su principal limitación lo representa su baja resolución vertical, con lo que solo las grandes variaciones serán identificadas por los datos sísmicos. En la interpretación geológica – sísmica (figura 4.1), se reconocen no sólo los horizontes de interés, sino que también se detectan de manera relativamente sencilla, las fallas principales, algunas veces muy evidentes. Esto depende del tipo de detalle que se tenga en la interpretación, entre línea y línea y entre traza y traza (líneas con orientación perpendicular a las líneas de información sísmica). En las áreas de modelación y caracterización de yacimientos se requiere de una interpretación geológica del yacimiento a mayor detalle, ya que de esto depende una explotación óptima de los hidrocarburos.

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Ejemplo de Sísmica en 3D:

La resolución sísmica depende de varios factores, tales como; la longitud de onda, la frecuencia, la fase y la amplitud, además de que con los datos sísmicos se pueden obtener algunos atributos sísmicos que se relacionan con propiedades físicas de interés como las fracturas. Cabe recordar que la facies sísmica es una unidad tridimensional compuesta de reflectores sísmicos con elementos tales como: amplitud, continuidad, frecuencia y velocidad de intervalo y que estas características son diferentes de otras unidades o facies sísmicas adyacentes. Durante el desarrollo de la interpretación sísmica, y debido a que es un método indirecto, se tiene incertidumbre en el margen de error; desde los parámetros utilizados en el levantamiento sísmico, el procesado de datos sísmicos, recolección de la información, la identificación (picado) de horizontes (estrato geológico a estudiar), el modelo de velocidad, la conversión tiempo a profundidad, etc., que se refleja en el resultado final de la estructura geológica y su volumen de hidrocarburos. Aquí es donde se presenta el mayor impacto de la incertidumbre del modelo, ya que repercute en el contenido de fluido en el yacimiento.

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ATRIBUTOS SÍSMICOS. Los atributos sísmicos son mediciones específicas de características geométricas, cinemáticas, dinámicas o estadísticas obtenidas a partir de datos sísmicos básicos. Los atributos sísmicos conforman la información obtenida de los datos sísmicos originales, ya sea por medición, por lógica o por experiencia basada en el razonamiento. Los atributos sísmicos, tales como: velocidad de las ondas P y S, impedancias acústica y elástica y reflectividad de incidencia normal, están influenciados por cambios en las propiedades físicas de las rocas, por ejemplo en la siguiente figura se muestra un mapa de impedancia acústica referido a la cima de la formación, donde se muestra la tendencia de sedimentación.

Algunos atributos sísmicos son más sensibles a cambios en la porosidad de la roca que al tipo de fluido que ésta contiene en los poros. La impedancia acústica de un material elástico es el producto de la velocidad por su densidad. No hay necesidad de interpretar un horizonte para obtener el atributo de impedancia acústica, ya que éste se obtiene de un cubo sísmico al aplicarle un modelo de un cubo de velocidad, dando de resultado un cubo de impedancia acústica, como se muestra en la figura.

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Para los atributos de coherencia (continuidad, correlación, semblanza y covarianza) y varianza no se necesita interpretar un horizonte ya que éstos se obtienen directamente del cubo sísmico y miden la similitud entre dos trazas sísmicas. Los atributos de amplitud se obtienen de un horizonte interpretado, y en la práctica se crean mapas de amplitud para identificar puntos brillantes u oscuros, que son indicadores de la presencia de hidrocarburos y fallas. Los atributos de frecuencia son resultado de un horizonte interpretado, las bajas frecuencias instantáneas en un yacimiento son buen indicador de gas, ya que los yacimientos con contenido de gas atenúan las altas frecuencias. Por su parte las altas frecuencias son indicadores de alta estratificación geológica, y se correlacionan con capas de arena, es decir; a mayor estratificación se infiere que existen más capas de arena en una estructura geológica específica.

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5.4 MODELO GEOLÓGICO

Basado en la integración de datos, el modelo geológico, es un compendio de las características y propiedades estáticas de un yacimiento. El modelo geológico en general, consta de modelos más detallados de acuerdo con las diversas disciplinas de la geología, es decir un modelo geológico consta de un modelo estructural, un modelo sedimentarioestratigráfico y un modelo litológico. Uno de los objetivos del modelo geológico es determinar la heterogeneidad del yacimiento e identificar su influencia en las propiedades petrofísicas de las rocas y en las características que tendrá el flujo de fluidos al momento de la producción de hidrocarburos. En una primera etapa en la conformación de un modelo geológico de un yacimientos, es importante tener claro un modelo conceptual de los procesos que dieron origen al yacimiento en estudio, así el modelo conceptual condensa la evolución geológica que culmina con el tipo roca que forma el yacimiento, la trampa en que se acumuló el petróleo y las propiedades petrofísicas asociadas, además el modelo conceptual sirve como indicativo para definir los posibles límites del yacimiento y las áreas en donde puedan encontrarse características similares, es decir, las áreas con posibilidades de continuar la exploración. La definición del modelo geológico constituye una de las más importantes fases del estudio de un yacimiento debido al volumen de trabajo que involucra y por el impacto que tiene. Consta de las siguientes etapas: 1. 2. 3. 4.

Modelo Estructural. Modelo Estratigráfico. Modelo Litológico. Heterogeneidades del Yacimiento

MODELO ESTRUCTURAL. El modelo estructural está relacionado con los esfuerzos y deformación que determinan el tipo y orientaciones de la estructura que forma el yacimiento, se refiere en concreto a la definición de la estructura geológica (trampa), fallas, y limites que presenta el yacimiento, en decir un modelo estructural es la arquitectura o esqueleto que conforma un yacimiento. En ciertos lugares, los esfuerzos que actúan sobre la estructura rompen la roca, formando bloques que se desplazan, ya sea por encima o por abajo y en forma horizontal algunos

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metros o kilómetros de distancia. Estas fracturas con desplazamiento se conocen como fallas geológicas. Cuando el esfuerzo es de expansión se originan fallas normales que tienden a ser perpendiculares a la dirección de la extensión. Las fallas se producen por esfuerzos desbalanceados que exceden la resistencia de las rocas, y el tipo de falla depende de si los esfuerzos verticales u horizontales son mayores. La sección estructural derivada de las interpretaciones sísmicas, geológicas y petrofísicas muestra la estructura del yacimiento (figura 2.1), el espesor de las diferentes unidades geológicas y los límites vertical y horizontal. La sísmica y los datos de registros de pozo son fundamentales para definir el modelo de deformación que presenta el yacimiento. El modelo estructural del yacimiento, tiene cierto grado de incertidumbre, que está relacionado parcialmente al conocimiento del área del yacimiento y a las limitaciones de las técnicas que comúnmente son empleadas en la interpretación y en la configuración estructural, así como al patrón de fallas que afectan el yacimiento y a sus límites externos. En el procedimiento de la interpretación sísmica con fines estructurales, los errores pueden estar básicamente relacionados a la interpretación del horizonte y a problemas de la conversión tiempo profundidad. Los errores en la interpretación del horizonte son debidos en ocasiones al mal diseño del procesado sísmico y pueden representar una fuente importante de incertidumbre en la interpretación estructural. La configuración estructural del yacimiento es definida con base en la interpretación de datos sísmicos. Se realiza la interpretación (picado) del horizonte de interés de un cubo sísmico en tiempo, generando datos en coordenadas X y Y en tiempo doble de viaje de la onda sísmica, y sus respectivos polígonos de fallas. Se genera un mapa estructural en tiempo (figura 4.1), el cual, al multiplicarlo por un modelo de velocidad media de la formación geológica de interés, da como resultado un modelo estructural en profundidad. Es de fundamental importancia tener información de pozos, tales como; registro sónico (DT), registro de perfil sísmico vertical (VSP) y/o puntos de disparo (Check-Shot), para conocer la distancia y tiempo de viaje de la onda sísmica, para poder así definir un modelo de velocidad confiable.

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MODELO ESTRATIGRÁFICO. El modelo estratigráfico define las unidades que conforman el yacimiento, es decir es el relleno de la arquitectura o armazón que se definió en el modelo estructural. El modelo estratigráfico tiene que ver con la definición de las superficies que delimitan a las principales unidades de flujo del yacimiento. El modelo estratigráfico implica un trabajo de correlación que potencialmente involucra un considerable número de disciplinas tales como: sísmica, estratigrafía de secuencias, sedimentología, interpretación de registros de pozos, bioestratigrafía, geoquímica, y estudios de análogos de superficie. Una parte importante del modelo estratigráfico es la construcción de una malla estratigráfica que define la geometría interna de las unidades, para lo cual existen en general dos posibilidades: capas proporcionales o capas paralelas. La estratigrafía de secuencias se puede definir como el estudio de paquetes de estratos separados por discordancias denominadas secuencias depositacionales depositadas durante un ciclo del nivel relativo del mar. Es el estudio de facies genéticamente relacionadas dentro de un marco cronoestratigráfico. El principio básico es que el patrón de sedimentación es controlado por cambios relativos del nivel del mar, y este a su vez, es controlado por la eustasia, subsidencia, tectónica y sedimentación. La interacción de esos factores determina el espacio disponible para el acomodo de sedimentos y la geometría resultante del patrón de sedimentación. La aplicación de estratigrafía de secuencias a los yacimientos proporciona un marco estratigráfico detallado de las diferentes unidades genéticas, ya que puede ser estudiada e identificada a diferentes escalas. Dentro de una secuencia es posible predecir la continuidad, conectividad y extensión de los cuerpos de arena y establecer los parámetros representativos para el modelado estocástico. Sus principios se pueden aplicar a los sistemas siliciclásticos y carbonatos.

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MODELO GEOLÓGICO LITOLÓGICO. Un modelo litológico detallado del yacimiento representa una potente herramienta como guía de la distribución petrofísica, ya que en muchos yacimientos las facies litológicas y las características petrofísicas están íntimamente relacionadas, de ahí su importancia. El modelo litológico del yacimiento se refiere a una etapa de identificación y clasificación de facies. El concepto de facies es particularmente adecuado para estudios integrales de yacimientos, ya que pueden ser consideradas como el volumen elemental práctico del yacimiento y representan el bloque básico para la construcción de modelos geológicos en tres dimensiones. En la práctica, la definición de facies en una primer etapa se reduce a la definición de dos tipos de facies: la que constituye al yacimiento y la que no. Pero cuando se tiene información de buena calidad, es decir cuando se identifican un número mayor de facies, se puede intentar un enfoque más sofisticado basado en el tratamiento estadístico multivariado de los datos. Las facies se definen en los núcleos, luego se identifican en los registros, finalmente se agrupan en un número reducido que se denominan litotipos. El propósito práctico de la definición de facies, se centra en cómo construir distribuciones realistas en tres dimensiones de las facies, de manera que puedan ser usadas posteriormente en la modelación del yacimiento. Las facies deben poseer un control significativo sobre las propiedades petrofísicas, ya que de otra manera, la modelación de la distribución de las facies será de poco beneficio, ya que la incertidumbre no se reducirá y los modelos resultantes no tendrán un mayor poder predictivo.

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Heterogeneidades del Yacimiento. Las heterogeneidades del yacimiento están relacionadas con características geológicas, tanto a pequeñas como a gran escala y que su impacto en el flujo de los yacimientos es proporcional al grado de importancia que presenten. Los yacimientos en general son heterogéneos, y dicha heterogeneidad se debe a su litología, textura, presencia de fracturas, fallas, efectos diagenéticos, etc. Así se pueden identificar siete tipos básicos de heterogeneidades, referidas a diferentes escalas de magnitud y pueden ser de origen estratigráfico, diagenético o estructural principalmente. Las heterogeneidades de pequeña escala, se pueden reconocer en núcleos. Se relacionan a la laminación y estratificación cruzada y características del medio poroso. Las heterogeneidades a grande escala, son los tipos más importantes de discontinuidades internas del yacimiento, las cuales representan trayectorias favorables a los fluidos, barreras, y zonas con contrastes bien marcados de permeabilidad. Su impacto en la dinámica del yacimiento puede ser muy fuerte.

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5.5 MODELO PETROFÍSICO INTEGRADO

El flujo de fluidos tiene lugar en una red interconectada de espacios de poro. Las características y las propiedades de esta red porosa están relacionadas con la distribución original del tamaño de los granos de la roca del yacimiento. La comprensión de la estrecha relación existente entre la red de poros, las propiedades de la roca y el flujo constituye la piedra angular de cualquier estudio de un yacimiento. Para establecer un modelo petrofísico en un yacimiento se requiere transitar por dos etapas. En la primera etapa, conocida como evaluación petrofísica, a partir de mediciones en núcleos y de registros geofísicos, se aplican diversos procedimientos de interpretación y estimación de las propiedades petrofísicas: porosidad (φ ), saturación de agua (Sw) y permeabilidad ( K ). El resultado de esta etapa es un modelo petrofísico a escala de pozo. Mientras que en la segunda etapa se emplean un número de técnicas, principalmente geoestadísticas, que integran de manera sistemática el modelo geológico, la petrofísica previamente obtenida a escala de pozo y la sísmica con el fin de derivar modelos en dos y tres dimensiones de distribuciones de las propiedades petrofísicas de manera que describan correctamente su variabilidad espacial a escala de yacimiento. En esta etapa consiste en el análisis de la variación lateral de las propiedades petrofísicas con el propósito de poder generar distribuciones 2D y 3D a la escala de yacimiento. Durante muchos años únicamente se usaron métodos de interpolación para este fin, pero en los últimos 10 años se ha incrementado la aplicación de técnicas geoestadísticas que permiten integrar diferentes fuentes de información, en particular la sísmica en 3D a través del uso de los atributos sísmicos. Partiendo de la interpretación petrofísica disponible a nivel de pozo, posiblemente promediada en cada sección vertical (en las capas del yacimiento), la distribución espacial de la porosidad puede ser obtenida de diferentes maneras.

Interpolación 2D:    

Método de distancias inversas al cuadrado. Es un método sencillo e intuitivo. No es óptimo. Kriging Ordinario.

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    

Es óptimo pues toma en cuenta la correlación espacial para minimizar la varianza del error. En ambos casos los resultados son muy suavizados si no se posee una información lateral densa. Simulaciones Estocásticas (Geoestadísticas) condicionadas a los datos en los pozos y restringidas por el modelo de facies. Reproducen la heterogeneidad y la variabilidad espacial de los datos. Múltiples modelos igualmente probables.

INTEGRACIÓN CON LA SÍSMICA. La sísmica es la única fuente directa de información sobre la región entre los pozos. Antiguamente su uso estaba limitado a la delimitación estructural del yacimiento, pero en la actualidad ofrece una información muy importante para la caracterización del yacimiento. Su empleo es a través de algún atributo sísmico que esté correlacionado con la propiedad petrofísica de interés, en este caso porosidad, mediante la aplicación de un modelo de regresión o de estimación conjunta: Cokriging o de alguno de los métodos alternativos al Cokriging como son: Cokriging Colocado y Kriging con Deriva Externa. El procedimiento sigue los siguientes pasos: Calibración: Los datos sísmicos deben ser calibrados verticalmente y arealmente con la información de pozo. Para esto se usan: registros sónicos, Perfiles Sísmicos Vertical (VSP) y checkshot velocity surveys. Identificación del Atributo Sísmico: Amplitud, impedancia acústica, etc, pero debe estar fuertemente correlacionado con la porosidad. Existe el riesgo de aceptar correlaciones falsas o espurias cuando hay pocos datos de pozo. Predicción: Se aplica regresión, Cokriging o de alguno de sus métodos alternativos. Validación Cruzada: Se estiman quitando uno a uno los pozos y se estiman los valores usando el resto, luego se calcula alguna medida del error. Distribución 3D: Empleo de modelos geocelulares (mallas en 3D) y de la geoestadística. Hay dos enfoques para la modelación geoestadística de la porosidad: Estimación Directa: Se modela directamente a partir de un número de perfiles verticales de porosidad en los pozos y una función de correlación espacial.

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Modelación en dos Etapas: Primero se obtiene un modelo litológico en 3D usando un grupo selecto de facies, y luego se modela la porosidad dentro de cada litofacies.

Observación: Se debe hacer notar que la integración de la información sísmica en 3D es un problema difícil debido a que su resolución vertical es mucho más pobre que la típica escala

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vertical de la descripción geológica. Aún no existen métodos satisfactorios para realizar esta integración.

5.6 PREPARACIÓN DE LOS DATOS DE CARACTERIZACIÓN ESTÁTICA PARA SER UTILIZADOS EN UN MODELO DE SIMULACIÓN DE YACIMIENTOS

Las herramientas geoestadísticas son cada vez más empleadas en la modelación de yacimientos petroleros debido a la disponibilidad de códigos (software) comerciales que de una u otra manera están basados en estas técnicas. No obstante en la mayoría de los casos no existe una metodología sistemática e integrada que nos permita guiar el proceso de modelación de propiedades petrofísicas de un yacimiento a partir de diferente naturaleza y que son obtenidos a diferentes escalas del yacimiento. A partir del modelo geológico conceptual de un yacimiento y usando todas las fuentes de información disponibles: núcleos, registros de pozos y sísmica, desarrollar un modelo numérico de las propiedades petrofísicas en 3-D.

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Dificultades:   

Información insuficiente y/o no representativa. Cambio de escala. Como toda disciplina estadística depende considerablemente de decisiones subjetivas del experto.

Oportunidades de Desarrollo:   

Geostadístico de múltiples puntos. Uso de datos dinámicos: pruebas de pozo, historia de producción, y sísmica 4-D. Modelación basada en superficies.

Software Disponible:  

GSLIB. ISATIS.

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 

HERESIM 3D. PETREL.

5.7 VINCULACIÓN DE LA CARACTERIZACIÓN ESTÁTICA CON LA CARACTERIZACIÓN

DINÁMICA DE YACIMIENTOS El modelo de un yacimiento petrolero debe ser un modelo integrado desarrollado por geocientístas e ingenieros y preparado conjuntamente por todas las disciplinas involucradas en el desarrollo de un yacimiento. El modelo integrado de yacimiento, requiere un conocimiento a través de la geología; propiedades de roca y fluidos; flujo de fluidos y mecanismos de la recuperación; perforación y terminación de pozos; historia de producción. Para determinar el comportamiento del yacimiento y estimar las reservas, es necesario conocer las características de los yacimientos de una forma más real, para garantizar que se construya un modelo de simulación más confiable y con menos incertidumbres. La exactitud de los resultados (ajuste de la historia de producción y los pronósticos de producción) será función de la calidad de los datos y del modelo utilizado para su análisis; por lo que resulta fundamental realizar la Caracterización Integrada del Yacimiento. Desde hace algunos años, la caracterización de yacimientos petroleros era un proceso muy diferente al de hoy en día. La aproximación era de tipo secuencial, donde la geofísica, la geología, la petrofísica y la ingeniería de yacimientos trabajaban casi independientemente, los resultados de una especialidad eran proporcionados a la otra sin una reacción significante. Una de las principales consecuencias de esta aproximación, es que cada disciplina define sus propios objetivos, los cuales en general son diferentes entre ellos y posiblemente solo aproximados al objetivo general de la Caracterización Integrada del Yacimiento. El estudio o caracterización geológico-petrofísica a menudo se elabora utilizando solo información estática (en términos de geometría y propiedades petrofísica: por ejemplo, sísmica, datos de registros y núcleos) y la información dinámica (datos de presión, producción, etc.), se utiliza para revisar la consistencia del modelo y su capacidad para reproducir el comportamiento del yacimiento. Con ello es posible definir el modelo del yacimiento, el cual es un modelo integrado que requiere un conocimiento cuidadoso de la geología, de las características de la roca y de los fluidos, de los mecanismos de recuperación de hidrocarburos, de la perforación y terminación de pozos, así como también de la historia de producción, por mencionar algunos aspectos.

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Dicho modelo es preparado conjuntamente por geocientíficos e ingenieros, debido a los puntos siguientes: Mejora la descripción del yacimiento y minimiza la incertidumbre. Se corrigen contradicciones. Mejora la aproximación en la caracterización del yacimiento. Integra el estudio de la información y ayuda a la calidad de la administración integral de yacimientos. Se utiliza la última tecnología, identificando más oportunidades. Provee técnicas prácticas para caracterizaciones precisas y producción óptima.

Un modelo de calidad es importante debido a que permite interpretar y comparar el comportamiento real del yacimiento con lo documentado en el estudio integral del yacimiento, así mismo provee un medio de conocimiento del comportamiento real del yacimiento y permite realizar predicciones bajo diferentes escenarios de producción con el fin de tomar las mejores decisiones dentro de la administración integral de yacimientos.

6. BIBLIOGRAFÍA 

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