Caracterización de Yacimientos 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. En caso de no existir datos de producción en el campo, el modelo estático Inicial se usa como información de entrada en la aplicación de métodos volumétricos para estimar el potencial del yacimiento con el objetivo de determinar si es o no rentable su explotación, evaluando las zonas potenciales de producción. 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 q ue 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 mación estática) se consigue una gran cantidad de “realizaciones métodos estocásticos (basados en infor mación equiprobables” (es decir, posibles mapas de l os parámetros en el área del yacimiento que tienen la misma
probabilidad de ser correctos en función de criterios basados en l a información conocida). Por supuesto la gran mayoría de ellos no va a ajustar los datos de producción en los pozos ni 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. En el caso de un yacimiento con historia de producción, el modelo estático inicial se usa como información de entrada para generar un modelo de simulación simulación dinámico (que además toma toma en cuenta la información de los fluidos y los datos de producción) que debe ser ajustado para completar el proceso de caracterización del yacimiento generando un modelo estático final que se ajusta a la historia de
producción con el objetivo de obtener un modelo de predicción que permita optimizar la producción del campo.
Los comportamientos de los yacimientos se pueden clasificar como tres tipos principales: - Homogéneos: significa que solo hay porosidad media media y es la que produce produce en el pozo. - Doble porosidad: significa que dos medios homogéneos porosos de distinta porosidad y permeabilidad están interactuando. Esta describe los sistemas siguientes: yacimiento naturalmente fracturado, yacimientos de capas múltiples con alta permeabilidad, yacimientos de una sola capa con alta variación de permeabilidad del espesor del yacimiento y penetración parcial. - Doble permeabilidad: Se refiere a dos distintas porosidades medias, cada una aporta fluidos al pozo. Puede describir los siguientes sistemas: yacimientos de capas múltiples, con contraste bajo de permeabilidad, zonas múltiples separadas por capas i mpermeables, terminación parcial Caracterización y evaluación de la producción de yacimientos matriciales y yacimientos fracturados
Caracterización de yacimientos utilizando información estática y dinámica: 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. La información que suministra el modelo estático es la unidad de flujo la cual pueden contener más de un tipo de litología, que son correlacionables y pueden hacerse mapas a escala entre pozos. 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, entre otras. La etapa inicial de un proceso de caracterización de yacimiento consiste en la generación de un modelo estático inicial basado en información previa. previa. Dicha información se consigue a partir de la interpretación de datos sísmicos 2D y 3D, 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 modelación 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. En caso de no existir datos de producción en el campo, el modelo estático inicial se usa como información de entrada en la aplicación de métodos volumétricos para estimar el potencial del yacimiento con el objetivo de determinar si es o no rentable su explotación, evaluando las zonas potenciales de producción. Debido a que la información geológica previa en la que se basa el modelo estático inicial del yacimiento proviene de la interpretación de datos estáticos, este modelo sólo puede ofrecernos una aproximación inicial imprecisa de las características del área en estudio.
Características básicas del comportamiento de producción para yacimientos fracturados 1. Ausencia de la Zona de Transición. La zona de transición no se encuentra presente en los yacimientos naturalmente fracturados, en los casos donde la matriz es de muy baja permeabilidad o nula, de manera tal, que los efectos de la presión capilar no ocurren en la zona intergranular o porosa de la matriz, gracias a la ausencia de desplazamiento de fluidos a través de ell a. 2. Relación entre la caída de presión alrededor de los pozos productores y la tasa. En un yacimiento fracturado la caída de presión en las cercanías de los pozos productores es pequeña cuando se compara con el alto diferencial de presión en esas mínimas zonas en los casos que no existen las fracturas, debido a la baja permeabilidad de la matriz. Consecuente a que el flujo de fluido hacia los pozos en un yacimiento fracturado ocurre solo a través de la red de fracturas debido a que los bloques de la matriz únicamente alimentan a las fracturas con fluido. 3.
Patrón de Declinación de Presión. Esto indica que por cada unidad de petróleo producida, la tasa de declinación de presión
es realmente baja cuando se trata de un yacimiento fracturado saturado. Esta ventaja que presentan los yacimientos fracturados, es consecuencia de los mecanismos de producción adicionales que se desarrollan en estos yacimientos. En el caso específico de producción bajo el punto de burbujeo, un aumento sustancial del recobro es el resultado de un mecanismo de producción conocido como “drenaje gravitacional por gas” que se de sarrolla por la segregación del gas li berado al despresurizar el yacimiento.
4.
Relación Gas-Petróleo En los yacimientos fracturados la relación Gas-Petróleo contiene una función menor en
cuanto a la producción, debido a la baja presión que presentan los espacios porosos de las fracturas, y como Consecuencia el gas libre logra segregarse rápida y fácilmente hacia zonas superiores de la fractura y del yacimiento en lugar de fluir hacia los pozos productores. En los yacimientos naturalmente fracturados se presenta una pequeña incongruencia relacionada con la producción, debido a que hay yacimientos con baja recuperación de hidrocarburos hidrocarburos y es que estos yacimientos pueden parecer altamente productivos al comienzo pero su producción declina rápidamente.
Casos Históricos (Campos Análogos) comparando producción entre yacimientos matriciales y yacimientos fracturados. Las dos clases más comunes de rocas recipientes son las areniscas y los carbonatos. El tipo de yacimiento matricial se caracteriza por poseer como roca recipiente a las areniscas, mientras que los yacimientos fracturados por tener a las rocas carbonáticas, tales como las calizas y las dolomitas. Yacimientos Matriciales:
Las arenas de borde son depósitos de arenas de playa que forman una discordancia angular al ser depositados por una transgresión marina en el tope de una secuencia de estratos inclinados próximos a la costa.
Yacimientos Fracturados: La caliza es una roca común en el registro de las antiguas rocas sedimentarias. Esto se debe a que el carbonato de calcio (CaCOO3) es segregado como conchas por muchos animales que viven en los océanos.
Modelo Estático de 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 geo estadísticas 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 a 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 roca-fluido. 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.
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 Petrofísico: Un análisis petrofísico consiste en estudiar las propiedades de las rocas y su relación con los fluidos que contienen en estado estático; algunas de las propiedades físicas y texturales de las mismas pueden ser medidas en el laboratorio analizando sus núcleos. Una interpretación petrofísica de las rocas está basada en la aplicación de un método adecuado, dependiendo del tipo de formación y empleando ecuaciones que relacionan las características de la formación con algunos factores obtenidos de registros de pozos, pueden obtenerse ciertas informaciones como: arcillosidad, porosidad efectiva, intervalos permeables, espesor de arena neta, profundidades de los intervalos de interés y localización de los contactos entre fluidos. Los principales parámetros físicos necesarios para la evaluación de un yacimiento mediante un análisis petrofísico son: saturación de agua e hidrocarburos, porosidad, permeabilidad, contenido de arcilla y espesor de la capa permeable. Modelo de fluidos: En esta fase del estudio integrado de yacimientos se definen las propiedades de los fluidos y su distribución inicial en el yacimiento. Cuantifica volúm enes de hidrocarburos en sitio. Específicamente este modelo encierra el análisis de propiedades físico-químicas de los fluidos, la determinación de las propiedades P.V.T, el análisis de las permeabilidades relativas, de las presiones capilares, la determinación de los contactos iniciales de fluidos y el cálculo de P.O.E.S./G.O.E.S./C.O.E.S. y reservas. Caracterización de Yacimientos. La caracterización de un yacimiento es un proceso de amplia base científica en el cual son aplicados diversos conocimientos sobre ingeniería para así interpretar lógicamente todos los datos y características del yacimiento mediante herramientas y técnicas modernas, en otras palabras es el conjunto de productos orientados a la definición y al estudio de las características geológicas, petrofísicas y dinámicas que controlan la capacidad de almacenamiento y de producción de los yacimientos petroleros, así como la cuantificación del volumen de hidrocarburos, también se incluye la definición de las estrategias y alternativas de explotación de los yacimientos, con el propósito de apoyar los planes de operación para optimizar la explotación del área de estudio, incrementando las reservas o la producción de los mismos
Caracterización de Yacimientos: integración petrofísica, geológica y de ingeniería
de
información
geofísica,
Consiste en la integración de la información geofísica, petrofísica, geológica y de ingeniería para generar un modelo geológico del yacimiento con el fin de calcular reservar y crear un plan de desarrollo óptimo del campo. Para alcanzar los objetivos se desarrollan actividades utilizando programas altamente especializados para cada área de estudio.
