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    Introducción a la Caracterización Petrofísica de Yacimientos Laminares
    Introducción a la Caracterización Petrofísica de Yacimientos Laminares

    Introducción a la Caracterización Petrofísica de Yacimientos Laminares

    Introducción a la Caracterización Petrofísica de Yacimientos Laminares Por: César Aguilar
    Introducción
    La caracterización de yacimientos laminares es uno de los retos más importantes que tiene la industria petrolera. El éxito económico que se pueda obtener de los mismos se fundamenta en una adecuada caracterización petrofísica. Los Yacimientos convencionales en su mayoría están en etapa de agotamiento y una forma de rejuvenecerlos es buscar las oportunidades de hidrocarburos dejado atrás al subestimar la fracción laminar de los mismos. Los yacimientos turbiditicos1 merecen una mención especial, conociendo las limitaciones que poseían las herramientas de resistividad tradicionales en el pasado, es necesario revisar todos los prospectos evaluados décadas en este tipo de ambiente sedimentario, incorporando herramientas de alta resolución. Adicionalmente, se deben considerar los fenómenos sin-sedimentarios de deformación que afectan la continuidad y conectividad de este tipo de yacimientos2. Desde el 2000 hasta el 2012 se han reportado 31 descubrimientos de yacimientos gigantes (>500MM BOE) en agua mayores a 500 metros, de acuerdo a Dribus3 incorporando 177 TCF y 51 Billones de BOE. 17 de los cuales se descubrieron entre 2009 y 2012.
    Considerando que varias fuentes, incluyendo Whitfield4 indican que los descubrimientos en yacimientos convencionales están reemplazando menos del 30% de los volúmenes de hidrocarburos que estamos extrayendo. Adicionalmente la IAE5 pronosticó una fuerte disminución de la producción asociada a los yacimientos convencionales. Finalmente, gran parte de los reservas que se están descubriendo están ubicadas en yacimientos de agua profundas que en muchas ocasiones tienen asociado comportamiento de yacimientos laminares es necesario trabajar en las oportunidades de mejora que tienen las metodologías usadas hasta la fecha y estar dispuesto a realizar los cambios que nos permitan adaptarnos a los retos que enfrentaremos, teniendo como premisa que la calidad obtenida es una función del tiempo y de los recursos tangibles e intangibles disponibles. Deseamos que el lector entienda la necesidad de profundizar en los siguientes conceptos que se mencionaran.
    Definiciones Básicas:
    En primer lugar hablaremos de las implicaciones teóricas que están detrás de la caracterización petrofísica de yacimiento laminares y empezaremos con unas definiciones básicas para facilitar su comprensión.
    Guha6 define capas delgadas como todas aquellas capas cuyo espesor es inferior a la resolución vertical de las herramientas de perfilaje. Alerta en su investigación “que cada herramienta tiene su definición de capa delgada”. Menciona que puede estar “entre 2-4 pies para el registro sónico y resistividad o puede ser tan solo 0,5 pulgadas en los registros de imágenes microresistivas”. Esta definición implica que el espesor de cada capa individualmente es menor que en un yacimiento convencional. La sucesión de capas delgadas puede tener un espesor importante, sin embargo, las capas lutiticas en la secuencia pueden ser un sello parcial, disminuir la permeabilidad vertical y generar problemas en la implementación de procesos de recuperación mejorada. Otra implicación inherente a este concepto propuesto es que cambia con el tiempo. Las herramientas de perfilaje actuales no poseen la misma resolución vertical que hace 30 años atrás.
    Lamentablemente, este no es el único problema asociado a la depositación de capas delgadas en yacimientos laminares. Asociado al poco espesor se tiene un problema para determinar la resistividad verdadera de la formación. Worthington7 (1997) define las zonas potencialmente productoras de hidrocarburos que poseen baja resistividad (Low resistivity pay zones) como aquellas donde no existe un contraste eléctrico lo suficientemente grande para diferenciar claramente entre zonas potencialmente productoras de hidrocarburos y zonas 100% saturadas de agua. Una de las causas que él atribuye a este fenómeno es que hay zonas que no pueden ser resueltas por las herramientas de perfilaje, debido a que el espesor de las mismas es menor que la resolución vertical de las herramientas. Luego establece que al observar que el reservorio es laminado y que el espesor de las láminas es menor que la resolución vertical de las herramienta de resistividad profunda se debe tratar de mejorar la lectura de resistividad profunda a través de algunos de estos métodos: Deconvolución, “Forward modeling” o usar la mayor resolución vertical de las herramientas de resistividad más someras para mejorar la lectura de la herramienta de resistividad profunda.
    Figura 1. Relación entre el tamaño del grano y el área específica superficial. Tomado de https://www.ihrdc.com/els/ipimsdemo/t26/offline_IPIMS_s23560/resources/data/G4107.htm
    Finalmente, otro problema asociada a este tipo de yacimiento es que debido a ser depositados en yacimientos de baja energía es común encontrar limo en ellos. Por su grano fino a muy fino el área específica superficial es alta (ver figura1) teniendo como consecuencia un aumento en la SWIR. Worthington5 expresa “En yacimientos depositados en ambientes de baja energía, adicionalmente a la arenisca y la arcilla se deposita un volumen de limo. Por su tamaño pequeño genera una superficie de conductancia eléctrica, adicionalmente retiene entrampada una saturación de agua no móvil”. Este volumen de limo es difícil de determinar solamente con registros convencionales.
    Estas definiciones no deben confundirse con el concepto de lámina como: “toda capa cuyo espesor es muy pequeño” (Mckee and Weir proponen un espesor de 10 mm y aún se mantiene esa definición entre geólogos)
     
    En este artículo definiremos los yacimientos laminares como “todo aquel yacimiento cuya fracción de capas delgadas de formación productiva tiene un espesor tal que permite tener una acumulación y un potencial de producción asociado de hidrocarburo, y por ende, será económicamente rentable. Esta definición, implícita dentro de las definiciones anteriores, la introducimos aquí debido a la importancia de vincular los conceptos teóricos geológicos y petrofísicos con los económicos. Una vez se comprueba que el volumen de hidrocarburo es comercialmente explotable se debe diseñar un plan de captura de información adecuada para responder los problemas asociados a las delgadas capas presentes”.
     
    Figura 2. Traducción libre de la Clasificación de Mckee & Weir (1953)
    Interpretación de intervalos laminares
    Los conceptos anteriores pueden ser ilustrados con la figura 3, un ejemplo tomado del Lago de Maracaibo en un yacimiento sílice clástico de edad Eoceno, perteneciente a la Formación Misoa. Este yacimiento fue depositado en un ambiente fluvio-deltaico de plano medio a bajo. El pozo mostrado fue perforado con un lodo base agua y sobre la base de los registros tradicionales se interpreta dos zonas homogéneas con baja resistividad (13 ohm-m). Estos intervalos no fueron abiertos a producción en la completación original del pozo presumiendo riesgo de producción de agua. Al incorporar la información de registros de imágenes microresistivas podemos apreciar las capas delgadas de intercalaciones arena-lutita presentes, lo cual es sustentado por el núcleo que muestras señales importantes de impregnación de hidrocarburo al tope de la misma donde el registro de imágenes microresistivas indica un color más claro señal de una resistividad más alta. Toda la información fue cargada en la aplicación Geolog de la Suite Paradigm permitiendo el análisis integrado de todos los datos   
    Figura 3. Integración de registros tradicionales con fotos de núcleo y registros de imágenes microresistivas
    Veamos otro ejemplo tomado del Lago de Maracaibo en un yacimiento sílice clástico de edad Eoceno, perteneciente a la Formación Misoa. Este yacimiento fue depositado en un ambiente fluvio-deltaico de plano bajo con alta influencia de marea. El pozo mostrado fue perforado con un lodo base aceite. El gamma ray de esta zona identifica una sola zona continua debido a su baja resistividad la zona no fue completada, presumiendo que la zona inferior aportaría un alto volumen de agua. Toda la información disponible fue cargada en la aplicación Geolog de la Suite Paradigm permitiendo el análisis integrado de todos los datos. Posterior a un cuidadoso control de calidad y procesamiento de registro de imágenes microresistivo, el mismo revela la verdadera naturaleza laminar de la zona y el espesor de arena disminuye de 29 pies a 16 pies. La zona superior de mayor resistividad y menor número de intercalaciones es prospectiva y no debe ser subestimada.
    Figura 4. Optimización de N/G usando un registro de imágenes aprovechando su alta resolución
    Conclusiones:
    En función de todo lo anteriormente descrito, la caracterización de yacimientos laminares es un problema de 3 aristas y el uso de información de núcleo y registros especiales en forma conjunta es necesario para pronosticar su comportamiento de producción y diseñar un plan de explotación óptimo. Se propone disponer de: Registros de imágenes y núcleo para determinar el espesor del yacimiento que es laminar.
    Registros de inducción de múltiples componentes para resolver el problema de resistividad verdadera de la formación para determinar la saturación de petróleo.
    Definir el volumen de limo y el agua asociada a este usando datos de resonancia magnética de núcleo y registros. Finalmente, toda la información disponible debe ser cargada en una sola aplicación que permita el análisis integrado de todos los datos para lograr conclusiones robustas y multidisciplinarias.
    Referencias. Paul Daggett, Craig Knutson, and Robert Cook, Pioneer Natural Resources; Roland Chemali, John Quirein, Ramez Shokeir, Bryan Burinda, and Jason Pitcher, Halliburton. Revista “Reservoir innovation. Halliburton” volumen 3 N°2 2014. Characterizing a Turbiditic Reservoir. Pag 11-16.
    SPE 85687. Lawrence, D. Recognition of sedimentary facies and deformation from borehole image. Application from Nigeria Delta
    Dribus, J. Revista “Petrophysicist” volumen 55 N° Abril 2014. Considerations or the origin of turbidites sediments. Pag 88-95.
    JPT Magazine Need for Reserves Replacement Drives Exploration Investment. Stephen Whitfield, Senior Staff Writer | 05 February 2018
    https://www.iea.org/publications/freepublications/publication/Resources2013.pdf
    2nd SPWLA-India Symposium, November 19-20, 2009
    SPE 38035. Worthington, P. Recognition and development of low resistivity pays.
    Quinn R. Passey, Kenneth E. Dahlberg, Keith Sullivan, Hezhu Yin, Bob Brackett, Yuehui Xiao, Angel G. Guzman-Garcia. Petrophysical Evaluation of Hydrocarbon Pore-thickness in Thinly Bedded Clastic Reservoir. AAPG Archie serie.2006
    Aguilar,C. Barboza, J. Govea, H Salazar, F. Jimenez, J. SPE 169448_MS “Evaluation of Multiple Component Induction Logging in a Deltaic Environment: A case study”.
    Udit Kumar Guru and Hanming Wang, Schlumberger Field example of enhanced hydrocarbon estimation in thinly laminated formation with a triaxial array induction tool: a laminated sand-shale analysis with anisotropic shale. Jean-Baptiste Clavaud, Schlumberger, Rick Nelson, BP Egypt . SPWLA 46th Annual Logging Symposium, June 26-29, 2005
    Mezzatesta, A., Mendez, F., Rodriguez, E., Georgi D., 2006. “A novel approach to numerical integration of conventional, multicomponent induction, and magnetic resonance data in shaly-sand and carbonate systems”, 47th Annual Logging Symposium, Paper GGG.


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