Modelo petrofísico determina porosidad

El siguiente artículo fue realizado por Olga Castro-Castiñería, Juan Rodríguez-Loeches Diez-Argüelles y Dania Brey del Rey y tomado de www.petroleo.com.

Este artículo describe el trabajo realizado para la modelación petrofísica de los yacimientos de la región noroccidental de Cuba, principalmente por interpretación de registros geofísicos de pozo. Se analiza el comportamiento de cada perfil, integrando las descripciones petrográficas de núcleos y secciones delgadas y los resultados de análisis petrofísicos de laboratorio. Las formaciones analizadas están representadas mayoritariamente por rocas carbonatadas, que se dividen en unidades de flujo de acuerdo con su permeabilidad.

El objetivo principal de la interpretación fue determinar la porosidad de fractura, por lo que se calculó el coeficiente de partición de Pirson, dependiente de las porosidades total y de bloque y del exponente de cementación. Su variación está entre cero y uno, resultado particularmente alto en el área analizada. El estudio de las dimensiones de los poros es un aspecto muy importante, siendo esenciales los análisis de capilarimetría, con los que se obtienen las curvas de presión contra saturación y las dimensiones de los radios de los poros. También resultó de gran interés el estudio de los fluidos residuales, que reduce la porosidad efectiva.

Como conclusión, pudo establecerse lo siguiente: se puede definir el modelo petrofísico de los reservorios en los diferentes yacimientos de la región siguiendo el mismo esquema metodológico por la similitud de su constitución. Es necesario tener presente, además de los registros geofísicos, toda la información disponible para su integración en el modelo. Este tipo de trabajo se realizó para obtener las propiedades de reservorios y utilizarlas en la simulación numérica para la recuperación mejorada en un yacimiento.

Introducción
Los reservorios naturalmente fracturados pueden tener variaciones en sus propiedades, lo que conlleva a distintas producciones de fluidos según su distribución. La dificultad para su descripción reside en el grado de complejidad geológica de los yacimientos y en definir cómo se produce el paso de los fluidos a través de la roca.

El área donde mejor se desarrollan los yacimientos naturalmente fracturados en Cuba, es la franja de crudos pesados de la región noroccidental del país (Figura 1), a la que se refiere el presente trabajo. Las características en las propiedades de sus reservorios no son comunes en la literatura especializada sobre petrofísica. Esta área está relacionada a las zonas de cabalgamientos de los pliegues escamas, donde las formaciones analizadas están representadas mayoritariamente por rocas carbonatadas de la Unidad Tectono-Estratigráfica Placetas. A su vez, las formaciones pueden subdividirse en unidades de flujo más generales desde el punto de vista productivo, de acuerdo a su permeabilidad.

Figura 1: Mapa de ubicación de algunos yacimientos

Estas rocas tienen el mismo origen y sufrieron los mismos procesos diagenéticos; por las condiciones geológicas en que se encuentran, presentan características similares en los distintos yacimientos. Por ejemplo la porosidad, aunque se considera del tipo fracturado-intergranular, alcanza valores de más de 20% en determinados cortes. Estas secuencias pueden ser capaces de producir el petróleo pesado almacenado en ellas, característico de la región. Es necesario entonces, establecer una metodología muy particular para su estudio, utilizándose toda la información disponible sobre investigaciones de pozo.

Información utilizada

Para establecer el modelo de reservorio se analiza el comportamiento de cada uno de los registros o perfiles de pozo, incluyendo el FMS y el FMI. Los registros con que se contó para este trabajo son de distintas generaciones y nacionalidades: se utilizaron los registros soviéticos para los pozos perforados antes de 1990, y los registros Schlumberger para los posteriores. Cuando sucede esto, se requiere una estandarización de la información.

Por otra parte se integran los resultados de análisis petrofísicos de laboratorio, con los que se construyen distintas dependencias entre las propiedades físicas evaluadas. También se incorporan las descripciones petrográficas de núcleos y secciones delgadas y las propiedades obtenidas por el tratamiento de imágenes de estas últimas. En las distintas etapas del estudio, se utilizan software apropiados para facilitar el trabajo, los que pueden ser especializados, como el HDS para la interpretación de los registros o el IMAGO para el procesamiento de las imágenes, o bien estadísticos para establecer relaciones y generalizaciones (SPAD3.5, SPSS).
Con estos materiales puede realizarse una evaluación del reservorio a distintas escalas.

Características de los reservorios

Llama la atención en las áreas señaladas de los yacimientos, la forma en que se manifiestan los reservorios a través de los diferentes métodos de investigación (Castro, 1992-1998):

Por registros e interpretaciones. Dentro del conjunto de propiedades de las rocas que brinda la geofísica de pozos a través de los registros y su interpretación en el tipo de corte analizado, pueden destacarse por el contraste que presentan: la porosidad, la resistividad y los rayos gamma.

La porosidad obtenida por los métodos neutrónicos, tanto soviéticos como de Schlumberger, puede tomar valores anormalmente altos, como se ha mencionado. Aunque la frecuencia más elevada está cerca del 20%, pueden encontrarse porcientos mayores. Estos valores tan altos de porosidad contradicen la resistividad, que por lo general es mayor de 100 ohm, vinculada con la composición carbonatada del corte. No se establece la relación directa que debe existir entre las dos mediciones para los reservorios carbonatados naturalmente fracturados de tipo clásico. Esta falta de correlación se observa en las áreas más sureñas de la región, y se acentúa hacia el norte. Los hechos mencionados hacen que el comportamiento de la porosidad sea de gran interés cuando se va a modelar un yacimiento, de aquí la necesidad de apoyar los datos obtenidos por interpretación con otros elementos.

El contenido de arcilla no es apreciable, reflejado en los valores mínimos de torio y potasio; sin embargo, el valor del uranio puede resultar muy elevado, denotando al mismo tiempo la incidencia de la fracturación y de la roca madre en determinadas formaciones. Si no se tiene el registro de rayos gamma espectrales, puede confundirse la alta radiactividad total con un gran contenido de arcilla.

Por otra parte, cuando se tiene el registro de imágenes FMI, pueden destacarse las fracturas en la textura de las rocas, pudiéndose apreciar hasta la presencia de fallas que las acentúan.

Los resultados de la determinación del coeficiente de partición a partir de la interpretación de los registros son muy interesantes. Para su evaluación, puede demostrarse que la porosidad total se relaciona con la de bloque a través de la relación representada gráficamente (Aguilera, 1995).

En este gráfico se plotearon una serie de puntos correspondientes a diferentes formaciones carbonatadas cortadas por los pozos de un yacimiento. Se pudo observar que la porosidad de bloque siempre toma valores altos respecto a la total, que aumenta con la disminución del coeficiente, y para los valores mayores prácticamente coincide con la porosidad total. Puede interpretarse que cuando esto sucede en esta área, significa que la fracturación transforma casi toda la porosidad en interpartícula: matriz no solamente fracturada, sino microfracturada. Este elemento se adicionan al comportamiento de los registros y su interpretación.

Por análisis petrofísicos en muestras de núcleos. Puede suceder que en muestras con una alta porosidad total, no resulte normal la distribución del tamaño del radio de los poros obtenida por capilarimetría. En muchos casos puede verse el predominio de los macroporos, pero también se verá la incidencia que pueden tener los microporos, y por tanto la saturación de agua residual en los reservorios (Ver ejemplo de la Figura 2).

Figura 2: Distribución del radio de los poros

En la dependencia entre la Saturación de Agua Residual y la Porosidad que se muestra en la Figura 2, para uno de los yacimientos, se confirma esta idea al tenerse una saturación mínima muy alta para los mayores valores de porosidad.

Por otra parte, en la dependencia entre la Saturación de Petróleo Residual y la Porosidad se manifiesta la incidencia de valores un tanto altos de saturación para las porosidades mayores.

Todo esto expresa que la porosidad anormalmente alta de estos reservorios, constituida en parte por microporos, disminuye al presentar saturaciones elevadas de fluidos residuales, pero no hasta el punto de impedir su producción.

La permeabilidad en los yacimientos ejemplificación no sigue una ley con la porosidad, pero si se aprecia en conjunto su mejoría con respecto a las zonas menos fracturadas.

Por secciones delgadas. A escala microscópica, en secciones delgadas, es notable la alta porosidad que puede observarse en zonas de microbrechamiento, donde se presenta la foto una imagen binaria en una sección para el cálculo de la porosidad con el software IMAGO. Esta sección en la que se evaluó la porosidad, se tomó de una muestra analizada también por petrofísica.

El trabajo se realizó en el laboratorio de CORELAB (Canadá) y en los laboratorios del Centro de Investigaciones del Petróleo con resultados muy similares. En todos los casos se manifiesta un valor alto de porosidad.

En la sección analizada se confirma la porosidad interpartícula asumida en la interpretación de los registros, la cual no se distribuye homogéneamente, como lo demuestran los análisis de capilarimetría.

Hasta aquí se han presentado los elementos que explican la presencia de reservorios con porosidades neutrónicas no típicas de los yacimientos naturalmente fracturados, determinándose la existencia de porosidad interpartícula con los elementos adicionados a la interpretación de registros, constituidos por los estudios de muestras por análisis petrofísicos y por secciones delgadas. Así se demuestra la coherencia de toda la información utilizada.

Conclusiones

1. Para establecer el modelo petrofísico de los yacimientos naturalmente fracturados, es necesario tener en cuenta además de los registros o perfiles, todas las investigaciones que se realizan en los pozos.
2. Al encontrarse este tipo de reservorio en cualquier pozo que se perfore en la región de estudio, no debe pensarse que su producción está garantizada, pues como se ve, aunque las propiedades siempre son similares gracias al mismo origen y a la diagénesis común que sufrieron las rocas, en la actualidad incide la complejidad geológica de su yacencia.
3. Utilizando esta metodología de trabajo pudo establecerse el modelo correcto para la simulación numérica de uno de los bloques del yacimiento Boca de Jaruco, con muy buenos resultados, demostrándose que la porosidad efectiva no presenta los niveles reflejados por los métodos neutrónicos, debido fundamentalmente a la presencia de fluidos residuales.

REFERENCIAS:

Olga Castro-Castiñería, Juan Rodríguez-Loeches Diez-Argüelles y Dania Brey del Rey, Modelo petrofísico determina porosidad, www.petroleo.com