OILCHANNEL
Los registros de imágenes son reconocidos dentro de la comunidad
geocientífica por ser herramientas de perfilaje valiosas para disminuir
la incertidumbre en una caracterización de yacimientos. Su alta
resolución vertical, múltiples mediciones de una propiedad con sus
múltiples sensores y su flexibilidad le confieren la posibilidad de
contribuir en caracterización de yacimientos desde el punto de vista
sedimentológico, estructural, petrofísico y geomecánico. El objetivo de
esta publicación es mostrar algunas de sus múltiples posibilidades, a
través de sencillos ejemplos, para que el lector aprecie que mediante su
uso se reconocen las heterogeneidades presentes en el subsuelo.Introducción
Obtener el máximo valor de los datos adquiridos es probablemente la función más importante que se demanda a lo geocientificos. Por esa razón, a manera de introducción, se comparte un mapa mental para visualizar los múltiples beneficios que obtienen las diferentes disciplinas de las geociencias mediante los datos generados por un registro de imágenes, para obtener una mirada precisa del yacimiento.
Figura 1. Múltiples beneficios que aportan los registros de imágenes a diferentes disciplinas dentro de la caracterización de yacimientos.
Desarrollo
Chitale expresa que “luego de los núcleos, los registros de imágenes revelan la verdadera heterogeneidad de un yacimiento. Formaciones que lucen homogéneas y gruesas en realidad están compuestas de capas delgadas altamente heterogéneas. El no capturar correctamente estas heterogeneidades es la causa de subestimar zonas potencialmente productoras de hidrocarburos. También, de sobreestimar la conectividad vertical de muchas formaciones comprometiendo el éxito de proyectos de recuperación mejorada de hidrocarburo”.
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https://www.oilchannel.tv/noticias/registros-de-imagen-una-mirada-precisa-al-yacimiento
Rock Typing - Clasificación de Yacimientos por Tipos de Rocas. Caso de estudio de la cuenca del lago de Maracaibo.
CESAR AGUILAR / HUGO GOVEA
OILCHANNEL
Clasificar por tipos de rocas un
yacimiento facilita la toma de decisiones en la gerencia de yacimientos.
Al agrupar las diferentes rocas presentes sobre la base de sus
características macroscópicas y microscópicas es posible predecir el
comportamiento de producción de cada una de las clases identificadas,
jerarquizar cada una de ellas y enfocar los recursos existentes en las
que generen el mayor valor.
Para ejecutar dicha clasificación existe un
amplio rango de técnicas que dependen de la complejidad y los datos
existentes en el yacimiento. En formaciones carbonáticas varios
atributos pueden ser usados para distinguir tipos de rocas, tales como:
litofacies, propiedades petrofísicas, tipos de poros presentes,
mineralogía y distribución de la garganta poral.
Aún cuando en el
espacio de núcleo los resultados sean sólidos, todas ellas se ven
retadas por la complejas variaciones existentes en un yacimiento
carbonático que hacen muy difícil capturar todas las heterogeneidades
presentes y propagarlas a lo largo de todos los pozos presentes en el
yacimiento.
Para resolver este complejo problema en el yacimiento bajo
estudio se aplicó una metodología que combina el radio de garganta de
poro con el indicador de zonas de flujo propuesto por Amaefule y
algoritmos de aprendizaje supervisado (cluster análisis MRGC) que
permiten propagar los resultados a lo largo de todo el pozo de una forma
objetiva e integral.
INTRODUCCIÓN:
Winland, Pittman y otros investigadores
han mostrado la utilidad de la determinación del radio de garganta
poral, obtenido a partir de ensayos de laboratorio de presión capilar
por inyección de mercurio, para caracterizar yacimientos y encontrar
relaciones que permitan definir el potencial de producción y sello de
una roca. A su vez, ellos indican que comúnmente el número de datos
disponibles de esta prueba es escaso debido a su costo y el alto grado
de toxicidad del mercurio y por tanto han realizado esfuerzos para
derivar empíricamente correlaciones entre la porosidad, la permeabilidad
y el radio de garganta poral.
Por otra parte, Amaefule define: “Una
unidad hidráulica como un volumen de roca dentro del yacimiento en el
cual las características geológicas y petrofísicas que afectan al flujo
de fluidos son internamente consistentes y predeciblemente diferentes de
otras propiedades de otros volumen de roca”. El indicador de zonas de
flujo (FZI) es el único parámetro que incorpora los atributos geológicos
de textura y mineralogía (representados en la constante de Kozeny t s F
que involucra el factor de forma y la tortuosidad con el área
superficial por unidad de volumen del grano Sgv) en la discriminación de
las unidades hidráulicas. El indicador de zonas de flujo, es
correlacionado con ciertas combinaciones de respuestas de perfiles de
pozos para desarrollar modelos de clasificación y posteriormente generar
predicciones de permeabilidad no lineales multivariables en intervalos o
pozos en los que no se disponga de núcleos.
Finalmente, Amaefule
introduce el concepto de radio hidráulico como clave para el
entendimiento de las unidades hidráulicas y para relacionar la
porosidad, la permeabilidad y la presión capilar y su utilidad para
definir la continuidad y la extensión areal de los patrones de flujo del
yacimiento.
La formación bajo estudio está compuesta
de tres litologías principales: La primera donde predominan las facies
clásticas compuestas en su mayoría por cuarzo, minerales arcillosos,
siderita y minerales accesorios, tales como, feldespatos potásicos,
plagioclasas, pirita y dolomita. En la segunda facie predominan las
facies carbonáticas compuestas en su mayoría por calcita, cuarzo,
minerales de arcilla y siderita, además de pequeñas cantidades de
plagioclasas, ankerita, pirita y dolomita. Por último, también están
presentes facies híbridas (com puestas por mezclas de carbonatos y
siliciclásticos en diferentes proporciones) como indica la Figura 1.
Un crossplot densidad-neutrón es una
herramienta útil para comprender el comportamiento mineralógico de la
formación en escala de registro. Destaca la heterogeneidad de la
formación. En la Figura 2. Se presenta un
gráfico cruzado neutrón-densidad-rayos gamma para los pozos con núcleo
mostrando el efecto de la litología. El hexágono naranja evidencia la
presencia de siderita, donde la densidad de matriz es mayor de 2.71g/cc,
mientras que el cuadrado rojo representa las facies de arenisca.
César Aguilar es
un Petrofísico Senior que labora en PDVSA desde el año 2005. Sus
principales intereses incluyen la caracterización de yacimientos,
registros especiales, y data mining. César posee un postgrado en
Caracterización avanzada de yacimientos otorgado por el IFP. El es
miembro de la SPE y de la SPWLA.
Hugo Govea es
Magister en Geología petrolera. Petrofísico Senior con 14 años de
experiencia en Yacimientos Clásticos y carbonáticos en Venezuela,
Colombia y México. El es miembro de la SPE y de la SPWLA.
Caracterización petrofísica de yacimientos laminares por Resonancia Magnética Nuclear (RMN).
OILCHANNEL / HUGO GOVEA / CESAR AGUILAR
Una característica de los
yacimientos laminares es que debido a ser depositados en yacimientos de
baja energía es común encontrar limo en ellos. Por su grano de tamaño
fino a muy fino el área específica superficial es alta teniendo como
consecuencia un aumento en la saturación de agua irreducible (SWIR en lo
sucesivo). Adicionalmente, el tener mayor SWIR genera una superficie de
conductancia eléctrica que reduce el valor de la resistividad de la
formación que dificulta su evaluación petrofísica. El registro de
resonancia magnética nuclear (RMN en lo sucesivo) en conjunto con los
datos de núcleos es una alternativa para identificar éste volumen de
limo y por ende mejorar la caracterización del yacimiento evitando
subestimar zonas potencialmente productivas.
Para La Unión de Servicios Geológicos Americana (USGD por sus siglas en inglés) limo es
“cualquier mineral o partícula de roca o mineral no-litificado con
tamaño entre (1/256 to 1/16 mm)”.
De acuerdo al glosario técnico de
Schlumberger limo es “un
término usado para describir partículas de tamaño entre 2 y 74
micrometers (200 mesh)”. Ambas definiciones no especifican los minerales
constituyentes del limo, lo que hace difícil su caracterización.
Worthingthon (SPE 38035), expresa que aunque está compuesto en su
mayoría de cuarzo de tamaño muy fino su comportamiento característico es
diferente a los valores típicos de cuarzo. Adicionalmente, menciona
“Por su tamaño pequeño genera una superficie de conductancia eléctrica y
retiene entrampada una saturación de agua no móvil”.
Debido a estas
características la saturación de agua calculada usando métodos
convencionales puede ser aparentemente muy alta, conllevando a
subestimar el potencial petrolífero de algún yacimiento. Finalmente,
cita “Este volumen de limo es difícil de determinar solamente con
registros convencionales”. Este trabajo es una referencia que debe ser
consultada ya que de una manera didáctica y global el autor desglosa el
problema de los yacimientos con baja resistividad y proporciona una guía
teórica para visualizar cómo se solucionó esta problemática en
diferentes partes del mundo.
En la Figura 1 está
disponible una tabla que permite entender la magnitud del problema que
puede ocasionar el limo en la caracterización petrofísica:
La tabla permite visualizar
yacimientos petrolíferos de diferentes latitudes cuya producción inicial
no tuvo agua asociada, pero la saturación de agua aparente obtenida por
técnicas tradicionales de evaluación petrofísicas era artificialmente
elevada. Todos estos yacimientos pudieron ser subestimados y descartados
debido a la presencia de limo. Afortunadamente las empresas encargadas
de operarlos fueron capaces de realizar una caracterización adecuada y
produjeron las reservas existentes en el subsuelo.
En esta publicación se ilustrará
el uso del registro de RMN para la determinación del volumen de limo y
se motivará al lector a profundizar su conocimiento sobre este registro
tan útil.
ACERCA DE LOS AUTORES:
César Aguilar es
un Petrofísico Senior que labora en PDVSA desde el año 2005. Sus
principales intereses incluyen la caracterización de yacimientos,
registros especiales, y data mining. César posee un postgrado en
Caracterización avanzada de yacimientos otorgado por el IFP. El es
miembro de la SPE y de la SPWLA.
Hugo Govea es
Magister en Geología petrolera. Petrofísico Senior con 14 años de
experiencia en Yacimientos Clásticos y carbonáticos en Venezuela,
Colombia y México. El es miembro de la SPE y de la SPWLA.
Caracterización de RED DE FRACTURAS a partir de REGISTROS DE IMÁGENES MICRORESISTIVAS.
Los registros de imágenes son reconocidos dentro de la comunidad
geocientífica como una de las herramientas de perfilaje más valiosas que
se pueden capturar debido a sus múltiples bondades. Estas le confieren
la posibilidad de contribuir en caracterización de yacimientos desde el
punto de vista sedimentológico, estructural, petrofísico y geomecánico.
El objetivo de esta publicación es mostrar sus aportes en la
caracterización de redes de fracturas en el yacimiento, y está
especialmente preparado para quienes se inician como geocientificos y
no están familiarizado con su uso y desean acelerar su proceso de
formación.
Introducción:
Los registros de imágenes microresistivos ofrecen múltiples beneficios
para las diferentes disciplinas de las geociencias, como se observa en
la siguiente figura, permitiéndonos obtener una mirada precisa del
yacimiento.
El presente artículo se concentrará en detallar como la red de fracturas
puede ser caracterizada a partir de su adquisición. Para leerlo ingresa
al siguiente enlace https://www.oilchannel.tv/noticias/caracterizacion-de-red-de-fracturas-a-partir-de-registros-de-imagenes-microresistivas
